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ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

DETALHAMENTO DA ALTERNATIVA DE REFERÊNCIA: RELATÓRIO R2

Estudo Prospectivo para Escoamento do Potencial Solar das Regiões Norte e Noroeste de Minas Gerais

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GOVERNO FEDERAL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA Ministério de Minas e Energia Ministro Fernando Coelho Filho

Secretário-Executivo do MME Paulo Jerônimo Bandeira de Mello Pedrosa

Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético

Eduardo Azevedo Rodrigues

Secretário de Energia Elétrica Fábio Lopes Alves

Secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis Márcio Félix Carvalho Bezerra

Secretário de Geologia, Mineração e Transformação Mineral Vicente Humberto Lôbo Cruz


DETALHAMENTO DA

ALTERNATIVA DE REFERÊNCIA: RELATÓRIO R2

Estudo Prospectivo para Escoamento do Potencial Solar das Regiões Norte e Noroeste de Minas

Gerais

Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.

Presidente Luiz Augusto Nóbrega Barroso

Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais Ricardo Gorini de Oliveira Diretor de Estudos de Energia Elétrica Amilcar Gonçalves Guerreiro

Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis José Mauro Ferreira Coelho Diretor de Gestão Corporativa Álvaro Henrique Matias Pereira URL: http://www.epe.gov.br

Sede

Esplanada dos Ministérios, Bloco U, Sl. 744 70065-900 – Brasília – DF

Escritório Central

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20090-003 - Rio de Janeiro – RJ

Coordenação Geral Luiz Augusto Nóbrega Barroso

Amilcar Gonçalves Guerreiro

Coordenação Executiva José Marcos Bressane

Equipe Técnica Dourival de Souza Carvalho Junior João Henrique Magalhães Almeida

Sérgio Felipe Falcão Lima Paulo Fernando S. Dias de Carvalho

Nº EPE-DEE-RE-090/2017-rev0 Data: 20 de dezembro de 2017

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Ministério de Minas e Energia

Contrato Data de assinatura

Projeto


Área de estudo

Estudos do Sistema de Transmissão

Sub-área de estudo

Detalhamento da Alternativa de Referência – Relatório R2

Produto (Nota Técnica ou Relatório)

Estudo Prospectivo para Escoamento do Potencial Solar das Regiões Norte e Noroeste de Minas Gerais EPE-DEE-RE-090/2017

Revisões Data Descrição sucinta

Rev0 20.12.2017 Emissão Original

i EPE- DEE-RE-090/2017-rev0– Relatório R2 - Estudo Prospectivo para Escoamento do Potencial Solar das Regiões Norte e Noroeste de Minas Gerais.


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ii EPE- DEE-RE-090/2017-rev0– Relatório R2 - Estudo Prospectivo para Escoamento do Potencial Solar das Regiões Norte e Noroeste de Minas Gerais.


SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................ 7

2 OBJETIVO ................................................................................................................... 9

3 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ................................................................. 10

3.1 Religamento monopolar ...................................................................................... 10

3.2 Energização de linhas de transmissão ........................................................... 10

3.3 Religamento tripolar de linhas de transmissão ......................................... 10

3.4 Rejeição de carga .................................................................................................. 11

3.5 Subestações 230 kV Jaíba e Janaúba 3 ......................................................... 11

4 CRITÉRIOS PARA ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS ........................................ 13

4.1 Condições pré-manobra ...................................................................................... 13

4.2 Modelagem da Rede ............................................................................................. 13

4.3 Procedimentos para religamento monopolar ............................................. 19

4.4 Procedimentos para energização de linhas ................................................. 21

4.5 Procedimentos para religamento tripolar .................................................... 22

5 REDE REPRESENTADA ......................................................................................... 24

5.1 Configuração para manobras de energização e religamento ............... 24

5.2 Configuração para manobras de rejeição de carga e extinção de arco secundário ........................................................................................................................ 24

5.3 Configuração das linhas de transmissão de referência ........................... 24

5.3.1 LT 230 kV Jaíba – Janaúba 3 .................................................................. 25

5.3.2 LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias ..................................................... 27

6 RELIGAMENTO MONOPOLAR ............................................................................ 29

6.1 Principais resultados ............................................................................................ 29

6.2 LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2 ........................................................... 29

6.3 LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias ................................................................ 32

7 ENERGIZAÇÃO DE LINHAS ................................................................................. 35

7.1 Principais Resultados ........................................................................................... 35



8 RELIGAMENTO TRIPOLAR .................................................................................. 46



iii EPE- DEE-RE-090/2017-rev0– Relatório R2 - Estudo Prospectivo para Escoamento do Potencial Solar das Regiões Norte e Noroeste de Minas Gerais.



9 REJEIÇÃO DE CARGA ............................................................................................ 61




10 SUBESTAÇÕES JAÍBA E JANAÚBA 3 ................................................................ 66

10.1 SE Jaíba 230 kV/138kV ............................................................................ 66

10.2 SE Janaúba 3 500kV/230kV .................................................................. 66

11 REFERÊNCIAS ......................................................................................................... 67

ANEXO A: DADOS DA REDE REPRESENTADA ...................................................... 68

ANEXO B: ENTRADAS DE DADOS DO PROGRAMA ATP .................................... 75

ENTRADA DE DADOS COM CONFIGURAÇÃO COMPLETA ................................ 75

B.2 ENTRADA DE DADOS PELA ROTINA LINE CONSTANTS ........................... 94

iv EPE- DEE-RE-090/2017-rev0– Relatório R2 - Estudo Prospectivo para Escoamento do Potencial Solar das Regiões Norte e Noroeste de Minas Gerais.


ÍNDICE DE TABELAS

Tabela 1 – Comparação dos níveis de curto-circuito obtidos com o ATP e o caso ANAFAS original ......... 17 Tabela 2 - Coordenadas dos condutores (centro do feixe para configuração de dois condutores por fase) na torre típica da LT 230 kV, circuito duplo. ....................................................................................... 25 Tabela 3 - Características elétricas da linha de transmissão em 230 kV ................................................ 26 Tabela 4 - Coordenadas dos condutores (centro do feixe) na torre da LT 345 kV, circuito simples ......... 27 Tabela 5 - Características elétricas da linha de transmissão em 345 kV ................................................ 28 Tabela 6 – Energização da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, por Janaúba 3 (tensões fase - terra e energia nos para-raios) ..................................................................................................................... 36 Tabela 7 – Energização da Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, por Janaúba 3 (tensões fase - fase) ................. 36 Tabela 8 – Energização da Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, por Jaíba (tensões fase - terra e energia nos para-raios) ....................................................................................................................................... 38 Tabela 9 – Energização da Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, por Jaíba (tensões fase - fase) ........................ 38 Tabela 10 – Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Pirapora 2 (tensões fase - terra e energia nos para-raios) ..................................................................................................................... 40 Tabela 11 –Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Pirapora 2 .................................... 41 Tabela 12 – Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Três Marias (tensões fase - terra e energia nos para-raios) ..................................................................................................................... 43 Tabela 13 – Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Três Marias ................................. 44 Tabela 14 – Sumário dos principais resultados obtidos na análise de religamento tripolar. (tensões e energia nos para-raios) ..................................................................................................................... 46 Tabela 15 – Religamento tripolar da Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, por Janaúba 3 (tensões fase - terra e energia nos para-raios) ..................................................................................................................... 48 Tabela 16 – Religamento tripolar da Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, por Janaúba 3 (tensões fase - fase) ... 49 Tabela 17 – Religamento tripolar da Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, por Jaíba (tensões fase - terra e energia nos para-raios) ................................................................................................................................. 51 Tabela 18 – Religamento tripolar da Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, por Jaíba (tensões fase - fase) .......... 51 Tabela 19 – Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal Pirapora 2 (tensões fase-terra e energia nos para-raios) ..................................................................................... 53 Tabela 20 – Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal Pirapora 2 (tensões fase-fase) ........................................................................................................................... 54 Tabela 21 – Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal pelo terminal de Três Marias (tensões fase-terra e energia nos para-raios) ................................................................... 57 Tabela 22 – Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal pelo terminal de Três Marias (tensões fase-fase) ......................................................................................................... 58 Tabela 23 – Rejeição dupla na LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2 ................................................. 62 Tabela 24 – Rejeição de Carga na LT 345 kV Pirapora – Três Marias ................................................... 64

v EPE- DEE-RE-090/2017-rev0– Relatório R2 - Estudo Prospectivo para Escoamento do Potencial Solar das Regiões Norte e Noroeste de Minas Gerais.


ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1 – Novo ponto de acesso da Rede Básica de Fronteita através da SE Jaíba. ................ 7 Figura 2 – Implantação da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias .................................................. 8 Figura 3 – Diagrama unifilar da rede representada, 2022 ......................................................... 18 Figura 4 - Curva indicativa da extinção do arco secundário para tempo morto de 500 ms ... 20 Figura 5 – Curva indicativa de tempo morto para extinção do arco secundário versus valor eficaz da corrente de arco secundário, para tensões até 765 kV .............................................. 21 Figura 6 – Disposição geométrica dos condutores, circuito duplo 230kV, configuração com dois subcondutores por fase. O espaçamento entre os subcondutores é de 45,7 cm. ................................... 26 Figura 7 – Disposição geométrica dos condutores da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, circuito simples contendo dois subcondutores por fase ............................................................................................... 28 Figura 8 – LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 - Prospecção de tensões induzidas (valor eficaz) na fase aberta, na faixa entre 56 HZ e 66 Hz ............................................................................. 30 Figura 9 – LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 – Análise de extinção de arco secundário – Curva de corrente (Ap) em azul e curva de tensão (kV) em vermelho. ............................................... 31 Figura 10 – LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 – Par último pico de corrente (Ia) e primeiro pico de tensão (Vp) ...................................................................................................................... 32 Figura 11 – LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias – Prospecção de tensões induzidas (valor eficaz) na fase aberta, na faixa entre 56 HZ e 66 Hz ................................................................. 33 Figura 12 – LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias – Análise de extinção de arco secundário – Curva de corrente (Ap) em vermelho e curva de tensão (kV) em verde. ................................. 33 Figura 13 – LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias – Par último pico de corrente (Ia) e primeiro pico de tensão (Vp) ...................................................................................................................... 34 Figura 14 – Energização da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, por Janaúba 3 Com falta no fi da linha, indisponibilidade da LT 230 kV Janaúba – Irapé ............................................................. 37 Figura 15 - Energização da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, por Janaúba 3 Com falta no fim da linha, Rede Completa 37 Figura 16 – Energização da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, por Jaíba Com falta no fim da linha, Rede Completa - Situação de maior sobretensão ............................................................ 39 Figura 17 – Energização da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, por Jaíba Sem falta, rede completa - situação de maior energia nos para-raios ................................................................ 39 Figura 18 – Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Pirapora 2 Com falta em ½ da linha, rede completa ..................................................................................................... 41 Figura 19 – Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Pirapora 2 Com falta no fim da linha, indisponibilidade do transformador 345/138 kV da SE Pirapora 2 ................ 42 Figura 20 – Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Pirapora 2 Com falta no fim da linha, indisponibilidade do transformador 345/138 kV da SE Pirapora 2 ................ 42 Figura 21 – Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Três Marias Com falta em ½ da linha, Rede Completa ................................................................................................... 44 Figura 22 – Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Três Marias Com falta em ½ da linha, indisponibilidade da Usina Três Marias ............................................................ 45 Figura 23 – Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Três Marias Com falta em ½ da linha, indisponibilidade da Usina Três Marias ............................................................ 45 Figura 24 – Religamento Tripolar da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, por Janaúba 3 Com falta no fim da linha, Indisponibilidade da LT 230 kV Janaúba – Irapé ................................... 49 Figura 25 – Religamento Tripolar da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, por Janaúba 3 ................ 50 Figura 26 - Religamento Tripolar da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, por Jaíba ......................... 52 Figura 27 - Religamento Tripolar da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, por Jaíba ......................... 52 Figura 28 – Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal de Pirapora 2 55 Figura 29 – Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal de Pirapora 2 Religamento sem sucesso, falta em ½ da linha, Indisponibilidade LT 345 kV Montes Claros - Pirapora 2 Situação de maior energia dissipada nos para-raios Tensões fase-terra no terminal de Três Marias 345 kV .................................................................................... 55

vi EPE- DEE-RE-090/2017-rev0– Relatório R2 - Estudo Prospectivo para Escoamento do Potencial Solar das Regiões Norte e Noroeste de Minas Gerais.


Figura 30 - Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal de Pirapora 2 ...................................................................................................................................... 56 Figura 31 - Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal de Três Marias ............................................................................................................................................ 59 Figura 32 - Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal de Três Marias ............................................................................................................................................ 59 Figura 33 - Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal de Três Marias ............................................................................................................................................ 60 Figura 34 – Rejeição dupla da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, a partir da SE Janaúba 3, com falta .................................................................................................................... 63 Figura 35 – Rejeição dupla da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, a partir da SE Janaúba 3, sem falta .................................................................................................................... 63 Figura 36 – Rejeição da LT 500 kV Pirapora 2 – Três Marias, a partir da SE Três Marias Com falta, sem o transformador 500/345 kV da SE Pirapora 2 Tensão fase-terra no terminal de Três Marias............................................................................................................................... 65

7 EPE- DEE-RE-090/2017-rev0– Relatório R2 - Estudo Prospectivo para Escoamento do Potencial Solar das Regiões Norte e Noroeste de Minas Gerais.


1 INTRODUÇÃO

Os estudos para expansão da rede elétrica do Estado de Minas Gerais em função da crescente

contratação de projetos de geração de fonte solar fotovoltaica nesta Unidade Federativa,

apresentados no Relatório R1, no EPE-DEE-RE-031/2017-rev0 [1], de junho/2017, recomendam a

implantação de um novo ponto de acesso da Rede Básica de Fronteira em 230 kV, e a implantação

de uma linha de transmissão em 345 kV.

O novo ponto de acesso da Rede Básica de Fronteira em 230 kV, na nova SE Jaíba, foi concebido

através da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, em circuito duplo, com 94 km de extensão, duas

unidades de transformação em 500 kV/230 kV, 300 MVA, na SE Janaúba 3, e de duas unidades de

transformação em 230 kV/138 kV, 100 MVA, na SE Jaíba, como ilustrado na Figura 1, reproduzida do

Relatório R1.

Figura 1 – Novo ponto de acesso da Rede Básica de Fronteita através da SE Jaíba.

Quanto à interligação em 345 kV, essa foi concebida através da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias,

com 108 km de extensão, como ilustrado na Figura 2, reproduzida do relatório R1.



Figura 2 – Implantação da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias

Com o objetivo de dar continuidade às análises para dimensionamento desse sistema de transmissão,

com vistas a subsidiar o seu processo de licitação, foram desenvolvidos integralmente pela EPE e são

apresentados neste relatório estudos específicos de transitórios eletromagnéticos de manobra. O

detalhamento das linhas de transmissão foi realizado durante a elaboração do Relatório R1 [1].



2 OBJETIVO

O objetivo deste relatório é apresentar os resultados dos estudos de detalhamento, de transitórios

eletromagnéticos de manobra, do sistema de transmissão recomendado para expansão da rede

elétrica do Estado de Minas Gerais, em função da crescente contratação de projetos de geração de

fonte solar fotovoltaica nesse estado, como indicado no Relatório R1, no EPE-DEE-RE-031/2017-rev0

[1], de junho/2017.

Esse sistema de transmissão, na parte correspondente ao 230 kV, é composto pela LT 230 kV

Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, circuito duplo, com 94 km de extensão, duas unidades de transformação

em 500 kV/230 kV, 300 MVA, na SE Janaúba 3, e de duas unidades de transformação em 230 kV/138

kV, 100 MVA, na SE Jaíba. Na parte parte correspondente ao 345 kV, é composto pela LT 345 kV

Pirapora 2 – Três Marias, com 108 km de extensão.

Os estudos de detalhamento das linhas de transmissão desse sistema foram realizados durante a

elaboração do Relatório R1 [1].



3 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Os estudos de detalhamento desenvolvidos neste relatório indicam, quanto aos condicionantes

impostos por transitórios eletromagnéticos de manobra, que o sistema de transmissão em 230 kV e

em 345 kV recomendado para expansão da rede elétrica do Estado de Minas Gerais, em função da

crescente contratação de projetos de geração de fonte solar fotovoltaica nesse estado, é viável de

ser implantado.

As principais conclusões e recomendações são apresentadas a seguir, por estudo realizado, assim

como um sumário de requisitos por linha de transmissão.

3.1 Religamento monopolar

Os estudos indicaram a viabilidade da implantação do religamento monopolar para as duas linhas

avaliadas, com extinção de arco secundário em tempo inferior a 500 ms.

3.2 Energização de linhas de transmissão

Para as duas linhas de transmissão consideradas, os resultados dos estudos de energização

mostraram sobretensões impostas aos terminais e ao longo da linha com valores compatíveis com os

usualmente considerados na concepção de linhas dessas classe de tensão, com as energias

dissipadas nos para-raios de ZnO com valores muito baixos.

Os estudos foram conduzidos sem a utilização de elementos mitigadores, tais como resistores de pré-

inserção nos disjuntores de manobra.

Para a LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, as sobretensões máximas nos terminais, resultaram na

faixa entre 1,98 pu e 2,08 pu, enquanto que, ao longo das linhas, entre 2,58 pu e 2,08 pu.

Para a LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, as sobretensões máximas nos terminais resultaram na

faixa entre 1,90 pu e 2,01 pu, enquanto que, ao longo das linhas, entre 2,31 pu e 2,04 pu.

3.3 Religamento tripolar de linhas de transmissão

Para as duas linhas de transmissão consideradas, os resultados dos estudos de religamento tripolar

mostraram sobretensões impostas aos terminais e ao longo da linha com valores compatíveis com os

usualmente considerados na concepção de linhas dessas classe de tensão, com as energias

dissipadas nos para-raios de ZnO com valores muito baixos.



Para a LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, foram encontradas sobretensões ao longo da linha em

torno de 3,0 p.u. Para os terminais da linha, o maior valor encontrado foi 2,09 p.u.

Para a LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, foram encontradas sobretensões ao longo da linha

inferiores a 3,0 p.u. (valor máximo 2,86). Para os terminais da linha, o maior valor encontrado foi

1,97 p.u.

Importante ressaltar que esses resultados foram obtidos sem o recurso de medidas mitigatórias, tais

como resistor de pré-inserção, de modo que, caso seja necessário reduzi-los nos estudos do Projeto

Básico, valores significantemente menores poderão ser obtidos.

3.4 Rejeição de carga

As sobretensões impostas aos terminais da linha em 230 kV resultaram dentro de limites usualmente

encontrados nesse tipo de manobra, enquanto que para a linha em 345 kV foram bastante reduzidas.

Quanto às sobretensões aos longo das linhas analisadas, os valores encontrados resultaram

consideravelmente inferiores aos limites considerados usualmente para o isolamento de linhas dessas

classes de tensão, em surtos de manobra.

A energia dissipada nos para-raios de ZnO foi extremamente reduzida em todos os casos simulados

de rejeição de carga.

3.5 Subestações 230 kV Jaíba e Janaúba 3

Para as duas unidades de transformação em 230 kV/138 kV, 100 MVA, previstas para a SE Jaíba, não

se considerou necessário, nesta fase de planejamento, a elaboração de estudos de transitórios

eletromagnéticos de manobra, como previsto no Relatório R2. São unidades de baixa potência

nominal, a serem implantadas em nova instalação.

De todo modo, é recomendado que seja indicada para a especificação do leilão, que poderá ser

necessária a instalação de dispositivos de controle de manobras nos disjuntores dessas instalações,

caso as análises do Projeto Básico assim identifiquem.

Quanto às duas unidades de transformação em 500 kV/230 kV, 300 MVA, previstas para a SE

Janaúba 3, igualmente não se considerou necessário, nesta fase de planejamento, a elaboração de

estudos de transitórios eletromagnéticos de manobra, como previsto no Relatório R2.

Entretanto, é recomendado que seja indicado para a especificação do leilão, que poderá ser

necessária a instalação de dispositivos de controle de manobras nos disjuntores dessas instalações,

caso as análises do Projeto Básico assim identifiquem, inclusive por interferência com



transformadores existentes.



4 CRITÉRIOS PARA ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS

Neste capítulo são apresentados os principais critérios adotados para a realização dos estudos de

transitórios eletromagnéticos de manobra, considerados neste relatório, por religamento monopolar

(extinção de arco secundário), energização de linhas de transmissão, religamento tripolar de linhas

de transmissão e rejeição de carga.

4.1 Condições pré-manobra

Em regime permanente o sistema opera em condição normal, respeitando os seguintes critérios:

tensões nas barras em 500 kV, vizinhas as de estudo, dentro da faixa de 1,0 (mínima) a 1,1

(máxima) da tensão nominal;

tensões nas demais barras representadas, dentro da faixa de 0,95 a 1,05 pu.

Para a obtenção das condições de tensão pré-manobra necessárias às simulações de transitórios

eletromagnéticos, assumiu-se as seguintes premissas:

− Considerou-se disponível, para efeito de controle da tensão pré-manobra, toda a

compensação reativa em derivação manobrável de barra a montante do ponto de

manobra.

− Considerou-se indisponível a compensação controlável de reativos existente na rede

representada durante o procedimento de energização e religamento tripolar.

4.2 Modelagem da Rede

Representação de usinas

As usinas, incluindo máquinas síncronas, foram representadas pelo seu modelo clássico de fonte de

tensão constante atrás de reatância subtransitória de eixo direto. Não foi considerada a ação dos

reguladores de tensão e de velocidade.



Representação de parques solares

Os parques solares foram representados por sistemas equivalentes, constituídos por fontes de

corrente, rede de média tensão, subestações coletoras e linhas de transmissão para conexão com o

sistema em estudo.

Os painéis solares e respectivos inversores de frequência foram simulados por fontes de corrente

associadas a chaves controladas por tensão, de forma a representar, de maneira aproximada, o

comportamento dos mesmos frente a variações das tensões.

A rede de média tensão foi modelada com base em parque solares existentes, típicos da região. A

mesma é constituída por cabos isolados de alumínio de 34,5 kV e de seção igual 300 mm². Além dos

cabos também, foram modeladas estações coletoras com trafos elevadores com relação de

transformação de 230/34,5 kV e 345/34,5 kV.

A conexão das estações coletoras se deu por linhas curtas, com parâmetros elétricos de instalações

típicas da região de 230 kV e 345 kV, conectando-se às barras de Jaíba 230 kV e Pirapora 2 345 kV,

respectivamente.

Representação de disjuntores

Foram representados por chaves ideais, sem a utilização de resistores de pré-inserção, considerando

se tratar de linhas de transmissão de pequeno comprimento.

Representação de para-raios ZnO

Foram modelados por sua característica não linear V x I, para surtos de manobra. Para o sistema em

230 kV, adotou-se a tensão nominal de 192 kV, enquanto para o sistema em 345 kV a tensão

nominal de 276 kV. Considerou-se para-raios com uma capacidade de dissipação de energia igual a

7,5 kJ/kV e 10 kJ/kV para linhas de 230 kV e 345 kV, respectivamente.

Representação de reatores em derivação

Foram representados como impedância fixa, com fator de qualidade igual a 300, sem considerar as

características de magnetização.

Representação de transformadores

Para os transformadores existentes os dados foram extraídos dos arquivos disponíveis na EPE, no

ONS e informações obtidas junto à CEMIG e State Grid Brasil. Em caso de falta de informação, foi

considerada uma característica de saturação típica, com joelho de 1,2 pu, Xac de 30% e corrente

de magnetização de 0,3%. As reatâncias dos enrolamentos foram obtidas dos arquivos disponíveis

na EPE.



Representação das redes receptoras

No presente estudo, com a finalidade de minimizar alterações na resposta em frequência das redes

receptoras, adotou-se uma metodologia que preserva a rede adjacente às linhas de transmissão

estudadas, representando, sempre que possível, os elementos até duas barras eletricamente

distantes das barras terminas dessas linhas. Às barras remotas dessas linhas (denominadas barras

de fronteira) foram conectadas impedâncias equivalentes, próprias e de transferência, calculadas na

frequência fundamental, através do programa ANAFAS do Cepel, de forma a preservar a potência

de curto-circuito na região de interesse.

Este procedimento conduziu a equivalentes para o horizonte do ano 2022, com as seguintes

configurações e objetivos de estudo:

− carga leve, para as simulações de energização e religamento tripolar;

− carga pesada, para simulações de rejeição de carga e religamento monopolar.

Uma comparação entre os níveis de curto-circuito obtidos, com o equivalente de curto-circuito da

rede gerado pelo programa ANAFAS, e com o modelado no programa ATP, para a condição de carga

leve, por exemplo, indica que a rede receptora foi representada suficientemente aproximada, como

mostrado na



Tabela 1.

As diferenças observadas entre os níveis de curto-circuito, resultantes das duas modelagens dos

programas computacionais, podem ser atribuídas, principalmente, à diferença entre os modelos de

representação dos elementos da rede utilizados nos programas, sobretudo quando se trata de barras

adjacentes às linhas de transmissão longas, pois na representação de linha de transmissão do

ANAFAS não é considerada a capacitância da linha.



Tabela 1 – Comparação dos níveis de curto-circuito obtidos com o ATP e o caso ANAFAS original

Barra Tensão(kV) CC Trifásico

ATP(kA) CC Trifásico Anafas(kA)

CC Monofásico ATP(kA)

CC Monofásico Anafas(kA)

Igaporã 500 13,060 13,24 12,97 12,97

Bom Jesus da Lapa 500 14,480 14,48 21,68 21,59

Janaúba 3 500 13,949 15,12 14,50 13,83

Presidente Juscelino 500 14,765 15,4 13,61 12,95

Pirapora 2 500 15,279 15,98 17,10 17,77

Arinos 500 8,955 8,8 5,76 5,49

Luziânia 500 20,651 20,72 28,60 28,69

Paracatu 4 500 11,713 12,01 8,65 8,9

São Gotardo 500 13,486 13,39 12,03 10,68

Pirapora 2 345 15,130 15,57 22,06 22,76

Três Marias 345 10,317 11 9,41 9,6

Sete Lagoas 4 345 14,614 15,29 14,68 13,373

Presidente Juscelino 345 12,805 13,081 14,38 13,22

Neves 345 17,431 17,76 18,41 18,94

Betim 345 16,240 16,56 15,28 15,8

São Gotardo 345 9,400 9,53 11,55 9,704

Montes Claros 345 5,872 6,26 6,39 6,16

Váreza da Palma 345 10,204 10,56 9,98 10,23

Irapé 345 3,937 4,09 4,23 4,35

Janaúba 3 230 10,568 10,97 13,25 12,27

Jaíba 230 5,196 5,34 4,61 4,05

Irapé 230 5,246 5,42 5,93 6,15

Araçuaí 230 3,849 3,94 4,21 4,29

A figura a seguir apresenta o diagrama unifilar ilustrativo da rede para as configurações de carga

leve para o ano 2022.



Figura 3 – Diagrama unifilar da rede representada, 2022

Foram adotados como referência, para o ajuste em regime permanente pré-manobra, os casos de

fluxo de potência, carga leve e carga pesada, referente ao ano 2022 e 2025, respectivamente. A LT

345 kV Pirapora 2 – Três Marias está prevista para o ano de 2024, mas os estudos que demandam o

cenário de carga leve foram realizados na rede referente ao ano de 2022, por ser uma condição mais

conservativa.

Nota-se que os equivalentes utilizados na representação da rede elétrica do Sistema Interligado

Nacional, nas duas configurações, foram obtidos a partir dos casos de curto circuito gerados com

base nos fluxos de potência, referentes aos correspondentes cenários extremos, considerados no

Relatório R1 [1].

As informações utilizadas para a representação da rede estão apresentadas no Anexo A.



4.3 Procedimentos para religamento monopolar

As análises para viabilidade de implantação do religamento monopolar nas linhas de transmissão

consideradas neste relatório são conduzidas através dos seguintes tipos de estudos:

• estudo em regime permanente;

• estudo de transitórios de manobra.

O estudo em regime permanente tem o objetivo de investigar as correntes de arco secundário e a

tensão sustentada na fase aberta, sob abertura monopolar, para a faixa de frequência operativa do

SIN, entre 55 Hz e 66 Hz, visando verificar possíveis condições de ressonância.

Para maximizar as correntes induzidas, o fluxo de potência na linha em investigação é ajustado para

a condição do maior fluxo. As tensões nas barras adjacentes foram ajustadas para valores próximos

aos limites máximos de operação.

Nessa investigação, deve-se adotar os seguintes limites para os parâmetros avaliados:

• corrente de arco secundário não superior a 50 A, valor eficaz;

• tensão induzida na fase aberta não superior à tensão máxima operativa do SIN, na classe de

tensão da linha de transmissão em investigação.

No estudo de transitórios de manobra é realizada a análise de extinção de arco secundário, com base

em metodologia expedita e largamente difundida [2], que consiste em verificar o valor eficaz da

corrente de falta interrompida e o primeiro pico de TRV, considerando uma resistência de falta (de

arco secundário) de até 5 Ω.

De acordo com essa metodologia, reproduzida nos Procedimentos de Rede do ONS, para o tempo

morto de 500 ms, o sucesso da extinção do arco secundário no religamento monopolar é

caracterizado pelo último pico da corrente do arco secundário (Ia) e pelo valor do primeiro pico da

tensão de restabelecimento transitória (Vp) através do canal do extinto arco.

Caso este par de valores (Vp, Ia) esteja localizado no interior de uma curva que caracterize a zona de

alta probabilidade de extinção do arco secundário, como indicado na Figura 4, considera-se que a

extinção do arco secundário obteve sucesso.



Figura 4 - Curva indicativa da extinção do arco secundário para tempo morto de 500 ms

Caso não se consiga evidências da extinção do arco secundário em 500 ms é considerada, para

tempos superiores, a curva reproduzida na Figura 5, que relaciona o tempo morto necessário à

extinção do arco secundário com o valor do último pico da corrente de arco. Deve ser viabilizado,

através de medidas mitigatórios, o menor tempo possível relacionado ao valor eficaz da corrente

obtida nas simulações.



Figura 5 – Curva indicativa de tempo morto para extinção do arco secundário versus valor eficaz da corrente de arco secundário, para tensões até 765 kV

4.4 Procedimentos para energização de linhas

Para as simulações de energização das linhas de transmissão, o sistema foi ajustado procurando-se

estabelecer a tensão no ponto de origem da manobra, próxima ao valor máximo de operação.

Quando da existência de reator manobrável no terminal, no qual foi aplicada a manobra de

energização, foi considerado desligado visando obter uma condição mais favorável à ocorrência de

sobretensões.

Foram monitorados os valores médios e máximos das tensões fase-fase e fase-terra, bem como a

energia dissipada nos para-raios de óxido de zinco situados nas extremidades das linhas

manobradas.

As manobras foram simuladas através do modelo de chave estatística do programa ATP – Alternative

Transients Program, considerando um conjunto de 200 chaveamentos numa janela de tempo de um

ciclo de duração. Cada simulação com duração de 150 ms.

Com esse modelo de chaveamento estatístico considerou-se nas simulações uma distribuição normal

dos instantes de fechamento dos três polos, truncada em + 2 σ, sendo:

desvio padrão para contato do disjuntor: σ = 1,0417 ms.



Admite-se, assim, uma dispersão máxima dos instantes de fechamento dos três polos do resistor de

pré-inserção (pole spread) igual a 4,1668 ms (4 σ).

As sobretensões mais elevadas encontradas nas simulações estatísticas são reproduzidas de forma

determinística, bem como as maiores sobretensões verificadas no terminal remoto da linha, com o

intuito de observar as energias dissipadas nos para-raios com tempo de simulação a 150 ms.

Foram consideradas condições de energização sem falta, com falta no terminal remoto e no meio da

linha de transmissão.

As manobras de energização complementam as avaliações a 60 Hz, no que diz respeito às

sobretensões temporárias na extremidade aberta da linha ao final da simulação, em função da

suportabilidade dos equipamentos terminais. No entanto, como mecanismos de controle de tensão,

tais como, reguladores de tensão das máquinas não estão representados, os valores obtidos são, via

de regra, muito conservativos.

4.5 Procedimentos para religamento tripolar

O religamento corresponde a uma energização na presença de carga residual na linha manobrada.

Geralmente, as sobretensões resultantes são mais elevadas que aquelas encontradas durante as

energizações.

As consequências decorrentes de um religamento tripolar podem ser classificadas como de dois tipos

principais:

− com sucesso (com aplicação de falta e sua extinção, ou sem aplicação de falta);

− sem sucesso com aplicação e permanência da falta.

Em todos os tipos de religamento são avaliadas a dissipação de energia nos para-raios localizados

nas linhas de transmissão, bem como a suportabilidade dos equipamentos. Nas simulações, foram

ajustadas as tensões de pré-manobra, no ponto de origem da manobra, próxima ao valor máximo de

operação.

As sobretensões mais elevadas encontradas nas simulações estatísticas são reproduzidas de forma

determinística, bem como as maiores sobretensões verificadas no terminal remoto da linha, com o

intuito de observar as energias dissipadas nos para-raios.

As manobras de religamento tripolar foram processadas de acordo a seguinte sequencia de eventos,

onde o tempo total de simulação foi de até 900 ms:

a) aplicação de defeito monofásico no meio e nos terminais da linha, em t=20 ms.



b) quando a linha manobrada dispuser de banco de capacitores série, by-pass do banco de

capacitores serie 1 ciclo após a aplicação das faltas;

c) abertura tripolar do terminal sob falta 100 ms após a incidência da da mesma e abertura

do terminal remoto em 120 ms; eliminação do defeito (extinção do arco secundário), 4

ciclos após a abertura da última extremidade, nos casos com sucesso. Já nos casos sem

sucesso a falta é mantida até o final da simulação;

d) tempo morto de 500 ms (contado a partir da abertura do terminal líder);

e) religamento estatístico da linha por um dos terminais (aquele que abriu em primeiro

lugar), com a simulação de 200 casos para cada manobra analisada, com as mesmas

premissas de distribuição estatística utilizadas no estudo de energização.

A análise contemplou as manobras de religamento tripolar por ambos os terminais da linha.

Procedimentos para rejeição de carga

Os estudos de rejeição de carga, realizados de forma determinística, visam calcular as sobretensões

transitórias que ocorrem nos primeiros ciclos após a manobra e as sobretensões temporárias que se

desenvolvem nos ciclos subsequentes, assim como as energias absorvidas pelos para-raios.

A rejeição foi considerada, em todas as situações, como sendo total, isto significa que nos trechos

estudados com a presença de dois circuitos considerou-se a rejeição dupla.

As manobras foram simuladas contemplando os seguintes eventos:

− rejeição sem curto-circuito nas linhas de transmissão;

− rejeição seguida de curto-circuito monofásico, no instante e na fase em que foi

registrada a maior sobretensão no terminal da abertura ou no instante do primeiro

pico após a rejeição, sendo escolhida a situação mais estressante para o sistema.

Em todas as simulações de rejeição de carga os reatores manobráveis presentes nos terminais

envolvidos na rejeição foram considerados desligados, visando-se obter uma condição que

favorecesse sobretensões elevadas.

Cabe ressaltar que em todas as rejeições de carga sem falta avaliadas neste estudo, não foi

considerada a atuação do transfer trip. Esta premissa tem o objetivo de tornar mais conservativo os

resultados da manobra.



5 REDE REPRESENTADA

5.1 Configuração para manobras de energização e religamento

Para as manobras de energização e religamento tripolar foi considerada a configuração das linhas de

transmissão previstas para o ano 2022, incluindo-se a LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, prevista

para operação a partir do ano de 2024.

Em relação ao despacho adotado, considerou-se a operação de 3 máquinas na UHE Três Marias e 1

máquina na UHE Irapé e as plantas solares desernergizadas, com o sistema de distribuição no

patamar de carga leve, obtendo-se, assim, fluxo mínimo nas linhas.

5.2 Configuração para manobras de rejeição de carga e extinção de arco secundário

Para as manobras de rejeição de carga e extinção de arco secundário foi considerada a configuração

das linhas de transmissão previstas para o ano 2022, incluindo-se a LT 345 kV Pirapora 2 – Três

Marias, recomendada para entrar em operação a partir do ano de 2024.

Em relação ao ponto de operação da rede, considerou-se o despacho de 1 máquina na UHE Três

Marias e 1 máquina na UHE Irapé e as plantas solares energizadas, bem como a consideração de

despacho dos equivalentes de forma adequada, com o intuito de obter fluxo máximo nas linhas de

transmissão estudadas e encontrar resultados conservativos nas manobras, conforme observado nas

condições mais severas de carregamento encontradas no relatório R1 para as linhas de transmissão

estudadas neste relatório.

Com relação às plantas solares, considerou-se uma injeção de cerca de 400 MW de potência no

ponto de conexão com as SEs Jaíba 230 kV e Pirapora 2 345 kV, totalizando cerca de 800 MW de

potência despachada no caso. Realizou-se a representação dos parques solares de forma expedita e

conservadora, ao ser considerada a conexão das plantas solares através de 24km de cabos isolados,

sendo 12 circuitos de rede de distribuição de 2 km de extensão cada, em paralelo, operando em 34,5

kV de tensão e possuindo cada cabo uma seção de 300mm², transformador elevador de 34,5 kV para

o nível de alta tensão de acoplamento à rede básica (230 ou 345 kV dependendendo ponto de

conexão) e aproximadamente 35 km de linha aérea no nível de tensão de acoplamento à rede básica,

tendo por referência preliminar os parques existentes na região estudada.

5.3 Configuração das linhas de transmissão de referência

Os estudos de detalhamento das linhas de transmissão consideradas neste relatório, LT 230 kV Jaíba

– Janaúba 3 e LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, foram originalmente realizados durante a

elaboração do Relatório R1, intitulado de Estudo Prospectivo para Escoamento do Potencial Solar das



Regiões Norte e Noroeste de Minas Gerais [1]. Os resultados apresentados nessa análise foram

extraídos diretamente do programa Elektra [3], desenvolvido pelo CEPEL.

5.3.1 LT 230 kV Jaíba – Janaúba 3

Essas linhas foram concebidas em circuito simples, predominantemente com torres tipo

autoportantes e feixes de 2 subcondutores por fase, com 0,457 m de espaçamento entre condutores,

tipo CAA, 795 MCM, “Tern”. Essa solução resulta em uma linha de transmissão com potência natural

de cerca de 212 MW.

As disposições geométricas dos condutores ou do centro do feixe de condutores são mostradas na

Tabela 2 e silhuetas das torres ilustradas nas figuras apresentadas a seguir. A Tabela 3 resume as

principais características elétricas da solução.

Tabela 2 - Coordenadas dos condutores (centro do feixe para configuração de dois condutores por fase) na torre típica da LT 230 kV, circuito duplo.

Circuito 1 Circuito 2

X(m) Y(m) X(m) Y(m)

Feixe A -3,5 20,7 3,5 15,615

Feixe B -3,5 24,51 3,5 19,715

Feixe C -3,5 28,32 3,5 15,615

Pára-raios -3,5 33,32 3,5 22,83



Figura 6 – Disposição geométrica dos condutores, circuito duplo 230kV, configuração com

dois subcondutores por fase. O espaçamento entre os subcondutores é de 45,7 cm.

Tabela 3 - Características elétricas da linha de transmissão em 230 kV

Circuito tipo

Potência por circuito [MW] Cabo

condutor por

fase

Parâmetros de seq. pos/zero (50o C)

S

e

q

R (Ω/km) X (Ω/km) B (µS/km) Nom

(65°C)

Emerg.

(90°C)

Natural

(SIL)

Circuito Duplo, 2xsubcondutores

por fase. 577 839 212 2xTERN

+ 0,04095 0,31882 5,21619

0 0,37046 1,63341 2,68801



5.3.2 LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias

Essa linha foi concebida em circuito simples, com cerca de 10% das estruturas tipo autoportante e

90% tipo estaiada e feixes de 2 subcondutores por fase, com 0,457 m de espaçamento entre

condutores, tipo CAA, 1113 MCM, Bluejay. Essa solução resulta em uma linha de transmissão com

potência natural de cerca de 292 MW.

As disposições geométricas dos condutores no centro do feixe de condutores são apresentadas na

Tabela 4 e silhuetas das torres ilustradas nas figuras apresentadas a seguir. A Tabela 5 resume as

principais características elétricas da solução.

Tabela 4 - Coordenadas dos condutores (centro do feixe) na torre da LT 345 kV, circuito simples

Circuito 1

X(m) Y(m)

Feixe A -9 34,1

Feixe B 0 34,1

Feixe C 9 34,1

Pára-raios -6,3 42,4

Pára-raios 6,3 42,4



Figura 7 – Disposição geométrica dos condutores da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias,

circuito simples contendo dois subcondutores por fase

Tabela 5 - Características elétricas da linha de transmissão em 345 kV

Circuito tipo

Potência por circuito [MW] Cabo

condutor por

fase

Parâmetros de seq. pos/zero (50o C)

S

e

q

R (Ω/km) X (Ω/km) B (µS/km) Nom

(65°C)

Emerg.

(90°C)

Natural

(SIL)

Circuito simples, 2xsubcondutores

por fase. 1045 1547 292 2xBLUEJAY

+ 0,02957 0,37712 4,41371

0 0,35197 1,50331 2,91444



6 RELIGAMENTO MONOPOLAR

A análise de viabilidade de implantação do religamento monopolar foi realizada para as duas linhas de

transmissão em estudo. Para o circuito duplo em 230 kV foi considerada a situação com os dois circuitos

operando, um deles em falta.

6.1 Principais resultados

Com base nos resultados obtidos nessa fase de planejamento das LT 230 kV Janaúba – Jaíba, C1 e C2,

e LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias é possível considerar que não existem restrições quanto a

viabilidade de extinção de arco secundário. A análise foi apoiada no primeiro critério adotado de

viabilidade de extinção do arco secundário.

6.2 LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2

A análise em regime permanente com o objetivo de obter as correntes de arco secundário e as tensões

induzidas na fase aberta (sem existência de arco) foi realizada com prospecção da localização do curto

circuito, que apresenta as condições mais severas.

Com ambos circuitos energizados, os gráficos da figura abaixo apresentam a variação da tensão de fase

aberta, valor eficaz, em função da frequência, na faixa de frequências entre 55 Hz e 67 Hz, para curto-

circuito aplicado, alternativamente, no início, no meio e no final da linha de transmissão. Observa-se

que para todas as condições consideradas a tensão induzida resultou baixa, não superior a 22,5 kV.



(file jnb3o_rejeicao_com_falta.pl4; x-var t) factors:offsets:

10,00E+00

v:INILTA 0,7070,00E+00

v:MEILTA 0,7070,00E+00

v:FIMLTA 0,7070,00E+00

55 57 59 61 63 65 67[s]

18,5

19,0

19,5

20,0

20,5

21,0

21,5

22,0

22,5

[kV]

Figura 8 – LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 - Prospecção de tensões induzidas (valor

eficaz) na fase aberta, na faixa entre 56 HZ e 66 Hz

Com relação a corrente de arco secundário os valores encontrados para curtos aplicados em diferentes

pontos da linha foram igualmente reduzidos, como ilustrado na figura abaixo, para o caso de curto no

fim da linha. Essa figura mostra a corrente de arco secundário e a tensão de restabelecimento

transitório nesse ponto onde foi aplicado o curto.



Figura 9 – LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 – Análise de extinção de arco secundário – Curva de corrente (Ap) em azul e curva de tensão (kV) em vermelho.

A partir desses resultados, inserindo-se o par de pontos corrente de arco secundário e tensão de

restabelecimento transitório no ábaco referente ao primeiro critério de avaliação da extinção do arco

secundário, observa-se a viabilidade da extinção para a linha em estudo.



Figura 10 – LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 – Par último pico de corrente (Ia) e primeiro pico de tensão (Vp)

6.3 LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias

A análise em regime permanente com o objetivo de obter as correntes de arco secundário e as tensões

induzidas na fase aberta (sem existência de arco) foi realizada com prospecção da localização do curto

circuito, que apresenta as condições mais severas.

Os gráficos da figura abaixo apresentam a variação da tensão de fase aberta, valor eficaz, em função da

frequência, na faixa de frequências entre 55 Hz e 66 Hz, para curto-circuito aplicado, alternativamente,

no início, no meio e no final da linha de transmissão. Observa-se que para todas as condições

consideradas a tensão induzida resultou baixa, não superior a 49 kV.



Figura 11 – LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias – Prospecção de tensões induzidas

(valor eficaz) na fase aberta, na faixa entre 56 HZ e 66 Hz

Com relação a corrente de arco secundário os valores encontrados para curtos aplicados em diferentes

pontos da linha foram igualmente reduzidos, como ilustrado na figura abaixo, para o caso de curto no

fim da linha. Essa figura mostra a corrente de arco secundário e a tensão de restabelecimento

transitório nesse ponto onde foi aplicado o curto.

Figura 12 – LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias – Análise de extinção de arco secundário – Curva de corrente (Ap) em vermelho e curva de tensão (kV) em verde.



A partir desses resultados, inserindo-se o par de pontos corrente de arco secundário e tensão de

restabelecimento transitório no ábaco referente ao primeiro critério de avaliação da extinção do arco

secundário, observa-se a viabilidade da extinção para a linha em estudo.

Figura 13 – LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias – Par último pico de corrente (Ia) e primeiro pico de tensão (Vp)



7 ENERGIZAÇÃO DE LINHAS

As análises de energização de linhas têm primordialmente o objetivo de avaliar se as solicitações de

tensão ao longo da linha excedem os limites de suportabilidade resultantes do projeto da linha, assim

como avaliar a dissipação de energia nos para-raios e a suportabilidade dos equipamentos terminais.

Outra análise de natureza similar é a de religamento tripolar, como indicado no item 8, que

corresponde a uma energização na presença de carga residual da linha manobrada. Geralmente, as

sobretensões resultantes e as energias dissipadas nos para-raios são mais elevadas que aquelas

encontradas durante as energizações.

7.1 Principais Resultados

Em todas os casos de energização, foi ajustada a tensão de 1,05 pu no terminal no qual é realizada a

manobra e simuladas energizações sem falta e com falta na linha, com a rede completa e com

indisponibilidade de elementos da rede.

Para o circuito duplo em 230 kV, as manobras de energização foram realizadas com o primeiro

circuito (C1), considerando o segundo circuito em paralelo (C2) fora de operação e aterrado. As

sobretensões máximas, nesse circuito duplo, nos terminais, resultaram na faixa entre 1,98 pu e 2,08

pu, enquanto que, ao longo das linhas, entre 2,58 pu e 2,08 pu. As energias dissipadas nos para-

raios de ZnO foram muito baixas.

Para a linha em 345 kV as sobretensões máximas nos terminais resultaram na faixa entre 1,90 pu e

2,01 pu, enquanto que, ao longo das linhas, entre 2,31 pu e 2,04 pu. As energias dissipadas nos

para-raios de ZnO foram muito baixas.


As simulações de energização pelo terminal de Janaúba 3 foram realizadas considerando as seguintes

configurações da rede de transmissão:

I) rede completa;

II) indisponibilidade do transformador de Janaúba 3 em 500/230 kV, 300MVA ; e

III) indisponibilidade da LT 230 kV Janaúba – Irapé.



As tabelas e figuras apresentadas a seguir sumarizam os principais resultados encontrados. A

máxima sobretensão resultou em 2,58, p.u. para as tensões fase-terra a ¾ do comprimento da linha,

para falta no fim da linha. As tensões fase-fase ao longo da linha resultaram baixas, não superiores a

2,07 p.u.

No terminal fim da linha, as máximas sobretensões resultaram iguais, respectivamente, para tensão

entre fase e terra e entre fases, 1,98 p.u. e 2,08 p.u. Com relação à energia dissipada nos para-raios

de ZnO, foram encontrados valores muito baixos, não superiores a 90 kJ.

Tabela 6 – Energização da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, por Janaúba 3 (tensões fase - terra e energia nos para-raios)

TENSÕES FASE - TERRA E ENERGIA NOS PARA-RAIOS

Caso Local do Defeito

Vpré (pu)

1/2 da linha 3/4 da linha Fim da linha

Vméd σ Vmáx Vméd σ Vmáx Vméd σ Vmáx Para-raios

(pu) (pu) (pu) (pu) (pu) (pu) (pu) (pu) (pu) (kJ)

I

---

1,05

1,76 0,14 2,12 1,88 0,13 2,16 1,84 0,07 1,94 61,9

1/2 da linha 1,89 0,18 2,29 1,97 0,17 2,33 1,87 0,08 1,96 83,2

Fim da linha 1,83 0,22 2,50 1,93 0,21 2,35 1,87 0,08 1,96 89,2

II

---

1,05

1,71 0,15 2,12 1,84 0,16 2,12 1,81 0,10 1,93 42,1

1/2 da linha 1,80 0,18 2,21 1,88 0,17 2,12 1,83 0,10 1,93 39,6

Fim da linha 1,72 0,19 2,14 1,81 0,19 2,21 1,82 0,10 1,93 59,2

III

---

1,05

1,90 0,13 2,27 1,95 0,11 2,22 1,88 0,04 1,95 67,4

1/2 da linha 1,98 0,19 2,36 2,00 0,15 2,30 1,89 0,07 1,96 66,5

Fim da linha 1,85 0,19 2,31 1,94 0,20 2,58 1,88 0,07 1,98 74,1

I) Rede Completa II) Indisponibilidade do Transformador Janaúba 3 500/230 III) Indisponibilidade da LT 230 kV Janaúba – Irapé

Tabela 7 – Energização da Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, por Janaúba 3 (tensões fase - fase)

TENSÕES FASE - FASE


Vpré (pu)


Vméd σ Vmáx Vméd σ Vmáx Vméd σ Vmáx

(pu) (pu) (pu) (pu) (pu) (pu) (pu) (pu) (pu)

I

---

1,05

1,49 0,16 1,89 1,59 0,17 1,98 1,61 0,17 1,98

1/2 da linha 1,33 0,17 1,81 1,38 0,18 1,93 1,39 0,19 1,94

Fim da linha 1,37 0,18 1,90 1,38 0,19 1,94 1,40 0,20 1,99

II

---

1,05 1,41 0,14 1,73 1,49 0,14 1,82 1,47 0,15 1,84

1/2 da linha 1,29 0,14 1,69 1,32 0,15 1,76 1,33 0,15 1,80

Fim da linha 1,30 0,14 1,69 1,31 0,15 1,77 1,33 0,15 1,80

III

---

1,05 1,55 0,20 2,07 1,65 0,19 2,07 1,64 0,21 2,08

1/2 da linha 1,41 0,21 2,04 1,45 0,21 2,07 1,46 0,21 2,07

Fim da linha 1,39 0,19 2,02 1,41 0,19 2,03 1,42 0,22 2,05 I) Rede Completa II) Indisponibilidade do Transformador Janaúba 3 500/230 III) Indisponibilidade da LT 230 kV Janaúba – Irapé



Figura 14 – Energização da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, por Janaúba 3 Com falta no fi da linha, indisponibilidade da LT 230 kV Janaúba – Irapé

Situação de maior sobretensão no terminal Jaíba 230 kV Tensões fase-terra no fim da linha no terminal de Jaíba 230 kV

Figura 15 - Energização da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, por Janaúba 3

Com falta no fim da linha, Rede Completa Situação de maior energia nos para-raios

Energia dissipada nos para-raios no terminal de Jaíba 230 kV



As simulações de energização pelo terminal de Jaíba foram realizadas considerando as seguintes


I) rede completa; e

II) indisponibilidade do transformador Jaíba 230/138 kV, 100 MVA.

As tabelas e figuras apresentadas a seguir sumarizam os principais resultados. A máxima sobretensão

resultou em 2,08, p.u. para as tensões fase-terra a ¾ e no meio da linha, para a condição sem falta.

As tensões fase-fase ao longo da linha resultaram baixas, não superiores a 1,79 p.u. No terminal fim

da linha, as máximas sobretensões resultaram iguais, respectivamente, para tensão entre fase e terra

e entre fases, a 1,92 p.u. e 1,80 p.u. Com relação à energia dissipada nos para-raios de ZnO, foram

encontrados valores muito baixos, não superiores a 102 kJ.

Tabela 8 – Energização da Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, por Jaíba (tensões fase - terra e energia nos para-raios)



Vpré (pu)




I

---

1,05

1,76 0,15 2,08 1,80 0,14 2,08 1,78 0,10 1,91 102

1/2 da linha 1,56 0,23 2,08 1,61 0,23 2,03 1,62 0,21 1,90 50,20

Fim da linha 1,56 0,18 1,94 1,62 0,18 1,97 1,66 0,16 1,92 58,10

II

---

1,05

1,79 0,15 2,06 1,80 0,13 2,01 1,78 0,09 1,90 44,80

1/2 da linha 1,63 0,19 2,09 1,66 0,19 2,04 1,66 0,17 1,90 50,60

Fim da linha 1,63 0,16 1,98 1,67 0,15 1,97 1,70 0,13 1,91 58,70

I) Rede Completa II) Indisponibilidade do Transformador Jaíba 230/138 kV

Tabela 9 – Energização da Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, por Jaíba (tensões fase - fase) TENSÕES FASE - FASE


Vpré (pu)




I

---

1,05

1,46 0,16 1,76 1,47 0,16 1,78 1,48 0,16 1,79

1/2 da linha 1,32 0,17 1,69 1,33 0,17 1,70 1,34 0,17 1,72

Fim da linha 1,35 0,18 1,69 1,36 0,18 1,72 1,38 0,18 1,74

II

---

1,05

1,52 0,15 1,79 1,53 0,15 1,79 1,54 0,15 1,80

1/2 da linha 1,40 0,18 1,75 1,41 0,19 1,76 1,41 0,19 1,77

Fim da linha 1,44 0,18 1,76 1,44 0,19 1,78 1,45 0,19 1,80

I) Rede Completa II) Indisponibilidade do Transformador Jaíba 230/138 kV



Figura 16 – Energização da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, por Jaíba Com falta no fim da linha, Rede Completa - Situação de maior sobretensão

Tensões fase-terra no fim da linha no terminal de Janaúba 3 230 kV

Figura 17 – Energização da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, por Jaíba Sem falta, rede completa - situação de maior energia nos para-raios

Energia dissipada nos para-raios no terminal de Janaúba 3 230 kV




As simulações de energização pelo terminal de Pirapora 2 foram realizadas considerando as seguintes


I) rede completa;

II) indisponibilidade do transformador 345/138 kV da SE Pirapora 2, 300 MVA; e

III) indisponibilidade da LT 345 kV Montes Claros - Pirapora 2.


resultou em 2,31 p.u., para as tensões fase-terra a ¾ do comprimento da linha, com falta no 1/2 da

linha, rede completa. As tensões fase-fase ao longo da linha foram baixas, não superiores a 1,97 p.u.


entre fase e terra e, entre fases, a 1,90 p.u. e a 2,01 p.u. Com relação à energia dissipada nos para-

raios de ZnO, foram encontrados valores muito baixos, não superiores a 138 kJ.

Tabela 10 – Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Pirapora 2 (tensões fase - terra e energia nos para-raios)



Vpré (pu)




I

---

1,05

1,75 0,14 2,10 1,84 0,13 2,11 1,79 0,05 1,88 112

1/2 da linha 1,89 0,16 2,31 1,96 0,15 2,31 1,82 0,05 1,89 113

Fim da linha 1,78 0,18 2,19 1,86 0,18 2,28 1,80 0,06 1,88 76

II

---

1,05

1,74 0,14 2,04 1,82 0,14 2,19 1,78 0,06 1,88 120

1/2 da linha 1,79 0,15 2,16 1,88 0,15 2,18 1,80 0,05 1,88 131

Fim da linha 1,74 0,20 2,13 1,80 0,19 2,30 1,77 0,08 1,88 138

III

---

1,05

1,76 0,12 2,09 1,84 0,13 2,21 1,80 0,05 1,87 86

1/2 da linha 1,83 0,16 2,18 1,90 0,15 2,30 1,80 0,06 1,88 110

Fim da linha 1,77 0,18 2,27 1,87 0,18 2,29 1,80 0,06 1,90 133

I) Rede Completa II) Indisponibilidade do Transformador 345/138 kV da SE Pirapora 2 III) Indisponibilidade LT 345 kV Montes Claros - Pirapora 2



Tabela 11 –Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Pirapora 2

(tensões fase - fase)



Vpré (pu)




I

---

1,05

1,53 0,15 1,91 1,51 0,18 1,94 1,56 0,19 1,95

1/2 da linha 1,37 0,15 1,70 1,41 0,17 1,87 1,47 0,17 1,92

Fim da linha 1,34 0,17 1,84 1,38 0,20 1,92 1,41 0,20 1,97

II

---

1,05

1,42 0,16 1,85 1,45 0,18 1,91 1,49 0,19 1,94

1/2 da linha 1,31 0,17 1,85 1,34 0,18 1,88 1,38 0,19 1,92

Fim da linha 1,32 0,17 1,83 1,34 0,19 1,87 1,36 0,20 1,92

III

---

1,05

1,45 0,18 1,90 1,50 0,20 1,97 1,55 0,21 2,01

1/2 da linha 1,33 0,18 1,84 1,38 0,19 1,92 1,42 0,22 2,00

Fim da linha 1,32 0,18 1,87 1,36 0,20 1,92 1,39 0,22 2,00


Figura 18 – Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Pirapora 2

Com falta em ½ da linha, rede completa Situação de maior sobretensão

Tensões fase-terra em ¾ da linha




Com falta no fim da linha, indisponibilidade do transformador 345/138 kV da SE Pirapora 2 Situação de maior energia dissipadas nos para-raios

Tensões fase-terra no fim da linha no terminal de Três Marias 345 kV


Com falta no fim da linha, indisponibilidade do transformador 345/138 kV da SE Pirapora 2 Situação de maior energia dissipadas nos para-raios

Energia nos para-raios no terminal de Três Marias 345 kV



As simulações de energização pelo terminal de Três Marias foram realizadas considerando as

seguintes configurações da rede de transmissão:

I) rede completa;

II) indisponibilidade usina de Três Marias; e

III) indisponibilidade da LT 345 kV Três Marias – Várzea da Palma.


resultou em 2,04 p.u., para as tensões fase-terra a ¾ da linha, com a condição de falta no meio da

linha, rede completa. As tensões fase-fase ao longo da linha resultaram baixas, não superiores a 1,69

p.u.


entre fase e terra e, entre fases, 1,84 p.u. e 1,83 p.u. Com relação a energia dissipada nos para-raios


Tabela 12 – Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Três Marias (tensões fase - terra e energia nos para-raios)



Vpré (pu)




I

---

1,05

1,58 0,11 1,77 1,67 0,12 2,01 1,72 0,07 1,82 33

1/2 da linha 1,69 0,11 1,99 1,79 0,12 2,04 1,76 0,06 1,84 41

Fim da linha 1,65 0,15 2,01 1,71 0,13 2,02 1,75 0,06 1,84 41

II

---

1,05

1,55 0,11 1,85 1,63 0,14 2,04 1,70 0,09 1,83 35

1/2 da linha 1,68 0,09 1,87 1,78 0,11 2,02 1,76 0,06 1,84 75

Fim da linha 1,63 0,14 1,96 1,69 0,13 1,98 1,74 0,07 1,84 60

III

---

1,05

1,58 0,10 1,87 1,66 0,11 1,96 1,70 0,08 1,81 29

1/2 da linha 1,66 0,08 1,84 1,75 0,09 1,98 1,75 0,05 1,84 37

Fim da linha 1,60 0,11 1,83 1,67 0,11 1,91 1,72 0,07 1,82 44

I) Rede Completa II) Indisponibilidade da usina de Três Marias III) Indisponibilidade da LT 345 kV Três Marias – Várzea da Palma



Tabela 13 – Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Três Marias

(tensões fase - fase)



Vpré (pu)




I

---

1,05

1,40 0,09 1,66 1,43 0,11 1,69 1,45 0,13 1,83

1/2 da linha 1,30 0,11 1,63 1,33 0,12 1,65 1,36 0,13 1,72

Fim da linha 1,30 0,11 1,60 1,32 0,12 1,68 1,35 0,13 1,73

II

---

1,05

1,36 0,10 1,64 1,39 0,11 1,67 1,44 0,13 1,79

1/2 da linha 1,30 0,11 1,60 1,32 0,11 1,62 1,36 0,12 1,68

Fim da linha 1,31 0,11 1,59 1,34 0,11 1,63 1,37 0,12 1,70

III

---

1,05

1,40 0,09 1,63 1,44 0,10 1,68 1,49 0,11 1,77

1/2 da linha 1,34 0,11 1,64 1,38 0,13 1,68 1,42 0,14 1,77

Fim da linha 1,32 0,12 1,57 1,35 0,13 1,67 1,39 0,15 1,76

I) Rede Completa II) Indisponibilidade da usina de Três Marias III) Indisponibilidade da LT 345 kV Três Marias – Várzea da Palma

Figura 21 – Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Três Marias Com falta em ½ da linha, Rede Completa

Situação de maior sobretensão Tensões fase-terra em ¾ da linha



Figura 22 – Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Três Marias

Com falta em ½ da linha, indisponibilidade da Usina Três Marias Situação de maior energia dissipadas nos para-raios

Tensões fase-terra no terminal Pirapora 2

Figura 23 – Energização da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, por Três Marias

Com falta em ½ da linha, indisponibilidade da Usina Três Marias Situação de maior energia dissipadas nos para-raios Energia nos para-raios no terminal de Pirapora 2



8 RELIGAMENTO TRIPOLAR

Foram elaboradas manobras de religamento tripolar por ambos os terminais das linhas de

transmissão em estudo, considerando-se religamentos com sucesso e sem sucesso, com 1,05 pu no

terminal no qual é realizada a manobra.

Em todos os casos que consideram as manobras de religamento tripolar com defeito, a falta é

aplicada em diferentes pontos da linha.


Para a LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, foram encontradas sobretensões ao longo da linha em

torno de 3,0 p.u. (valor máximo 3,02) em condições de curto na linha, assim como sem curto. Para

os terminais da linha, o maior valor encontrado foi 2,09 p.u.

Para a LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, foram encontradas sobretensões ao longo da linha

inferiores a 3,0 p.u. (valor máximo 2,86) em condições de curto na linha, assim como, sem curto.

Para os terminais da linha, o maior valor encontrado foi 1,97 p.u. A Tabela 14 sumariza os maiores

valores encontrados para as linhas analisadas.

Tabela 14 – Sumário dos principais resultados obtidos na análise de religamento tripolar. (tensões e energia nos para-raios)

Linha de

transmissão

Terminal do

religamento

Maior tensão fase

terra registrada nos

terminais da linha

(pu)

Maior tensão

fase terra

registrada na

linha (pu)

Maior tensão

entre fases

registrada

(pu)

Maior energia

dissipada nos

para-raios ZnO

(pu)

LT 230 kV

Janaúba 3 –

Jaíba, C1 e

C2

Janaúba 3 2,09 3,02 2,73 253

Jaíba 2,03 2,55 2,25 137

LT 345 kV

Pirapora 2 –

Três Marias

Pirapora 2 1,97 2,86 2,48 475

Três Marias 1,94 2,67 2,16 383



Importante ressaltar que as sobretensões encontradas ao longo da linha forma obtidas sem o

recursos de medidas mitigatórias, tais como resistor de pré insersão, de modo que, caso seja

necessário reduzi-las nos estudos do Projeto Básico, valores significantemente menores poderão ser

obtidos.

Com relação às tensões nos terminais das linhas, os valores encontrados estão compatíveis com os

observados em projetos similares, enquanto que a energia dissipada nos para-raios de ZnO resultou

muito baixa, mesmo para uma coluna de para-raios.


As simulações de religamento tripolar pelo terminal de Janaúba 3 foram realizadas considerando as


I) rede completa;

II) indisponibilidade do transformador de Janaúba 3 em 500/230 kV, 300MVA; e

III) indisponibilidade da LT 230 kV Janaúba – Irapé.

As tabelas e figuras apresentadas a seguir sumarizam os principais resultados encontrados. As

sobretensões mais elevadas foram encontradas ao longo da linha, com os valores máximos de tensão

fase terra e tensão entre fases, respectivamente, iguais a 3,02 p.u. e 2,73 p.u., quando da

indisponibilidade da LT 230 kV Janaúba – Irapé.






Tabela 15 – Religamento tripolar da Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, por Janaúba 3 (tensões fase - terra e energia nos para-raios)


Caso Local do defeito Sucesso Vpré

(pu)




I

---

SIM

1,05

2,05 0,35 2,79 2,14 0,32 2,69 1,93 0,16 2,07 131

1/2 da linha 1,93 0,27 2,49 2,05 0,28 2,59 1,91 0,14 2,06 75

Fim da linha 1,93 0,26 2,46 2,06 0,26 2,55 1,92 0,13 2,05 125

1/2 da linha NÃO

2,07 0,35 2,83 2,15 0,32 2,80 1,94 0,10 2,08 177

Fim da linha 2,03 0,33 2,68 2,14 0,36 2,97 1,95 0,09 2,08 136

II

---

SIM

1,05

1,95 0,31 2,61 2,05 0,31 2,59 1,90 0,17 2,07 128

1/2 da linha 1,83 0,25 2,36 1,95 0,28 2,42 1,86 0,18 2,04 111

Fim da linha 1,86 0,25 2,35 1,98 0,27 2,44 1,88 0,16 2,04 115

1/2 da linha NÃO

2,01 0,34 2,78 2,07 0,34 2,75 1,91 0,14 2,07 169

Fim da linha 1,92 0,32 2,68 2,00 0,34 2,72 1,90 0,12 2,07 180

III

---

SIM

1,05

2,13 0,36 2,81 2,19 0,35 2,94 1,94 0,17 2,09 157

1/2 da linha 2,08 0,29 2,66 2,14 0,29 2,68 1,95 0,11 2,06 147

Fim da linha 2,02 0,28 2,69 2,10 0,29 2,67 1,93 0,13 2,06 145

1/2 da linha NÃO

2,23 0,39 3,02 2,27 0,33 2,90 1,98 0,10 2,09 253

Fim da linha 2,11 0,31 2,83 2,21 0,31 2,93 1,97 0,08 2,09 202




Tabela 16 – Religamento tripolar da Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, por Janaúba 3 (tensões fase - fase)



(pu)




I

---

SIM

1,05

1,71 0,30 2,53 1,74 0,32 2,47 1,78 0,32 2,32

1/2 da linha 1,61 0,28 2,25 1,64 0,29 2,26 1,69 0,29 2,27

Fim da linha 1,60 0,27 2,29 1,62 0,27 2,35 1,66 0,27 2,29

1/2 da linha NÃO

1,50 0,24 2,14 1,52 0,26 2,18 1,55 0,25 2,18

Fim da linha 1,53 0,24 2,16 1,54 0,24 2,20 1,55 0,24 2,22

II

---

SIM

1,05

1,59 0,24 2,30 1,61 0,26 2,36 1,64 0,26 2,27

1/2 da linha 1,51 0,24 2,19 1,55 0,25 2,21 1,59 0,25 2,22

Fim da linha 1,51 0,23 2,12 1,53 0,23 2,08 1,57 0,24 2,18

1/2 da linha NÃO

1,44 0,21 1,95 1,46 0,22 2,02 1,48 0,21 2,05

Fim da linha 1,45 0,22 1,93 1,45 0,21 1,94 1,46 0,21 1,98

III

---

SIM

1,05

1,74 0,32 2,59 1,79 0,34 2,73 1,82 0,31 2,36

1/2 da linha 1,69 0,28 2,35 1,74 0,30 2,51 1,76 0,28 2,30

Fim da linha 1,64 0,27 2,29 1,70 0,30 2,46 1,74 0,29 2,30

1/2 da linha NÃO

1,60 0,28 2,28 1,62 0,29 2,32 1,63 0,27 2,25

Fim da linha 1,59 0,26 2,26 1,59 0,27 2,24 1,58 0,29 2,24


Figura 24 – Religamento Tripolar da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, por Janaúba 3 Com falta no fim da linha, Indisponibilidade da LT 230 kV Janaúba – Irapé

Situação de maior sobretensão no terminal Jaíba 230 kV Tensões fase-terra no fim da linha no terminal de Jaíba 230 kV



Figura 25 – Religamento Tripolar da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, por Janaúba 3 Com falta no ½ da linha, Indisponibilidade da LT 230 kV Janaúba – Irapé

Situação de maior energia nos para-raios, terminal Jaíba 230 kV

As simulações de religamento tripolar, pelo terminal de Jaíba, foram realizadas considerando as


I) rede completa; e

II) indisponibilidade do transformador Jaíba 230/138 kV.


fase-terra resultou em 2,55 pu, registrado a 1/2 do comprimento da linha, para o religamento sem

defeito, rede completa, enquanto para as sobretensões entre fases o maior valor encontrado foi igual

a 2,24 pu para a condição sem falta, em diferentes pontos da linha, com indisponibilidade do

transformador Jaíba 230/138 kV.


entre fase e terra e, entre fases, a 2,03 p.u. e 2,25 p.u. Com relação a energia dissipada nos para-




Tabela 17 – Religamento tripolar da Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, por Jaíba (tensões fase - terra e energia nos para-raios)



(pu)




I

---

SIM

1,05

1,91 0,32 2,55 1,91 0,28 2,44 1,82 0,20 2,03 137

1/2 da linha 1,82 0,35 2,51 1,82 0,33 2,43 1,75 0,26 2,02 92

Fim da linha 1,88 0,24 2,36 1,91 0,23 2,35 1,83 0,16 2,00 93

1/2 da linha NÃO

1,67 0,41 2,50 1,67 0,39 2,40 1,61 0,33 2,00 107

Fim da linha 1,79 0,25 2,13 1,83 0,25 2,13 1,79 0,21 1,98 49

II

---

SIM

1,05

1,97 0,30 2,54 1,94 0,26 2,37 1,85 0,19 2,03 99

1/2 da linha 1,97 0,21 2,35 1,95 0,18 2,23 1,88 0,13 2,00 35

Fim da linha 1,94 0,21 2,30 1,93 0,19 2,22 1,86 0,14 2,00 115

1/2 da linha NÃO

1,95 0,23 2,24 1,92 0,19 2,14 1,86 0,16 1,97 110

Fim da linha 1,89 0,22 2,19 1,89 0,19 2,16 1,85 0,15 1,98 94

I) Rede Completa II) Indisponibilidade do Transformador Jaíba 230/138

Tabela 18 – Religamento tripolar da Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, por Jaíba (tensões fase - fase)



(pu)




I

---

SIM

1,05

1,37 0,28 2,16 1,38 0,28 2,20 1,59 0,25 2,21

1/2 da linha 1,30 0,21 1,91 1,32 0,22 1,92 1,52 0,30 2,21

Fim da linha 1,32 0,23 1,99 1,33 0,23 1,96 1,54 0,26 2,13

1/2 da linha NÃO

0,86 0,23 1,31 0,88 0,24 1,31 1,40 0,28 2,20

Fim da linha 0,98 0,19 1,37 0,96 0,18 1,27 1,43 0,21 2,06

II

---

SIM

1,05

1,50 0,32 2,24 1,71 0,26 2,24 1,79 0,27 2,25

1/2 da linha 1,39 0,28 2,08 1,40 0,28 2,09 1,60 0,25 2,12

Fim da linha 1,38 0,24 1,98 1,38 0,25 2,01 1,59 0,27 2,20

1/2 da linha NÃO

0,95 0,18 1,29 0,97 0,18 1,30 1,49 0,21 2,20

Fim da linha 0,98 0,16 1,35 0,96 0,15 1,27 1,46 0,21 2,17

I) Rede Completa II) Indisponibilidade do Transformador Jaíba 230/138



Figura 26 - Religamento Tripolar da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, por Jaíba Sem falta, rede completa - Situação de maior sobretensão no terminal Jaíba 230 kV

Figura 27 - Religamento Tripolar da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, por Jaíba Sem falta, rede completa - Maior energia nos para-raios, terminal Janaúba 3 230 kV




As simulações de religamento tripolar, pelo terminal de Pirapora 2, foram realizadas considerando as


I) rede completa;

II) indisponibilidade do transformador 345/138 kV da SE Pirapora 2; e



fase-terra resultou em 2,86 pu, registrado a ¾ do comprimento da linha, para o religamento sem

sucesso e com defeito no final da linha, com indisponibilidade da LT 345 kV Montes Claros - Pirapora

2, enquanto para as sobretensões entre fases o maior valor encontrado foi igual a 2,48 pu para a

condição sem falta, no meio da linha, com a rede completa.


entre fase e terra e entre fases, a 1,97 p.u. e 2,19 p.u. Com relação à energia dissipada nos para-


Tabela 19 – Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal Pirapora 2 (tensões fase-terra e energia nos para-raios)



(pu)




I

---

SIM

1,05

1,99 0,33 2,68 2,07 0,33 2,79 1,83 0,14 1,97 350

1/2 da linha 1,90 0,22 2,41 1,97 0,24 2,52 1,82 0,09 1,94 279

Fim da linha 1,91 0,24 2,42 1,98 0,23 2,49 1,83 0,08 1,93 307

1/2 da linha NÃO

1,99 0,31 2,71 2,03 0,29 2,67 1,83 0,09 1,95 329

Fim da linha 1,98 0,36 2,82 2,03 0,36 2,86 1,82 0,08 1,95 430

II

---

SIM

1,05

1,93 0,32 2,60 2,01 0,32 2,83 1,81 0,14 1,95 321

1/2 da linha 1,87 0,22 2,39 1,93 0,24 2,66 1,81 0,09 1,93 311

Fim da linha 1,86 0,23 2,48 1,92 0,22 2,43 1,81 0,09 1,94 306

1/2 da linha NÃO

1,94 0,30 2,54 1,97 0,28 2,47 1,82 0,10 1,94 388

Fim da linha 1,93 0,35 2,66 1,96 0,33 2,73 1,81 0,08 1,94 400

III

---

SIM

1,05

1,94 0,33 2,70 2,03 0,33 2,83 1,82 0,15 1,97 346

1/2 da linha 1,94 0,22 2,45 2,01 0,23 2,53 1,84 0,07 1,95 333

Fim da linha 1,90 0,24 2,51 1,98 0,24 2,56 1,83 0,08 1,94 293

1/2 da linha NÃO

2,04 0,32 2,71 2,06 0,27 2,65 1,84 0,09 1,96 475

Fim da linha 2,03 0,35 2,83 2,11 0,38 2,86 1,84 0,07 1,95 432




Tabela 20 – Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal Pirapora 2 (tensões fase-fase)



(pu)




I

---

SIM

1,05

1,66 0,27 2,48 1,70 0,26 2,33 1,72 0,24 2,19

1/2 da linha 1,57 0,25 2,23 1,62 0,25 2,16 1,66 0,24 2,12

Fim da linha 1,58 0,26 2,27 1,62 0,25 2,19 1,67 0,24 2,13

1/2 da linha NÃO

1,48 0,24 2,04 1,55 0,25 2,27 1,55 0,25 2,12

Fim da linha 1,50 0,24 2,03 1,55 0,26 2,15 1,57 0,24 2,06

II

---

SIM

1,05

1,58 0,24 2,42 1,61 0,25 2,30 1,64 0,24 2,17

1/2 da linha 1,56 0,22 2,18 1,62 0,23 2,18 1,59 0,23 2,11

Fim da linha 1,56 0,21 2,07 1,62 0,23 2,12 1,59 0,22 2,08

1/2 da linha NÃO

1,44 0,22 1,98 1,49 0,24 2,02 1,50 0,23 2,03

Fim da linha 1,46 0,23 1,96 1,49 0,25 2,07 1,52 0,23 2,05

III

---

SIM

1,05

1,64 0,27 2,47 1,68 0,28 2,44 1,71 0,26 2,19

1/2 da linha 1,62 0,26 2,27 1,66 0,26 2,23 1,69 0,25 2,13

Fim da linha 1,57 0,27 2,25 1,61 0,26 2,23 1,67 0,26 2,13

1/2 da linha NÃO

1,47 0,24 2,00 1,53 0,27 2,14 1,55 0,25 2,09

Fim da linha 1,48 0,25 2,00 1,53 0,27 2,24 1,55 0,26 2,11




Figura 28 – Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal de

Pirapora 2 Religamento sem sucesso, falta no fim da linha, Indisponibilidade LT 345 kV Montes Claros

- Pirapora 2


Figura 29 – Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal de

Pirapora 2 Religamento sem sucesso, falta em ½ da linha, Indisponibilidade LT 345 kV Montes Claros -

Pirapora 2 Situação de maior energia dissipada nos para-raios Tensões fase-terra no terminal de Três Marias 345 kV



Figura 30 - Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal de Pirapora 2

Religamento sem sucesso, falta em ½ da linha, Indisponibilidade LT 345 kV Montes Claros - Pirapora 2

Situação de maior energia dissipada nos para-raios Energia no para-raios no terminal de Três Marias 345 kV

As simulações de religamento tripolar, pelo terminal de Três Marias, foram realizadas considerando

as seguintes configurações da rede de transmissão:

I) rede completa;

II) indisponibilidade do transformador 345/138 kV da SE Pirapora 2, 300 MVA; e



fase-terra resultou em 2,67 pu, registrado a ¾ do comprimento da linha, para a religamento sem

defeito, com indisponibilidade da LT 345 kV Montes Claros - Pirapora 2, enquanto para as

sobretensões entre fases o maior valor encontrado foi igual a 2,16 pu para a condição sem falta, a ¾

do comprimento da linha, com a rede completa.






Tabela 21 – Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal pelo terminal de Três Marias (tensões fase-terra e energia nos para-raios)



(pu)




I

---

SIM

1,05

1,79 0,29 2,56 1,89 0,31 2,61 1,76 0,16 1,94 201

1/2 da linha 1,77 0,15 2,18 1,81 0,18 2,24 1,77 0,08 1,90 257

Fim da linha 1,71 0,20 2,36 1,80 0,19 2,48 1,77 0,07 1,90 109

1/2 da linha NÃO

1,85 0,19 2,46 1,91 0,22 2,42 1,80 0,09 1,91 261

Fim da linha 1,79 0,26 2,40 1,85 0,24 2,40 1,79 0,07 1,92 192

II

---

SIM

1,05

1,79 0,28 2,56 1,89 0,31 2,64 1,77 0,15 1,94 272

1/2 da linha 1,75 0,16 2,29 1,81 0,20 2,33 1,76 0,10 1,90 250

Fim da linha 1,72 0,19 2,29 1,79 0,17 2,35 1,79 0,06 1,91 115

1/2 da linha NÃO

1,81 0,20 2,40 1,87 0,23 2,31 1,78 0,09 1,90 376

Fim da linha 1,79 0,24 2,42 1,84 0,22 2,38 1,79 0,06 1,92 256

III

---

SIM

1,05

1,83 0,30 2,66 1,91 0,33 2,67 1,77 0,17 1,94 221

1/2 da linha 1,78 0,16 2,20 1,81 0,18 2,29 1,77 0,09 1,90 197

Fim da linha 1,72 0,23 2,40 1,79 0,23 2,52 1,77 0,08 1,92 204

1/2 da linha NÃO

1,85 0,20 2,38 1,90 0,22 2,53 1,79 0,09 1,92 247

Fim da linha 1,78 0,30 2,56 1,83 0,27 2,41 1,78 0,08 1,92 383

I) Rede Completa II) Indisponibilidade do Transformador 500/345 kV da SE Pirapora 2 III) Indisponibilidade LT 345 kV Montes Claros -

Pirapora 2



Tabela 22 – Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal pelo terminal de Três Marias (tensões fase-fase)



(pu)




I

---

SIM

1,05

1,53 0,20 2,04 1,57 0,22 2,16 1,63 0,24 2,10

1/2 da linha 1,48 0,17 1,92 1,51 0,18 1,97 1,57 0,19 2,03

Fim da linha 1,48 0,18 1,92 1,53 0,19 2,03 1,57 0,20 2,04

1/2 da linha NÃO

1,43 0,16 1,80 1,46 0,17 1,90 1,51 0,18 1,92

Fim da linha 1,41 0,17 1,82 1,43 0,17 1,92 1,48 0,19 1,92

II

---

SIM

1,05

1,52 0,18 2,00 1,56 0,19 2,12 1,62 0,21 2,08

1/2 da linha 1,50 0,16 1,90 1,57 0,17 1,93 1,57 0,19 1,99

Fim da linha 1,50 0,16 1,90 1,57 0,18 1,97 1,57 0,20 2,01

1/2 da linha NÃO

1,39 0,17 1,82 1,43 0,17 1,81 1,46 0,19 1,87

Fim da linha 1,41 0,16 1,82 1,45 0,17 1,84 1,50 0,18 1,86

III

---

SIM

1,05

1,55 0,19 2,00 1,60 0,21 2,08 1,65 0,22 2,07

1/2 da linha 1,48 0,18 1,92 1,52 0,19 1,95 1,57 0,20 2,00

Fim da linha 1,48 0,20 2,09 1,53 0,21 2,08 1,57 0,22 2,06

1/2 da linha NÃO

1,45 0,17 1,81 1,47 0,17 1,81 1,51 0,17 1,86

Fim da linha 1,41 0,21 2,08 1,44 0,21 2,11 1,48 0,22 2,06




Figura 31 - Religamento tripolar da LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias, pelo terminal de

Três Marias Religamento com sucesso, sem falta, Indisponibilidade LT 345 kV Montes Claros - Pirapora

2



Três Marias Religamento sem sucesso, com falta no fim da linha, Indisponibilidade LT 345 kV Montes

Claros - Pirapora 2

Situação de maior energia dissipada nos para-raios Tensões fase-terra no terminal Pirapora 2




Três Marias Religamento sem sucesso, com falta no fim da linha, Indisponibilidade LT 345 kV Montes

Claros - Pirapora 2

Situação de maior energia dissipada nos para-raios Energia nos para-raios no terminal Pirapora 2



9 REJEIÇÃO DE CARGA

As simulações de rejeição de carga foram realizadas de acordo com os critérios definidos no item 0,

por ambos os terminais de cada linha de transmissão analisada.

Na avaliação de sobretensões foram representados os para-raios de óxido de zinco através de suas

características máximas enquanto que na avaliação das energias dissipadas, através de suas

características mínimas.


A energia dissipada nos para-raios de ZnO foi extremamente reduzida em todos os casos simulados

de rejeição de carga.

Quanto às sobretensões impostas aos terminais das linhas, os valores encontrados para a linha em

230 kV situam-se dentro de limites usualmente encontrados nesse tipo de manobra, enquanto que

para a linha em 345 kV foram bastante reduzidos.

Para as sobretensões aos longo das linhas analisadas, os valores encontrados resultaram

consideravelmente inferiores aos limites considerados usualmente para o isolamento de linhas dessas

classes de tensão, em surtos de manobra.


Para essa linha de transmissão em circuito duplo a rejeição de carga foi simulada considerando a

abertura dos dois circuitos em um dos terminas, em condição sem curto na linha e em condição de

curto na linha.

A Tabela 23 apresenta um sumário dos resultados obtidos para as seguintes topologias da rede:

I) rede completa;

II) indisponibilidade de um dos transformadores de Janaúba 3 em 500/230 kV, 300 MVA para

abertura do terminal Jaíba 230 kV e indisponibilidade de um dos transformadores de Jaíba em

230/138 kV, 100 MVA para abertura do Janaúba 3 230 kV.

Para todos os casos pode ser observada a baixa energia dissipada nos para-raios de ZnO, com o

maior valor igual a 136 KJ, compatível com apenas uma coluna de para-raios.



Quanto às sobretensões impostas aos terminais da linha os maiores valores encontrados foram,

respectivamente, 2,04 p.u e 2,16 p.u., para tensão entre fase e terra e para tensão entre fases. No

que diz respeito a tensão no meio da linha, o maior valor encontrado foi 2,35 p.u., valor

consideravelmente inferior aos limites considerados usualmente para o isolamento de linhas dessa

classe de tensão em surtos de manobra.

Tabela 23 – Rejeição dupla na LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2

Condição da Rede

Local de Abertura

Fluxo por circuito da

linha (MW)

Falta aplicada

em

Sobretensões Máximas (pu) Energia nos para-raios (kJ)

tipo Terminal

A ½ da LT

Terminal B

Terminal A

Terminal B

I

Terminal A

160

–----- fase-terra 1,98 1,97 1,88

77 3,6 fase-fase 2,07 1,97 2,00

Terminal A

(fase C, C1)

fase-terra 2,02 2,29 1,93 86 10

fase-fase 2,06 1,72 1,83

Terminal B

160

–-- fase-terra 1,28 1,42 1,53

0,1 0,1 fase-fase 1,31 1,34 1,38

Terminal B

(fase C, C1)

fase-terra 1,30 1,53 1,77 0,1 0,3

fase-fase 1,30 1,40 1,42

II

Terminal A

160

–----- fase-terra 1,96 2,35 1,94

136 18 fase-fase 2,16 2,05 1,92

Terminal A

(fase C, C1)

fase-terra 2,04 2,17 1,95 130 10,7

fase-fase 1,81 1,78 1,99

Terminal B

160

–-- fase-terra 1,41 1,62 1,81

0,1 0,8 fase-fase 1,47 1,44 1,51

Terminal B

(fase C, C1)

fase-terra 1,24 2,17 1,90 0,1 12,3

fase-fase 1,31 1,27 1,31

I) Rede completa; II) indisponibilidade de um dos transformadores de Janaúba 3 em 500/230 kV, 300 MVA para abertura do

terminal B e indisponibilidade de um dos transformadores de Jaíba em 230/138 kV, 100 MVA para abertura do terminal A.

As figuras a seguir ilustram o comportamento da tensão e da energia dissipada nos para-raios de

ZnO para a situação simulada em que ocorreu a maior sobretensão no terminal Janaúba 3.



Figura 34 – Rejeição dupla da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, a partir da

SE Janaúba 3, com falta Situação de maior sobretensão no terminal Janaúba 3 Tensões fase-terra no terminal de Janaúba 3 230 kV

Figura 35 – Rejeição dupla da LT 230 kV Janaúba 3 – Jaíba, C1 e C2, a partir da

SE Janaúba 3, sem falta Situação de maior energia dissipada nos PRs

Energia nos para-raios no terminal de Janaúba 3 230 kV




A Tabela 24 apresenta um sumário dos resultados obtidos para as seguintes topologias da rede:

I) rede completa;

II) indisponibilidade da LT 345 kV Três Marias – São Gotardo; e

III) indisponibilidade do transformador 500/345 kV da SE Pirapora 2.

Tabela 24 – Rejeição de Carga na LT 345 kV Pirapora – Três Marias

Condição da Rede

Local de Abertura

Fluxo Linha (MW)

Falta aplicada

em

Sobretensões Máximas (pu) Energia nos para-raios (kJ)

tipo Terminal

A ½ da LT

Terminal B

Terminal A

Terminal B

I

Terminal A 514

–----- fase-terra 1,15 1,12 1,10

0,035 0,035 fase-fase 1,13 1,12 1,06

Terminal A

(fase C)

fase-terra 1,66 1,38 1,39 1,6 0,069

fase-fase 1,34 1,33 1,35

Terminal B 514

–-- fase-terra 1,06 1,11 1,16

0,035 0,035 fase-fase 1,06 1,14 1,20

Terminal B

(fase A)

fase-terra 1,06 1,42 1,67 0,025 2,2

fase-fase 1,07 1,15 1,20

II

Terminal A 1700

–----- fase-terra 1,15 1,13 1,09

0,035 0,036 fase-fase 1,10 1,08 1,05

Terminal A

(fase C)

fase-terra 1,45 1,31 1,33 1,30 0,068

fase-fase 1,29 1,27 1,29

III

Terminal B 1500

–-- fase-terra 1,09 1,17 1,20

0,036 0,037 fase-fase 1,07 1,15 1,21

Terminal B

(fase A)

fase-terra 1,11 1,44 1,67 2,3 0,035

fase-fase 1,07 1,15 1,21

I) Rede completa II) Sem a LT 345 kV Três Marias – São Gotardo III) Sem o transformador 500/345 kV da SE Pirapora 2

Para todos os casos pode ser observada a baixa energia dissipada nos para-raios de ZnO, com o

maior valor igual a 2,3 KJ, compatível com apenas uma coluna de para-raios.

Quanto às sobretensões impostas aos terminais da linha, essas resultaram baixas, com os maiores

valores encontrados, respectivamente, 1,67 p.u e 1,35 p.u., para tensão entre fase e terra e para

tensão entre fases. No no meio da linha, o maior valor encontrado foi 1,44 p.u., valor



consideravelmente inferior aos limites considerados usualmente para o isolamento de linhas dessa

classe de tensão em surtos de manobra.

A figura a seguir ilustra o comportamento da tensão no terminal de Três Marias para rejeição nesse

terminal, com indisponibilidade do transformador 500/345 kV da SE Pirapora 2, situação simulada em

que ocorreu a maior sobretensão no terminal.

Figura 36 – Rejeição da LT 500 kV Pirapora 2 – Três Marias, a partir da SE Três Marias

Com falta, sem o transformador 500/345 kV da SE Pirapora 2 Tensão fase-terra no terminal de Três Marias



10 SUBESTAÇÕES JAÍBA E JANAÚBA 3

10.1 SE Jaíba 230 kV/138kV

Para as duas unidades de transformação em 230 kV/138 kV, 100 MVA, previstas para a SE Jaíba, não

foi considerado necessária a elaboração de estudos de transitórios eletromagnéticos de manobra, na

fase de planejamento, como previsto no Relatório R2. São unidades de baixa potência nominal, a

serem implantadas em uma nova instalação.

De todo modo, é recomendado que seja indicada para a especificação do leilão que poderá ser

necessário a instalação de dispositivos de controle de manobras nos disjuntores dessas instalações,

caso as análises do Projeto Básico assim identifiquem.

10.2 SE Janaúba 3 500kV/230kV

Para as duas unidades de transformação em 500 kV/230 kV, 300 MVA, previstas para a SE Janaúba

3, igualmente não foi considerado necessária a elaboração de estudos de transitórios

eletromagnéticos de manobra, na fase de planejamento, como previsto no Relatório R2.

É de se considerar as características das linhas de transmissão conectadas a essa subestação, o

sistema em 500 kV bastante malhado no ponto de conexão, o nível de curto-circuito, além da

potência nominal de 300 MVA de transformação, unidade usualmente implantada na Rede Básica,

sem dificuldades relevantes.

Entretanto, é importante que que seja indicada para a especificação do leilão, que poderá ser

necessário a instalação de dispositivos de controle de manobras nos disjuntores dessas instalações,

caso as análises do Projeto Básico assim identifiquem, inclusive por interferência com demais

elementos do sistema existente, sobretudo transformadores.



11 REFERÊNCIAS

[1] Estudo Prospectivo para Escoamento do Potencial Solar das Regiões Norte e Noroeste de Minas Gerais, Relatório R1, no EPE-DEE-RE-031/2017_rev0, junho 2017.

[2] Balossi , A,;Malaguti, M,;Ostano, P, Laboratory full-scale tests for determination of the secondary arc extinction time in high-speed reclosing, IEEE Summer Power Meeting, New Orleans, July 10-15, 1966.

[3] Salari, J. C.; Silva Filho, J., I.; Dart, F., C..O Sistema computacional ELEKTRA - Integração de modelos matemáticos para o dimensionamento otimizado de linhas de transmissão com feixes convencionais e não convencionais, X SEPOPE, Florianópolis, Brasil, maio 2006.



ANEXO A: DADOS DA REDE REPRESENTADA

A.1 Linhas de Transmissão

Tabela A.1.1 – Parâmetros distribuídos das linhas de transmissão em 500kV

BARRA DE N BARRA

DE

BARRA

PARA

N BARRA

PARA Circuito

Comprimento

LT (km)

Seq. Positiva Seq. Zero

R+

(Ω/km)

X+

(Ω/km)

B+

(μS/km)

R0

(Ω/km)

X0

(Ω/km)

B0

(μS/km)

Pirapora 2 1525 Arinos 2 39813 1 213 0,0139 0,1920 8,6636 0,3216 1,4003 3,2544

Pirapora 2 1525 Luziânia 4300 1 346,1 0,0170 0,2580 6,2200 0,3320 1,3440 3,1100

Pirapora 2 1525 Paracatu 4 1523 1 244,2 0,0250 0,3720 4,8540 0,3520 1,3650 2,4270

Paracatu 4 1523 Luziânia 4300 1 110,8 0,0200 0,3000 6,4170 0,3280 1,4030 3,2080

Pirapora 2 1525 Presidente Juscelino

26465 1 177 0,0139 0,1920 8,6636 0,3216 1,4003 3,2544

Pirapora 2 1525 Presidente Juscelino

26465 2 177 0,0139 0,1920 8,6636 0,3216 1,4003 3,2544

Pirapora 2 1525 Janaúba 3 38900 1 237 0,0139 0,1920 8,6636 0,3216 1,4003 3,2544

Janaúba 3 38900 Presidente Juscelino

26465 1 337 0,0139 0,1920 8,6636 0,3216 1,4003 3,2544

Janaúba 3 38900 Presidente Juscelino

26465 2 330 0,0139 0,1920 8,6636 0,3216 1,4003 3,2544

Janaúba 3 38900 Igaporã 3 11594 1 245 0,0139 0,1920 8,6636 0,3216 1,4003 3,2544

Janaúba 3 38900 Igaporã 3 11594 2 245 0,0139 0,1920 8,6636 0,3216 1,4003 3,2544

Janaúba 3 38900 Bom Jesus

da Lapa 585 1 299 0,0139 0,1920 8,6636 0,3216 1,4003 3,2544

Igaporã 3 11594 Bom Jesus

da Lapa 585 1 127,7 0,0370 0,5130 7,5722 0,7174 2,7435 4,5433

Igaporã 3 11594 Bom Jesus

da Lapa 585 2 127,7 0,0196 0,3261 7,5722 0,4435 1,7500 4,5433




BARRA DE N BARRA

DE

BARRA

PARA

N

BARRA

PARA

Circuito Comprimento

LT (km)


R+

(Ω/km)

X+

(Ω/km)

B+

(μS/km)

R0

(Ω/km)

X0

(Ω/km)

B0

(μS/km)

Pirapora 2 1524 Montes Claros 2

1493 1 170 0,03588 0,3741 4,3693 0,36158 1,4226 2,9141

Pirapora 2 1524 Várzea da

Palma 1519 1 35 0,03595 0,37789 4,33198 0,36342 1,41642 2,88810

Montes Claros 2

1493 Irapé 1510 1 140 0,03629 0,3581 4,61825 0,38164 1,4631 2,72571

Montes Claros 2

1493 Várzea da

Palma 1519 1 149,5 0,03621 0,37447 4,40010 0,35377 1,42129 2,81126

Três Marias 1515 Várzea da

Palma 1519 1 96,3

0,03763 0,37600 4,40720 0,39913 1,39841 2,85696

Três Marias 1515 Sete Lagoas

4 1505 1 176,72

0,04163 0,38023 4,43350 0,49443 1,38089 3,33013

Três Marias 1515 São Gotardo 1502 1 166 0,03619 0,38083 4,35855 0,36138 1,43087 2,85780

Sete Lagoas 4

1505 Presidente Juscelino

26470 1 101 0,041 0,351 4,3610 0,494 1,45 2,1810

Sete Lagoas 4

1505 Presidente Juscelino

26470 2 101 0,041 0,351 4,3610 0,494 1,45 2,1810

Sete Lagoas 4

1505 Neves 1496 1 49,13 0,04142 0,38025 4,43116 0,49079 1,38827 3,34711

Sete Lagoas 4

1505 Betim 26454 1 47 0,039 0,335 4,1510 0,473 1,384 2,0750

Pirapora 2 1524 Três Marias 1515 1 108 0,02957 0,3771 4,4137 0,35197 1,5033 2,9144

Neves 1496 Betim 26454 1 18 0,036 0,31 3,8270 0,414 1,514 1,9140


BARRA

DE

N BARRA

DE

BARRA

PARA

N BARRA

PARA Circuito

Comprimento

LT (km)


R+

(Ω/km)

X+

(Ω/km)

B+

(μS/km)

R0

(Ω/km

X0

(Ω/km)

B0

(μS/km)

Janaúba 3

1708 Irapé 1521 1 135 0,0404 0,3272 5,0704 0,2568 1,1009 3,0422

Irapé 1521 Araçuaí 1522 1 61 0,1353 0,6296 3,9171 0,3512 1,6971 2,3502

Irapé 1521 Araçuaí 1522 2 61 0,0538 0,2706 2,7184 0,2494 0,8972 1,631

Jaíba 38971 Janaúba 3 1708 1 95 0,04095 0,3188 5,21619 0,37046 1,6334 2,68801

Jaíba 38971 Janaúba 3 1708 2 95 0,04095 0,3188 5,21619 0,37046 1,6334 2,68801




BARRA DE N BARRA

DE

BARRA

PARA

N

BARRA

PARA


LT (km)


R+

(Ω/km)

X+

(Ω/km)

B+

(μS/km)

R0

(Ω/km)

X0

(Ω/km)

B0

(μS/km)

Jaíba 38972 Manga 5 1815 1 17,3 0,32550 0,80490 5,25100 0,80790 3,02240 3,15060

Jaíba 38972 Manga 3 1814 1 12,43 0,32550 0,80490 5,25100 0,80790 3,02240 3,15060

Manga 5 1815 Manga 6 1815 1 18,8 0,19144 0,49273 3,34457 0,48801 1,89295 2,11503

Manga 3 1814 Janaúba 38972 1 74,35 0,19085 0,50109 3,27680 0,47676 1,87194 2,01599

Janaúba 3 1809 FSA 1806 1 59,19 0,18140 0,44920 2,94270 0,44900 1,68420 1,76560

FSA 1806 Montes Claros 3

1817 1 63,4 0,19000 0,48400 3,39990 0,47000 1,81440 2,04000

Janaúba 3 1809 Janaúba 38972 1 12,41 0,32550 0,80490 5,25100 0,80790 3,02240 3,15060

Três Marias 1516 Varzea da

Palma 1516 1

93,18 0,15228 0,39983 2,61462 0,38042 1,49365 1,60859

Varzea da Palma

1516 Pirapora 2

1824 1 35

0,40542 1,06445 6,96086 1,01278 3,97653 4,28254

Manga 5 1815 Manga 3 1814 1 29,23 0,19129 0,49245 3,33410 0,4814 1,8941 1,97199

Tabela A.1.5 – Compensação reativa das linhas em 500kV

BARRA DE N BARRA

DE

BARRA

PARA

N

BARRA

PARA


LT (km)


R+

(Ω/km)

X+

(Ω/km)

B+

(μS/km)

R0

(Ω/km)

X0

(Ω/km)

B0

(μS/km)

Jaíba 38972 Manga 5 1815 1 17,3 0,32550 0,80490 5,25100 0,80790 3,02240 3,15060

Jaíba 38972 Manga 3 1814 1 12,43 0,32550 0,80490 5,25100 0,80790 3,02240 3,15060

Manga 5 1815 Manga 6 1815 1 18,8 0,19144 0,49273 3,34457 0,48801 1,89295 2,11503

Manga 3 1814 Janaúba 38972 1 74,35 0,19085 0,50109 3,27680 0,47676 1,87194 2,01599

Janaúba 3 1809 FSA 1806 1 59,19 0,18140 0,44920 2,94270 0,44900 1,68420 1,76560

FSA 1806 Montes Claros 3

1817 1 63,4 0,19000 0,48400 3,39990 0,47000 1,81440 2,04000

Janaúba 3 1809 Janaúba 38972 1 12,41 0,32550 0,80490 5,25100 0,80790 3,02240 3,15060

Três Marias 1516 Varzea da

Palma 1516 1

93,18 0,15228 0,39983 2,61462 0,38042 1,49365 1,60859

Varzea da Palma

1516 Pirapora 2

1824 1 35

0,40542 1,06445 6,96086 1,01278 3,97653 4,28254

Manga 5 1815 Manga 3 1814 1 29,23 0,19129 0,49245 3,33410 0,4814 1,8941 1,97199



A.2 Transformadores

Tabela A.2.1 – Parâmetros dos autotransformadores e transformadores

Subestação S

(MVA) Unidade Relação Ligação

Dados de Reatância por Transformadores

Xp(Ω) Xs(Ω) Xt(Ω)

Sete Lagoas 4 375 T1 345/138/13,8 YYD 35,708 -1,143 0,428

Sete Lagoas 4 375 T2 345/138/13,8 YYD 35,708 -1,143 0,428

São Gotardo 2 - Auto transformador

300 T1 345/138/13,8 YYD 29,613 -0,341 0,715

São Gotardo 2- Defasador 300 T1 138/138/13,8 YYD 1,238 1,238 0

São Gotardo 2 400 T1 500/345/13,8 YYD 82,280 -3,450 0,410

São Gotardo 2 400 T2 500/345/13,8 YYD 80,460 -3,630 0,410

Pirapora 2 300 T1 345/138/13,8 YYD 58,320 -0,724 0,860

Pirapora 2 300 T2 345/138/13,8 YYD 58,320 -0,724 0,860

Pirapora 2 1050 T1 500/345/13,8 YYD 30,933 0,001 0,007

Pirapora 2 1050 T2 500/345/13,8 YYD 30,933 0,001 0,007

Presidente Juscelino 1200 T1 500/345/13,8 YYD 37,5 -4,761 0,28566

Várzea da Palma 150 T1 345/138/13,8 YYD 53,090 0,686 0,574



Montes Claros 2 150 T1 345/138/13,8 YYD 59,870 0,057 0,570



Irapé 225 T1 345/230/13,8 YYD 69,631 -2,910 1,067

Irapé 225 T2 345/230/13,8 YYD 69,631 -2,910 1,067

Irapé 360 Usina 345/138 YD 69,631 -2,91

Janaúba 3 225 T1 230/138/13,8 YYD 22,852 -0,609 0,496

Janaúba 3 300 T1 500/230/13,8 YYD 108,000 -1,693 0,686

Janaúba 3 300 T2 500/230/13,8 YYD 108,000 -1,693 0,686

Janaúba 3 350 Síncrono 500/13,8 YY 20,813 0,048

Três Marias 150 T11 300/138/13,8 YYD 101,250 -7,140 0,860

Três Marias 150 T12 300/138/13,8 YYD 101,250 -7,140 0,860

Três Marias 388 Usina 300/13,8 YY -24,03 1,028

Três Marias 427 T10 362/303/13,8 YYD 43,500 -19,920 1,530

Três Marias 427 T15 362/303/13,8 YYD 43,500 -19,920 1,530

Jaíba 100 T1 230/138/13,8 YYD 76,123 -4,550 2,285

Jaíba 100 T2 230/138/13,8 YYD 76,123 -4,550 2,285

UTE São Judas 32 UTE 138/13,8 YY 30,47 0,3047



A.3 Pára-raios ZnO

Tabela A.3.1 – Curva de descarga 30x60 µs e capacidades de dissipação do para-raios de 276 kV

nominal Corrente

(A) Tensão

(V)

1 536000

10 540380

100 562500

500 588460

1000 607000

2000 627000

Tabela A.3.2 – Curva de descarga 30x60 µs e capacidades de dissipação do para-raios de 192kV nominal

Corrente

(A) Tensão

(V)

1 319700

10 338100

250 368000

500 377200

1000 391000

2000 404800



A.4 Equivalentes Tabela A.4.1 – Parâmetros elétricos dos equivalentes próprios

TENSÃO(kV) BARRA N BARRA TIPO R1(Ω) X1(Ω) R0(Ω) X0(Ω)

138 São Gotardo 4741 GERADOR 16,497436 56,705414 39,794342 155,74183

138 Várzea da Palma 1831 GERADOR 870,08227 2216,4359 1874,958 5259,5529

138 Sete Lagoas 4 1582 GERADOR 13,527525 69,626768 35,484685 143,57652

138 Pirapora 2 1824 GERADOR 43,384136 264,74969 132,09871 469,07276

138 Montes Claros 1817 SHUNT 19043,981 19043,981 134,56681 -51,03792

138 Manga 5 1815 SHUNT 19043,981 19043,981 12,987818 -

763,89293

138 Janaúba 3 1809 GERADOR 2868,7882 3329,6339 674,99554 1769,778

138 Sete Lagoas 4 1582 GERADOR 16,844228 57,726173 19,689592 71,416904

230 Araçuaí 1522 GERADOR 210,70599 500,25943 0,2185828 47,266679

345 Betim 26454 GERADOR 5,6822535 53,61005 3,2872325 30,377561

345 Neves 1496 GERADOR 1,3989008 44,293964 0,5908401 14,419879

500 Arinos 39813 GERADOR 0,1065375 270,875 14,4745 192,77

500 Presidente Juscelino 26465 GERADOR 5,653 127,9025 21,9465 129,4725

500 Igaporã 11594 GERADOR 4,679 79,11 1,9875 33,9025

500 Luziânia 4300 GERADOR 2,3305 23,9865 0,02025 2,38225

500 Paracatu 4 1523 GERADOR 5,48225 93,7475 5,797 94,51

500 São Gotardo 1503 GERADOR 2,01925 38,68 12,95025 62,795

500 Bom Jesus da Lapa 585 GERADOR 2,5715 65,455 0,0001 0,249

Tabela A.4.2 – Parâmetros elétricos dos equivalentes mútuos

DE(kV) N BARRA

DE BARRA DE PARA(kV) N BARRA

PARA BARRA PARA TIPO R1(Ω) X1(Ω) R0(Ω) X0 (Ω)

138 1824 Pirapora 2 138 1582 Sete Lagoas 4 Linha 30,8894 83,228 73,4127 295,963

138 1824 Pirapora 2 138 1831 Várzea da

Palma Linha 12,0931 21,6016 23,1327 74,0621

138 1817 Montes Claros 138 1824 Pirapora 2 Linha 29,402 77,0273 91,9254 327,766

138 1817 Montes Claros 138 1831

Várzea da Palma Linha 44,6791 76,8749 84,7648 268,844

138 1815 Manga 5 138 1817 Montes Claros Linha 54,5173 133,179 123,017 502,4

138 1582 Sete

Lagoas 4 500 26465 Presidente Juscelino Transformador 23,6146 77,2291 1180,06 2008

230 1522 Araçuaí 138 1809 Janaúba 3 Transformador 95,1407 328,985 400,823 1726,81

345 26454 Betim 500 26465 Presidente Juscelino Transformador 28,9659 240,942 3866,53 6509,48

345 1496 Neves 500 1503 São Gotardo Transformador 1,43889 52,0461 76,0855 266,735

345 1496 Neves 138 1582 Sete Lagoas 4 Transformador 58,9233 234,848 139,152 874,262

345 1496 Neves 500 26465 Presidente Juscelino Transformador 1,57184 66,3588 139,652 411,184

500 4300 Luziânia 500 39813 Arinos Linha 13,9588 110,25 320,475 930,9

500 1523 Paracatu 4 138 1582 Sete Lagoas 4 Transformador 2358,3 2580,25 13923 19410,3

500 1523 Paracatu 4 138 4741 São Gotardo Transformador 1383,7 4228 9177,5 38462,8

500 1503 São

Gotardo 500 1523 Paracatu 4 Linha 19,7533 240,97 1588,43 3615,25

500 1503 São

Gotardo 138 1582 Sete Lagoas 4 Transformador 264,65 850,25 10020 18425,8



DE(kV) N BARRA

DE BARRA DE PARA(kV) N BARRA

PARA BARRA PARA TIPO R1(Ω) X1(Ω) R0(Ω) X0(Ω)

500 1503 São

Gotardo 500 26465 Presidente Juscelino Linha 16,9208 255,575 6214,75 7886,5

500 585 Bom Jesus

da Lapa 500 4300 Luziânia Linha 11,7333 79,805 965,475 1960,43

500 585 Bom Jesus

da Lapa 500 39813 Arinos Linha 7,1885 172,758 371,1 1182,35

A.5 Barras

Tabela A.5.1 – Compensação reativa de barra

TENSÃO(kV) N BARRA NOME DA BARRA NÚMERO DE UNIDADES

UNIDADES EM OPERAÇÃO

Q (Mvar)

138 1814 Manga 3 1 1 3

138 1582 Sete Lagoas 4 1 0 24,5

138 1809 Janaúbas 3 1 1 5,4

230 1521 Irapé 2 1 -40

345 1524 Pirapora 2 2 2 -80

345 1502 São Gotardo 2 0 150

345 1496 Neves 1 0 200

345 1493 Montes Claros 1 1 -50

500 4300 Luziânia 2 2 -136

500 1503 São Gotardo 2 2 -91

500 585 Bom Jesus da Lapa 3 3 -150

500 11594 Igaporã 3 4 4 -150

500 26465 Presidente Juscelino 2 2 -150

500 39813 Arinos 2 2 2 -150

500 38900 Janaúba 3 3 3 -200



ANEXO B: ENTRADAS DE DADOS DO PROGRAMA ATP

ENTRADA DE DADOS COM CONFIGURAÇÃO COMPLETA

BEGIN NEW DATA CASE

C --------------------------------------------------------

C Generated by ATPDRAW dezembro, segunda-feira 18, 2017

C A Bonneville Power Administration program

C by H. K. Høidalen at SEfAS/NTNU - NORWAY 1994-2009

C --------------------------------------------------------

BEGIN PEAK VALUE SEARCH

POWER FREQUENCY 60.

C dT >< Tmax >< Xopt >< Copt ><Epsiln>

2.5E-5 .3 60. 60.

500 1 1 1 1 0 0 1 0

C 1 2 3 4 5 6 7 8

C 345678901234567890123456789012345678901234567890123456789012345678901234567890

/BRANCH

C < n1 >< n2 ><ref1><ref2>< R >< L >< C >

C < n1 >< n2 ><ref1><ref2>< R >< A >< B ><Leng><><>0

X0001A 1.131 0

X0001B 1.131 0

X0001C 1.131 0

C Pirapora 2 500 kV - PRP2S

C Arinos 500 kV- ARNS

C Luziânia 500 kV - LZNS

C Paracatu 4 500 kV - PRC4S

C Presidente Juscelino 500 kV - PRJS

C Janaúba 3 500 kV - JNB3S

C Igaporã 500 kV - IGPS

C Bom Jesus da Lapa 500 kV - BJLS

C São Gotardo 500 kV- SGTS

C Pirapora 2 345 kV - PRP2Q

C Três Marias 345 kV - TRMQ

C Váreza da Palma 345 kV - VRPQ

C Montes Claros - MTCQ

C Irapé 345 kV - IRPQ

C São Gotardo 345 kV - SGTQ

C Sete Lagoas 4 345 kV - STL4Q

C Neves 345 kV - NVSQ

C Betim 345 kV - BTMQ

C Presidente Juscelino 345 kV - PRJQ

C Janaúba 3 - 230kV - JNB3O

C Jaíba 230 kV - JBAO

C Irapé 230 kV - IRPO

C Pirapora 2 138 kV - PRP2M

C Montes Claros 138 kV - MTCM

C Janaúba 3 138 kV - JNB3M

C Manga 3 138 kV - MNG3M

C Sete Lagoas 4 138 kV - STL4M

C São Gotardo 138 kV -SGTM

C Três Marias

C Irapé

C Trafo 1 Pirapora 2 500/345

TRANSFORMER 2.17071191.2X0002A 1.E6 0

2.17070122 1191.22352

13.3701581 1245.37005

28.9798315 1299.51657

159.168975 1407.80962

555.343016 1581.07849

9999

1PRP2SA .773230.933 289.

2PRP2QA .0001 .0001 199.2

3X0003AX0003B .0074 .0067 13.8



TRANSFORMER X0002A X0002B 0

1PRP2SB

2PRP2QB

3X0003BX0003C

TRANSFORMER X0002A X0002C 0

1PRP2SC

2PRP2QC

3X0003CX0003A

C Trafo 2 São Gotardo 2 - 500/345 - 400 MVA

TRANSFORMER .7141191.2X0004A 1.E6 0

0.714 1191.2

2.079 1299.5

6.144 1407.8

24.294 1516.1

56.141 1624.4

109.002 1732.7

9999

1SGTSA 1.875 75. 289.

2SGTQA .0001 .001 199.2

3X0005AX0005B .00328 .13 13.8


1SGTSB

2SGTQB

3X0005BX0005C


1SGTSC

2SGTQC

3X0005CX0005A


C LT 500 kV Luziânia - Pirapora 2

-1LZNSA PRP2SA .00033.00134.003113.46E5 0 0 0

-2LZNSB PRP2SB 1.6E-5.00026.006223.46E5 0 0 0

-3LZNSC PRP2SC 0

C LT 500 kV Paracatu 4 - Pirapora 2

-1PRC4SAPRP2SA .00035.00136.002432.44E5 0 0 0

-2PRC4SBPRP2SB 2.6E-5.00037.004852.44E5 0 0 0

-3PRC4SCPRP2SC 0

C Arinos 500 kV- ARNS

C LT 500 kV Arinos 2 - Pirapora 2

-1ARNSA PRP2SA .00032 .0014.003252.13E5 0 0 0

-2ARNSB PRP2SB 1.4E-5.00019.008662.13E5 0 0 0

-3ARNSC PRP2SC 0

C Luziânia 500 kV - LZNS

C Paracatu 4 500 kV - PRC4S

X0003A 1.131 0

X0003B 1.131 0

X0003C 1.131 0

C Pirapora 2 345 kV - PRP2Q

C Pirapora 2 138 kV - PRP2M

C LT 345 kV Pirapora 2 - Três Marias

-1TRMQA PRP2QA .00035 .0015.002911.08E5 0 0 0

-2TRMQB PRP2QB 3.E-5.00038.004411.08E5 0 0 0

-3TRMQC PRP2QC 0

C Reator de Linha - 91 MVAr- LT 500 kV Paracatu 4 - Pirapora 2

PRC4SA 9.162747.3 0

PRC4SB 9.162747.3 0

PRC4SC 9.162747.3 0


PRP2SA 9.162747.3 0

PRP2SB 9.162747.3 0

PRP2SC 9.162747.3 0

C Reator de Linha - 200 MVAr- LT 500 kV Luziânia - Pirapora 2

LZNSA 4.17 1250. 0

LZNSB 4.17 1250. 0

LZNSC 4.17 1250. 0

C Reator de Linha - 200 MVAr- LT 500 kV Luziânia - Pirapora 2

PRP2SA 4.17 1250. 0

PRP2SB 4.17 1250. 0

PRP2SC 4.17 1250. 0

C Reator de Linha - 150 MVAr- LT 500 kV Arinos 2 - Pirapora 2

ARNSA 5.561666.7 0

ARNSB 5.561666.7 0

ARNSC 5.561666.7 0

C Reator de Linha - 150 MVAr- LT 500 kV Arinos 2 - Pirapora 2

PRP2SA 5.561666.7 0

PRP2SB 5.561666.7 0

PRP2SC 5.561666.7 0

C LT 345 kV Várzea da Palma - Pirapora 2



-1PRP2QAVRPQA .00036.00142.00289 3.5E4 0 0 0

-2PRP2QBVRPQB 3.6E-5.00038.00433 3.5E4 0 0 0

-3PRP2QCVRPQC 0

C Presidente Juscelino 345 kV - PRJQ

C LT 345 kV Várzea da Palma - Montes Claros

-1VRPQA MTCQA .00035.00142.00281 1.5E5 0 0 0

-2VRPQB MTCQB 3.6E-5.00037 .0044 1.5E5 0 0 0

-3VRPQC MTCQC 0

C LT 345 kV Irapé - Montes Claros

-1MTCQA IRPQA .00038.00146.002731.39E5 0 0 0

-2MTCQB IRPQB 3.6E-5.00036.004621.39E5 0 0 0

-3MTCQC IRPQC 0

C Váreza da Palma 345 kV - VRPQ

C Montes Claros - MTCQ

C Irapé 345 kV - IRPQ

C Três Marias 345 kV - TRMQ

C Montes Claros 138 kV - MTCM

C Irapé 230 kV - IRPO

C São Gotardo 345 kV - SGTQ

C LT 345 kV São Gotardo 2 - Três Marias

-1TRMQA SGTQA .00036.00143.002861.66E5 0 0 0

-2TRMQB SGTQB 3.6E-5.00038.004361.66E5 0 0 0

-3TRMQC SGTQC 0

C Trafo 2 São Gotardo 2 - 500/345 - 400 MVA


0.714 1191.2

2.079 1299.5

6.144 1407.8

24.294 1516.1

56.141 1624.4

109.002 1732.7

9999

1SGTSA 1.875 75. 289.

2SGTQA .0001 .001 199.2

3X0007AX0007B .00328 .13 13.8


1SGTSB

2SGTQB

3X0007BX0007C


1SGTSC

2SGTQC

3X0007CX0007A

C Trafo 2 São Gotardo 2 - 345/138- 300 MVA

TRANSFORMER 3.54271294.2X0008A 1.E6 0

3.5427348 1294.2047045

6.0960430556 1358.9149397

12.835161757 1423.6251749

33.319319218 1488.3354101

9999

1SGTQA .7403329.613 199.2

2SGTMA .0001 -.34179.674

3X0009AX0009B .01787 .715 13.8


1SGTQB

2SGTMB

3X0009BX0009C


1SGTQC

2SGTMC

3X0009CX0009A

C São Gotardo 500 kV- SGTS

C Trafo 1 Sete Lagoas 4 - 345/138- 375 MVA

TRANSFORMER .94045896.65X0010A 1.E6 0

0.94045201898 896.65202875

5.2752390581 986.31453068

11.994374741 1031.1502832

22.159042288 1075.9815342

72.48999717 1120.8127851

176.34216037 1165.6485377

280.41300015 1210.4797887

296.26937309 1228.4140897

380.06446038 1255.3110396

9999

1STL4QA .8927 28.57 199.2

2STL4MA .001 .00179.674

3X0001AX0001B .01071 .13 13.8




1STL4QB

2STL4MB

3X0001BX0001C


1STL4QC

2STL4MC

3X0001CX0001A

C São Gotardo 138 kV -SGTM

C LT 345 kV Sete Lagoas 4 - Três Marias

-1TRMQA STL4QA .00049.00138.003331.77E5 0 0 0

-2TRMQB STL4QB 4.2E-5.00038.004431.77E5 0 0 0

-3TRMQC STL4QC 0

C LT 345 kV Sete Lagoas 4 - Neves

-1STL4QANVSQA .00049.00139.0033549130. 0 0 0

-2STL4QBNVSQB 4.1E-5.00038.0044349130. 0 0 0

-3STL4QCNVSQC 0

C LT 345 kV Neves - Betim

-1NVSQA BTMQA .00041.00151.00191 1.8E4 0 0 0

-2NVSQB BTMQB 3.6E-5.00031.00383 1.8E4 0 0 0

-3NVSQC BTMQC 0

C Sete Lagoas 4 345 kV - STL4Q

C Neves 345 kV - NVSQ


X0011A 1.131 0

X0011B 1.131 0

X0011C 1.131 0

C Sete Lagoas 4 138 kV - STL4M

C Trafo 1 Sete Lagoas 4 - 345/138- 375 MVA

TRANSFORMER .94045896.65X0012A 1.E6 0

0.94045201898 896.65202875

5.2752390581 986.31453068

11.994374741 1031.1502832

22.159042288 1075.9815342

72.48999717 1120.8127851

176.34216037 1165.6485377

280.41300015 1210.4797887

296.26937309 1228.4140897

380.06446038 1255.3110396

9999

1STL4QA .8927 28.57 199.2

2STL4MA .001 .00179.674

3X0011AX0011B .01071 .13 13.8


1STL4QB

2STL4MB

3X0011BX0011C


1STL4QC

2STL4MC

3X0011CX0011A

C LT 345 kV Sete Lagoas 4 - Presidente Juscelino C1

-1STL4QAPRJQA .00049.00145.002181.01E5 0 0 0

-2STL4QBPRJQB 4.1E-5.00035.004361.01E5 0 0 0

-3STL4QCPRJQC 0

C LT 345 kV Sete Lagoas 4 - Presidente Juscelino C2

-1STL4QAPRJQA .00049.00145.002181.01E5 0 0 0

-2STL4QBPRJQB 4.1E-5.00035.004361.01E5 0 0 0

-3STL4QCPRJQC 0

C Trafo 1 Presidente Juscelino 500/345 - 1200 MVA - Típ

TRANSFORMER 3.8273234.46X0013A 1.E6 0

3.8273515825 234.457374

5.9702430638 468.914748

9.5065365713 937.829496

12.892379709 1406.744244

20.508884346 1641.201618

52.769462323 1875.658992

136.64340562 1992.887679

994.56206446 2168.7307095

7984.140006 2344.57374

34819.227176 2461.802427

9999

1PRJSA .68 27.25 289.

2PRJQA .00025 .001 199.2

3X0014AX0014B .0022 .0876 13.8


1PRJSB

2PRJQB

3X0014BX0014C




1PRJSC

2PRJQC

3X0014CX0014A

C LT 500 kV Presidente Juscelino - Janaúba C2

-1JNB3SAPRJSA .00032 .0014.00325 3.3E5 0 0 0

-2JNB3SBPRJSB 1.4E-5.00019.00866 3.3E5 0 0 0

-3JNB3SCPRJSC 0

C LT 500 kV Presidente Juscelino - Janaúba C1

-1JNB3SAPRJSA .00032 .0014.003253.37E5 0 0 0

-2JNB3SBPRJSB 1.4E-5.00019.008663.37E5 0 0 0

-3JNB3SCPRJSC 0

C LT 500 kV Presidente Juscelino - Pirapora 2 C2

-1PRP2SAPRJSA .0003.00106.003581.77E5 0 0 0

-2PRP2SBPRJSB 1.8E-5.00027.005971.77E5 0 0 0

-3PRP2SCPRJSC 0

C Presidente Juscelino 500 kV - PRJS


C Trafo 1 Várzea da Palma - 345/138- 150 MVA


0.266 672.54

0.272 709.9

0.288 747.26

0.467 784.63

0.953 821.99

9999

1VRPQA .001 53.09 199.2

2VRPMA .001 .68679.674

3X0016AX0016B .001 .574 13.8


1VRPQB

2VRPMB

3X0016BX0016C


1VRPQC

2VRPMC

3X0016CX0016A



0.327 672.54

0.76 747.26

1.12 784.63

1.68 821.99

9999

1VRPQA .001 53.09 199.2

2VRPMA .001 .68679.674

3X0018AX0018B .001 .574 13.8


1VRPQB

2VRPMB

3X0018BX0018C


1VRPQC

2VRPMC

3X0018CX0018A



0.327 672.54

0.76 747.26

1.12 784.63

1.68 821.99

9999

1VRPQA .001 59.75 199.2

2VRPMA .001 .03879.674

3X0020AX0020B .001 .563 13.8


1VRPQB

2VRPMB

3X0020BX0020C


1VRPQC

2VRPMC

3X0020CX0020A

C Váreza da Palma 138 kV - VRPM

C Váreza da Palma 138 kV - VRPM

C Reator de Linha - 235 MVAr- LT 500 kV Presid. Juscelino C1

PRJSA 3.551063.8 0

PRJSB 3.551063.8 0



PRJSC 3.551063.8 0


PRJSA 3.551063.8 0

PRJSB 3.551063.8 0

PRJSC 3.551063.8 0


JNB3SA 3.551063.8 0

JNB3SB 3.551063.8 0

JNB3SC 3.551063.8 0


JNB3SA 3.551063.8 0

JNB3SB 3.551063.8 0

JNB3SC 3.551063.8 0

C LT 500 kV Presidente Juscelino - Pirapora 2 C1

-1PRP2SAPRJSA .0003.00106.003581.77E5 0 0 0

-2PRP2SBPRJSB 1.8E-5.00027.005971.77E5 0 0 0

-3PRP2SCPRJSC 0

C LT 230 kV Irapé - Araçuaí C2

-1IRPOA ARCOA .00025 .0009.00163 6.1E4 0 0 0

-2IRPOB ARCOB 5.4E-5.00027.00272 6.1E4 0 0 0

-3IRPOC ARCOC 0


C Reator de Linha - 100 MVAr- LT 500 kV Presidente Juscelino - Pirapora 2 C2

PRP2SA 8.33 2500. 0

PRP2SB 8.33 2500. 0

PRP2SC 8.33 2500. 0


PRJSA 8.33 2500. 0

PRJSB 8.33 2500. 0

PRJSC 8.33 2500. 0


PRP2SA 8.33 2500. 0

PRP2SB 8.33 2500. 0

PRP2SC 8.33 2500. 0


PRJSA 8.33 2500. 0

PRJSB 8.33 2500. 0

PRJSC 8.33 2500. 0

C Trafo 1 Montes Claros - 345/138- 150 MVA


0.238 672.54

0.267 709.9

0.297 747.26

0.771 784.63

1.999 821.99

9999

1MTCMA 1.4968 59.8779.674

2MTCQA .00143 .057 199.2

3X0022AX0022B .01424 .569 13.8


1MTCMB

2MTCQB

3X0022BX0022C


1MTCMC

2MTCQC

3X0022CX0022A



0.266 672.54

0.272 709.9

0.288 747.26

0.467 784.63

0.953 821.99

9999

1MTCMA 1.508760.34679.674

2MTCQA .00143 .057 199.2

3X0024AX0024B .01421 .569 13.8


1MTCMB

2MTCQB

3X0024BX0024C


1MTCMC

2MTCQC

3X0024CX0024A





0.327 672.54

0.76 747.26

1.12 784.63

1.68 821.99

9999

1MTCMA 1.3122 52.4979.674

2MTCQA .01476 .59 199.2

3X0026AX0026B .01404 .562 13.8


1MTCMB

2MTCQB

3X0026BX0026C


1MTCMC

2MTCQC

3X0026CX0026A

C LT 230 kV Irapé - Araçuaí C1

-1IRPOA ARCOA .00035 .0017.00235 6.1E4 0 0 0

-2IRPOB ARCOB .00014.00063.00392 6.1E4 0 0 0

-3IRPOC ARCOC 0

C Trafo 1 Irapé - 345/138- 225 MVA

TRANSFORMER X0027A 1.E6 0

9999

1IRPQA 1.5 63.08 199.2

2IRPOA .001 .001132.79

3X0028AX0028B .009 .3267 13.8


1IRPQB

2IRPOB

3X0028BX0028C


1IRPQC

2IRPOC

3X0028CX0028A

C Araçuaí 230 kV - ARCO

C Araçuaí 230 kV - ARCO

C Janaúba 3 - 230kV - JNB3O

C Trafo 1 Janaúba 3 - 500/230 - 300 MVA - Típ

TRANSFORMER 2.5516234.61X0029A 1.E6 0

2.551568 234.61

4.236961 469.219

6.767915 938.438

9.087383 1407.658

12.022984 1642.267

24.494897 1876.877

52.035719 1994.182

361.449953 2170.139

2832.311557 2346.096

11452.278821 2463.401

9999

1JNB3SA 2.5 100. 289.

2JNB3OA .0001 .001132.79

3X0030AX0030B .00555 .222 13.8


1JNB3SB

2JNB3OB

3X0030BX0030C


1JNB3SC

2JNB3OC

3X0030CX0030A

C Trafo 1 Janaúba 3 - 500/230 - 300 MVA - Típ

TRANSFORMER 2.5516234.61X0031A 1.E6 0

2.551568 234.61

4.236961 469.219

6.767915 938.438

9.087383 1407.658

12.022984 1642.267

24.494897 1876.877

52.035719 1994.182

361.449953 2170.139

2832.311557 2346.096

11452.278821 2463.401

9999

1JNB3SA 2.5 100. 289.

2JNB3OA .0001 .001132.79

3X0032AX0032B .00555 .222 13.8




1JNB3SB

2JNB3OB

3X0032BX0032C


1JNB3SC

2JNB3OC

3X0032CX0032A

C LT 230 kV Jaíba - Janaúba 3 C1

-1JBAOA JNB3OA .00037.00163.00269 9.5E4 0 0 0

-2JBAOB JNB3OB 4.1E-5.00032.00522 9.5E4 0 0 0

-3JBAOC JNB3OC 0

C LT 230 kV Jaíba - Janaúba 3 C2

-1JBAOA JNB3OA .00037.00163.00269 9.5E4 0 0 0

-2JBAOB JNB3OB 4.1E-5.00032.00522 9.5E4 0 0 0

-3JBAOC JNB3OC 0

C Jaíba 230 kV - JBAO

C Jaíba 138 kV - JBAM

C Jaíba 138 kV - JBAM

C LT 138 kV Jaíba - Manga 5

1 MNG5MAJBAMA 8.41326.722 78.73

2 MNG5MBJBAMB 2.781812.797-12.11 8.41326.722 78.73

3 MNG5MCJBAMC 2.781812.797-12.112.781812.797-12.11 8.41326.722 78.73

C LT 138 kV Jaíba - Manga 3

1 JBAMA MNG3MA 6.044719.19956.567

2 JBAMB MNG3MB 1.99879.1945-8.7036.044719.19956.567

3 JBAMC MNG3MC 1.99879.1945-8.7031.99879.1945-8.7036.044719.19956.567




C LT 500 kVJanaúba 3 - Pirapora 2

-1PRP2SAJNB3SA .00032 .0014.003252.37E5 0 0 0

-2PRP2SBJNB3SB 1.4E-5.00019.008662.37E5 0 0 0

-3PRP2SCJNB3SC 0

C Reator de Linha - 175 MVAr- LT 500 kVJanaúba 3 - Pirapora 2

PRP2SA 4.761428.6 0

PRP2SB 4.761428.6 0

PRP2SC 4.761428.6 0

C Reator de Linha - 175 MVAr- LT 500 kVJanaúba 3 - Pirapora 2

JNB3SA 4.761428.6 0

JNB3SB 4.761428.6 0

JNB3SC 4.761428.6 0

C LT 500 kV Janaúba 3 - Igaiporã 3 C1

-1IGPSA JNB3SA .00032 .0014.003252.45E5 0 0 0

-2IGPSB JNB3SB 1.4E-5.00019.008662.45E5 0 0 0

-3IGPSC JNB3SC 0

C LT 500 kV Janaúba 3 - Igaporã 3 C2

-1IGPSA JNB3SA .00032 .0014.003252.45E5 0 0 0

-2IGPSB JNB3SB 1.4E-5.00019.008662.45E5 0 0 0

-3IGPSC JNB3SC 0

C LT 500 kV Janaúba 3 - Bom Jesus da Lapa

-1BJLSA JNB3SA .00032 .0014.003252.99E5 0 0 0

-2BJLSB JNB3SB 1.4E-5.00019.008662.99E5 0 0 0

-3BJLSC JNB3SC 0

C Igaporã 500 kV - IGPS

C Bom Jesus da Lapa 500 kV - BJLS

C LT 500 kV Igaporã 3 - Bom Jesus da Lapa C1

-1IGPSA BJLSA .00072.00274.004541.28E5 0 0 0

-2IGPSB BJLSB 3.7E-5.00051.007571.28E5 0 0 0

-3IGPSC BJLSC 0

C LT 500 kV Igaporã 3 - Bom Jesus da Lapa C2

-1IGPSA BJLSA .00044.00175.004541.28E5 0 0 0

-2IGPSB BJLSB 2.E-5.00033.007571.28E5 0 0 0

-3IGPSC BJLSC 0

C Reator de Linha - 175 MVAr- LT 500 kV Janaúba 3 - Igaiporã 3 C1

JNB3SA 4.761428.6 0

JNB3SB 4.761428.6 0

JNB3SC 4.761428.6 0


IGPSA 4.761428.6 0

IGPSB 4.761428.6 0

IGPSC 4.761428.6 0


IGPSA 4.761428.6 0

IGPSB 4.761428.6 0

IGPSC 4.761428.6 0


JNB3SA 4.761428.6 0

JNB3SB 4.761428.6 0



JNB3SC 4.761428.6 0

C Reator de Linha - 175 MVAr- LT 500 kV Janaúba 3 - Bom Jesus da Lapa

JNB3SA 4.17 1250. 0

JNB3SB 4.17 1250. 0

JNB3SC 4.17 1250. 0

C Reator de Linha - 175 MVAr- LT 500 kV Janaúba 3 - Bom Jesus da Lapa

BJLSA 4.17 1250. 0

BJLSB 4.17 1250. 0

BJLSC 4.17 1250. 0

C Reator de Linha - 100 MVAr - LT 500 kV Igaiporã 3 - Bom Jesus da Lapa C1

BJLSA 8.33 2500. 0

BJLSB 8.33 2500. 0

BJLSC 8.33 2500. 0

C Reator de Linha - 150 MVAr- LT 500 kV Igaiporã 3 - Bom Jesus da Lapa C2

BJLSA 5.561666.7 0

BJLSB 5.561666.7 0

BJLSC 5.561666.7 0

C Trafo 1 Janaúba 3- 230/138/13.8 - 225 MVA - Típ

TRANSFORMER 4.1602107.92X0033A 1.E6 0

4.160165 107.92

6.908089 215.841

11.034644 431.682

14.816386 647.523

19.602691 755.443

39.937333 863.363

84.840847 917.324

589.320575 998.264

4617.899277 1079.204

18672.19373 1133.164

9999

1JNB3OA .57125 21.16132.79

2JNB3MA .015 .00279.674

3X0034AX0034B .01174 .159 13.8


1JNB3OB

2JNB3MB

3X0034BX0034C


1JNB3OC

2JNB3MC

3X0034CX0034A


C Trafo 1 Irapé - 345/138- 225 MVA

TRANSFORMER X0035A 1.E6 0

9999

1IRPQA 1.5 63.08 199.2

2IRPOA .001 .001132.79

3X0036AX0036B .009 .3267 13.8


1IRPQB

2IRPOB

3X0036BX0036C


1IRPQC

2IRPOC

3X0036CX0036A

C LT 345 kV Sete Lagoas - Betim

-1STL4QABTMQA .00047.00138.00208 4.7E4 0 0 0

-2STL4QBBTMQB 3.9E-5.00034.00415 4.7E4 0 0 0

-3STL4QCBTMQC 0


C Trafo Sincrono - Janaúba 3 - 500/13.8 - 350 MVA - XPS: 3.33%

TRANSFORMER .3266 270.9X0038A 1.E6 0

0.326598632 270.904

7.895901 541.808

10.601947 812.712

14.026815 948.163

28.57738 1083.615

60.708339 1151.341

421.691612 1252.93

3304.363483 1354.519

13360.991958 1422.245

9999

1JNB3SA .5 20.8 289.

2X0037AX0037B .0012 .048 13.8


1JNB3SB

2X0037BX0037C




1JNB3SC

2X0037CX0037A

C LT 138 kV - Três Marias - Varzea da Palma

-1TRMDMAVRPMA .00048.00187.0020293183. 0 0 0

-2TRMDMBVRPMB .00019 .0005.0032893183. 0 0 0

-3TRMDMCVRPMC 0


TRANSFORMER 2.17071191.2X0039A 1.E6 0

2.17070122 1191.22352

13.3701581 1245.37005

28.9798315 1299.51657

159.168975 1407.80962

555.343016 1581.07849

9999

1PRP2SA .773230.933 289.

2PRP2QA .0001 .0001 199.2

3X0040AX0040B .0074 .0067 13.8


1PRP2SB

2PRP2QB

3X0040BX0040C


1PRP2SC

2PRP2QC

3X0040CX0040A

C Usina Três Marias

51X0041AX0042A .0001 .15406596

52X0041BX0042B .0001 .15406596

53X0041CX0042C

X0018A 1.131 0

X0018B 1.131 0

X0018C 1.131 0

X0020A 1.131 0

X0020B 1.131 0

X0020C 1.131 0

X0016A 1.131 0

X0016B 1.131 0

X0016C 1.131 0

X0009A 1.131 0

X0009B 1.131 0

X0009C 1.131 0

X0007A 1.131 0

X0007B 1.131 0

X0007C 1.131 0

X0005A 1.131 0

X0005B 1.131 0

X0005C 1.131 0

X0040A 1.131 0

X0040B 1.131 0

X0040C 1.131 0


TRANSFORMER .8988821.95X0043A 1.E6 0

0.898837477 821.947532

2.93688575 859.308784

45.8155869 896.670035

168.288409 971.392538

450.180085 1046.11504

9999

1PRP2QA 1.34 53.8 199.2

2PRP2MA .001 .001 79.67

3X0044AX0044B .01 .38 13.8


1PRP2QB

2PRP2MB

3X0044BX0044C


1PRP2QC

2PRP2MC

3X0044CX0044A

X0028A 1.131 0

X0028B 1.131 0

X0028C 1.131 0

X0036A 1.131 0

X0036B 1.131 0

X0036C 1.131 0

X0026A 1.131 0

X0026B 1.131 0



X0026C 1.131 0

X0024A 1.131 0

X0024B 1.131 0

X0024C 1.131 0

X0022A 1.131 0

X0022B 1.131 0

X0022C 1.131 0

X0032A 1.131 0

X0032B 1.131 0

X0032C 1.131 0

X0030A 1.131 0

X0030B 1.131 0

X0030C 1.131 0

X0034A 1.131 0

X0034B 1.131 0

X0034C 1.131 0

X0014A 1.131 0

X0014B 1.131 0

X0014C 1.131 0

C Três Marias Distribuição - 138 kV - TRMDM

C Equivalente de Rede - Impedâncias Próprias e de Transferência

C 1 2 3 4 5 6 7 8

C 345678901234567890123456789012345678901234567890123456789012345678901234567890

C BARR1\BARR2\ \-R1-\------X----\

51ARNSA ARNEA 14.474192.77

52ARNSB ARNEB 10.653270.875

53ARNSC ARNEC

51PRJSA PRJEA 21.946129.4725

52PRJSB PRJEB 5.653 127.9025

53PRJSC PRJEC

51BTMQA MID1A 3866.56509.47725

52BTMQB MID1B 28.965240.9423075

53BTMQC MID1C

51BTMQA BTMEA 3.287230.3775605

52BTMQB BTMEB 5.682253.61005025

53BTMQC BTMEC

51IGPSA IGPEA 1.987533.9025

52IGPSB IGPEB 4.679 79.11

53IGPSC IGPEC

51SGTMA SGTMEA 39.794155.741832

52SGTMB SGTMEB 16.49756.7054144

53SGTMC SGTMEC

51LZNSA ARNSA 320.47930.9

52LZNSB ARNSB 13.958110.25

53LZNSC ARNSC

51LZNSA LZNEA 0.02022.38225

52LZNSB LZNEB 2.330523.9865

53LZNSC LZNEC

51VRPMA VRPEA 1874.95259.552876

52VRPMB VRPEB 870.082216.43594

53VRPMC VRPEC

51TRMDMATRMDEA 35.484143.5765248

52TRMDMBTRMDEB 13.52769.6267684

53TRMDMCTRMDEC

51PRP2MATRMDMA 73.412295.962804

52PRP2MBTRMDMB 30.88983.2279932

53PRP2MCTRMDMC

51PRP2MAVRPMA 23.13274.062116

52PRP2MBVRPMB 12.09321.6016092

53PRP2MCVRPMC

51PRP2MAPRP2EA 132.09469.072764

52PRP2MBPRP2EB 43.384264.749688

53PRP2MCPRP2EC

51MTCMA PRP2MA 91.925327.766284

52MTCMB PRP2MB 29.40277.0272668

53MTCMC PRP2MC

51MTCMA VRPMA 84.764268.844148

52MTCMB VRPMB 44.67976.8749148

53MTCMC VRPMC

51MNG5MAMTCMA 123.01502.399764

52MNG5MBMTCMB 54.517133.1785008

53MNG5MCMTCMC

51JNB3MAJNB3EA 674.991769.777964

52JNB3MBJNB3EB 2868.73329.633916

53JNB3MCJNB3EC

51STL4MA MID2A 1180.02007.99936

52STL4MB MID2B 23.61477.2291332

53STL4MC MID2C



51STL4MASTL4EA 19.68971.4169044

52STL4MBSTL4EB 16.84457.7261728

53STL4MCSTL4EC

51PRC4SA MID3A 13923 19410.25

52PRC4SB MID3B 2358.32580.25

53PRC4SC MID3C

51PRC4SA MID4A 9177.538462.75

52PRC4SB MID4B 1383.74228

53PRC4SC MID4C

51PRC4SAPRC4EA 5.797 94.51

52PRC4SBPRC4EB 5.482293.7475

53PRC4SCPRC4EC

51ARCOA MID5A 400.821726.8147

52ARCOB MID5B 95.140328.9851

53ARCOC MID5C

51ARCOA ARCEA 0.218547.266679

52ARCOB ARCEB 210.70500.25943

53ARCOC ARCEC

51SGTSA PRC4SA 1588.43615.25

52SGTSB PRC4SB 19.753240.97

53SGTSC PRC4SC

51SGTSA MID6A 10020 18425.75

52SGTSB MID6B 264.65850.25

53SGTSC MID6C

51SGTSA MID7A 10935.12840.5

52SGTSB MID7B 38.722281.15

53SGTSC MID7C

51SGTSA PRJSA 6214.77886.5

52SGTSB PRJSB 16.920255.575

53SGTSC PRJSC

51SGTSA SGTSEA 12.95062.795

52SGTSB SGTSEB 2.019238.68

53SGTSC SGTSEC

51NVSQA MID8A 76.085266.735025

52NVSQB MID8B 1.438852.04606175

53NVSQC MID8C

51NVSQA MID9A 139.15874.26243

52NVSQB MID9B 58.923234.8482275

53NVSQC MID9C

51NVSQA MID10A 139.65411.183765

52NVSQB MID10B 1.571866.358818

53NVSQC MID10C

51NVSQA NVSEA 0.590814.41987875

52NVSQB NVSEB 1.398944.2939635

53NVSQC NVSEC

51BJLSA LZNSA 965.471960.425

52BJLSB LZNSB 11.73379.805

53BJLSC LZNSC

51BJLSA ARNSA 371.1 1182.35

52BJLSB ARNSB 7.1885172.7575

53BJLSC ARNSC

51BJLSA BJLEA 0.00010.249

52BJLSB BJLEB 2.571565.455

53BJLSC BJLEC

C Arinos 500 kV- ARNE

C Presidente Juscelino 500 kV - PRJE

C Betim 345 kV - BTME

C Igaporã 500 kV - IGPE

C São Gotardo 138 kV -SGTME

C Luziânia 500 kV - LZNE

C Váreza da Palma 138 kV - VRPR

C Três Marias Distribuição - 138 kV - TRMDE

C Pirapora 2 138 kV - PRP2E

C Janaúba 3 138 kV - JNB3E

C Sete Lagoas 4 138 kV - STL4E

C Paracatu 4 500 kV - PRC4E

C Araçuaí 230 kV - ARCE

C São Gotardo 500 kV- SGTSE

C Neves 345 kV - NVSE

C Bom Jesus da Lapa 500 kV - BJLE

C Sincrono Janaúba

51X0046AX0045A 3. 120.5

52X0046BX0045B 3. 120.5

53X0046CX0045C

C Trafo 1 Tres Marias - 289/138- 375 MVA

TRANSFORMER 1.0207649.73X0047A 1.E6 0

1.0207 649.73

3.1938 714.7



8.3925 779.67

20.357 844.65

50.2507 909.62

9999

1X0072A 1.25 75.36 173.2

2TRMDMA .001 .001 79.67

3X0074AX0074B .011 .52 13.8


1X0072B

2TRMDMB

3X0074BX0074C


1X0072C

2TRMDMC

3X0074CX0074A

C Trafo 1 Manga 5 345/138

TRANSFORMER .9861164.752X0049A 1.E6 0

0.986113 64.752

1.637473 129.505

2.615619 259.009

3.512032 388.514

4.646564 453.266

9.466627 518.018

20.110423 550.394

139.690803 598.958

1094.613162 647.523

4426.001477 679.899

9999

1MNG5MA .75 30.47 79.67

2X0048AX0048B .075 .3047 13.8


1MNG5MB

2X0048BX0048C


1MNG5MC

2X0048CX0048A

C Sincrono Janaúba

51X0048AX0075A .03 1.085508

52X0048BX0075B .03 1.085508

53X0048CX0075C

C Reator de Barra - 600 MVAr - 4 x 150 - 4O

IGPSA 1.38416.67 0

IGPSB 1.38416.67 0

IGPSC 1.38416.67 0

C Reator de Linha - 450 MVAr - 3 x 150 - 3O

BJLSA 1.85555.55 0

BJLSB 1.85555.55 0

BJLSC 1.85555.55 0


JNB3SA 1.38416.67 0

JNB3SB 1.38416.67 0

JNB3SC 1.38416.67 0

C Reator de Barra - 300 MVAr - 2 x 150 - 2 O

PRJSA 2.78833.33 0

PRJSB 2.78833.33 0

PRJSC 2.78833.33 0


IRPOA 4.411322.5 0

IRPOB 4.411322.5 0

IRPOC 4.411322.5 0


LZNSA 3.06919.12 0

LZNSB 3.06919.12 0

LZNSC 3.06919.12 0


PRP2SA 9.162747.3 0

PRP2SB 9.162747.3 0

PRP2SC 9.162747.3 0


ARNSA 2.78833.33 0

ARNSB 2.78833.33 0

ARNSC 2.78833.33 0

C Reator de Barra - 50 MVAr

SGTQA 7.9352380.5 0

SGTQB 7.9352380.5 0

SGTQC 7.9352380.5 0

C Reator de Barra - 3 MVAr



MNG3MA 6348. 0

MNG3MB 6348. 0

MNG3MC 6348. 0

C Reator de Barra - 24.5 MVAr

STL4QA 16.24858.2 0

STL4QB 16.24858.2 0

STL4QC 16.24858.2 0


PRP2QA 2.48743.91 0

PRP2QB 2.48743.91 0

PRP2QC 2.48743.91 0

C Reator de Barra - 5.4 MVAr

JNB3MA 11.763526.7 0

JNB3MB 11.763526.7 0

JNB3MC 11.763526.7 0


SGTSA 4.581373.6 0

SGTSB 4.581373.6 0

SGTSC 4.581373.6 0

C Carga - 45.9 MW / 14.9 MVAr Cap

MNG5MA 375.35 8207.1 0

MNG5MB 375.35 8207.1 0

MNG5MC 375.35 8207.1 0

C Carga - 8.3 MW - 4.15 Mvar Ind

MNG5MA 1828.9908.99 0

MNG5MB 1828.9908.99 0

MNG5MC 1828.9908.99 0

C Carga - 4.8 MW - 3.37 mVAR

MNG3MA 2651.91850.3 0

MNG3MB 2651.91850.3 0

MNG3MC 2651.91850.3 0

C Transformador de transferência entre Paracatu 500 kV e T. Marias 138 kV

TRANSFORMER X0050A 0

9999

1MID3A .0001 .0001 500.

2TRMDMA .0001 .0001 138.


1MID3B

2TRMDMB


1MID3C

2TRMDMC

C Transformador de transferência entre Aracuai 230 kV e Janauba 138 kV


9999

1MID5A .0001 .0001 230.

2JNB3MA .0001 .0001 138.


1MID5B

2JNB3MB


1MID5C

2JNB3MC

C Transformador de transferência entre Paracatu 500 kV e S. Gotardo 138 kV


9999

1MID4A .0001 .0001 500.

2SGTMA .0001 .0001 138.


1MID4B

2SGTMB


1MID4C

2SGTMC

C Transformador de transferência entre P.Juscelino 500 kV e Betim6 345 kV


9999

1MID1A .0001 .0001 345.

2PRJSA .0001 .0001 500.


1MID1B

2PRJSB


1MID1C

2PRJSC

C Transformador de transferência entre P. Juscelino 500kV e Sete Lagoas 138kV


9999



1MID2A .0001 .0001 138.

2PRJSA .0001 .0001 500.


1MID2B

2PRJSB


1MID2C

2PRJSC








C Transformador de transferência entre S. Gotardo 500kV e Betim 6 345 kV


9999

1MID7A .0001 .0001 500.

2BTMQA .0001 .0001 345.


1MID7B

2BTMQB


1MID7C

2BTMQC

C Transformador de transferência entre S. Gotardo 500kV e S. Lagoas 138kV


9999

1MID6A .0001 .0001 500.

2STL4MA .0001 .0001 138.


1MID6B

2STL4MB


1MID6C

2STL4MC

C Transformador de transferência entre S. Gotardo 500 kV e Neves 345 kV


9999

1MID8A .0001 .0001 345.

2SGTSA .0001 .0001 500.


1MID8B

2SGTSB


1MID8C

2SGTSC

C Transformador de transferência entre Neves 345 kV e S. Lagoas 138 kV


9999

1MID9A .0001 .0001 345.

2STL4MA .0001 .0001 138.


1MID9B

2STL4MB


1MID9C

2STL4MC

C Transformador de transferência entre P. Juscelino 500 kV e Neves 345 kV


9999

1MID10A .0001 .0001 345.

2PRJSA .0001 .0001 500.


1MID10B

2PRJSB


1MID10C

2PRJSC




C Carga - 39.07 MW - 20.28 MVar

JNB3MA 383.97199.31 0

JNB3MB 383.97199.31 0

JNB3MC 383.97199.31 0

C Capacitor de Barra - 3 MVAr



MNG5MA .01 157.5 0

MNG5MB .01 157.5 0

MNG5MC .01 157.5 0

C Carga - 56.77 MW - 21.24 mVAR

VRPMA 294.64110.37 0

VRPMB 294.64110.37 0

VRPMC 294.64110.37 0

C Carga - 190.1 MW / 53.5 MVAr Cap

MTCMA 92.83 26.12 0

MTCMB 92.83 26.12 0

MTCMC 92.83 26.12 0

C Carga - 34.66 MW - 17.76 mVAR

MTCMA 435.19222.99 0

MTCMB 435.19222.99 0

MTCMC 435.19222.99 0


C LT 138 kV Janauba 3 A- Janauba 3 B

1 JNB3MAJNA3MA 6.03519.16256.476

2 JNB3MBJNA3MB 1.99559.1731-8.689 6.03519.16256.476

3 JNB3MCJNA3MC 1.99559.1731-8.6891.99559.1731-8.689 6.03519.16256.476

C Carga - 4.65 MW - 1.36 MVar

JNA3MA 3772.81103.4 0

JNA3MB 3772.81103.4 0

JNA3MC 3772.81103.4 0


C LT 138 kV - Janaúba A - FSA

-1JNA3MAFSAA .00045.00168.0017759186. 0 0 0

-2JNA3MBFSAB .00018.00045.0029459186. 0 0 0

-3JNA3MCFSAC 0


C LT 230 kV Manga 3 - Janaúba 3 B C1

-1MNG3MAJNB3MA .00048.00187.0020274350. 0 0 0

-2MNG3MBJNB3MB .00019 .0005.0032874350. 0 0 0

-3MNG3MCJNB3MC 0

C LT 138 kV Montes Claros 2 - Montes Claros 3

1 MTCMA MTC3MA 4.901716.04550.976

2 MTCMB MTC3MB 1.6147 7.672-7.8424.901716.04550.976

3 MTCMC MTC3MC 1.6147 7.672-7.8421.6147 7.672-7.8424.901716.04550.976

C LT 138 kV FSA - Montes Claros 3

-1FSAA MTC3MA .00047.00181.00204 4.4E4 0 0 0

-2FSAB MTC3MB .00019.00048 .0034 4.4E4 0 0 0

-3FSAC MTC3MC 0


MTC3MA 1577.3797.13 0

MTC3MB 1577.3797.13 0

MTC3MC 1577.3797.13 0


FSAA 1871.4958.93 0

FSAB 1871.4958.93 0

FSAC 1871.4958.93 0

C LT 138 kV - Janaúba A - FSA

-1VRPMA PRP2MA .00048.00187.00202 3.5E4 0 0 0

-2VRPMB PRP2MB .00019 .0005.00328 3.5E4 0 0 0

-3VRPMC PRP2MC 0

C Trafo 1 Três Maria - Usina - 289/13.8

TRANSFORMER 2.869 135.6X0060A 1.E6 0

2.869 135.6043544

4.764749003 271.2087087

7.610977122 542.4174174

10.21937562 813.6261261

13.5206568 949.2304805

27.54616493 1084.834835

58.51767739 1152.637012

406.4748604 1254.340278

3185.125453 1356.043544

12878.86027 1423.845721

9999

1X0072A 1. 22.55166.85

2X0041AX0041B .001 .154 13.8


1X0072B

2X0041BX0041C


1X0072C

2X0041CX0041A


TRANSFORMER .8988821.95X0061A 1.E6 0

0.898837477 821.947532



2.93688575 859.308784

45.8155869 896.670035

168.288409 971.392538

450.180085 1046.11504

9999

1PRP2QA 1.34 53.8 199.2

2PRP2MA .001 .001 79.67

3X0062AX0062B .01 .38 13.8


1PRP2QB

2PRP2MB

3X0062BX0062C


1PRP2QC

2PRP2MC

3X0062CX0062A

C Carga - 95.3 MW - 36.9 mVAR

TRMDMA 173.75 67.32 0

TRMDMB 173.75 67.32 0

TRMDMC 173.75 67.32 0

C Trafo 1 Usina Irapé 345/13.8

TRANSFORMER .520591294.2X0064A 1.E6 0

0.5205945577 1294.2047045

8.5363401042 1501.2774572

59.210371881 1553.0456454

205.47429772 1604.8138336

285.1937607 1656.5820217

463.51149438 1708.3502099

588.48337151 1760.1183981

733.0648662 1811.8865863

9999

1IRPQA .001 49.63199.19

2X0063AX0063B .001 .2382 13.8


1IRPQB

2X0063BX0063C


1IRPQC

2X0063CX0063A

C Sincrono Janaúba

51X0063AX0076A .00884 .35364708

52X0063BX0076B .00884 .35364708

53X0063CX0076C

C LT 500 kV Luziânia - Paracatu 4

-1PRC4SALZNSA .00033.00143.003211.11E5 0 0 0

-2PRC4SBLZNSB 1.9E-5 .0003.006421.11E5 0 0 0

-3PRC4SCLZNSC 0

C LT 345 kV Varzea da Palma - Três Marias

-1TRMQA VRPQA .0004 .0014.0028696300. 0 0 0

-2TRMQB VRPQB 3.8E-5.00038.0044196300. 0 0 0

-3TRMQC VRPQC 0

X0062A 1.131 0

X0062B 1.131 0

X0062C 1.131 0

C LT 230 kV Janaúba 3 - Irapé C1

-1JNB3OAIRPOA .00026 .0011.003041.35E5 0 0 0

-2JNB3OBIRPOB 4.E-5.00033.005071.35E5 0 0 0

-3JNB3OCIRPOC 0

C LT 345 kV Pirapora 2 - Montes Claros

-1PRP2QAMTCQA .00036.00142.00291 1.7E5 0 0 0

-2PRP2QBMTCQB 3.6E-5.00037.00437 1.7E5 0 0 0

-3PRP2QCMTCQC 0

X0074A 1.131 0

X0074B 1.131 0

X0074C 1.131 0

X0065A 1.131 0

X0065B 1.131 0

X0065C 1.131 0

X0073A 1.131 0

X0073B 1.131 0

X0073C 1.131 0

C Trafo 1 Jaíba - 230/138/13.8 - 100 MVA - Típ

TRANSFORMER 1.849107.92X0066A 1.E6 0

1.848962 107.92

3.070262 215.841

4.904286 431.682

6.58506 647.523

8.712307 755.443



17.749926 863.363

37.707043 917.324

261.920256 998.264

2052.399679 1079.204

8298.752769 1133.164

9999

1JBAOA 1.587 63.48132.79

2JBAMA .0001 .00179.674

3X0067AX0067B .05713 .807 13.8


1JBAOB

2JBAMB

3X0067BX0067C


1JBAOC

2JBAMC

3X0067CX0067A

C Trafo 1 Jaíba - 230/138/13.8 - 100 MVA - Típ

TRANSFORMER 1.849107.92X0068A 1.E6 0

1.848962 107.92

3.070262 215.841

4.904286 431.682

6.58506 647.523

8.712307 755.443

17.749926 863.363

37.707043 917.324

261.920256 998.264

2052.399679 1079.204

8298.752769 1133.164

9999

1JBAOA 1.587 63.48132.79

2JBAMA .0001 .00179.674

3X0069AX0069B .05713 .807 13.8


1JBAOB

2JBAMB

3X0069BX0069C


1JBAOC

2JBAMC

3X0069CX0069A

C Três Marias Distribuição - 138 kV - TRMDM

X0044A 1.131 0

X0044B 1.131 0

X0044C 1.131 0

X0067A 1.131 0

X0067B 1.131 0

X0067C 1.131 0

X0069A 1.131 0

X0069B 1.131 0

X0069C 1.131 0

C Trafo 2 Três Marias - 345/289- 150 MVA

TRANSFORMER .000721359.8X0070A 1.E6 0

0.0010182337649 1358.9149397

0.0046153804704 1423.6251749

0.009285617542 1488.3354101

0.023958364915 1553.0456454

0.078631542005 1617.7558806

0.1277613538 1682.4661158

0.30790492232 1747.176351

0.68256277943 1811.8865863

1.5263105603 1876.5968215

2.1969248418 1941.3070567

9999

1TRMQA 1.2 21.75 362.

2X0072A .01 -9.96 303.

3X0065AX0065B .3 .765 13.8


1TRMQB

2X0072B

3X0065BX0065C


1TRMQC

2X0072C

3X0065CX0065A

C Trafo 1 Tres Marias - 289/138- 375 MVA

TRANSFORMER 1.0207649.73X0071A 1.E6 0

1.0207 649.73



3.1938 714.7

8.3925 779.67

20.357 844.65

50.2507 909.62

9999

1X0072A 1.25 75.36 173.2

2TRMDMA .001 .001 79.67

3X0073AX0073B .011 .52 13.8


1X0072B

2TRMDMB

3X0073BX0073C


1X0072C

2TRMDMC

3X0073CX0073A

/SWITCH

C < n 1>< n 2>< Tclose ><Top/Tde >< Ie ><Vf/CLOP >< type >

X0046AX0037A MEASURING 1

X0046BX0037B MEASURING 1

X0046CX0037C MEASURING 1

/SOURCE

C < n 1><>< Ampl. >< Freq. ><Phase/T0>< A1 >< T1 >< TSTART >< TSTOP >

14X0045A 10777.7549 60. -44.7 -1. 100.

14X0045B 10777.7549 60. -164.7 -1. 100.

14X0045C 10777.7549 60. -284.7 -1. 100.

C Arinos 500 kV- ARNE

14ARNEA 514392.846 60. -44.74 -1. 100.

14ARNEB 514392.846 60. -164.74 -1. 100.

14ARNEC 514392.846 60. -284.74 -1. 100.

C Presidente Juscelino 500 kV - PRJE

14PRJEA 432922.817 60. -59.76 -1. 100.

14PRJEB 432922.817 60. -179.76 -1. 100.

14PRJEC 432922.817 60. -299.76 -1. 100.

C Igaporã 500 kV - IGPE

14IGPEA 473568.017 60. -44. -1. 100.

14IGPEB 473568.017 60. -164. -1. 100.

14IGPEC 473568.017 60. -284. -1. 100.

C Luziânia 500 kV - LZNE

14LZNEA 440908.154 60. -38.41 -1. 100.

14LZNEB 440908.154 60. -158.41 -1. 100.

14LZNEC 440908.154 60. -278.41 -1. 100.

C Paracatu 4 500 kV - PRC4E

14PRC4EA 404165.808 60. -24. -1. 100.

14PRC4EB 404165.808 60. -144. -1. 100.

14PRC4EC 404165.808 60. -264. -1. 100.

C São Gotardo 500 kV- SGTSE

14SGTSEA 449358.893 60. -25. -1. 100.

14SGTSEB 449358.893 60. -145. -1. 100.

14SGTSEC 449358.893 60. -265. -1. 100.

C Bom Jesus da Lapa 500 kV - BJLE

14BJLEA 473568.017 60. -43.11 -1. 100.

14BJLEB 473568.017 60. -163.11 -1. 100.

14BJLEC 473568.017 60. -283.11 -1. 100.

C Betim 345 kV - BTME

14BTMEA 281691.32 60. -48.74 -1. 100.

14BTMEB 281691.32 60. -168.74 -1. 100.

14BTMEC 281691.32 60. -288.74 -1. 100.

C São Gotardo 138 kV -SGTME

14SGTMEA 120376.091 60. -68.27 -1. 100.

14SGTMEB 120376.091 60. -188.27 -1. 100.

14SGTMEC 120376.091 60. -308.27 -1. 100.

C Neves 345 kV - NVSE

14NVSEA 261278.906 60. -55.32 -1. 100.

14NVSEB 261278.906 60. -175.32 -1. 100.

14NVSEC 261278.906 60. -295.32 -1. 100.

C Araçuaí 230 kV - ARCE

14ARCEA 163299.316 60. -83.68 -1. 100.

14ARCEB 163299.316 60. -203.68 -1. 100.

14ARCEC 163299.316 60. -323.68 -1. 100.

C Sete Lagoas 4 138 kV - STL4E

14STL4EA 168826.998 60. -81.65 -1. 100.

14STL4EB 168826.998 60. -201.65 -1. 100.

14STL4EC 168826.998 60. -321.65 -1. 100.

C Váreza da Palma 138 kV - VRPR

14VRPEA 146969.385 60. -113. -1. 100.

14VRPEB 146969.385 60. -233. -1. 100.

14VRPEC 146969.385 60. -353. -1. 100.



C Três Marias Distribuição - 138 kV - TRMDE

14TRMDEA 106144.556 60. -42.18 -1. 100.

14TRMDEB 106144.556 60. -162.18 -1. 100.

14TRMDEC 106144.556 60. -282.18 -1. 100.

C Pirapora 2 138 kV - PRP2E

14PRP2EA 146969.385 60. 36.25 -1. 100.

14PRP2EB 146969.385 60. -83.75 -1. 100.

14PRP2EC 146969.385 60. -203.75 -1. 100.

C Janaúba 3 138 kV - JNB3E

14JNB3EA 244948.974 60. -108. -1. 100.

14JNB3EB 244948.974 60. -228. -1. 100.

14JNB3EC 244948.974 60. -348. -1. 100.

C Usina Três Marias

14X0042A 10818.5797 60. -57. -1. 100.

14X0042B 10818.5797 60. -177. -1. 100.

14X0042C 10818.5797 60. -297. -1. 100.

14X0075A 9797.95897 60. -70. -1. 100.

14X0075B 9797.95897 60. -190. -1. 100.

14X0075C 9797.95897 60. -310. -1. 100.

C Usina Irape

14X0076A 11022.7038 60. -27. -1. 100.

14X0076B 11022.7038 60. -147. -1. 100.

14X0076C 11022.7038 60. -267. -1. 100.

/OUTPUT

BLANK BRANCH

BLANK SWITCH

BLANK SOURCE

BLANK OUTPUT

BLANK PLOT

BEGIN NEW DATA CASE

BLANK

B.2 ENTRADA DE DADOS PELA ROTINA LINE CONSTANTS

Os códigos a seguir apresentam a entrada de dados pela rotina line constants do ATP, a qual é fundamental para as linhas de transmissão:

• LT 230 kV Jaíba – Janaúba 3 Alternative Transients Program (ATP), GNU Linux or DOS. All rights reserved by Can/Am user group of Portland, Oregon, USA. Date (dd-mth-yy) and time of day (hh.mm.ss) = 28-Aug-17 12:02:46 Name of disk plot file is lt1.pl4

Consult the 860-page ATP Rule Book of the Can/Am EMTP User Group in Portland, Oregon, USA. Source code date is 19 December 2003. Total size of LABCOM tables = 9872109 INTEGER words. 31 VARDIM List Sizes follow: 6002 10K 192K 900 420K 1200 15K

120K 2250 3800 720 1200 72800 510 90K 800 90 254 120K 100K 3K 15K 192K 120 30K 160K 600 210K 1K 19 200

--------------------------------------------------+-------------------------------------------------------------------------------- Descriptive interpretation of input data cards. | Input data card images are shown below, all 80 columns, character by character

0 1 2 3 4 5 6 7 8

012345678901234567890123456789012345678901234567890123456789012345678901234567890 --------------------------------------------------+--------------------------------------------------------------------------------

Comment card. NUMDCD = 1. |C data:LT1.DAT Marker card preceding new EMTP data case. |BEGIN NEW DATA CASE

Compute overhead line constants. Limit = 120 |LINE CONSTANTS

Erase all of 0 cards in the punch buffer. |$ERASE Pairs of 6-character bus names for each phase. |BRANCH IN___AOUT__AIN___BOUT__BIN___COUT__CIN___DOUT__DIN___EOUT__EIN___FOUT__F

Request for metric (not English) units. |METRIC

Line conductor card. 5.000E-01 5.830E-02 4 | 1 0.5 0.0583 4 2.924 -6.9 37.19 12.5 60. 45. 4 Line conductor card. 5.000E-01 5.830E-02 4 | 2 0.5 0.0583 4 2.924 -13.75 37.19 12.5 60. 45. 4

Line conductor card. 5.000E-01 5.830E-02 4 | 3 0.5 0.0583 4 2.924 -6.9 47.69 23. 60. 45. 4

Line conductor card. 5.000E-01 5.830E-02 4 | 4 0.5 0.0583 4 2.924 6.9 37.19 12.5 60. 45. 4 Line conductor card. 5.000E-01 5.830E-02 4 | 5 0.5 0.0583 4 2.924 13.75 37.19 12.5 60. 45. 4

Line conductor card. 5.000E-01 5.830E-02 4 | 6 0.5 0.0583 4 2.924 6.9 47.69 23. 60. 45. 4 Line conductor card. 2.900E-01 4.189E+00 4 | 0 0.29 4.1889 4 0.952 -9.9 54.56 29. 0.0 0.0 0

Line conductor card. 2.900E-01 4.189E+00 4 | 0 0.29 4.1889 4 0.952 9.9 54.56 29. 0.0 0.0 0

Blank card terminating conductor cards. |BLANK CARD ENDING CONDUCTOR CARDS Frequency card. 1.000E+03 6.000E+01 4.967E+01 | 1.E3 60. 49.67 1-9

Line conductor table after sorting and initial processing. Table Phase Skin effect Resistance Reactance data specification Diameter Horizontal Avg height

Row Number R-type R (ohm/km) X-type X(ohm/km) or GMR ( cm ) X (mtrs) Y (mtrs) Name

1 1 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 -6.600 20.430 2 2 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 -13.450 20.430

3 3 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 -6.600 30.930

4 4 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 7.200 20.430 5 5 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 14.050 20.430

6 6 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 7.200 30.930 7 1 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 -7.200 20.430

8 1 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 -7.200 21.030

9 1 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 -6.600 21.030 10 2 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 -14.050 20.430

11 2 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 -14.050 21.030

12 2 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 -13.450 21.030 13 3 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 -7.200 30.930

14 3 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 -7.200 31.530



15 3 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 -6.600 31.530 16 4 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 6.600 20.430

17 4 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 6.600 21.030 18 4 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 7.200 21.030

19 5 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 13.450 20.430

20 5 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 13.450 21.030 21 5 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 14.050 21.030

22 6 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 6.600 30.930 23 6 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 6.600 31.530

24 6 .50000 .05830 4 .000000 2.92400 7.200 31.530

25 0 .29000 4.18890 4 .000000 .95200 -9.900 37.520 26 0 .29000 4.18890 4 .000000 .95200 9.900 37.520

Matrices are for earth resistivity = 1.00000000E+03 ohm-meters and frequency 6.00000000E+01 Hz. Correction factor = 1.00000000E-06

Modal parameters at frequency FREQ = 6.00000000E+01 Hz Mode Resistance Reactance Susceptance The surge impedance in units of [ohms] Lossless and actual Attenuation

ohms/km ohms/km s/km real imag lossless velocity in [km/sec] nepers/km

1 6.822426E-01 2.416757E+00 2.224837E-06 1.052373E+03 -1.456937E+02 1.042239E+03 1.625794E+05 1.610138E+05 3.241448E-04 2 1.589997E-02 4.067751E-01 4.179226E-06 3.120414E+02 -6.096188E+00 3.119818E+02 2.891386E+05 2.890834E+05 2.547735E-05

3 1.653092E-02 3.216552E-01 5.217321E-06 2.483789E+02 -6.378296E+00 2.482970E+02 2.910128E+05 2.909168E+05 3.327762E-05 4 1.483680E-02 2.716899E-01 5.996101E-06 2.129433E+02 -5.810016E+00 2.128640E+02 2.953656E+05 2.952556E+05 3.483745E-05

5 1.470905E-02 2.405553E-01 6.704288E-06 1.895107E+02 -5.788527E+00 1.894223E+02 2.968570E+05 2.967185E+05 3.880795E-05

6 1.510609E-02 2.554257E-01 6.319982E-06 2.011241E+02 -5.942132E+00 2.010363E+02 2.967160E+05 2.965864E+05 3.755416E-05

Eigenvector matrix [Ti] for current transformation: I-phase = [Ti]*I-mode. First the real part, row by row:

3.544065613779607E-01-2.199320394952727E-01-2.873207196307356E-01-1.689699688181350E-01 6.140444520705325E-01 5.03607910312075E-01 4.475465178540642E-01-5.304028592886424E-01-2.895306856911766E-01-3.175785786324846E-01-3.443439203888928E-01-4.96122727301811E-01

4.167269251502205E-01-3.949693324259331E-01 5.774280668011511E-01 6.017461048690532E-01-9.065264543720307E-03-1.21316218867139E-02

3.544065613779115E-01 2.199320395047641E-01-2.873207196367298E-01 1.689699688132065E-01-6.140444520745877E-01 5.03607910305620E-01 4.475465178539216E-01 5.304028592987462E-01-2.895306857013687E-01 3.175785786274876E-01 3.443439203845674E-01-4.96122727306983E-01

4.167269251501030E-01 3.949693324055882E-01 5.774280667950986E-01-6.017461048591434E-01 9.065264552021553E-03-1.21316218919954E-02 Finally, the imaginary part, row by row:

9.732372742657298E-03-8.572224189129249E-02 1.278909600037293E-02-2.928174999479286E-02-2.634574758591722E-02 3.61238693632759E-03

7.252313598037598E-03-8.160454619490174E-03-2.607213607533756E-03 7.855939797655742E-02-5.696415595474273E-02 3.55914461721829E-03 -1.701347501830559E-02 8.298816502202602E-02 5.025459564657721E-03 3.828343533978827E-02 1.885425338573442E-02-8.27157947207423E-03

9.732372742607404E-03 8.572224188052635E-02 1.278909600221549E-02 2.928174999696041E-02 2.634574758640159E-02 3.61238693775646E-03

7.252313597971115E-03 8.160454609169884E-03-2.607213598700999E-03-7.855939797466935E-02 5.696415595518887E-02 3.55914461891348E-03 -1.701347501833102E-02-8.298816500156721E-02 5.025459572972804E-03-3.828343534362638E-02-1.885425338653778E-02-8.27157946941861E-03

Z-surge in the phase domain. Resistance and the imaginary part of [Ti] are ignored. 3.738479777994548E+02

1.777477150244507E+02 3.739247965674880E+02

1.548746243239497E+02 1.440326834505345E+02 3.731136907071771E+02 1.384038157953226E+02 1.169079416312125E+02 1.246278047342374E+02 3.738479777981601E+02

1.169079416337451E+02 1.058727646876469E+02 1.121711581007193E+02 1.777477150213315E+02 3.739247965627079E+02 1.246278047292183E+02 1.121711580943979E+02 1.398232062909218E+02 1.548746243265155E+02 1.440326834508341E+02 3.73113690716332E+02

Blank card terminating frequency cards. |BLANK CARD ENDING FREQUENCY CARDS

Request for flushing of punch buffer. |$PUNCH

A listing of 80-column card images now being flushed from punch buffer follows.

=============================================================================== 1234567890123456789012345678901234567890123456789012345678901234567890123456789

===============================================================================

C <++++++> Cards punched by support routine on 28-Aug-17 12:02:46 <++++++> C **** UNTRANSPOSED K.C. Lee line calculated at 6.000E+01 HZ. ****

C LINE CONSTANTS C $ERASE

C BRANCH IN___AOUT__AIN___BOUT__BIN___COUT__CIN___DOUT__DIN___EOUT__EIN___FOUT_

C METRIC C 1 0.5 0.0583 4 2.924 -6.9 37.19 12.5 60. 45.

C 2 0.5 0.0583 4 2.924 -13.75 37.19 12.5 60. 45.

C 3 0.5 0.0583 4 2.924 -6.9 47.69 23. 60. 45. C 4 0.5 0.0583 4 2.924 6.9 37.19 12.5 60. 45.

C 5 0.5 0.0583 4 2.924 13.75 37.19 12.5 60. 45.

C 6 0.5 0.0583 4 2.924 6.9 47.69 23. 60. 45. C 0 0.29 4.1889 4 0.952 -9.9 54.56 29. 0.0 0.0

C 0 0.29 4.1889 4 0.952 9.9 54.56 29. 0.0 0.0

C BLANK CARD ENDING CONDUCTOR CARDS C 1.E3 60. 49.67 1-9

C The transformation matrix was calculated at 6.00000000E+01 Hz. $VINTAGE, 1

-1IN___AOUT__A 6.82243E-01 1.04224E+03 1.62579E+05-4.96700E+01 1 6

-2IN___BOUT__B 1.59000E-02 3.11982E+02 2.89139E+05-4.96700E+01 1 6 -3IN___COUT__C 1.65309E-02 2.48297E+02 2.91013E+05-4.96700E+01 1 6

-4IN___DOUT__D 1.48368E-02 2.12864E+02 2.95366E+05-4.96700E+01 1 6

-5IN___EOUT__E 1.47090E-02 1.89422E+02 2.96857E+05-4.96700E+01 1 6 -6IN___FOUT__F 1.51061E-02 2.01036E+02 2.96716E+05-4.96700E+01 1 6

$VINTAGE, 0

0.35440656 -0.21993204 -0.28732072 -0.16896997 0.61404445 0.50360791 0.00973237 -0.08572224 0.01278910 -0.02928175 -0.02634575 0.00361239

0.44754652 -0.53040286 -0.28953069 -0.31757858 -0.34434392 -0.49612273

0.00725231 -0.00816045 -0.00260721 0.07855940 -0.05696416 0.00355914 0.41672693 -0.39496933 0.57742807 0.60174610 -0.00906526 -0.01213162

-0.01701348 0.08298817 0.00502546 0.03828344 0.01885425 -0.00827158 0.35440656 0.21993204 -0.28732072 0.16896997 -0.61404445 0.50360791

0.00973237 0.08572224 0.01278910 0.02928175 0.02634575 0.00361239

0.44754652 0.53040286 -0.28953069 0.31757858 0.34434392 -0.49612273 0.00725231 0.00816045 -0.00260721 -0.07855940 0.05696416 0.00355914

0.41672693 0.39496933 0.57742807 -0.60174610 0.00906526 -0.01213162

-0.01701348 -0.08298817 0.00502546 -0.03828344 -0.01885425 -0.00827158

=========< End of LUNIT7 punched cards as flushed by $PUNCH request >=======



• LT 345 kV Pirapora 2 – Três Marias

Alternative Transients Program (ATP), GNU Linux or DOS. All rights reserved by Can/Am user group of Portland, Oregon, USA. Date (dd-mth-yy) and time of day (hh.mm.ss) = 18-Dec-17 10:45:33 Name of disk plot file is lt6.pl4

Consult the 860-page ATP Rule Book of the Can/Am EMTP User Group in Portland, Oregon, USA. Source code date is 19 December 2003. Total size of LABCOM tables = 9872109 INTEGER words. 31 VARDIM List Sizes follow: 6002 10K 192K 900 420K 1200 15K

120K 2250 3800 720 1200 72800 510 90K 800 90 254 120K 100K 3K 15K 192K 120 30K 160K 600 210K 1K 19 200

--------------------------------------------------+-------------------------------------------------------------------------------- Descriptive interpretation of input data cards. | Input data card images are shown below, all 80 columns, character by character

0 1 2 3 4 5 6 7 8

012345678901234567890123456789012345678901234567890123456789012345678901234567890 --------------------------------------------------+--------------------------------------------------------------------------------

Comment card. NUMDCD = 1. |C data:LT6.DAT

Marker card preceding new EMTP data case. |BEGIN NEW DATA CASE Compute overhead line constants. Limit = 120 |LINE CONSTANTS

Erase all of 0 cards in the punch buffer. |$ERASE Pairs of 6-character bus names for each phase. |BRANCH IN___AOUT__AIN___BOUT__BIN___COUT__C

Request for metric (not English) units. |METRIC

Line conductor card. 3.750E-01 5.720E-02 4 | 10.375 0.0572 4 3.196 -9.2285 34.1 8.1 Line conductor card. 3.750E-01 5.720E-02 4 | 10.375 0.0572 4 3.196 -8.7715 34.1 8.1

Line conductor card. 3.750E-01 5.720E-02 4 | 20.375 0.0572 4 3.196 -0.2285 34.1 8.1

Line conductor card. 3.750E-01 5.720E-02 4 | 20.375 0.0572 4 3.196 0.2285 34.1 8.1 Line conductor card. 3.750E-01 5.720E-02 4 | 30.375 0.0572 4 3.196 8.7715 34.1 8.1

Line conductor card. 3.750E-01 5.720E-02 4 | 30.375 0.0572 4 3.196 9.2285 34.1 8.1

Line conductor card. 5.000E-01 3.660E+00 4 | 0 0.5 3.66 4 0.914 -6.3 42.4 23.7 Line conductor card. 5.000E-01 3.660E+00 4 | 0 0.5 3.66 4 0.914 6.3 42.4 23.7

Blank card terminating conductor cards. |BLANK CARD ENDING CONDUCTOR CARDS Frequency card. 8.000E+02 6.000E+01 1.800E+01 | 800. 60. 18. 1

Line conductor table after sorting and initial processing. Table Phase Skin effect Resistance Reactance data specification Diameter Horizontal Avg height

Row Number R-type R (ohm/km) X-type X(ohm/km) or GMR ( cm ) X (mtrs) Y (mtrs) Name

1 1 .37500 .05720 4 .000000 3.19600 -9.229 16.767 2 2 .37500 .05720 4 .000000 3.19600 -0.229 16.767

3 3 .37500 .05720 4 .000000 3.19600 8.771 16.767

4 1 .37500 .05720 4 .000000 3.19600 -8.771 16.767 5 2 .37500 .05720 4 .000000 3.19600 0.229 16.767

6 3 .37500 .05720 4 .000000 3.19600 9.229 16.767

7 0 .50000 3.66000 4 .000000 .91400 -6.300 29.933 8 0 .50000 3.66000 4 .000000 .91400 6.300 29.933

Matrices are for earth resistivity = 8.00000000E+02 ohm-meters and frequency 6.00000000E+01 Hz. Correction factor =

1.00000000E-06

Modal parameters at frequency FREQ = 6.00000000E+01 Hz

Mode Resistance Reactance Susceptance The surge impedance in units of [ohms] Lossless and actual Attenuation

ohms/km ohms/km s/km real imag lossless velocity in [km/sec] nepers/km 1 3.769921E-01 1.451187E+00 2.767417E-06 7.301275E+02 -9.328868E+01 7.241433E+02 1.881188E+05 1.865769E+05 2.581686E-04

2 2.960907E-02 4.115787E-01 4.028216E-06 3.198530E+02 -1.149030E+01 3.196466E+02 2.927846E+05 2.925956E+05 4.628543E-05

3 2.935927E-02 3.417523E-01 4.747809E-06 2.685398E+02 -1.151366E+01 2.682928E+02 2.959571E+05 2.956850E+05 5.466465E-05

Eigenvector matrix [Ti] for current transformation: I-phase = [Ti]*I-mode. First the real part, row by row: 5.972754161382059E-01-7.071067811865471E-01-4.105387799797409E-01

5.352795106800430E-01-5.829720310397662E-16 8.141964260947674E-01

5.972754161382058E-01 7.071067811865479E-01-4.105387799797405E-01 Finally, the imaginary part, row by row:

0.000000000000000E+00 0.000000000000000E+00 0.000000000000000E+00

0.000000000000000E+00 0.000000000000000E+00 0.000000000000000E+00 0.000000000000000E+00 0.000000000000000E+00 0.000000000000000E+00

Z-surge in the phase domain. Resistance and the imaginary part of [Ti] are ignored. 4.391146916436591E+02

1.567428842901453E+02 4.368192931349587E+02

1.194681237601413E+02 1.567428842901454E+02 4.391146916436588E+02 Blank card terminating frequency cards. |BLANK CARD ENDING FREQUENCY CARDS

Request for flushing of punch buffer. |$PUNCH

A listing of 80-column card images now being flushed from punch buffer follows.

=============================================================================== 1234567890123456789012345678901234567890123456789012345678901234567890123456789

===============================================================================

C <++++++> Cards punched by support routine on 18-Dec-17 10:45:33 <++++++> C **** UNTRANSPOSED K.C. Lee line calculated at 6.000E+01 HZ. ****

C LINE CONSTANTS

C $ERASE C BRANCH IN___AOUT__AIN___BOUT__BIN___COUT__C

C METRIC

C 10.375 0.0572 4 3.196 -9.2285 34.1 8.1 C 10.375 0.0572 4 3.196 -8.7715 34.1 8.1

C 20.375 0.0572 4 3.196 -0.2285 34.1 8.1 C 20.375 0.0572 4 3.196 0.2285 34.1 8.1

C 30.375 0.0572 4 3.196 8.7715 34.1 8.1

C 30.375 0.0572 4 3.196 9.2285 34.1 8.1 C 0 0.5 3.66 4 0.914 -6.3 42.4 23.7

C 0 0.5 3.66 4 0.914 6.3 42.4 23.7

C BLANK CARD ENDING CONDUCTOR CARDS C 800. 60. 18. 1

C The transformation matrix was calculated at 6.00000000E+01 Hz.

$VINTAGE, 1 -1IN___AOUT__A 3.76992E-01 7.24143E+02 1.88119E+05-1.80000E+01 1 3

-2IN___BOUT__B 2.96091E-02 3.19647E+02 2.92785E+05-1.80000E+01 1 3 -3IN___COUT__C 2.93593E-02 2.68293E+02 2.95957E+05-1.80000E+01 1 3

$VINTAGE, 0

0.59727542 -0.70710678 -0.41053878 0.00000000 0.00000000 0.00000000

0.53527951 0.00000000 0.81419643

0.00000000 0.00000000 0.00000000 0.59727542 0.70710678 -0.41053878

0.00000000 0.00000000 0.00000000

=========< End of LUNIT7 punched cards as flushed by $PUNCH request >=======

Blank card ending "LINE CONSTANTS" cases. |BLANK CARD ENDING LINE CONSTANT



Timing figures characterizing central processor (CP) solution speed. ---------------------------- CP sec Wait sec Real sec

Totals 0.031 0.000 0.031

estudos para a licitaÇÃo da expansÃo da … · 5.2 configuração para manobras de rejeição de...

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