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Campus de Ilha Solteira PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA Dissertação de Mestrado Planejamento da Expansão de Sistemas Elétricos de Distribuição Considerando Fatores de Riscos em Análise Econômica Frederico Jacob Candian Orientador: Prof. Dr. Antonio Padilha Feltrin Dissertação apresentada à Faculdade de Engenharia - UNESP – Campus de Ilha Solteira, para obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica. Ilha Solteira – SP Junho / 2008

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Campus de Ilha Solteira

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA

Dissertação de Mestrado

Planejamento da Expansão de

Sistemas Elétricos de Distribuição

Considerando Fatores de Riscos em

Análise Econômica

Frederico Jacob Candian

Orientador: Prof. Dr. Antonio Padilha Feltrin

Dissertação apresentada à Faculdade de Engenharia - UNESP – Campus de Ilha Solteira, para obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica.

Ilha Solteira – SP Junho / 2008

FICHA CATALOGRÁFICA

Elaborada pela Seção Técnica de Aquisição e Tratamento da Informação Serviço Técnico de Biblioteca e Documentação da UNESP - Ilha Solteira.

Candian, Frederico Jacob. C217p Planejamento da expansão de sistemas elétricos de distribuição considerando fatores de riscos em análise econômica / Frederico Jacob Candian. -- Ilha Soltei- ra : [s.n.], 2008. 74 f. Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual Paulista. Faculdade de Engenharia de Ilha Solteira, 2008 Orientador: Antonio Padilha Feltrin Bibliografia: p.57-58

1. Energia elétrica – Mercado. 2. Planejamento da expansão. 3. Análise econômica. 4. Energia elétrica – Distribuição. 5. Engenharia econômica.

Frederico Jacob Candian

Planejamento da Expansão de Sistemas Elétricos de

Distribuição Considerando Fatores de Riscos

em Análise Econômica

Dissertação de mestrado submetida ao Programa de Pós-

Graduação em Engenharia Elétrica da Faculdade de

Engenharia – Campus de Ilha Solteira da UNESP, como

parte dos requisitos exigidos para a obtenção do título de

Mestre em Engenharia Elétrica.

UNESP - Ilha Solteira

Junho / 2008.

Agradecimentos

Primeiramente a Deus, por permitir a realização deste sonho, com saúde e vontade

para superar os obstáculos até a conclusão deste trabalho tão importante.

A minha querida esposa Ariane, pelo amor, carinho, paciência e incentivo em

todos os momentos que passamos neste período.

Aos meus amados pais, Maury e Lenir, à tia Leila e à minha querida irmã Michelle

por serem prova de que tudo que é feito com amor e carinho rendem bons frutos e que

não existe distância que separe a união da família.

Ao meu orientador, professor Antonio Padilha Feltrin, pela confiança, auxílio e

principalmente paciência para a finalização deste trabalho.

Ao meu colega Marcelo Oliveira que sempre me deu apoio junto a UNESP.

Ao professor Sérgio Azevedo de Oliveira pelos ensinamentos, dicas e apoio

recebido durante o trabalho.

Aos meus amigos Vinícius Benichio e Ana Martinelli, da Elektro, que acreditaram

em mim e me ensinaram muito desde o início de minha carreira.

A Concessionária Elektro Eletricidade e Serviços pela colaboração e apoio em

todo período deste trabalho.

Resumo

Para análises atualizadas de expansão do sistema elétrico de distribuição, as

empresas buscam otimizar os investimentos direcionando-os da melhor forma possível

para atender os critérios técnicos estabelecidos pelo órgão regulador envolvendo o

menor risco e maior retorno financeiro.

Atualmente, muitos estudos ainda são realizados analisando os investimentos em

curto prazo, desconsiderando as variações futuras no mercado de energia e escolhendo o

empreendimento com menor custo inicial.

Este trabalho tem como objetivo desenvolver um modelo através da aplicação de

metodologias técnicas e econômicas para encontrar a melhor opção de expansão do

sistema elétrico de distribuição utilizando técnicas de engenharia econômica em longo

prazo, considerando análise de sensibilidade e quantificação de risco através de

probabilidades.

Serão analisadas alternativas de expansão do sistema elétrico através de

simulações técnicas verificando os critérios de disponibilidade, carregamento e queda

de tensão no horizonte previsto.

As alternativas viáveis serão analisadas economicamente considerando, além das

técnicas de engenharia econômica, a sensibilidade do sistema elétrico para atendimento

às novas demandas e variações do crescimento de mercado, bem como os riscos

associados a cada alternativa utilizando fatores de probabilidade e custo de perdas

técnicas obtidas através de simulações.

Para ilustrar este modelo, foi realizado um estudo de caso em determinada região

pertencente a uma concessionária de distribuição de energia do Sudeste do País.

Será mostrado neste trabalho que, quando as análises são realizadas em longo

prazo considerando diversas alternativas tecnicamente viáveis e as variáveis necessárias

para análise econômica, o empreendimento mais viável a ser realizado poderá ser o que

tiver o maior investimento.

Abstract

Current analysis on power distribution system expansion require companies to

look after optimized investments by allocating them appropriately in order to meet the

technical criteria set by the regulation agency considering the lowest risk and the

highest financial result.

Nowadays, many analyses are still performed taking into account short term

investments thus not considering the future variances of the energy market, and

selecting the lowest initial investment enterprise option.

This work aims to develop a model with technical and economic methodologys

to identify the best option for expanding the power distribution system by using long

term driven economic engineering considering sensitivity analysis and probability risk

assessment.

Alternatives for the power distribution system will be analyzed through technical

simulations that verify different criteria such as availability, system load and system

tension fall in the comprised horizon.

Feasible alternatives will be economically analyzed taking into consideration

economic engineering techniques and furthermore analyzing the sensitivity of the power

grid to supply new demands and variances on market growth. Analysis will also present

the risks associated to each alternative by using probability factors and technical losses

costs obtained through simulations

The application of such a methodology is demonstrated through a case study in a

determined region of a power distribution company.

This work will demonstrate that when long term analysis is made considering

several feasible technical and economic variables, the most attractive enterprise can be

even that one with the largest investment.

Sumário

1. INTRODUÇÃO ........................................................................................................ 10

2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA – ANÁLISE ECONÔMICA ............................. 12

2.1. Princípios para Tomada de Decisão ........................................................................ 12

2.2. Fluxo de Caixa ......................................................................................................... 13

2.3. Taxa Mínima de Atratividade .................................................................................. 14

2.4. Método da Taxa Interna de Retorno (TIR) .............................................................. 15

2.4.1. Vantagens do Método da Taxa Interna de Retorno (TIR) ................................................. 17

2.4.2. Desvantagens do Método da Taxa Interna de Retorno (TIR) ............................................ 17

2.5. Método da Taxa Interna de Retorno Modificada (TIR-M)...................................... 18

2.5.1. Vantagens do Método da Taxa Interna de Retorno Modificada (TIR-M) ......................... 19

2.5.2. Desvantagens do Método da Taxa Interna de Retorno Modificada (TIR-M) ................... 19

2.6. Método do Valor Presente Líquido (VPL) .............................................................. 19

2.6.1. Vantagens do Método do Valor Presente Líquido (VPL) ................................................. 21

2.6.2. Desvantagens do Método do Valor Presente Líquido (VPL) ............................................ 21

2.7. Método do PayBack ................................................................................................ 22

2.7.1. Vantagens do Método do PayBack ................................................................................... 23

2.7.2. Desvantagens do Método do PayBack .............................................................................. 23

2.8. Análise de Sensibilidade .......................................................................................... 23

2.8.1. Medidas de Risco .............................................................................................................. 25

2.9. Premissas para Análise do Projeto........................................................................... 26

3. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA – ANÁLISE TÉCNICA DE PLANEJAMENTO ... 27

3.1. Horizontes de Planejamento .................................................................................... 27

3.1.1. Estabelecimento de Cenários ............................................................................................ 28

3.1.2. Estudos de Longo Prazo .................................................................................................... 28

3.1.3. Estudos de Curto e Médio Prazo ....................................................................................... 29

3.2. Etapas Principais do Processo de Planejamento ...................................................... 29

3.2.1. Preparação de Dados ......................................................................................................... 29

3.2.2. Formulação de Alternativas .............................................................................................. 30

3.2.3. Estudos Elétricos ............................................................................................................... 31

3.2.4. Estudos Econômicos ......................................................................................................... 32

3.2.5. Diagrama de Blocos do Estudo ......................................................................................... 33

4. ESTUDO DE CASO ................................................................................................ 34

4.1. Características do Sistema ....................................................................................... 35

4.1.1. Dados dos Transformadores .............................................................................................. 35

4.1.2. Dados dos Alimentadores.................................................................................................. 36

4.1.3. Sistema em Estudo ............................................................................................................ 37

4.1.4. Dados de Mercado ............................................................................................................. 38

4.1.5. Diagrama Unifilar ............................................................................................................. 39

4.2. Alternativas .............................................................................................................. 39

4.2.1. Alternativa – 01 ................................................................................................................. 41

4.2.2. Alternativa – 02 ................................................................................................................. 43

4.3. Análise Econômica .................................................................................................. 46

5. ANÁLISE DE SENSIBILIDADE ............................................................................ 51

5.1. Análise dos Resultados ............................................................................................ 54

6. CONCLUSÃO .......................................................................................................... 56

7. REFERÊNCIAS ....................................................................................................... 58

8. APÊNDICE A – Terminologia (Diretrizes de Planejamento) .................................. 60

9. APÊNDICE B – Estudo Elétrico e Simulações ........................................................ 62

Lista de Figuras Figura 2.1 – Fluxo de Caixa. ....................................................................................... 14

Figura 2.2 – Taxa Interna de Retorno.......................................................................... 17

Figura 2.3 – Perfil do VPL. ......................................................................................... 21

Figura 2.4 – Comportamento do PayBack. ................................................................. 22

Figura 4.1 – Diagrama Unifilar dos Transformadores da SE BJP. ............................. 35

Figura 4.2 – Sistema Elétrico da Região. .................................................................... 37

Figura 4.3 – Crescimento do Mercado da Região. ...................................................... 38

Figura 4.4 – Diagrama Unifilar do Sistema Elétrico. .................................................. 39

Figura 4.5 – Carregamento SEs (ALT-01). ................................................................. 42

Figura 4.6 – Carregamento dos Transformadores (ALT-01). ..................................... 43

Figura 4.7 – Carregamento dos Transformadores (ALT-02). ..................................... 44

Figura 4.8 – Carregamento SEs (ALT-02). ................................................................. 45

Figura 4.9 – Valor Presente Líquido (VPL) das Alternativas. .................................... 50

Figura B.1 – Diagrama Unifilar do Sistema Elétrico. ................................................. 62

Figura B.2 – Transformador TR-01 de 15/18,75 MVA – 138-13,8 KV. .................... 63

Figura B.3 – Transformador TR-02 de 25/33 MVA – 138-13,8 KV. ......................... 63

Figura B.4 – Transformador TR-03 de 12,5 MVA – 138-34,5 KV. ........................... 63

Figura B.5 – Transformador TR-04 de 12,5 MVA – 138-34,5 KV. ........................... 64

Figura B.6 – Transformador TR-05 de 40 MVA – 138-34,5 KV. .............................. 64

Figura B.7 – Transformador TR-06 de 5/6,25 MVA – 34,5-13,8 KV. ....................... 64

Figura B.8 – Condutores Primários. ............................................................................ 65

Figura B.9 – Regulador de Tensão 200 A – 2 equipamentos e 3 equipamentos. ........ 65

Figura B.10 – Banco de Capacitores (1.200 KVAr). .................................................. 66

Figura B.11 – Simulação: 2008 – sem obra. ............................................................... 67

Figura B.12 – Simulação: 2014 – sem obra. ............................................................... 68

Figura B.13 – Simulação: 2014 – com obra - ALT-01. .............................................. 69

Figura B.14 – Simulação: 2018 – sem obra - ALT-01. ............................................... 70

Figura B.15 – Simulação: 2018 – com obra - ALT-01. .............................................. 71

Figura B.16 – Simulação: 2014 – com obra - ALT-02. .............................................. 72

Figura B.17 – Simulação: 2016 – sem obra - ALT-02. ............................................... 73

Figura B.18 – Simulação: 2016 – com obra - ALT-02. .............................................. 74

Lista de Tabelas Tabela 4.1 – Dados Técnicos dos Transformadores da SE BJP. ................................. 36

Tabela 4.2 – Dados Técnicos dos Alimentadores da SE BJP. ..................................... 36

Tabela 4.3 – Crescimento Anual do Mercado de Consumo de Energia. ..................... 38

Tabela 4.4 – Descrição dos Investimentos (ALT-01). ................................................. 41

Tabela 4.5 – Descrição dos Investimentos (ALT-02). ................................................. 44

Tabela 4.6 – Fluxo de Caixa. ....................................................................................... 49

Tabela 5.1 – Análise de sensibilidade ao mercado (CASO-01). ................................. 51

Tabela 5.2 – VPL esperado e análise de risco (CASO-01). ......................................... 52

Tabela 5.3 – Análise de sensibilidade ao mercado (CASO-02). ................................. 52

Tabela 5.4 – VPL esperado e análise de risco (CASO-02). ......................................... 53

Tabela 5.5 – Resultados da Alternativa 01. ................................................................. 54

Tabela 5.6 – Resultados da Alternativa 02. ................................................................. 54

10

1. INTRODUÇÃO

O planejamento da expansão de uma rede elétrica de distribuição tem por objetivo

realizar o diagnóstico do desempenho sob os critérios básicos (queda de tensão,

carregamentos de equipamentos e redes de distribuição, perdas elétricas nos elementos

da rede, etc.). Isto é necessário para assegurar boas condições técnico-econômicas das

instalações e a qualidade do serviço de energia elétrica através de investimentos

adequados, atendendo aos critérios e padrões estabelecidos pelo órgão regulador

(GONEN, 2008).

De acordo com o exposto acima, no planejamento é avaliada a necessidade de

construção/reforço de redes de distribuição, substituição de transformadores ou

instalação de novos transformadores de subestações, construção de novas subestações,

instalação de equipamentos especiais, etc. (GONEN, 2008).

Estas análises são realizadas através de softwares específicos para simulação de

planejamento da expansão e o desempenho do sistema elétrico é verificado por cálculos

de fluxo de potência.

Com as condições técnicas aceitas, há necessidade de uma avaliação econômica

dos investimentos a serem realizados através de alternativas viáveis.

Para estudos de expansão de rede de distribuição, a maioria das concessionárias de

energia elétrica utiliza análises de curto prazo envolvendo empreendimentos com menor

custo, porém este tipo de análise pode direcionar o investidor a, nem sempre, escolher a

melhor alternativa econômica.

Neste trabalho, será demonstrada um modelo para escolha da melhor opção de

investimento no planejamento de expansão do sistema elétrico através de utilização de

técnicas de engenharia econômica em longo prazo, considerando análise de

sensibilidade e quantificação de risco através de probabilidades.

Primeiramente, são realizadas simulações (DIgSILENT, 2000) do sistema elétrico

para todo período de análise incluindo alternativas de investimento para adequá-lo aos

critérios técnicos necessários para atendimento ao crescimento de mercado previsto.

11

Esta análise é discutida no capítulo 3 considerando possíveis horizontes de

planejamento, e definindo cenários e estabelecendo as principais etapas do processo.

Após a seleção das alternativas com melhor viabilidade técnica nas simulações,

faz-se uma análise para determinar qual a melhor alternativa viável economicamente.

Esta análise está baseada no capítulo 2 onde se descreve os métodos de engenharia

econômica.

Além da avaliação econômica das alternativas, utiliza-se análise de sensibilidade

considerando diferentes cenários com variações na previsão de crescimento do mercado

de energia. O risco de cada alternativa é avaliado através das probabilidades de

ocorrência de cada cenário considerado.

No capítulo 4, apresenta-se o estudo de caso, envolvendo um sistema de

distribuição de uma determinada região pertencente a uma concessionária de

distribuição de energia do Sudeste do País, no qual será demonstrada a aplicação das

fundamentações teóricas de análise econômica e planejamento técnico.

No capítulo 5, apresenta-se a análise de sensibilidade econômica das alternativas

em função da variação do mercado de energia nos próximos anos. Esta análise auxiliará

o investidor a decidir sobre a melhor alternativa, do ponto de vista técnico-econômico,

considerando diferentes cenários simulados.

As conclusões deste estudo são apresentadas no capítulo 6.

No capítulo 7, apresenta-se a bibliografia utilizada para auxiliar neste estudo.

Nos apêndices A e B, são apresentadas algumas terminologias utilizadas no estudo

e as características técnicas dos equipamentos com as simulações realizadas,

respectivamente.

12

2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA – ANÁLISE ECONÔMICA

Este capítulo está baseado na referência (CORREA, 2002) e tem como objetivo

fazer uma revisão de literatura com alguns métodos de engenharia econômica, tais

como:

� Fluxo de Caixa (representa as entradas e saídas de recursos que ocorrem ao

longo do desenvolvimento de um projeto),

� Valor Presente Líquido (valor líquido atual de um investimento utilizando a taxa

interna de retorno e uma série de pagamentos e receitas),

� Taxa Interna de Retorno (taxa de retorno de um investimento na análise do fluxo

de caixa),

� PayBack ou Prazo de Retorno do Capital (mede o tempo de retorno de um

investimento) e

� Análise de Sensibilidade (avalia os resultados através de variação das entradas

do projeto).

2.1. Princípios para Tomada de Decisão

A análise prévia dos investimentos permite que se racionalize a utilização dos

recursos de capital. Para a solução de um problema de análise de investimentos, dentro

da complexidade do mundo atual, é necessário o conhecimento de técnicas especiais

estudadas em uma disciplina conhecida por Engenharia Econômica.

Diante de uma oportunidade de investimento, na análise do projeto é observada

qual a melhor alternativa ou qual a melhor atitude tomar.

Para auxiliar no processo de tomada de decisão, conta-se com os métodos de

engenharia econômica, que conforme (FRANCISCO, 1985), "Dá-se o nome de

13

engenharia econômica ao conjunto de métodos utilizados nas análises de investimentos

e das técnicas empregadas na escolha da melhor alternativa".

A análise de um projeto deve levar em consideração fatores econômicos e

financeiros, tais como a rentabilidade do projeto e a disponibilidade de recursos; além

de fatores técnicos de qualidade e operação do sistema elétrico que devem ser

considerados satisfatórios em todas alternativas analisadas.

Para se proceder a análise de um projeto, deve-se ter, de acordo com

(FRANCISCO, 1985):

a) um investimento a ser realizado;

b) deve haver as alternativas tecnicamente viáveis;

c) comparação das alternativas;

d) escolha da melhor alternativa.

A decisão final deverá recair sobre a melhor alternativa técnica/econômica

disponível, levando em consideração os critérios acima mencionados.

Neste estudo serão avaliados os critérios do ponto de vista econômico para tomada

de decisão, pois as alternativas já foram escolhidas considerando os critérios técnicos,

bem como a capitalização das perdas de energia (CIPOLI, 1993).

2.2. Fluxo de Caixa

O fluxo de caixa é a representação gráfica do conjunto de entradas (receitas) e

saídas (despesas) relativo a um certo intervalo de tempo definido, algumas vezes ligado

a um projeto específico. Destaca-se dois aspectos importantes dentro do conceito da

engenharia econômica:

� O tempo, que se refere à longevidade do projeto e é um item importante

no processo de análise e tomada de decisão; e,

� O valor do dinheiro, ou seja, os juros, que neste estudo de caso será

chamado de Taxa Mínima de Atratividade (TMA), mas que também é

conhecida por taxa de desconto.

O fluxo de caixa pode ser representado através de um diagrama conforme a

Figura 2.1, onde no eixo horizontal são marcados os períodos de tempo e as setas

verticais, as saídas e entradas de recursos. As setas para baixo representam as saídas de

recursos e as setas para cima, as entradas de recursos.

14

Figura 2.1 – Fluxo de Caixa. O fluxo de caixa é uma ótima ferramenta para auxiliar nas tomadas de decisões.

É através dele que os custos fixos e variáveis ficam evidentes, permitindo-se desta

forma um controle efetivo sobre determinadas questões empresariais.

O valor presente líquido, a taxa interna de retorno, a taxa interna de retorno

modificada e o payback são obtidos através das informações do fluxo de caixa com base

na taxa mínima de atratividade.

2.3. Taxa Mínima de Atratividade

Para avaliação das alternativas de investimento, esta taxa apresenta como principal

característica o reconhecimento da variação do valor do dinheiro no tempo (que está

associado ao fluxo de caixa). Este fato evidência a necessidade de se utilizar uma taxa

de juros quando a análise for efetuada através de um deles. A questão é definir qual será

a taxa a ser empregada.

Neste trabalho, considera-se a taxa empregada como base nos estudos das empresas

de energia elétrica.

A taxa mínima de atratividade é a taxa que faz o investidor optar ou não por um

projeto, assumindo um certo grau de risco e por um tempo geralmente determinado.

Entretanto, um investidor pode optar por um rendimento ou taxa de retorno menor,

assumindo consequentemente um grau de risco também menor.

Para se avaliar um determinado investimento, são aplicados três tipos de taxas de

juros com significados diferentes, a saber (LAPPONI, 1999):

a) Taxa mínima requerida, que é a taxa de juros que o investidor exige para

aceitar um investimento:

15

b) Taxa esperada é a taxa de juros que surge do fluxo de caixa do investimento.

Refere-se a uma medida de rentabilidade do investimento.

c) Taxa realizada é a taxa de juros obtida depois da conclusão do investimento,

isto é, refere-se a uma medida exata da rentabilidade do investimento.

De fato, um projeto provavelmente terá taxas diferentes como resultado final, do

que aquelas inicialmente estimadas. Essas taxas podem ser maiores ou menores,

dependendo das variações ocorridas no fluxo de caixa ao longo da realização do projeto,

tanto no lado das receitas, como no lado das despesas.

Portanto, ao se falar de taxa mínima de atratividade, deve-se ter sempre bem

claro a seguinte definição: uma unidade monetária no presente vale mais do que uma

unidade monetária no futuro.

2.4. Método da Taxa Interna de Retorno (TIR)

Por definição, a Taxa Interna de Retorno é a taxa de juros que torna nulo o valor

presente líquido do projeto, isto é, uma taxa de juros onde as receitas e despesas se

igualam.

Apesar de ser amplamente utilizada como ferramenta de apoio às decisões de

investimento, a TIR, ao contrário do VPL, é um pouco mais complicada de se obter. É

um método exato e também se enquadra no princípio de equivalência.

A partir de um determinado fluxo de caixa é estabelecida uma taxa de juros, que

pode ser a taxa mínima de atratividade. A TIR de um projeto é calculada por tentativa e

erro (ou iterações) segundo a expressão abaixo:

TIR= ∑=

n

0j

Fj . (1+i)-j = 0 ... (2.1)

Onde: Fj = Fluxo de caixa; i = Taxa de juros; n= número de períodos.

16

Normalmente, a TIR não pode ser resolvida analiticamente, e sim apenas através

de iterações, ou seja, através de interpolações com diversas taxas de juros até chegar

àquela que apresente um VPL igual a zero.

Um defeito crítico do método de cálculo da TIR é que múltiplos valores podem

ser encontrados se o fluxo anual de caixa mudar de sinal mais de uma vez (ir de

negativo para positivo e para negativo novamente, ou vice-versa) durante o período de

análise. "Poderão aí ocorrer algumas situações de difícil solução, como é o caso dos

fluxos de caixa que não admitem TIR no campo real ou que admitem TIRs múltiplas"

(CASAROTTO; KOPITTKE, 1998).

Ao se proceder uma análise de investimento, a melhor alternativa do ponto de

vista deste método, é a que tiver a maior taxa de retorno, sendo que esta taxa de retorno,

deverá ser sempre maior que a taxa mínima de atratividade. Assim, para se tomar uma

decisão com base no método da TIR, deve-se levar em consideração os seguintes

critérios:

• TIR > TMA => as entradas são maiores que as saídas, então, o projeto é

economicamente atrativo;

• TIR = TMA => as entradas são iguais as saídas, então, deve-se avaliar se os

riscos envolvidos no projeto são compensatórios;

• TIR < TMA => as entradas são menores do que as saídas, então, o projeto

não é economicamente atrativo;

A Figura 2.2 mostra a Taxa Interna de Retorno, e conforme descrito, esta taxa

evidencia em que ponto o Valor Presente Líquido do investimento será igual a zero.

17

Figura 2.2 – Taxa Interna de Retorno.

Tem-se que ter atenção quanto aos aspectos abaixo:

• Uma TIR de X% para um projeto não significa que esse projeto vai dar

retorno de X%. Significa apenas que esse fluxo de caixa terá VPL positivo

enquanto a taxa de desconto utilizada for menor que X%.

• A TIR e o VPL são indicadores complementares e devem ser analisados em

conjunto dado que cada um fornece uma informação diferente sobre a

viabilidade de um projeto.

2.4.1. Vantagens do Método da Taxa Interna de Retorno (TIR)

• Fácil sua visualização de resultado por ser expresso em percentuais.

• Leva em consideração o valor do dinheiro no tempo.

2.4.2. Desvantagens do Método da Taxa Interna de Retorno (TIR)

18

• O resultado não é consistente em análises quando ocorrem diversas trocas de

sinal com o fluxo de caixa.

• O resultado é consistente apenas em análises onde o primeiro desembolso

seja negativo, indicando saídas.

2.5. Método da Taxa Interna de Retorno Modificada (TIR-M)

A TIR-M é uma nova versão da TIR convencional e procura corrigir seus

problemas estruturais relacionados às questões das raízes múltiplas ou inexistentes e das

taxas de financiamento e de reinvestimentos dos lucros; bem como os fluxos de caixas

incomuns.

Neste método, o fluxo de caixa é modificado, trazendo os fluxos negativos para

valor presente e levando os fluxos positivos para valor futuro no último período do

fluxo, considerando a TMA. Com os valores concentrados no instante zero e no período

final, o cálculo da taxa interna de retorno se torna fácil e direto conforme expressão

abaixo:

TIR-M = 1VPinvVFentr )ini_Anofim_Ano(

1

−−−−

−−−−

...(2.2)

Onde: TIR-M = Taxa Interna de Retorno Modificada: VFentr = é o valor futuro, ou um saldo de caixa, que se deseja obter no

final do período de análise. VPinv = valor presente de um investimento Ano_fim = ano final da análise Ano_ini = ano inicial da análise

Através deste método, chega-se a uma taxa interna de retorno, na qual os lucros

são remunerados a uma taxa condizente com a realidade da empresa e os investimentos

são financiados a taxas compatíveis com às do mercado; consequentemente, uma taxa

de retorno mais realista.

Recomenda-se, para verificar a possibilidade de utilização da TIRM, que se

responda a duas perguntas:

1 - Existe raiz real?

19

2 - Se existe, é possível reaplicar à mesma taxa?

Se as duas respostas forem sim, ter-se-á uma TIR adequada, porém com qualquer

outra resposta não se terá solução para o problema se o cálculo for baseado na TIR

convencional.

E é neste ponto que a TIR-M pode ajudar. Em primeiro lugar contornando o

problema das raízes não reais e, em segundo lugar, possibilitando um amplo espectro de

análise em função de variadas formas de reaplicação.

2.5.1. Vantagens do Método da Taxa Interna de Retorno Modificada (TIR-M)

• Cálculo fácil e direto.

• Corrige os problemas de troca de sinais no fluxo de caixa, raízes múltiplas e

refinanciamento para o cálculo da TIR.

2.5.2. Desvantagens do Método da Taxa Interna de Retorno Modificada (TIR-M)

• Embora os resultados sejam mais reais, eles dificultam o entendimento dos

resultados por parte dos gestores, não sendo assim tão utilizados como a TIR

convencional.

2.6. Método do Valor Presente Líquido (VPL)

O método do valor presente líquido é considerado um método exato e que se

encaixa no conceito de equivalência, onde para se fazer uma comparação os valores

devem estar numa mesma data no tempo.

Caracteriza-se pela transferência para o instante presente de todas as variações de

caixa esperadas, descontadas à taxa mínima de atratividade. Em outras palavras, é o

transporte para a data zero de um diagrama de fluxos de caixa, de todos os recebimentos

e desembolsos esperados, descontados à taxa de juros considerada.

20

O método do valor presente líquido, leva em consideração o valor temporal dos

recursos financeiros. Este método mede o saldo atual, após se descontar o investimento

e o juro que o projeto retornará ao investidor após a sua realização, tal método pode ser

visto como “o montante pelo qual aumenta o valor da firma depois de ser realizada a

alternativa - de investimento - que se estuda. Portanto, o valor presente líquido permite

estabelecer mecanismos que aumentem ou maximizem o valor da firma.” (PAREJA,

1999).

O valor presente líquido pode ser calculado conforme expressão a seguir:

VPL = ∑=

n

0j

Fj . (1+i)-j ... (2.3)

Onde: Fj = Fluxo de caixa; i = Taxa de juros = TMA; n = número de períodos.

Assim, segundo a expressão (2.3), é mostrada a relação inversa entre a taxa

mínima de atratividade e o valor presente líquido, ou seja, à medida que a taxa mínima

de atratividade se eleva o valor presente líquido diminui.

O método do valor presente líquido segue os seguintes critérios para tomada de

decisão:

• VPL > 0 : entradas são maiores que as saídas, portanto, este é um bom

projeto e que pode ser aceito;

• VPL = 0 : as entradas são iguais as saídas, portanto, deve-se analisar se os

riscos envolvidos no projeto compensam;

• VPL < 0 : as entradas são menores que as saídas, portanto, o projeto não é

bom e não deve ser aceito.

As alternativas acima expostas se aplicam somente no caso de se aceitar ou não

uma proposta, todavia se houverem várias alternativas a escolher, a melhor alternativa

será a que apresentar o maior valor presente líquido, considerando que todas as

alternativas serão analisadas a partir de uma mesma taxa mínima de atratividade.

A Figura 2.3 mostra o perfil do VPL de acordo com esta descrição. O gráfico

evidencia que quanto maior a taxa de juros para um mesmo projeto, menor será o Valor

Presente Líquido.

21

Figura 2.3 – Perfil do VPL.

2.6.1. Vantagens do Método do Valor Presente Líquido (VPL)

• pode ser aplicado a fluxos de caixa que contenham mais de uma variação de

sinal, tanto de entrada, como de saída.

• leva em consideração o valor do dinheiro no tempo, ou seja, uma unidade

monetária hoje tem um valor maior do que uma unidade monetária a ser

possuída no futuro.

• Considera a depreciação, por utilizar fluxo de caixa (lucros líquidos +

depreciação).

2.6.2. Desvantagens do Método do Valor Presente Líquido (VPL)

• Determinação da taxa mínima de atratividade, ou seja, determinar qual taxa

de juros o investidor usará como referência para calcular se é vantajoso ou

não optar pelo investimento.

22

• Admitir que as taxas não variam com o tempo, o que não é verdade na

maioria dos casos.

2.7. Método do PayBack

O Método do PayBack consiste na identificação do prazo necessário para

recuperar o capital investido, ignorando as consequências além do período de

recuperação e o valor do dinheiro no tempo. Quando é utilizado o valor presente dos

fluxos de caixa, este critério é chamado de Payback Descontado.

A empresa define previamente um prazo máximo para que o projeto reponha o

custo dos investimentos necessários, sendo que este prazo é chamado de período de

corte. A decisão é tomada comparando-se o Payback do projeto com o período de corte

adotado pela empresa.

Ao se usar este método, não são levados em consideração os valores residuais

para os investimentos em máquinas e equipamentos após o término do projeto.

A Figura 4 a seguir, mostra o comportamento do PayBack, onde no eixo x,

ocorrerá o exato momento em que o capital investido é recuperado (~4 anos).

Figura 2.4 – Comportamento do PayBack.

23

2.7.1. Vantagens do Método do PayBack

• Auxilia na tomada de decisão, quando utilizado em conjunto com outros

métodos, tais como o VPL e da TIR

• O projeto pode ser recusado quando não for possível a recuperação do

capital investido dentro de sua vida útil;

• É de grande poder de argumentação, quando o investimento for realizado em

períodos de incertezas;

• Método simples e fácil de calcular. Além disso, dá uma indicação rudimentar

do risco do projeto.

2.7.2. Desvantagens do Método do PayBack

• Não leva em consideração o valor do dinheiro no tempo e tampouco os juros

envolvidos no projeto;

• Não leva em consideração a vida do investimento;

• De difícil aplicação, para o caso onde o fluxo de caixa analisado tenha várias

inversões de sinal e quando os projetos comparados tiverem investimentos

iniciais diferentes.

• Ignora todos os fluxos de caixa posteriores ao período de corte.

• O uso de um mesmo período de corte pode levar uma empresa a aceitar

muitos projetos de curto prazo, mas que não maximizam sua riqueza.

• Pode ser um alto grau de investimento no curto prazo e levar a não

maximização do valor para o acionista.

2.8. Análise de Sensibilidade

Na elaboração de fluxos de caixas, espera-se que as previsões sejam realizadas

efetivamente, pois os mesmos foram elaborados a partir de projeções mais prováveis.

Contudo, como a realização de um projeto leva um determinado tempo para a sua

execução, este tempo envolve riscos e consequentemente incertezas.

24

Vários são os fatores que levam a incerteza, entre eles:

• Fatores econômicos: super ou subdimensionamento de oferta e demanda,

alterações de preços de produtos e matérias-primas, investimentos

imprevistos, etc.

• Fatores financeiros: falta de capacidade de pagamento, insuficiência de

capital, etc.

• Fatores técnicos: inadequabilidade de processo, material, tecnologia

empregada, etc

• Outros: fatores políticos e institucionais adversos, regulatórios, clima,

problemas de gerenciamento de projetos, etc.

Assim, a análise de sensibilidade de um projeto auxilia na tomada de decisão,

através de uma projeção de cenários, quando de possíveis alterações que possam ocorrer

no fluxo de caixa analisado.

A análise de sensibilidade de um fluxo de caixa nos dá uma indicação da

importância de cada uma das variáveis do projeto na determinação do VPL e da TIR, e

quanto os mesmos se alteram em resposta a uma mudança no valor de cada variável.

"... A análise de sensibilidade procura responder a perguntas do tipo: o que

aconteceria na alternativa se variássemos um determinado parâmetro no fluxo de

caixa?" (HIRSCHFELD, 1998). Esta análise pode ser feita, através da projeção de

cenários, de acordo com as seguintes questões:

• Qual a variação mínima e máxima do mercado de energia elétrica para

viabilizar o projeto?

• Projeção de cenários do tipo: "pessimista", "referência" e "otimista".

• Qual é o custo máximo para se aceitar o projeto?

A análise de sensibilidade auxilia no processo de tomada de decisão, quando as

pequenas alterações dos parâmetros afetam os valores obtidos de forma significativa.

“Quando uma pequena variação num parâmetro altera drasticamente a rentabilidade

de um projeto, diz-se que o projeto é muito sensível a este parâmetro e poderá ser

interessante concentrar esforços para obter dados menos incertos” (CASAROTTO;

KOPITTKE, 1998).

25

2.8.1. Medidas de Risco

Demonstra-se abaixo uma forma de mensurar os riscos e as incertezas em

finanças:

• Desvio Padrão

DP = (((( )))) i

n

1i

2i P.VPLVPL∑∑∑∑

====

−−−− ...(2.4)

Onde:

DP = desvio padrão;

i = índice da probabilidade;

n = quantidade de cenários;

VPLi = valor presente líquido na probabilidade i;

VPL = valor presente líquido esperado;

Pi = probabilidade i em %.

• Coeficiente de Variação

É a medida de risco para se comparar investimentos com diferentes taxas de

retorno e diferentes riscos (desvios-padrão).

CV = VPLDP

...(2.5)

Onde:

CV = coeficiente de variação;

DP = desvio padrão;

VPL = valor presente líquido esperado.

O coeficiente de variação mostra o risco por unidade de retorno e oferece

uma melhor base para a comparação de quando os retornos esperados das duas

variáveis não são iguais. Quanto maior o CV, maior será o risco.

26

2.9. Premissas para Análise do Projeto

Neste trabalho analisam-se alternativas de investimentos considerando

empreendimentos de subestações e redes elétricas de distribuição em determinada

região pertencente a uma concessionária de distribuição de energia do Sudeste do País

devido ao crescimento de mercado.

O horizonte para análise das alternativas considerado é o ano de 2034. Será

escolhida como alternativa vencedora, aquela que apresentar melhor VPL e TIR-M,

considerando a análise de sensibilidade com a quantificação dos riscos.

No que tange a análise de sensibilidade, esta envolve variações plausíveis no

consumo de energia (chamado de mercado neste trabalho), onde, para cada cenário são

obtidos valores diferentes dos índices considerados.

27

3. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA – ANÁLISE TÉCNICA DE PLANEJAMENTO

O planejamento do sistema elétrico de distribuição consiste em estudos baseados

nas projeções do crescimento da demanda de energia elétrica ao longo dos anos, de

modo a se obter diagnósticos de curto, médio e longo prazo sobre as condições de

disponibilidades e operação dos sistemas elétricos.

A maneira tradicional de apresentar diagnósticos está baseada geralmente em um

horizonte de cinco anos para redes de distribuição e dez anos para subestações, no

sentido de se determinar as necessidades de expansão e melhoria do sistema elétrico.

Neste trabalho, será mostrado que, para analisar a melhor alternativa de investimento,

deve-se avaliar um horizonte de longo prazo.

O planejamento do sistema elétrico de distribuição procura determinar os fatores

fundamentais a serem levados em conta nas decisões sobre investimentos, portanto são

necessários métodos organizados para elaborar propostas de expansão e melhoria do

sistema elétrico que sejam baseados no diagnóstico das condições técnicas de

disponibilidade e qualidade de fornecimento (FLETCHER; STRUNZ, 2007); e

posteriormente compará-las economicamente.

3.1. Horizontes de Planejamento

O horizonte de planejamento deve compatibilizar-se com o tipo de estudo a ser

realizado, de forma que, a alternativa escolhida não seja afetada por investimentos além

deste horizonte. Este horizonte deve ser tal, para que a previsão de mercado seja

razoavelmente confiável (ELETROBRÁS, 1982). Esta confiabilidade pode ser

melhorada através de análises de sensibilidade e medidas de risco mostradas no capítulo

anterior.

28

Este horizonte de planejamento deve caracterizar as necessidades do consumidor

e fornecer hipóteses de concepção e orientação geral para as decisões (FLETCHER;

STRUNZ, 2007).

De maneira geral, pode-se distinguir os horizontes de planejamento conforme

descrito a seguir:

3.1.1. Estabelecimento de Cenários

O estabelecimento de cenários para estudos de transmissão de energia elétrica

alcança um horizonte de até trinta anos, onde se estabelecem tendências do contexto

sócio-econômico, institucional, político e ambiental.

Para sistemas de distribuição de energia elétrica, normalmente as empresas

realizam estudos de curto prazo para redes (até cinco anos) e médio prazo para

subestações (até dez anos) principalmente devido às possíveis variações nos cenários

comparado aos altos níveis de investimentos previstos. As obras previstas no plano de

investimento são revistas anualmente atualizando o horizonte.

A possibilidade de se avaliar empreendimentos através de alternativas de altos

investimentos com estudos de longo prazo é viável considerando os métodos

demonstrados neste trabalho.

3.1.2. Estudos de Longo Prazo

Com horizonte de até trinta anos se procuram analisar as estratégias de

desenvolvimento do sistema elétrico, os principais troncos, estabelecendo-se um

programa de desenvolvimento tecnológico e industrial; são definidas as diretrizes para

os estudos de médio e curto prazos e determinados os custos marginais de expansão a

longo prazo.

Os componentes condicionantes para estes estudos são a evolução do mercado, a

disponibilidade de fontes energéticas, as tendências de evolução tecnológicas e os

impactos ambientais dos projetos.

29

3.1.3. Estudos de Curto e Médio Prazo

Com horizonte de 5 anos para curto prazo e de 5 a 10 anos para médio prazo, são

apresentadas as decisões relativas à expansão do sistema elétrico, definido os

empreendimentos e sua alocação temporal, sendo realizadas as análises das condições

de atendimento ao mercado. É definido o plano de investimento, em metas físicas e

financeiras.

3.2. Etapas Principais do Processo de Planejamento

Os estudos de planejamento de sistemas elétricos consistem, basicamente, em

comparações entre duas ou mais alternativas previamente formuladas. Essas

comparações são, fundamentalmente, de duas naturezas:

• Técnica: desempenho da alternativa sob o ponto de vista elétrico;

• Econômica: custo e benefício da alternativa.

De uma maneira geral os estudos desenvolvem-se em uma sequência da qual se

destacam as seguintes fases:

• Preparação de dados;

• Formulação de alternativas;

• Estudos elétricos (simulação ou cálculos teóricos);

• Estudos econômicos;

• Avaliação final.

3.2.1. Preparação de Dados

Para a realização de estudos de planejamento, são coletados os seguintes dados

(ELETROBRÁS, 1982):

• Topologia da rede:

- Comprimento dos condutores por bitola entre os principais blocos

de carga e equipamentos especiais;

- Conexão dos alimentadores nos barramentos das subestações.

• Condutores primários:

30

- Bitola e características técnicas do cabo (ex.: resistência,

reatância, limite operativo de corrente);

- Tensão média de operação;

- Corrente máxima e média realizada no último ano;

• Transformadores das subestações:

- Tensão nominal e relação de tap existente;

- Potência nominal;

- Impedância entre enrolamentos;

- Perdas no cobre e no ferro;

- Defasagem angular;

- Potência máxima e média realizada no último ano;

• Equipamentos especiais (regulador de tensão, banco de capacitor, etc);

- Potência e tensão nominal;

- Relação de taps;

- Defasagem angular.

• Potência (MW e MVAr) dos blocos de carga e principais clientes

existentes no sistema em estudo;

• Crescimento do mercado de energia para cada região no período

considerado.

3.2.2. Formulação de Alternativas

De posse da configuração básica do sistema de distribuição e conhecendo-se as

projeções de mercado, podem-se formular alternativas para a expansão e melhoria do

sistema elétrico.

As alternativas de investimentos (obras) serão analisadas através de estudos de

simulação e deverão atender a qualidade de fornecimento adequada, nível de tensão,

carregamento de condutores e equipamentos através do crescimento de mercado no

horizonte previsto.

31

3.2.3. Estudos Elétricos

A partir da definição da configuração, para as diversas alternativas consideradas,

pode-se proceder a uma análise técnica e econômica dos investimentos propostos.

A evolução das diversas alternativas de expansão até o ano horizonte é definida

pela análise técnica de seu desempenho, por simulação digital ou cálculos teóricos, onde

o modelo considerado depende do horizonte de estudo analisado (cenário, longo prazo,

médio prazo e curto prazo).

Nos estudos de longo prazo, geralmente são utilizadas redes em modelo

simplificado onde pode-se concentrar as cargas contidas nos ramais de distribuição de

um alimentador, sendo este um aspecto intrínseco ao processo de simulação.

Nos estudos de médio prazo, são utilizados modelos mais elaborados, quanto à

representação dos elementos do sistema, sendo mais detalhada a análise elétrica do

sistema.

No planejamento de curto prazo, são utilizados os mesmos modelos de análise

empregados nos estudos de médio prazo, no entanto são considerados modelos mais

representativos de carga e equipamento.

A evolução da expansão do sistema elétrico é determinada pela análise técnica

de seu desempenho em regime permanente.

Esta análise consiste no cálculo da queda de tensão, das perdas e do

carregamento dos condutores e equipamentos, através de simulação digital ou cálculos

teóricos. Os resultados são comparados com os limites pré-estabelecidos pela empresa

ou pela legislação vigente. Quando esses valores não atendem aos limites, são previstas

propostas de melhorias/expansão do sistema elétrico, como instalação de bancos de

reguladores de tensão e bancos de capacitores, substituição de cabos, construção de

novos alimentadores ou subestações, substituição de transformadores de subestações,

etc. (ELETROBRÁS, 1982).

As diversas alternativas em estudo até o ano horizonte são analisadas em regime

normal de carga pesada para avaliar as condições de carregamento, queda de tensão e

resultado das perdas. Através das perdas simuladas em carga máxima podem-se calcular

as perdas em carga média através do fator de perda e fator de carga (OLIVEIRA;

FELTRIN; DE OLIVEIRA; CAMARGO; CANDIAN; PEREIRA, 2006, CODI , 1996).

32

Como produto final da análise técnica é estabelecido um programa de obras para

cada alternativa até o ano horizonte, definindo os tipos de reforços e suas respectivas

datas de implantação.

Após a análise técnica, faz-se uma análise econômica para determinar qual

melhor alternativa técnico-econômica.

3.2.4. Estudos Econômicos

Definidas as alternativas de investimento e efetuado os estudos elétricos, as

etapas seguintes consistem na elaboração da análise econômica conforme metodologia

apresentada no capítulo 2.

Em síntese, é realizado o levantamento de todos os custos e investimentos

associados às alternativas ao longo do horizonte analisado, e a determinação do seu

valor total. Como estes investimentos e custos ocorrem em datas diferentes, utilizam-se

técnicas de Engenharia Econômica, objetivando-se referenciá-los a uma mesma data.

Depois, são computados de forma a se obter o valor final de cada alternativa

(ELETROBRÁS, 1982).

Para análise econômica, utilizam-se como base de cálculo os seguintes dados:

• Tarifas de compra e venda de energia;

• Crescimento de mercado previsto;

• Custo das perdas de energia;

• PIS/COFINS;

• Depreciação dos ativos;

• Taxas de operação e manutenção;

• Recuperação de ICMS;

• RGR (Reserva Global de Reversão): quota anual recolhida pelas concessionárias de energia elétrica com base em 2,5% dos investimentos;

• Imposto de renda;

• Taxa de fiscalização.

Como resultado, deverá ser selecionado para compor o plano de investimento

aquela alternativa que apresentar o maior valor presente líquido (VPL) e TIR-

Modificada, considerando os riscos na análise de sensibilidade.

33

3.2.5. Diagrama de Blocos do Estudo

Abaixo é apresentado um diagrama de blocos contendo um resumo do processo

de análise realizado neste estudo.

Formulação de alternativas técnicas para expansão ou

melhoria do sistema elétrico.

Região com problemas técnicos (queda tensão,

carregamento, etc).

Levantamento dos dados de equipamentos, cargas

e redes.

Simulação do fluxo de potência para análise dos

critérios técnicos.

Análise econômica das alternativas de obras

aprovadas tecnicamente.

Análise de sensibilidade do sistema elétrico e

quantificação dos riscos.

Definição da melhor alternativa de melhoria

técnica/econômica.

34

4. ESTUDO DE CASO

O caso analisado corresponde a uma região de concessão de uma distribuidora

do Estado de São Paulo, englobando três cidades que serão consideradas como três

mercados, e serão denominadas nesta dissertação como: BJP, NAZ e PIR.

Neste capítulo, é avaliado o sistema elétrico da região de BJP considerando o

crescimento de mercado previsto para o período de 2008 a 2018, extrapolado para o ano

de 2034.

O foco principal deste estudo foi o município de NAZ, que devido ao

crescimento do mercado, já estava previsto no plano de investimento da empresa uma

nova fonte de 34,5-13,8 KV. Investimento este previsto através de estudos anteriores,

porém o mesmo está sendo revisto em função das condições verificadas pelo estudo de

mercado atual.

Percebe-se um crescimento maior próximo ao município de BJP, onde se

localiza a subestação de BJP (SE BJP), cujas características elétricas são apresentadas a

seguir. Destaca-se também o mercado do município de PIR que é atendido através da

transformação 138-34,5 KV da SE BJP.

Em relação à seleção das alternativas de atendimento foi considerada além das

informações de mercado, a sensibilidade relativa à evolução dos sistemas elétricos da

concessionária para atendimento às novas demandas nos outros alimentadores que

impactam o carregamento dos transformadores das subestações existentes.

Foram avaliados também os riscos associados a cada alternativa, verificando que

na pior das hipóteses a alternativa que não contempla uma nova fonte de imediato em

NAZ, atenderá de forma satisfatória o crescimento do mercado previsto para essa

localidade.

Assim é importante ressaltar ainda que as demandas se encontram distribuídas

entre a SE BJP e a localidade de NAZ, sendo as maiores cargas próximas a SE BJP; e

entre as referências citadas, o sistema possui clientes predominantemente rurais.

35

Outro ponto de atenção é a possibilidade de entrada de blocos de cargas de

características industriais nas proximidades de BJP, em função das condições logísticas

favoráveis da região. Neste caso, um crescimento marginal (cargas industriais)

expressivo alteraria as lógicas de planejamento previstas para o sistema em análise, com

rentabilidades diferenciadas em relação ao planejado. Para situações como esta, análises

específicas devem ser realizadas no ano da ocorrência, o que não está contemplado

neste estudo.

Para avaliação da melhor alternativa de investimento, será realizado estudo de

longo prazo, com isso será utilizado um modelo simplificado do sistema elétrico onde

serão consideradas as subestações com seus transformadores de potência, as redes

primárias de distribuição e equipamentos especiais de rede. Excluem-se deste estudo os

transformadores de distribuição, as redes secundárias e os ramais de ligação; os quais

são avaliados diariamente através das necessidades individuais de cada setor.

4.1. Características do Sistema

4.1.1. Dados dos Transformadores

Na Tabela 4.1, são apresentados os dados técnicos dos transformadores da SE

BJP utilizados na simulação e na Figura 4.1, o diagrama unifilar correspondente.

Figura 4.1 – Diagrama Unifilar dos Transformadores da SE BJP.

36

Tabela 4.1 – Dados Técnicos dos Transformadores da SE BJP.

4.1.2. Dados dos Alimentadores

Na Tabela 4.2, é apresentado os dados técnicos dos alimentadores da SE BJP

utilizados na simulação.

Tabela 4.2 – Dados Técnicos dos Alimentadores da SE BJP.

37

4.1.3. Sistema em Estudo

Na Figura 4.2 é mostrado o sistema elétrico em estudo contendo as subestações

e alimentadores destacando as SE’s BJP, ATI e PIR, e a região de NAZ, que atualmente

é atendida pelo AL 08 (13,8 KV) da SE BJP.

Figura 4.2 – Sistema Elétrico da Região.

38

4.1.4. Dados de Mercado

Na Tabela 4.3 e na Figura 4.3 é mostrada a previsão de crescimento do mercado

de consumo de energia elétrica nas três regiões compreendidas no estudo, os quais

foram realizados pela distribuidora. No período entre os anos de 2.019 e 2.034,

considerou-se o crescimento permanecendo constante e igual ao valor do ano de 2.018.

Tabela 4.3 – Crescimento Anual do Mercado de Consumo de Energia.

Figura 4.3 – Crescimento do Mercado da Região.

É importante ressaltar que o estudo de mercado sinaliza uma expectativa de

maior redução no crescimento previsto para os sistemas de NAZ e PIR do que para BJP.

39

4.1.5. Diagrama Unifilar

Na Figura 4.4 é apresentado o diagrama unifilar atual do sistema de BJP

utilizado para análise técnica através do software de simulação (DIgSILENT, 2000),

destacando o objeto principal de análise que é o alimentador 08 que atende NAZ

(alimentador em 13,8 KV que estará trabalhando acima do limite operativo no horizonte

próximo devido ao crescimento do mercado), bem como as duas alternativas de

empreendimento que serão detalhadas a seguir.

Figura 4.4 – Diagrama Unifilar do Sistema Elétrico.

4.2. Alternativas

Devido ao crescimento do mercado previsto para a região de NAZ, mostrou-se

necessário um novo empreendimento para suprir esta demanda.

Região de NAZ

40

Dentre as possíveis alternativas para o atendimento ao crescimento do mercado

do sistema em estudo pode-se citar:

� alternativa 01: construção de 12 Km de rede compacta em 34,5 KV derivando-se

de um novo cubículo da SE BJP 138-34,5 KV e a construção de uma nova fonte

de 34,5-13,8 KV com um transformador de 5/6,25 MVA e dois cubículos em

NAZ;

� vantagens: - alívio do sistema 13,8 KV, postergando investimentos nas

transformações 138-13,8 KV; - redução das perdas técnicas;

� desvantagens: - alto investimento inicial, considerando o risco de redução do

mercado em relação ao previsto;

� alternativa 02: construção de 12 Km de rede compacta em 13,8 KV isolada para

34,5 KV derivando-se de um novo cubículo da SE BJP138-13,8 KV

considerando a troca do TR-01 de 15/18,75 MVA para 25/33,33 MVA e a

inclusão de um banco de regulador de tensão, postergando a construção de uma

nova fonte de 34,5-13,8 KV em NAZ.

� vantagens: - menor investimento inicial, considerando o risco de redução do

mercado em relação ao previsto; - possibilidade de migrar para alternativa 01 caso haja aumento do

mercado em relação ao previsto; � desvantagens:

- risco de aumento do mercado em pouco tempo na região de NAZ gerando necessidade de investimento em uma nova fonte ficando os transformadores de BJP com pouca carga;

� alternativa 03: inserir novo regulador de tensão de 300 A na rede deslocando o

de 200 A existente adiante, postergando a construção do novo alimentador

� vantagens: - menor investimento inicial, considerando o risco de redução do

mercado em relação ao previsto; � desvantagens:

- postergação da construção de um novo alimentador em pouco tempo;

- equipamentos adicionais em série possibilitando aumento das taxas de falhas;

- não haverá ganho com as perdas técnicas.

41

Independente da alternativa escolhida haverá necessidade de expansão para um

novo alimentador devido à capacidade dos cubículos.

Devido principalmente as desvantagens técnicas, a alternativa 03 não será

avaliada economicamente.

Dentre as possíveis alternativas para o atendimento ao crescimento do mercado

do sistema em estudo, selecionou-se para avaliação econômica as alternativas que

apresentaram melhor viabilidade técnica nas simulações realizadas.

No apêndice B são mostrados os estudos técnicos realizados bem como as

simulações das alternativas.

4.2.1. Alternativa – 01

Essa alternativa refere-se à construção de 12 Km de rede compacta em 34,5 KV

derivando-se de um novo cubículo da SE BJP 138-34,5 KV e a construção de uma nova

fonte de 34,5-13,8 KV com transformador de 5/6,25 MVA e dois cubículos em NAZ.

Na Tabela 4.4 a seguir é discriminada a seqüência de investimentos (corrigidos

pelo IGPM para o ano previsto) para essa alternativa conforme violação dos parâmetros

de carregamento dos elementos/equipamentos envolvidos.

Tabela 4.4 – Descrição dos Investimentos (ALT-01).

Ano Equipamento/obraR$ corr. x

1.000

2013 Terreno NAZ 37,74

2014 Cubículo 34,5 KV - SE BJP 237,11

2014 Rede compacta – 12 km em 34,5 KV 987,96

2014 SE NAZ c/ TR 5/6,25 MVA e 1 Cubículo 1.580,74

2014 Troca dos TR3 e TR4 por 40MVA 2.502,84

2018 Troca TR-01 para 33,3 MVA 2.057,83

2020 Cubículo 13,8 KV - SE BJP 312,34

2025 Novo AL para PIA 34,5 KV – 13 km 2.030,38

2030 Instalar o TR 12,5 MVA (34,5 KV) 123,612032 Instalar o TR 18,75 MVA (13.8 KV) 135,50

2031 Cubículo 13,8 KV - SE BJP 517,66

TOTAL 10.523,73

O gráfico da Figura 4.5 representa o carregamento dos transformadores TR-01,

TR-03 e TR-04 da SE BJP e do TR-01 da nova SE NAZ ao longo do período de estudo,

mostrando que a primeira obra seria necessária apenas em 2014.

42

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

110%

2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034

Carr

eg

am

en

to (

%)

TR-01 TR03-04 NAZ

Troca do TR-01 para 33,33MVA

Troca do TR-03 e 04 para 40MVA

SE NAZ 34,5-13,8kV

Insere o TR 12,5MVA 138-34,5kV que foi

Insere o TR 18,75MVA 138-13,8kV que foi

Figura 4.5 – Carregamento SEs (ALT-01).

43

Na Figura 4.6 é mostrado o gráfico da evolução do carregamento dos

transformadores em MVA durante o período de estudo:

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

20

30

20

31

20

32

20

33

20

34

20

35

20

36

Ca

rreg

am

en

to (

MV

A)

TR-01 TR03-04 NAZ

Figura 4.6 – Carregamento dos Transformadores (ALT-01).

4.2.2. Alternativa – 02

Essa alternativa refere-se à construção de 12 Km de rede compacta em 13,8 KV

isolada para 34,5 KV derivando-se de um novo cubículo da SE BJP138-13,8 KV

considerando a troca do TR-01 de 15/18,75 MVA para 25/33,33 MVA e a inclusão de

um banco de RT de 200 A com dois equipamentos.

Na Tabela 4.5 a seguir é discriminada a seqüência de investimentos (corrigidos

pelo IGPM para o ano previsto) para essa alternativa conforme violação dos parâmetros

de carregamento dos elementos/equipamentos envolvidos.

44

Tabela 4.5 – Descrição dos Investimentos (ALT-02).

Ano Equipamento/obraR$ corr. x

1.0002014 Cubículo 13,8 KV - SE BJP 237,11

2014 Troca TR-01 para 33,3 MVA 1.712,472014 Rede compacta 13,8 kV- 12 km 987,96

2014 Banco de RT c/ 2 eqs. de 200 A 256,87

2016 Troca dos TR3 e TR4 por 40MVA 2.743,642020 Cubículo 13,8 KV - SE BJP 312,34

2022 Mais um RT no banco 104,622025 Novo AL para PIA 34,5 KV – 13 km 2.030,38

2028 Terreno NAZ 75,17

2029 SE NAZ c/ TR 5/6,25 MVA e 1 Cubículo 3.148,192030 Instalar o TR 12,5 MVA (34,5 KV) 123,61

2032 Instalar o TR 18,75 MVA (13.8 KV) 135,502031 Cubículo 13,8 KV - SE BJP 517,66

TOTAL 12.385,53 Na Figura 4.7 é mostrado o gráfico da evolução do carregamento dos

transformadores em MVA durante o período de estudo:

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

Carr

eg

am

en

to (

MV

A)

TR-01 TR03-04 NAZ

Figura 4.7 – Carregamento dos Transformadores (ALT-02).

Na Figura 4.8 é apresentado o gráfico que representa o carregamento dos

transformadores TR-01, TR-03 e TR-04 da SE BJP e do TR-01 da nova SE NAZ ao

longo do período de estudo, mostrando também que a primeira obra seria necessária

apenas em 2014.

45

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

110%

2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034

Carr

eg

am

en

to (

%)

TR-01 TR03-04 NAZ

Troca do TR-01 para 33,33MVA

Troca do TR-03 e 04 para 40MVA

SE NAZ 34,5-13,8kV

Insere o TR 12,5MVA 138-34,5kV que foi

Insere o TR 18,75MVA 138-13,8kV que foi

Figura 4.8 – Carregamento SEs (ALT-02).

46

4.3. Análise Econômica

Destacam-se abaixo as considerações realizadas para análise econômica das

alternativas:

Os investimentos anuais representam a somatória dos desembolsos, corrigidos

pelo IGP-M, mostrados nas Tabelas 4.4 e 4.5.

Foi considerado, neste primeiro momento, que o mercado se comportará

conforme previsto inicialmente (sensibilidade de mercado = 100%, ou seja, sem

variação).

Foi considerada a taxa mínima de atratividade de 15% e o custeio das perdas em

R$ 75,00 por MWh (preço médio referencial de compra da energia).

Nas projeções de resultados foram considerados todos os custos/despesas fixas e

outras variáveis envolvidas conforme demonstrado no item 3.2.4.

Não foram considerados os investimentos em baixa tensão, pois os mesmos

ocorrem naturalmente através da entrada de novos clientes e, independente da

alternativa, serão os mesmos. Com isso não impactam na análise da escolha da melhor

alternativa de investimento.

Abaixo são mostradas as formulações utilizadas para o cálculo do fluxo de

caixa, VPL e TIR-M:

� Receita bruta:

Rb = Cm * 8.640 * 0,92 * Tv ...(3.1)

Onde:

Rb = receita bruta (R$);

Cm = crescimento de mercado (MVA);

8.640 = quantidade de horas em um ano (horas);

0,92 = fator de potência;

Tv = tarifa de venda de energia no ano (R$).

47

� Custo da energia:

Ce = Cm * 8.640 * 0,92 * Tc ...( 3.2)

Onde:

Ce = custo da energia (R$);

Tc = tarifa de compra da energia no ano (R$).

� PIS/COFINS:

PC = 3,65% * Rb ...( 3.3)

� Receita líquida:

Rl = Rb - Ce - PC ...( 3.4)

� Custo das perdas:

Cp = PMW * 8.640 * PR$/MWh ...( 3.5)

Onde:

Cp = custo das perdas (R$);

PMW = perdas médias (MW);

PR$/MWh = custo das perdas por MWh (R$/MWh).

� Margem de contribuição:

Mc = Rl - Cp ...( 3.6)

� Depreciação:

DR$ = Inv * D% ...( 3.7)

Onde:

DR$ = depreciação dos investimentos no ano (R$);

Inv = total de investimentos no ano corrigidos pelo IGPM (R$);

D% = taxa de depreciação anual do bem (%).

� Operação e Manutenção:

OPR$ = Inv * OP% ...( 3.8)

Onde:

OPR$ = custo de operação e manutenção dos investimentos no ano (R$);

OP% = taxa de operação e manutenção anual do bem (2%).

48

� RGR (Reserva Global de Reversão):

RG_TFR$ = Inv * RG_TF% …( 3.9)

Onde:

RG_TFR$ = quota de RGR recolhida sobre os investimentos no ano (R$);

RG_TF% = taxa da RGR (2,5%).

� Lucro operacional:

Lop = Mc - DR$ - OPR$ - RG_TFR$ …( 3.10)

� Imposto de renda:

IRR$ = Lop * IR% …( 3.11)

Onde:

IRR$ = valor de imposto de renda a ser descontado (R$);

IR% = taxa de imposto de renda de pessoa jurídica (%).

� Lucro líquido:

Ll = Lop - IRR$ …( 3.12)

� Fluxo de Caixa:

FC = Ll - Inv - DR$ - RECICMS …( 3.13)

Onde:

FC = fluxo de caixa anual (R$);

RECICMS = recuperação de 60% a 65% ao ano de ¼ do ICMS referente ao

investimento (R$).

� Valor presente líquido e TIR-Modificada:

Calculados conforme equações: 2.1 e 2.3.

Na Tabela 4.6 são apresentados os investimentos e o fluxo de caixa resultante

para cada alternativa considerando as projeções de resultados com base nas receitas e

investimentos esperados de acordo com as formulações descritas acima.

49

Tabela 4.6 – Fluxo de Caixa.

Comparando as duas alternativas verifica-se que, para esse mercado, a

alternativa 02 é a que possui maior VPL e TIR modificada sendo a que apresenta o

melhor resultado.

Entradas

Saídas

50

Na Figura 4.9 é mostrada a variação do VPL obtido para cada alternativa em

diferentes horizontes de análise.

Figura 4.9 – Valor Presente Líquido (VPL) das Alternativas.

Pode-se observar através do comportamento do VPL, que o horizonte de análise

é muito importante; pois nota-se variação quanto ao melhor VPL durante o período,

pois há cruzamentos entre as curvas.

Se a análise for realizada:

- até 2015, a ALT-02 é melhor,

- até 2017, a ALT-01 é melhor,

- após 2018, a ALT-02 é melhor e permanece até 2034.

51

5. ANÁLISE DE SENSIBILIDADE

Complementando a análise básica, efetuou-se uma análise da sensibilidade do

sistema elétrico em relação ao crescimento do mercado de energia para as três regiões.

Para cálculo dos resultados, esta variação é aplicada sobre os valores mostrados

na Tabela 4.3 (ex.: para um crescimento de mercado previsto de 4,5% : 100% significa

que não houve variação e 110% significa que o valor altera-se para 4,95%).

Para quantificação dos riscos, utiliza-se probabilidade de ocorrência para cada

cálculo de sensibilidade, determinadas pelo investidor através da avaliação do cenário

atual e premissas adotadas pela empresa considerando o horizonte do estudo.

• Caso – 01:

Neste caso, foi considerada a mesma variação de crescimento do mercado para

as três localidades desde 2008 até 2034.

Na Tabela 5.1 é mostrado o resultado do VPL e TIR-M para as duas alternativas,

obtido através da análise econômica considerando as variações no mercado de cada

localidade.

Tabela 5.1 – Análise de sensibilidade ao mercado (CASO-01).

52

Na Tabela 5.2 é mostrada a análise de risco considerando o VPL esperado para

cada alternativa de acordo a probabilidade de cada caso ocorrer, destacando seus

respectivos desvios padrões e coeficientes de variação, definidos nas equações 2.4 e 2.5.

Tabela 5.2 – VPL esperado e análise de risco (CASO-01).

• Caso – 02:

Neste caso, foi considerada variação de crescimento do mercado diferente para

as três localidades desde 2008 até 2034.

Na Tabela 5.3 é mostrado o resultado do VPL e TIR-M para as duas alternativas,

obtido através da análise econômica considerando as variações no mercado de cada

localidade.

Tabela 5.3 – Análise de sensibilidade ao mercado (CASO-02).

53

Na Tabela 5.4 é mostrada a análise de risco considerando o VPL esperado para cada alternativa de acordo a probabilidade de cada caso ocorrer, destacando seus respectivos desvios padrões e coeficientes de variação, definidos nas equações 2.4 e 2.5.

Tabela 5.4 – VPL esperado e análise de risco (CASO-02).

54

5.1. Análise dos Resultados

Mostra-se nas Tabelas 5.5 e 5.6, o resumo dos resultados da análise contendo a

comparação entre as alternativas para cada caso considerando o valor agregado, o risco

e a sensibilidade ao mercado.

Tabela 5.5 – Resultados da Alternativa 01.

Alternativa 01 Caso 01 Caso 02

Valor Agregado (VPL) - R$x1.000 R$ 5.525,12 R$ 6.256,83

Risco (CVvpl) 13,48% 15,01%

Sensibilidade à variação de mercado (DVvpl) - R$x1.000

R$ 744,99 R$ 939,11

Tabela 5.6 – Resultados da Alternativa 02.

Alternativa 02 Caso 01 Caso 02

Valor Agregado (VPL) - R$x1.000 R$ 7.186,14 R$ 7.386,51

Risco (CVvpl) 10,29% 6,06%

Sensibilidade à variação de mercado (DVvpl) - R$x1.000

R$ 739,48 R$ 447,59

De acordo com os resultados obtidos, observa-se que a alternativa 02 é a de maior

valor agregado (Caso 01: R$ 7.186 mil e Caso 02: R$ 7.387 mil), sendo a opção de

menor risco (Caso 01: CVvpl = 10,3% e Caso 02: CVvpl = 6,1%) e menor sensibilidade

à variação de mercado (Caso 01: DVvpl = R$ 739 mil e Caso 02: DVvpl = R$ 448 mil).

A alternativa 01, relativa à ampliação inicial da transformação de 138-34,5 KV

para atendimento ao município de NAZ através da construção de uma nova fonte 34,5-

13,8 KV, possui maior risco nos dois casos (Caso 01: CVvpl = 13,5% e Caso 02: CVvpl

= 15,0%).

Ressalta-se também a importância do período de análise, onde uma avaliação de

curto prazo poderá sinalizar um plano de investimentos de menor valor agregado (vide

gráfico da Figura 4.9).

55

É oportuno destacar que a análise foi desenvolvida considerando-se basicamente o

crescimento vegetativo da região. Em caso de crescimentos marginais (grandes

indústrias) aos percentuais projetados, faz-se necessário o desenvolvimento de uma

nova avaliação. Para situações como esta, análises específicas devem ser realizadas no

ano da ocorrência, o que não está contemplado neste estudo.

Constatou-se, que em raras exceções, a alternativa 01 (construção inicial da SE

NAZ) apresentou melhores resultados conforme pode-se observar na Tabela 5.3. Esses

casos particulares coincidem com uma maior taxa de aumento dos valores planejados de

crescimento do mercado de BJP em relação a NAZ. Caso algumas dessas situações

sejam consolidadas, pode-se, através do cronograma de investimentos propostos,

realizar uma correção de direção das obras sem maiores prejuízos.

A alternativa 02 prevê um plano de expansão mais otimizado, pois possibilita a

migração para alternativa 01 com prejuízos minimizados em relação ao projeto de

planejamento do sistema elétrico em estudo.

Pelas características elétricas do sistema da região, essa opção nos permite o

atendimento da região de NAZ através da simples expansão do sistema de 13,8 KV

(isolado para 34,5 KV) e instalação de equipamentos de correção de tensão (RT´s).

O planejamento proposto está aberto a várias opções de otimização, como

exemplo pode-se evidenciar outra possibilidade alternativa à ampliação da

transformação 138-13,8 KV, TR-01 de 15/18,75 MVA para 25/33,33 MVA, que

contempla a instalação do segundo bay de transformação utilizando-se outro

transformador de 15/18,75 MVA proveniente de rodízio devido a ampliação de outras

SE´s. Neste exemplo ter-se-ia um maior valor agregado para a alternativa 02 sob os

pontos de vistas técnico e econômico.

O estudo considerado não contempla o plano de investimentos no sistema de baixa

tensão, logo para efeito de valor financeiro agregado real, os VPLs não podem ser

utilizados, uma vez que sua finalidade é a comparação entre valores agregados previstos

para as alternativas propostas. A inserção destes investimentos não alteraria a conclusão

do estudo.

56

6. CONCLUSÃO

O objetivo deste trabalho foi demonstrar uma metodologia para escolha da melhor

opção de investimento para expansão do sistema elétrico através de utilização de

técnicas de engenharia econômica em longo prazo.

Além das análises técnicas para verificação dos critérios de disponibilidade,

carregamento e queda de tensão realizadas através de simulações (DIgSILENT, 2000),

apresentadas no capítulo 3, pode-se verificar a aplicação da engenharia econômica e

métodos de análise de sensibilidade com quantificação dos riscos para auxiliar nas

escolhas de investimentos em empreendimentos de expansão do sistema elétrico de

distribuição.

Esta aplicação é muito importante, principalmente nas análises de médio e longo

prazo envolvendo diretamente as perdas técnicas de energia das alternativas em estudo.

Para análise econômica, foi desenvolvida uma planilha em EXCEL

(MICROSOFT, 2003) no qual os métodos apresentados no capítulo 2 foram inseridos

gerando os resultados apresentados nos capítulos 4 e 5.

Com este estudo, pode-se concluir que é necessário avaliar a longo prazo os altos

investimentos de determinadas regiões considerando os critérios técnicos aceitáveis e

regulados, o retorno do investimento, os riscos associados a cada alternativa utilizando

análise econômica com fatores de probabilidade e custo de perdas técnicas obtidas

através de simulações.

Estas análises podem ser atualizadas anualmente mantendo o período previsto,

onde as principais variáveis (taxas, preços, previsão de mercado, etc.) podem ser

alteradas permitindo que seja realizada nova simulação e avaliação do plano de

investimento.

Foram apresentados os resultados parciais deste estudo no Simpósio Brasileiro de

Sistemas Elétricos (CANDIAN; FELTRIN, 2008), em abril de 2008.

57

Para sequência deste trabalho, pode-se alterar outras variáveis que influenciam a

análise econômica e sensibilidade do sistema elétrico, que neste estudo foi utilizado o

mercado de energia e inserir variações do crescimento de mercado diferentes ao longo

do horizonte previsto.

58

7. REFERÊNCIAS

CANDIAN, F. J.; PADILHA-FELTRIN, A. Utilização de análise econômica com fatores de riscos na expansão de sistemas de distribuição. In: SIMPÓSIO BRASILEIRO DE SISTEMAS ELÉTRICOS. SBSE, 2008, Belo Horizonte, Anais.. Belo Horizonte: [s.n], 2008.

CANDIAN, F. J.; PADILHA-FELTRIN, A. Utilização de análise econômica com fatores de riscos na expansão de sistemas de distribuição. In: SIMPÓSIO BRASILEIRO DE SISTEMAS ELÉTRICOS- SBSE, 2008, Belo Horizonte, Anais.. Belo Horizonte: [s.n], 2008.

CASAROTTO, N.; KOPITTKE, B. H. Análise de investimentos: matemática financeira, engenharia econômica, tomada de decisão, estratégia empresarial. 8. ed. São Paulo: Atlas, 1998.

CIPOLI, J. A. Engenharia de Distribuição. Rio de Janeiro: Ed. Qualitymark, 1993. 340 p.

COMITÊ DE DISTRIBUIÇÃO - CODI. Método para determinação, análise e

otimização das perdas técnicas em sistemas de distribuição. Rio de Janeiro: Eletrobrás. 1996. (Doc. Técnico, CODI-3.2.19.34).

CORREA, E. L.. A viabilidade econômica do gás natural. 2002. 83 f. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Produção) – Faculdade de Engenharia de Produção, Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis, 2002.

DE FRANCISCO, W. Matemática financeira. 5. ed. São Paulo: Atlas, 1985.

DIgSILENT: power factory. 13.0. Gomaringen, Germany: Digital Simulation and Electrical Network Calculation Program, 2000. (Software).

ELETROBRÁS. Planejamento de sistemas de distribuição. Rio de Janeiro: Editora Campus ,1982. v.1 Coleção distribuição de energia elétrica.

FLETCHER, R. H.; STRUNZ, K.. Optimal distribution system horizon planning - part I: Formulation. IEEE Transactions on Power Systems, New York, v.22, n.2, p.791-799, 2007.

FLETCHER, R. H.; STRUNZ, K.. Optimal distribution system horizon planning - part II: Application. IEEE Transactions on Power Systems, New York, v.22, n.2, p.862-870, 2007.

GONEN, T. Electric power distribution system engineering. 2. ed. Boca Raton FL EUA: CRC Press, 2008.

59

HIRSCHFELD, H. Engenharia econômica e análise de custos. 6. ed. São Paulo: Atlas, 1998.

LAPPONI, J. C. Projetos de investimento. São Paulo: Lapponi, 1999.

MICROSOFT Office Excel 2003 (11.8211.8202) SP3. (s.l.): Microsoft Corporation, 2003. (Software).

OLIVEIRA, M. E.; PADILHA-FELTRIN, A.; OLIVEIRA, S. A.; CAMARGO, D. B.; CANDIAN, F. J.; PEREIRA, M. A. Metodologia para calcular indicadores de perdas técnicas na distribuição. In: CIDEL. Buenos Aires: [s.n], 2006.

PAREJA, I. V. Construction of cashflow a pedagogical.[s.l.]:[s.n], 1999. p. (note)

60

8. APÊNDICE A – Terminologia (Diretrizes de Planejamento)

Para clareza de entendimento da diretriz são definidos alguns termos técnicos comumente utilizados:

- SISTEMA ELÉTRICO - circuito elétrico ou conjunto de circuitos elétricos de distribuição interrelacionados que possibilitam o transporte de energia elétrica. - SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO - parte de um sistema elétrico, dotado de dispositivos de manobras, controle, proteção e transformação, da qual derivam os alimentadores. - ALIMENTADOR - rede elétrica destinada a levar energia de uma subestação de distribuição, através das redes primárias que suprem os transformadores de distribuição. - REDE PRIMÁRIA - parte de um alimentador que supre diretamente ou por intermédio de ramais primários os transformadores de distribuição. - REDE SECUNDÁRIA - rede elétrica destinada a transportar energia dos transformadores de distribuição aos pontos de consumo (clientes). - TRANSFORMADOR DE DISTRIBUIÇÃO - transformador de potência utilizado em sistemas de distribuição para atendimento de clientes em baixa tensão (ex.: TR 13,8 KV – 0,220 KV). - CARGA INSTALADA - somatória das potências nominais das cargas ligadas ao sistema elétrico. - CONSUMO - quantidade de energia elétrica absorvida em um dado intervalo de tempo. - DEMANDA - quantidade de potência da carga utilizada durante um intervalo de tempo definido. - DEMANDA MÁXIMA - maior demanda verificada durante um intervalo de tempo especificado. - FATOR DE CARGA - relação entre a demanda média de potência e a demanda máxima ocorrida em um determinado período de tempo.

61

- FATOR DE DEMANDA - relação entre a demanda máxima de potência e a sua correspondente carga instalada. - FATOR DE POTÊNCIA - relação entre a potência ativa e a potência aparente. - QUEDA DE TENSÃO - é a diferença entre as tensões elétricas existentes entre dois pontos de um circuito elétrico, observado num mesmo instante. OBS.: Para efeito desta diretriz em particular, os valores citados nas análises e simulações elétricas dizem respeito a “QUEDA DE TENSÃO BALANCEADA”; - RAMAL DE LIGAÇÃO - conjunto de condutores e acessórios que liga uma rede secundária de distribuição a uma ou mais unidades de consumo. - MERCADO DE ENERGIA – demanda consumida pelos clientes (KW).

62

9. APÊNDICE B – Estudo Elétrico e Simulações

Neste apêndice será apresentada a metodologia utilizada para simulações técnicas das alternativas e as características elétricas dos equipamentos. Foi utilizado o software (DIgSILENT, 2000) para as simulações do fluxo de carga utilizando o diagrama unifilar e componentes elétricos abaixo:

- - - - - - => equipamentos e rede novos

Figura B.1 – Diagrama Unifilar do Sistema Elétrico.

63

Nas Figuras B.2 a B.7 são demonstradas as entradas de dados do software (DIgSILENT, 2000) contendo as características técnicas dos transformadores das subestações.

Figura B.2 – Transformador TR-01 de 15/18,75 MVA – 138-13,8 KV.

Figura B.3 – Transformador TR-02 de 25/33 MVA – 138-13,8 KV.

Figura B.4 – Transformador TR-03 de 12,5 MVA – 138-34,5 KV.

64

Figura B.5 – Transformador TR-04 de 12,5 MVA – 138-34,5 KV.

Figura B.6 – Transformador TR-05 de 40 MVA – 138-34,5 KV.

Figura B.7 – Transformador TR-06 de 5/6,25 MVA – 34,5-13,8 KV.

65

Na Figura B.8 é demonstrada a entrada de dados do software (DIgSILENT, 2000) contendo as características técnicas dos condutores primários.

Figura B.8 – Condutores Primários.

Na Figura B.9 é demonstrada a entrada de dados do software (DIgSILENT, 2000) contendo as características técnicas dos reguladores de tensão.

Figura B.9 – Regulador de Tensão 200 A – 2 equipamentos e 3 equipamentos.

66

Na Figura B.10 é demonstrada a entrada de dados do software (DIgSILENT, 2000) contendo as características técnicas do banco de capacitores.

Figura B.10 – Banco de Capacitores (1.200 KVAr).

A Figura B.11 representa a simulação do sistema elétrico atual e a Figura B.12, a

simulação para o ano 2014 sinalizando a primeira necessidade de melhoria no sistema elétrico.

Nas Figuras B.13 a B.15 são demonstradas as simulações do sistema elétrico com as principais obras da alternativa 01 para os anos que necessitam de melhorias.

Nas Figuras B.16 a B.18 são demonstradas as simulações do sistema elétrico com as principais obras da alternativa 02 para os anos que necessitam de melhorias.

67

Na Figura B.11, é mostrado o resultado do fluxo de potência considerando as cargas atuais (ano 2008). Observa-se que o sistema se comporta sem problemas de queda de tensão e carregamento.

TR

1_18.7

5M

VA

_138-1

3.8

kV

15.314 MVA13.658 MW6.927 Mvar

0.064 kA81.677 %

0.8920.062 MW

14.775 MVA-13.596 MW-5.783 Mvar

0.617 kA81.677 %

-0.9200.062 MW

-3

TR

1_6.2

5M

VA

_34.5

-13.8

kV

0

TR

1_6.2

5M

VA

_34.5

-13.8

kV

0

0.000 MVA0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA

1.0000.000 MW

1

1.226 MVA-0.000 MW-1.226 Mvar

0.051 kA

-0.0000.000 MW

1

Empresa 05

0.900 MVA0.765 MW0.474 Mvar

0.038 kA

0.8500.000 MW

CARGA 5

0.750 MVA0.637 MW0.395 Mvar

0.030 kA

0.8500.000 MW

Empresa 06

1.350 MVA1.148 MW0.711 Mvar

0.055 kA

0.8500.000 MW

10.00 km#AL 336

2.0

0 k

m#A

L 3

36

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA0.000 %-1.000

0.000 MW

0.000 MVA0.000 MW

-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %

1.0000.000 MW

12.00 km#AL 336_34.5

6.30 km#AL 2/0

0.768 MVA0.649 MW0.410 Mvar

0.033 kA14.532 %

0.8450.011 MW

0.753 MVA-0.638 MW-0.400 Mvar

0.033 kA14.532 %

-0.8470.011 MW

2.5

0 k

m#A

L 2

/0

1.438 MVA1.217 MW0.766 Mvar

0.060 kA26.839 %

0.8460.015 MW

1.418 MVA-1.201 MW-0.752 Mvar

0.060 kA26.839 %

-0.8480.015 MW

2.50 km#AL 2/0

1.791 MVA1.788 MW

-0.092 Mvar0.073 kA32.556 %

0.9990.022 MW

1.770 MVA-1.766 MW0.112 Mvar

0.073 kA32.556 %

-0.9980.022 MW

2.5

0 k

m#A

L 2

/0

0.371 MVA0.315 MW0.196 Mvar

0.015 kA6.796 %

0.8500.001 MW

0.370 MVA-0.315 MW-0.195 Mvar

0.015 kA6.796 %-0.850

0.001 MW

2.5

0 k

m#A

L 2

/0

0.726 MVA0.617 MW0.384 Mvar

0.030 kA13.203 %

0.8490.004 MW

0.721 MVA-0.613 MW-0.380 Mvar

0.030 kA13.203 %

-0.8500.004 MW

1.8

0 k

m#A

L 3

36

2.649 MVA2.612 MW0.438 Mvar

0.108 kA21.542 %

0.9860.012 MW

2.633 MVA-2.601 MW-0.413 Mvar

0.108 kA21.542 %

-0.9880.012 MW

1.80 km#AL 2/0

2.088 MVA1.766 MW1.114 Mvar

0.086 kA38.411 %

0.8460.022 MW

2.058 MVA-1.744 MW-1.093 Mvar

0.086 kA38.411 %

-0.8470.022 MW

CARGA 4

0.650 MVA0.553 MW0.342 Mvar

0.028 kA

0.8500.000 MW

CARGA 3

0.620 MVA0.527 MW0.327 Mvar

0.026 kA

0.8500.000 MW

CARGA 2

0.370 MVA0.315 MW0.195 Mvar

0.015 kA

0.8500.000 MW

CARGA 1

0.350 MVA0.298 MW0.184 Mvar

0.014 kA

0.8500.000 MW

Empresa 07

0.230 MVA0.196 MW0.121 Mvar

0.009 kA

0.8500.000 MW

0.0

0 k

m#A

L 3

36

5.468 MVA5.034 MW2.135 Mvar

0.228 kA45.638 %

0.9210.000 MW

5.468 MVA-5.034 MW-2.135 Mvar

0.228 kA45.638 %

-0.9210.000 MW

RT - 200A - 3eqs

0

RT

_10

0 A

0.753 MVA0.638 MW0.400 Mvar

0.033 kA32.564 %

0.8470.000 MW

0.750 MVA-0.637 MW-0.395 Mvar

0.030 kA32.564 %

-0.8500.000 MW

-7

RT

- 200A

- 2

eqs

3.945 MVA3.763 MW1.185 Mvar

0.172 kA85.886 %

0.9540.003 MW

3.932 MVA-3.760 MW-1.149 Mvar

0.160 kA85.886 %

-0.9560.003 MW

-11

3.0

0 k

m#A

L 3

36

4.025 MVA3.813 MW1.290 Mvar

0.172 kA34.351 %

0.9470.050 MW

3.945 MVA-3.763 MW-1.185 Mvar

0.172 kA34.351 %

-0.9540.050 MW

1.0

0 k

m#A

L 3

36

4.094 MVA-3.872 MW-1.327 Mvar

0.175 kA34.933 %

-0.9460.017 MW

4.122 MVA3.890 MW1.363 Mvar

0.175 kA34.933 %

0.9440.017 MW

1.5

0 k

m#

AL

33

6

4.561 MVA4.257 MW1.637 Mvar

0.191 kA38.209 %

0.9330.031 MW

4.508 MVA-4.226 MW-1.572 Mvar

0.191 kA38.209 %

-0.9370.031 MW

27.670 MVA24.853 MW12.166 Mvar

0.116 kA0.898

0.4

0 k

m#A

L 3

36

5.468 MVA5.034 MW2.135 Mvar

0.228 kA45.638 %

0.9210.012 MW

5.447 MVA-5.022 MW-2.111 Mvar

0.228 kA45.638 %

-0.9220.012 MW

SE_13.8_2011SE_13.8_2010SE_13.8_2009

SE_34.5_2033 SE_34.5_2034

SE_13.8_2033

SE_13.8_2008

SE_13.8_2034

SE_34.5_2028 SE_34.5_2031SE_34.5_2030SE_34.5_2029 SE_34.5_2032SE_34.5_2026SE_34.5_2025SE_34.5_2024

SE_13.8-Atual

9.307 MVA8.562 MW3.648 Mvar

0.388 kA

0.9200.000 MW

SE_34.5_2023

SE_13.8_2031SE_13.8_2030SE_13.8_2029SE_13.8_2028 SE_13.8_2032SE_13.8_2026SE_13.8_2025 SE_13.8_2027

SE_13.8_2024

SE_34.5_2027

SE_13.8_2023

SE_34.5_2018 SE_34.5_2021SE_34.5_2020SE_34.5_2019 SE_34.5_2022SE_34.5_2016SE_34.5_2015SE_34.5_2014SE_34.5_2013 SE_34.5_2017

SE_13.8_2021SE_13.8_2020SE_13.8_2019SE_13.8_2018 SE_13.8_2022SE_13.8_2016SE_13.8_2015SE_13.8_2014SE_13.8_2013 SE_13.8_2017

SE_34.5_2012SE_34.5_2011SE_34.5_2010SE_34.5_2009SE_34.5_2008

SE_13.8_2012

SE_34.5-Atual

12.148 MVA11.176 MW4.761 Mvar

0.203 kA

0.9200.000 MW

Empresa 02

0.150 MVA0.127 MW0.079 Mvar

0.006 kA

0.8500.000 MW

Empresa 04

0.115 MVA0.098 MW0.061 Mvar

0.005 kA

0.8500.000 MW

Empresa 01

0.070 MVA0.060 MW0.037 Mvar

0.003 kA

0.8500.000 MW

Empresa 03

0.130 MVA0.111 MW0.068 Mvar

0.006 kA

0.8500.000 MW

0.0

0 k

m#

AL

33

6_

34

.5

0.000 ..0.000 ..-0.000..0.000 kA0.000 %

1.0000.000 ..

0.000 ..-0.000..0.000 ..0.000 kA0.000 %-1.000

0.000 ..

0.0

0 k

m#

AL

33

6

0.000 MVA0.000 MW

-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %

1.0000.000 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA0.000 %-1.000

0.000 MW

TR

5_40M

VA

_138-3

4.5

kV

0

TR

2_33.3

MV

A_138-1

3.8

kV

-2

TR

4_12.5

MV

A_138-3

4.5

kV

5.691 MVA5.579 MW1.122 Mvar

0.024 kA45.526 %

0.9800.007 MW

5.649 MVA-5.572 MW-0.930 Mvar

0.095 kA45.526 %

-0.9860.007 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA45.526 %

-1.0000.007 MW

-1

TR

3_12.5

MV

A_138-3

4.5

kV

6.963 MVA5.615 MW4.116 Mvar

0.029 kA55.701 %

0.8070.011 MW

6.789 MVA-5.605 MW-3.831 Mvar

0.114 kA55.701 %

-0.8260.011 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA55.701 %

-1.0000.011 MW

-2

Station8/Terci..

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg

Station7/Tercia..

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg Station5/Terci..

19.924 kV1.001 p.u.27.952 deg

Station4/Tercia..

19.898 kV0.999 p.u.27.933 deg

Station9/Ano 2019 a 2026

13.835 kV1.003 p.u.-33.880 deg

Station6/Barra AL's_13.8k..

13.834 kV1.002 p.u.

-33.880 deg

Station3/Barra 13.8kV

13.835 kV1.003 p.u.

-33.880 deg

CC 07230

13.782 kV0.999 p.u.

-34.071 deg

Station1/SE BJP138.000 kV1.000 p.u.-0.000 deg

Ano 2017 a 2026

34.500 kV1.000 p.u.-1.893 deg

AT_SE NAZ

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg

RL03929

13.553 kV0.982 p.u.

-38.223 deg

CF01796 - MT_SE NAZ

13.747 kV0.996 p.u.

-38.071 deg

B15(1)

13.970 kV1.012 p.u.

-37.325 deg

B15

14.019 kV1.016 p.u.

-37.286 deg

CC 00895

14.114 kV1.023 p.u.

-37.212 deg

CC02641

13.948 kV1.011 p.u.

-37.916 deg

BRT-novo

13.747 kV0.996 p.u.

-38.071 deg

BRT2

14.199 kV1.029 p.u.

-68.533 deg

BRT-1_CC 00684

14.199 kV1.029 p.u.

-36.722 deg

AR

T-n

ovo

0.0

00 k

V0.0

00 p

.u.

0.0

00 d

eg

ART-2_CF 0731..

13.287 kV0.963 p.u.

-38.433 deg

ART-1_CF 04542

13.260 kV0.961 p.u.

-36.310 deg

CC 01790

13.531 kV0.981 p.u.

-35.098 deg

CO 3502

13.625 kV0.987 p.u.

-34.700 deg

34.500 kV1.000 p.u.-1.893..

Station2/Barra 34.5kV

34.500 kV1.000 p.u.-1.893 deg

DIg

SIL

EN

T

Figura B.11 – Simulação: 2008 – sem obra.

68

Na Figura B.12 é mostrado o resultado do fluxo de potência considerando o crescimento de mercado até o ano 2014 (sem obra). Observa-se sobrecarga nos TRs 01, 03 e 04 e no RT-200 A e queda de tensão nas barras antes dos RTs.

TR

1_18.7

5M

VA

_138-1

3.8

kV

20.845 MVA18.150 MW10.252 Mvar

0.087 kA111.173 %

0.8710.097 MW

19.825 MVA-18.053 MW-8.193 Mvar

0.827 kA111.173 %

-0.9110.097 MW

-4

TR

1_6.2

5M

VA

_34.5

-13.8

kV

0

TR

1_6.2

5M

VA

_34.5

-13.8

kV

0

0.000 MVA0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA

1.0000.000 MW

1

1.202 MVA-0.000 MW-1.202 Mvar

0.050 kA

-0.0000.000 MW

1

Empresa 05

1.157 MVA0.983 MW0.609 Mvar

0.049 kA

0.8500.000 MW

CARGA 5

0.964 MVA0.819 MW0.508 Mvar

0.039 kA

0.8500.000 MW

Empresa 06

1.735 MVA1.475 MW0.914 Mvar

0.071 kA

0.8500.000 MW

10.00 km#AL 336

2.0

0 k

m#A

L 3

36

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA0.000 %-1.000

-0.000 MW

0.000 MVA0.000 MW

-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %

1.000-0.000 MW

12.00 km#AL 336_34.5

6.30 km#AL 2/0

0.993 MVA0.839 MW0.531 Mvar

0.043 kA19.173 %

0.8450.020 MW

0.967 MVA-0.820 MW-0.513 Mvar

0.043 kA19.173 %

-0.8480.020 MW

2.5

0 k

m#A

L 2

/0

1.865 MVA1.576 MW0.996 Mvar

0.079 kA35.308 %

0.8450.026 MW

1.829 MVA-1.550 MW-0.972 Mvar

0.079 kA35.308 %

-0.8470.026 MW

2.50 km#AL 2/0

2.348 MVA2.331 MW0.285 Mvar

0.096 kA42.832 %

0.9930.039 MW

2.306 MVA-2.292 MW-0.249 Mvar

0.096 kA42.832 %

-0.9940.039 MW

2.5

0 k

m#A

L 2

/0

0.478 MVA0.406 MW0.252 Mvar

0.020 kA8.799 %

0.8500.002 MW

0.476 MVA-0.405 MW-0.251 Mvar

0.020 kA8.799 %-0.850

0.002 MW

2.5

0 k

m#A

L 2

/0

0.936 MVA0.795 MW0.495 Mvar

0.038 kA17.080 %

0.8490.006 MW

0.928 MVA-0.789 MW-0.489 Mvar

0.038 kA17.080 %

-0.8500.006 MW

1.8

0 k

m#A

L 3

36

3.537 MVA3.399 MW0.980 Mvar

0.144 kA28.766 %

0.9610.021 MW

3.505 MVA-3.377 MW-0.936 Mvar

0.144 kA28.766 %

-0.9640.021 MW

1.80 km#AL 2/0

2.713 MVA2.292 MW1.452 Mvar

0.113 kA50.400 %

0.8450.039 MW

2.662 MVA-2.254 MW-1.416 Mvar

0.113 kA50.400 %

-0.8470.039 MW

CARGA 4

0.836 MVA0.711 MW0.440 Mvar

0.036 kA

0.8500.000 MW

CARGA 3

0.797 MVA0.677 MW0.420 Mvar

0.034 kA

0.8500.000 MW

CARGA 2

0.476 MVA0.405 MW0.251 Mvar

0.020 kA

0.8500.000 MW

CARGA 1

0.450 MVA0.382 MW0.237 Mvar

0.019 kA

0.8500.000 MW

Empresa 07

0.296 MVA0.252 MW0.156 Mvar

0.012 kA

0.8500.000 MW

0.0

0 k

m#A

L 3

36

7.357 MVA6.574 MW3.303 Mvar

0.307 kA61.404 %

0.8940.000 MW

7.357 MVA-6.574 MW-3.303 Mvar

0.307 kA61.404 %

-0.8940.000 MW

RT - 200A - 3eqs

0

RT

_10

0 A

0.967 MVA0.820 MW0.513 Mvar

0.043 kA42.963 %

0.8480.000 MW

0.964 MVA-0.819 MW-0.508 Mvar

0.039 kA42.963 %

-0.8500.000 MW

-10

RT

- 200A

- 2

eqs

5.255 MVA4.878 MW1.953 Mvar

0.233 kA116.711 %

0.9280.005 MW

5.229 MVA-4.873 MW-1.894 Mvar

0.213 kA116.711 %

-0.9320.005 MW

-14

3.0

0 k

m#A

L 3

36

5.415 MVA4.971 MW2.148 Mvar

0.233 kA46.680 %

0.9180.093 MW

5.255 MVA-4.878 MW-1.953 Mvar

0.233 kA46.680 %

-0.9280.093 MW

1.0

0 k

m#A

L 3

36

5.504 MVA-5.048 MW-2.195 Mvar

0.237 kA47.448 %

-0.9170.032 MW

5.561 MVA5.080 MW2.262 Mvar

0.237 kA47.448 %

0.9140.032 MW

1.5

0 k

m#

AL

33

6

6.167 MVA5.569 MW2.649 Mvar

0.259 kA51.746 %

0.9030.057 MW

6.064 MVA-5.511 MW-2.530 Mvar

0.259 kA51.746 %

-0.9090.057 MW

44.786 MVA39.530 MW21.051 Mvar

0.187 kA0.883

0.4

0 k

m#A

L 3

36

7.357 MVA6.574 MW3.303 Mvar

0.307 kA61.404 %

0.8940.021 MW

7.318 MVA-6.552 MW-3.258 Mvar

0.307 kA61.404 %

-0.8950.021 MW

SE_13.8_2011SE_13.8_2010SE_13.8_2009

SE_34.5_2033 SE_34.5_2034

SE_13.8_2033

SE_13.8_2008

SE_13.8_2034

SE_34.5_2028 SE_34.5_2031SE_34.5_2030SE_34.5_2029 SE_34.5_2032SE_34.5_2026SE_34.5_2025SE_34.5_2024

SE_13.8-Atual

SE_34.5_2023

SE_13.8_2031SE_13.8_2030SE_13.8_2029SE_13.8_2028 SE_13.8_2032SE_13.8_2026SE_13.8_2025 SE_13.8_2027

SE_13.8_2024

SE_34.5_2027

SE_13.8_2023

SE_34.5_2018 SE_34.5_2021SE_34.5_2020SE_34.5_2019 SE_34.5_2022SE_34.5_2016SE_34.5_2015

SE_34.5_2014

23.170 MVA21.316 MW9.081 Mvar

0.388 kA

0.9200.000 MW

SE_34.5_2013 SE_34.5_2017

SE_13.8_2021SE_13.8_2020SE_13.8_2019SE_13.8_2018 SE_13.8_2022SE_13.8_2016SE_13.8_2015

SE_13.8_2014

12.477 MVA11.479 MW4.890 Mvar

0.521 kA

0.9200.000 MW

SE_13.8_2013 SE_13.8_2017

SE_34.5_2012SE_34.5_2011SE_34.5_2010SE_34.5_2009SE_34.5_2008

SE_13.8_2012

SE_34.5-Atual

Empresa 02

0.193 MVA0.164 MW0.102 Mvar

0.008 kA

0.8500.000 MW

Empresa 04

0.148 MVA0.126 MW0.078 Mvar

0.006 kA

0.8500.000 MW

Empresa 01

0.090 MVA0.077 MW0.047 Mvar

0.004 kA

0.8500.000 MW

Empresa 03

0.167 MVA0.142 MW0.088 Mvar

0.007 kA

0.8500.000 MW

0.0

0 k

m#

AL

33

6_

34

.5

0.000 ..0.000 ..-0.000..0.000 kA0.000 %1.000

0.000 ..

0.000 ..-0.000..0.000 ..0.000 kA0.000 %-1.000

0.000 ..

0.0

0 k

m#

AL

33

6

0.000 MVA0.000 MW

-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %

1.0000.000 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA0.000 %-1.000

0.000 MW

TR

5_40M

VA

_138-3

4.5

kV

0

TR

2_33.3

MV

A_138-1

3.8

kV

-2

TR

4_12.5

MV

A_138-3

4.5

kV

12.506 MVA10.606 MW6.626 Mvar

0.052 kA100.047 %

0.8480.034 MW

12.008 MVA-10.572 MW-5.695 Mvar

0.201 kA100.047 %

-0.8800.034 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA100.047 %

-1.0000.034 MW

-3

TR

3_12.5

MV

A_138-3

4.5

kV

11.554 MVA10.774 MW4.173 Mvar

0.048 kA92.433 %

0.9330.030 MW

11.265 MVA-10.745 MW-3.385 Mvar

0.189 kA92.433 %

-0.9540.030 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA92.433 %

-1.0000.030 MW

-2

Station8/Terci..

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg

Station7/Tercia..

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg Station5/Terci..

19.891 kV0.999 p.u.25.997 deg

Station4/Tercia..

19.914 kV1.000 p.u.26.011 deg

Station9/Ano 2019 a 2026

13.835 kV1.003 p.u.

-35.074 deg

Station6/Barra AL's_13.8k..

13.834 kV1.002 p.u.

-35.074 deg

Station3/Barra 13.8kV

13.835 kV1.003 p.u.

-35.074 deg

CC 07230

13.761 kV0.997 p.u.

-35.311 deg

Station1/SE BJP138.000 kV1.000 p.u.0.000 deg

Ano 2017 a 2026

34.500 kV1.000 p.u.-3.682 deg

AT_SE NAZ

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg

RL03929

13.295 kV0.963 p.u.

-40.436 deg

CF01796 - MT_SE NAZ

13.550 kV0.982 p.u.

-40.234 deg

B15(1)

13.881 kV1.006 p.u.

-39.413 deg

B15

13.945 kV1.010 p.u.

-39.363 deg

CC 00895

14.069 kV1.019 p.u.

-39.266 deg

CC02641

13.813 kV1.001 p.u.

-40.031 deg

BRT-novo

13.550 kV0.982 p.u.

-40.234 deg

BRT2

14.199 kV1.029 p.u.

-70.848 deg

BRT-1_CC 00684

14.199 kV1.029 p.u.

-38.667 deg

AR

T-n

ovo

0.0

00 k

V0.0

00 p

.u.

0.0

00 d

eg

ART-2_CF 0731..

12.944 kV0.938 p.u.

-40.720 deg

ART-1_CF 04542

12.998 kV0.942 p.u.

-38.138 deg

CC 01790

13.395 kV0.971 p.u.

-36.597 deg

CO 3502

13.532 kV0.981 p.u.

-36.097 deg

34.500 kV1.000 p.u.-3.682..

Station2/Barra 34.5kV

34.500 kV1.000 p.u.-3.682 deg

DIg

SIL

EN

T

Figura B.12 – Simulação: 2014 – sem obra.

69

Na Figura B.13 é mostrado o resultado do fluxo de potência considerando o crescimento de mercado até o ano 2014 (com obra - ALT-01: construção de 12 Km de rede compacta em 34,5 KV e nova fonte de 34,5-13,8 KV com um transformador de 5/6,25 MVA conectando-se no final do AL-08 para atender as cargas da região de NAZ. Troca do TR-03 e TR-04 - 138-34,5 KV de 12,5MVA por 40MVA).

TR

1_18.7

5M

VA

_138-1

3.8

kV

17.423 MVA15.631 MW7.696 Mvar

0.073 kA92.923 %

0.8970.075 MW

16.756 MVA-15.557 MW-6.225 Mvar

0.699 kA92.923 %

-0.9280.075 MW

-3

TR

1_6.2

5M

VA

_34.5

-13.8

kV

0

TR

1_6.2

5M

VA

_34.5

-13.8

kV

2.710 MVA2.262 MW

1.493 Mvar0.046 kA42.105 %

0.8350.012 MW

2.658 MVA-2.251 MW-1.413 Mvar

0.110 kA42.105 %

-0.8470.012 MW

0

0.000 MVA0.000 MW

0.000 Mvar0.000 kA

1.0000.000 MW

1

1.292 MVA-0.000 MW-1.292 Mvar

0.052 kA

-0.0000.000 MW

1

Empresa 05

1.157 MVA0.983 MW0.609 Mvar

0.048 kA

0.8500.000 MW

CARGA 5

0.964 MVA0.819 MW0.508 Mvar

0.039 kA

0.8500.000 MW

Empresa 06

1.735 MVA1.475 MW

0.914 Mvar0.071 kA

0.8500.000 MW

10.00 km#AL 336

2.0

0 k

m#

AL

33

6

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA0.000 %-1.000

0.000 MW

0.000 MVA0.000 MW

-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %

1.0000.000 MW

12.00 km#AL 336_34.5 2.710 MVA

-2.262 MW-1.493 Mvar

0.046 kA9.167 %-0.835

0.014 MW

2.739 MVA2.277 MW1.523 Mvar

0.046 kA9.167 %

0.8310.014 MW

6.30 km#AL 2/0

0.992 MVA0.838 MW0.530 Mvar

0.042 kA18.590 %

0.8450.018 MW

0.967 MVA-0.820 MW-0.513 Mvar

0.042 kA18.590 %

-0.8480.018 MW

2.5

0 k

m#

AL

2/0

1.861 MVA1.573 MW

0.994 Mvar0.077 kA34.259 %

0.8460.025 MW

1.828 MVA-1.549 MW-0.971 Mvar

0.077 kA34.259 %

-0.8470.025 MW

2.50 km#AL 2/0

1.282 MVA0.011 MW

-1.282 Mvar0.052 kA23.154 %

0.0090.011 MW

1.292 MVA0.000 MW1.292 Mvar

0.052 kA23.154 %

0.0000.011 MW

2.5

0 k

m#

AL

2/0

0.478 MVA0.406 MW0.252 Mvar

0.020 kA8.712 %

0.8500.002 MW

0.476 MVA-0.405 MW-0.251 Mvar

0.020 kA8.712 %-0.850

0.002 MW

2.5

0 k

m#

AL

2/0

0.936 MVA0.795 MW0.495 Mvar

0.038 kA16.912 %

0.8490.006 MW

0.928 MVA-0.789 MW

-0.489 Mvar0.038 kA16.912 %

-0.8500.006 MW

1.8

0 k

m#

AL

33

6

1.231 MVA1.060 MW

-0.626 Mvar0.050 kA10.011 %

0.8610.003 MW

1.232 MVA-1.058 MW0.631 Mvar

0.050 kA10.011 %

-0.8590.003 MW

1.80 km#AL 2/0

CARGA 4

0.836 MVA0.711 MW0.440 Mvar

0.035 kA

0.8500.000 MW

CARGA 3

0.797 MVA0.677 MW

0.420 Mvar0.033 kA

0.8500.000 MW

CARGA 2

0.476 MVA0.405 MW0.251 Mvar

0.020 kA

0.8500.000 MW

CARGA 1

0.450 MVA0.382 MW0.237 Mvar

0.018 kA

0.8500.000 MW

Empresa 07

0.296 MVA0.252 MW0.156 Mvar

0.012 kA

0.8500.000 MW

0.0

0 k

m#

AL

33

6

4.291 MVA4.078 MW1.335 Mvar

0.179 kA35.813 %

0.9500.000 MW

4.291 MVA-4.078 MW-1.335 Mvar

0.179 kA35.813 %

-0.9500.000 MW

RT - 200A - 3eqs

0

RT

_10

0 A

0.967 MVA0.820 MW0.513 Mvar

0.042 kA41.657 %

0.8480.000 MW

0.964 MVA-0.819 MW-0.508 Mvar

0.039 kA41.657 %

-0.8500.000 MW

-7

RT

-

20

0A

- 2

eq

s

2.555 MVA2.536 MW

0.307 Mvar0.109 kA54.552 %

0.9930.001 MW

2.551 MVA-2.535 MW-0.288 Mvar

0.104 kA54.552 %

-0.9940.001 MW

-8

3.0

0 k

m#

AL

33

6

2.580 MVA2.556 MW0.349 Mvar

0.109 kA21.819 %

0.9910.020 MW

2.555 MVA-2.536 MW-0.307 Mvar

0.109 kA21.819 %

-0.9930.020 MW

1.0

0 k

m#

AL

33

6

2.663 MVA-2.633 MW-0.397 Mvar

0.113 kA22.516 %

-0.9890.007 MW

2.672 MVA2.640 MW0.412 Mvar

0.113 kA22.516 %

0.9880.007 MW

1.5

0 k

m#A

L 3

36

3.168 MVA3.087 MW0.711 Mvar

0.133 kA26.511 %

0.9750.015 MW

3.146 MVA-3.072 MW-0.679 Mvar

0.133 kA26.511 %

-0.9760.015 MW

44.743 MVA39.329 MW21.335 Mvar

0.187 kA0.879

0.4

0 k

m#

AL

33

6

4.291 MVA4.078 MW1.335 Mvar

0.179 kA35.813 %

0.9500.007 MW

4.279 MVA-4.070 MW-1.320 Mvar

0.179 kA35.813 %

-0.9510.007 MW

SE_13.8_2011SE_13.8_2010SE_13.8_2009

SE_34.5_2033 SE_34.5_2034

SE_13.8_2033

SE_13.8_2008

SE_13.8_2034

SE_34.5_2028 SE_34.5_2031SE_34.5_2030SE_34.5_2029 SE_34.5_2032SE_34.5_2026SE_34.5_2025SE_34.5_2024

SE_13.8-Atual

SE_34.5_2023

SE_13.8_2031SE_13.8_2030SE_13.8_2029SE_13.8_2028 SE_13.8_2032SE_13.8_2026SE_13.8_2025 SE_13.8_2027

SE_13.8_2024

SE_34.5_2027

SE_13.8_2023

SE_34.5_2018 SE_34.5_2021SE_34.5_2020SE_34.5_2019 SE_34.5_2022SE_34.5_2016SE_34.5_2015

SE_34.5_2014

23.170 MVA21.316 MW9.081 Mvar

0.388 kA

0.9200.000 MW

SE_34.5_2013 SE_34.5_2017

SE_13.8_2021SE_13.8_2020SE_13.8_2019SE_13.8_2018 SE_13.8_2022SE_13.8_2016SE_13.8_2015

SE_13.8_2014

12.477 MVA11.479 MW4.890 Mvar

0.521 kA

0.9200.000 MW

SE_13.8_2013 SE_13.8_2017

SE_34.5_2012SE_34.5_2011SE_34.5_2010SE_34.5_2009SE_34.5_2008

SE_13.8_2012

SE_34.5-Atual

Empresa 02

0.193 MVA0.164 MW0.102 Mvar

0.008 kA

0.8500.000 MW

Empresa 04

0.148 MVA0.126 MW0.078 Mvar

0.006 kA

0.8500.000 MW

Empresa 01

0.090 MVA0.077 MW0.047 Mvar

0.004 kA

0.8500.000 MW

Empresa 03

0.167 MVA0.142 MW

0.088 Mvar0.007 kA

0.8500.000 MW

0.0

0 k

m#A

L 3

36_34.5

0.000 ..0.000 ..-0.000..0.000 kA0.000 %1.000

0.000 ..

0.000 ..-0.000..0.000 ..0.000 kA0.000 %-1.000

0.000 ..

0.0

0 k

m#A

L 3

36

0.000 MVA0.000 MW

-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %

1.000-0.000 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA0.000 %-1.000

-0.000 MW

TR

5_40M

VA

_138-3

4.5

kV

27.343 MVA23.698 MW13.639 Mvar

0.114 kA68.356 %

0.8670.105 MW

25.866 MVA-23.593 MW-10.603 Mvar

0.433 kA68.356 %

-0.9120.105 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA68.356 %

-1.0000.105 MW

-4

TR

2_33.3

MV

A_138-1

3.8

kV

-2

TR

4_12.5

MV

A_138-3

4.5

kV

0

TR

3_12.5

MV

A_138-3

4.5

kV

-2

Station8/Terci..

19.881 kV0.999 p.u.23.802..

Station7/Tercia..

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg Station5/Terci..

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg

Station4/Tercia..

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg

Station9/Ano 2019 a 2026

13.835 kV1.003 p.u.-34.430 deg

Station6/Barra AL's_13.8k..

13.834 kV1.002 p.u.

-34.430 deg

Station3/Barra 13.8kV

13.835 kV1.003 p.u.

-34.430 deg

CC 07230

13.797 kV1.000 p.u.

-34.593 deg

Station1/SE BJP138.000 kV1.000 p.u.0.000 deg

Ano 2017 a 2026

34.500 kV1.000 p.u.-5.738 deg

AT_SE NAZ

34.140 kV0.990 p.u.-6.095 deg

RL03929

13.690 kV0.992 p.u.

-37.613 deg

CF01796 - MT_SE NAZ

13.938 kV1.010 p.u.

-37.422 deg

B15(1)

14.019 kV1.016 p.u.

-36.968 deg

B15

14.082 kV1.020 p.u.

-36.918 deg

CC 00895

14.205 kV1.029 p.u.

-36.823 deg

CC02641

14.320 kV1.038 p.u.

-37.329 deg

BRT-novo

13.938 kV1.010 p.u.

-37.422 deg

BRT2

14.199 kV1.029 p.u.

-68.008 deg

BRT-1_CC 00684

14.199 kV1.029 p.u.

-36.548 deg

AR

T-n

ovo

0.0

00

kV

0.0

00

p.u

.0

.00

0 d

eg

ART-2_CF 0731..

13.350 kV0.967 p.u.

-37.880 deg

ART-1_CF 04542

13.519 kV0.980 p.u.

-36.265 deg

CC 01790

13.655 kV0.989 p.u.

-35.384 deg

CO 3502

13.703 kV0.993 p.u.

-35.088 deg

34.500 kV1.000 p.u.-5.738..

Station2/Barra 34.5kV

34.500 kV1.000 p.u.-5.738 deg

DIg

SIL

EN

T

Figura B.13 – Simulação: 2014 – com obra - ALT-01.

70

Na Figura B.14 é mostrado o resultado do fluxo de potência considerando o crescimento de mercado até o ano 2018 (sem obra). Observa-se sobrecarga no TR-01.

TR

1_1

8.7

5M

VA

_138-1

3.8kV

20.789 MVA18.428 MW9.623 Mvar

0.087 kA110.875 %

0.8860.097 MW

19.830 MVA-18.331 MW-7.563 Mvar

0.828 kA110.875 %

-0.9240.097 MW

-4

TR

1_6.2

5M

VA

_34.5

-13.8

kV

0

TR

1_6.2

5M

VA

_34.5

-13.8

kV

3.138 MVA2.612 MW1.739 Mvar

0.053 kA48.636 %

0.8320.013 MW

3.070 MVA-2.599 MW-1.634 Mvar

0.127 kA48.636 %

-0.8470.013 MW

0

0.000 MVA0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA

1.0000.000 MW

1

1.291 MVA-0.000 MW-1.291 Mvar

0.052 kA

-0.0000.000 MW

1

Empresa 05

1.332 MVA1.132 MW0.702 Mvar

0.056 kA

0.8500.000 MW

CARGA 5

1.110 MVA0.944 MW0.585 Mvar

0.045 kA

0.8500.000 MW

Empresa 06

1.998 MVA1.698 MW

1.053 Mvar0.081 kA

0.8500.000 MW

10.00 km#AL 336

2.0

0 k

m#

AL

33

6

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA0.000 %-1.000

-0.000 MW

0.000 MVA0.000 MW

-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %

1.000-0.000 MW

12.00 km#AL 336_34.5 3.138 MVA

-2.612 MW-1.739 Mvar

0.053 kA10.633 %

-0.8320.019 MW

3.177 MVA2.632 MW1.780 Mvar

0.053 kA10.633 %

0.8280.019 MW

6.30 km#AL 2/0

1.147 MVA0.969 MW0.614 Mvar

0.049 kA21.557 %

0.8450.025 MW

1.114 MVA-0.944 MW

-0.591 Mvar0.049 kA21.557 %

-0.8480.025 MW

2.5

0 k

m#

AL

2/0

2.153 MVA1.819 MW

1.151 Mvar0.089 kA39.640 %

0.8450.033 MW

2.109 MVA-1.786 MW-1.121 Mvar

0.089 kA39.640 %

-0.8470.033 MW

2.50 km#AL 2/0

1.280 MVA0.011 MW

-1.280 Mvar0.052 kA23.139 %

0.0090.011 MW

1.291 MVA0.000 MW1.291 Mvar

0.052 kA23.139 %

0.0000.011 MW

2.5

0 k

m#

AL

2/0

0.550 MVA0.467 MW0.290 Mvar

0.023 kA10.039 %

0.8490.002 MW

0.547 MVA-0.465 MW-0.288 Mvar

0.023 kA10.039 %

-0.8500.002 MW

2.5

0 k

m#

AL

2/0

1.079 MVA0.915 MW

0.570 Mvar0.044 kA19.496 %

0.8490.008 MW

1.068 MVA-0.907 MW-0.563 Mvar

0.044 kA19.496 %

-0.8500.008 MW

1.8

0 k

m#

AL

33

6

1.327 MVA1.219 MW

-0.524 Mvar0.054 kA10.789 %

0.9190.003 MW

1.326 MVA-1.216 MW0.531 Mvar

0.054 kA10.789 %

-0.9170.003 MW

1.80 km#AL 2/0

CARGA 4

0.962 MVA0.818 MW0.507 Mvar

0.041 kA

0.8500.000 MW

CARGA 3

0.917 MVA0.779 MW

0.483 Mvar0.038 kA

0.8500.000 MW

CARGA 2

0.547 MVA0.465 MW0.288 Mvar

0.023 kA

0.8500.000 MW

CARGA 1

0.518 MVA0.440 MW0.273 Mvar

0.021 kA

0.8500.000 MW

Empresa 07

0.340 MVA0.289 MW0.179 Mvar

0.014 kA

0.8500.000 MW

0.0

0 k

m#

AL

33

6

5.022 MVA4.704 MW1.758 Mvar

0.210 kA41.912 %

0.9370.000 MW

5.021 MVA-4.704 MW-1.758 Mvar

0.210 kA41.912 %

-0.9370.000 MW

RT - 200A - 3eqs

0

RT

_10

0 A

1.114 MVA0.944 MW0.591 Mvar

0.049 kA48.307 %

0.8480.000 MW

1.110 MVA-0.944 MW-0.585 Mvar

0.045 kA48.307 %

-0.8500.000 MW

-7

RT

-

20

0A

- 2

eq

s

2.970 MVA2.918 MW0.551 Mvar

0.128 kA63.824 %

0.9830.001 MW

2.964 MVA-2.917 MW

-0.528 Mvar0.121 kA63.824 %

-0.9840.001 MW

-9

3.0

0 k

m#

AL

33

6

3.009 MVA2.946 MW0.609 Mvar

0.128 kA25.527 %

0.9790.028 MW

2.970 MVA-2.918 MW-0.551 Mvar

0.128 kA25.527 %

-0.9830.028 MW

1.0

0 k

m#

AL

33

6

3.106 MVA-3.035 MW-0.664 Mvar

0.132 kA26.358 %

-0.9770.010 MW

3.121 MVA3.045 MW0.684 Mvar

0.132 kA26.358 %

0.9760.010 MW

1.5

0 k

m#

AL

33

6

3.709 MVA3.562 MW

1.035 Mvar0.155 kA31.060 %

0.9600.021 MW

3.677 MVA-3.541 MW

-0.992 Mvar0.155 kA31.060 %

-0.9630.021 MW

51.852 MVA45.132 MW

25.529 Mvar0.217 kA

0.870

0.4

0 k

m#

AL

33

6

5.021 MVA4.704 MW

1.758 Mvar0.210 kA41.912 %

0.9370.010 MW

5.005 MVA-4.694 MW

-1.737 Mvar0.210 kA41.912 %

-0.9380.010 MW

SE_13.8_2011SE_13.8_2010SE_13.8_2009

SE_34.5_2033 SE_34.5_2034

SE_13.8_2033

SE_13.8_2008

SE_13.8_2034

SE_34.5_2028 SE_34.5_2031SE_34.5_2030SE_34.5_2029 SE_34.5_2032SE_34.5_2026SE_34.5_2025SE_34.5_2024

SE_13.8-Atual

SE_34.5_2023

SE_13.8_2031SE_13.8_2030SE_13.8_2029SE_13.8_2028 SE_13.8_2032SE_13.8_2026SE_13.8_2025 SE_13.8_2027

SE_13.8_2024

SE_34.5_2027

SE_13.8_2023

SE_34.5_2018

26.027 MVA23.945 MW

10.200 Mvar0.436 kA

0.9200.000 MW

SE_34.5_2021SE_34.5_2020SE_34.5_2019 SE_34.5_2022SE_34.5_2016SE_34.5_2015

SE_34.5_2014

SE_34.5_2013 SE_34.5_2017

SE_13.8_2021SE_13.8_2020SE_13.8_2019

SE_13.8_2018

14.812 MVA13.627 MW5.805 Mvar

0.618 kA

0.9200.000 MW

SE_13.8_2022SE_13.8_2016SE_13.8_2015

SE_13.8_2014

SE_13.8_2013 SE_13.8_2017

SE_34.5_2012SE_34.5_2011SE_34.5_2010SE_34.5_2009SE_34.5_2008

SE_13.8_2012

SE_34.5-Atual

Empresa 02

0.222 MVA0.189 MW0.117 Mvar

0.009 kA

0.8500.000 MW

Empresa 04

0.170 MVA0.145 MW

0.090 Mvar0.007 kA

0.8500.000 MW

Empresa 01

0.104 MVA0.088 MW

0.055 Mvar0.004 kA

0.8500.000 MW

Empresa 03

0.192 MVA0.163 MW0.101 Mvar

0.008 kA

0.8500.000 MW

0.0

0 k

m#

AL

33

6_

34

.5

0.000 ..0.000 ..-0.000..0.000 kA0.000 %1.000

0.000 ..

0.000 ..-0.000..0.000 ..0.000 kA0.000 %-1.000

0.000 ..

0.0

0 k

m#

AL

33

6

0.000 MVA0.000 MW

-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %

1.000-0.000 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA0.000 %-1.000

-0.000 MW

TR

5_40M

VA

_138-3

4.5

kV

31.082 MVA26.704 MW

15.907 Mvar0.130 kA77.706 %

0.8590.127 MW

29.152 MVA-26.577 MW-11.980 Mvar

0.488 kA77.706 %

-0.9120.127 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA77.706 %

-1.0000.127 MW

-5

TR

2_33

.3M

VA

_138-1

3.8kV

-2

TR

4_1

2.5

MV

A_138-3

4.5

kV

0

TR

3_1

2.5

MV

A_138-3

4.5

kV

-2

Station8/Terci..

19.876 kV0.998 p.u.22.950..

Station7/Tercia..

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg Station5/Terci..

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg

Station4/Tercia..

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg

Station9/Ano 2019 a 2026

13.835 kV1.003 p.u.

-35.175 deg

Station6/Barra AL's_13.8k..

13.834 kV1.002 p.u.

-35.175 deg

Station3/Barra 13.8kV

13.835 kV1.003 p.u.

-35.175 deg

CC 07230

13.789 kV0.999 p.u.

-35.359 deg

Station1/SE BJP138.000 kV1.000 p.u.0.000 deg

Ano 2017 a 2026

34.500 kV1.000 p.u.-6.531 deg

AT_SE NAZ

34.082 kV0.988 p.u.-6.943 deg

RL03929

13.651 kV0.989 p.u.

-38.690 deg

CF01796 - MT_SE NAZ

13.938 kV1.010 p.u.

-38.469 deg

B15(1)

13.982 kV1.013 p.u.

-38.020 deg

B15

14.055 kV1.018 p.u.

-37.963 deg

CC 00895

14.196 kV1.029 p.u.

-37.853 deg

CC02641

14.311 kV1.037 p.u.

-38.359 deg

BRT-novo

13.938 kV1.010 p.u.

-38.469 deg

BRT2

14.199 kV1.029 p.u.

-69.148 deg

BRT-1_CC 00684

14.199 kV1.029 p.u.

-37.556 deg

AR

T-n

ovo

0.0

00

kV

0.0

00

p.u

.0

.00

0 d

eg

ART-2_CF 0731..

13.257 kV0.961 p.u.

-39.000 deg

ART-1_CF 04542

13.435 kV0.974 p.u.

-37.232 deg

CC 01790

13.609 kV0.986 p.u.

-36.244 deg

CO 3502

13.671 kV0.991 p.u.

-35.913 deg

34.500 kV1.000 p.u.-6.531..

Station2/Barra 34.5kV

34.500 kV1.000 p.u.-6.531 deg

DIg

SIL

EN

T

Figura B.14 – Simulação: 2018 – sem obra - ALT-01.

71

Na Figura B.15 é mostrado o resultado do fluxo de potência considerando o crescimento de mercado até o ano 2018 (com obra - ALT-01: troca do TR-01 de BJP de 15/18,75MVA por 25/33,3MVA).

TR

1_18.7

5M

VA

_138-1

3.8

kV

0

TR

1_6.2

5M

VA

_34.5

-13.8

kV

0

TR

1_6.2

5M

VA

_34.5

-13.8

kV

3.138 MVA2.612 MW1.739 Mvar

0.053 kA48.636 %

0.8320.013 MW

3.070 MVA-2.599 MW-1.634 Mvar

0.127 kA48.636 %

-0.8470.013 MW

0

0.000 MVA0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA

1.0000.000 MW

1

1.291 MVA-0.000 MW-1.291 Mvar

0.052 kA

-0.0000.000 MW

1

Empresa 05

1.332 MVA1.132 MW0.702 Mvar

0.056 kA

0.8500.000 MW

CARGA 5

1.110 MVA0.944 MW0.585 Mvar

0.045 kA

0.8500.000 MW

Empresa 06

1.998 MVA1.698 MW1.053 Mvar

0.081 kA

0.8500.000 MW

10.00 km#AL 336

2.0

0 k

m#A

L 3

36

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA0.000 %-1.000

0.000 MW

0.000 MVA0.000 MW

-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %

1.0000.000 MW

12.00 km#AL 336_34.5 3.138 MVA

-2.612 MW-1.739 Mvar

0.053 kA10.633 %

-0.8320.019 MW

3.177 MVA2.632 MW1.780 Mvar

0.053 kA10.633 %

0.8280.019 MW

6.30 km#AL 2/0

1.147 MVA0.969 MW0.614 Mvar

0.049 kA21.557 %

0.8450.025 MW

1.114 MVA-0.944 MW-0.591 Mvar

0.049 kA21.557 %

-0.8480.025 MW

2.5

0 k

m#A

L 2

/0

2.153 MVA1.819 MW1.151 Mvar

0.089 kA39.640 %

0.8450.033 MW

2.109 MVA-1.786 MW-1.121 Mvar

0.089 kA39.640 %

-0.8470.033 MW

2.50 km#AL 2/0

1.280 MVA0.011 MW

-1.280 Mvar0.052 kA23.139 %

0.0090.011 MW

1.291 MVA0.000 MW1.291 Mvar

0.052 kA23.139 %

0.0000.011 MW

2.5

0 k

m#A

L 2

/0

0.550 MVA0.467 MW0.290 Mvar

0.023 kA10.039 %

0.8490.002 MW

0.547 MVA-0.465 MW-0.288 Mvar

0.023 kA10.039 %

-0.8500.002 MW

2.5

0 k

m#A

L 2

/0

1.079 MVA0.915 MW0.570 Mvar

0.044 kA19.496 %

0.8490.008 MW

1.068 MVA-0.907 MW-0.563 Mvar

0.044 kA19.496 %

-0.8500.008 MW

1.8

0 k

m#A

L 3

36

1.327 MVA1.219 MW

-0.524 Mvar0.054 kA10.789 %

0.9190.003 MW

1.326 MVA-1.216 MW0.531 Mvar

0.054 kA10.789 %

-0.9170.003 MW

1.80 km#AL 2/0

CARGA 4

0.962 MVA0.818 MW0.507 Mvar

0.041 kA

0.8500.000 MW

CARGA 3

0.917 MVA0.779 MW0.483 Mvar

0.038 kA

0.8500.000 MW

CARGA 2

0.547 MVA0.465 MW0.288 Mvar

0.023 kA

0.8500.000 MW

CARGA 1

0.518 MVA0.440 MW0.273 Mvar

0.021 kA

0.8500.000 MW

Empresa 07

0.340 MVA0.289 MW0.179 Mvar

0.014 kA

0.8500.000 MW

0.0

0 k

m#A

L 3

36

5.022 MVA4.704 MW1.758 Mvar

0.210 kA41.912 %

0.9370.000 MW

5.021 MVA-4.704 MW-1.758 Mvar

0.210 kA41.912 %

-0.9370.000 MW

RT - 200A - 3eqs

0

RT

_10

0 A

1.114 MVA0.944 MW0.591 Mvar

0.049 kA48.307 %

0.8480.000 MW

1.110 MVA-0.944 MW-0.585 Mvar

0.045 kA48.307 %

-0.8500.000 MW

-7

RT

- 200A

- 2

eqs

2.970 MVA2.918 MW0.551 Mvar

0.128 kA63.824 %

0.9830.001 MW

2.964 MVA-2.917 MW-0.528 Mvar

0.121 kA63.824 %

-0.9840.001 MW

-9

3.0

0 k

m#A

L 3

36

3.009 MVA2.946 MW0.609 Mvar

0.128 kA25.527 %

0.9790.028 MW

2.970 MVA-2.918 MW-0.551 Mvar

0.128 kA25.527 %

-0.9830.028 MW

1.0

0 k

m#A

L 3

36

3.106 MVA-3.035 MW-0.664 Mvar

0.132 kA26.358 %

-0.9770.010 MW

3.121 MVA3.045 MW0.684 Mvar

0.132 kA26.358 %

0.9760.010 MW

1.5

0 k

m#

AL

33

6

3.709 MVA3.562 MW1.035 Mvar

0.155 kA31.060 %

0.9600.021 MW

3.677 MVA-3.541 MW-0.992 Mvar

0.155 kA31.060 %

-0.9630.021 MW

51.705 MVA45.114 MW25.262 Mvar

0.216 kA0.873

0.4

0 k

m#A

L 3

36

5.021 MVA4.704 MW1.758 Mvar

0.210 kA41.912 %

0.9370.010 MW

5.005 MVA-4.694 MW-1.737 Mvar

0.210 kA41.912 %

-0.9380.010 MW

SE_13.8_2011SE_13.8_2010SE_13.8_2009

SE_34.5_2033 SE_34.5_2034

SE_13.8_2033

SE_13.8_2008

SE_13.8_2034

SE_34.5_2028 SE_34.5_2031SE_34.5_2030SE_34.5_2029 SE_34.5_2032SE_34.5_2026SE_34.5_2025SE_34.5_2024

SE_13.8-Atual

SE_34.5_2023

SE_13.8_2031SE_13.8_2030SE_13.8_2029SE_13.8_2028 SE_13.8_2032SE_13.8_2026SE_13.8_2025 SE_13.8_2027

SE_13.8_2024

SE_34.5_2027

SE_13.8_2023

SE_34.5_2018

26.027 MVA23.945 MW10.200 Mvar

0.436 kA

0.9200.000 MW

SE_34.5_2021SE_34.5_2020SE_34.5_2019 SE_34.5_2022SE_34.5_2016SE_34.5_2015

SE_34.5_2014

SE_34.5_2013 SE_34.5_2017

SE_13.8_2021SE_13.8_2020SE_13.8_2019

SE_13.8_2018

14.812 MVA13.627 MW5.805 Mvar

0.618 kA

0.9200.000 MW

SE_13.8_2022SE_13.8_2016SE_13.8_2015

SE_13.8_2014

SE_13.8_2013 SE_13.8_2017

SE_34.5_2012SE_34.5_2011SE_34.5_2010SE_34.5_2009SE_34.5_2008

SE_13.8_2012

SE_34.5-Atual

Empresa 02

0.222 MVA0.189 MW0.117 Mvar

0.009 kA

0.8500.000 MW

Empresa 04

0.170 MVA0.145 MW0.090 Mvar

0.007 kA

0.8500.000 MW

Empresa 01

0.104 MVA0.088 MW0.055 Mvar

0.004 kA

0.8500.000 MW

Empresa 03

0.192 MVA0.163 MW0.101 Mvar

0.008 kA

0.8500.000 MW

0.0

0 k

m#

AL

33

6_

34

.5

0.000 ..0.000 ..-0.000..0.000 kA0.000 %1.000

0.000 ..

0.000 ..-0.000..0.000 ..0.000 kA0.000 %-1.000

0.000 ..

0.0

0 k

m#

AL

33

6

0.000 MVA0.000 MW

-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %

1.0000.000 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA0.000 %-1.000

0.000 MW

TR

5_40M

VA

_138-3

4.5

kV

31.082 MVA26.704 MW15.907 Mvar

0.130 kA77.706 %

0.8590.127 MW

29.152 MVA-26.577 MW-11.980 Mvar

0.488 kA77.706 %

-0.9120.127 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA77.706 %

-1.0000.127 MW

-5

TR

2_33.3

MV

A_138-1

3.8

kV

20.651 MVA18.410 MW9.355 Mvar

0.086 kA62.014 %

0.8920.079 MW

19.830 MVA-18.331 MW-7.563 Mvar

0.828 kA62.014 %

-0.9240.079 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA62.014 %

-1.0000.079 MW

-3

TR

4_12.5

MV

A_138-3

4.5

kV

0

TR

3_12.5

MV

A_138-3

4.5

kV

-2

Station8/Terci..

19.876 kV0.998 p.u.22.950..

Station7/Tercia..

7.981 kV1.001 p.u.25.092 deg Station5/Terci..

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg

Station4/Tercia..

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg

Station9/Ano 2019 a 2026

13.835 kV1.003 p.u.-4.535 deg

Station6/Barra AL's_13.8k..

13.834 kV1.002 p.u.-4.535 deg

Station3/Barra 13.8kV

13.835 kV1.003 p.u.-4.535 deg

CC 07230

13.789 kV0.999 p.u.-4.718 deg

Station1/SE BJP138.000 kV1.000 p.u.0.000 deg

Ano 2017 a 2026

34.500 kV1.000 p.u.-6.531 deg

AT_SE NAZ

34.082 kV0.988 p.u.-6.943 deg

RL03929

13.651 kV0.989 p.u.

-38.690 deg

CF01796 - MT_SE NAZ

13.938 kV1.010 p.u.

-38.469 deg

B15(1)

13.982 kV1.013 p.u.-7.379 deg

B15

14.055 kV1.018 p.u.-7.322 deg

CC 00895

14.196 kV1.029 p.u.-7.213 deg

CC02641

14.311 kV1.037 p.u.-7.718 deg

BRT-novo

13.938 kV1.010 p.u.

-38.469 deg

BRT2

14.199 kV1.029 p.u.

-69.148 deg

BRT-1_CC 00684

14.199 kV1.029 p.u.-6.915 deg

AR

T-n

ovo

0.0

00 k

V0.0

00 p

.u.

0.0

00 d

eg

ART-2_CF 0731..

13.257 kV0.961 p.u.

-39.000 deg

ART-1_CF 04542

13.435 kV0.974 p.u.-6.591 deg

CC 01790

13.609 kV0.986 p.u.-5.603 deg

CO 3502

13.671 kV0.991 p.u.-5.272 deg

34.500 kV1.000 p.u.-6.531..

Station2/Barra 34.5kV

34.500 kV1.000 p.u.-6.531 deg

DIg

SIL

EN

T

Figura B.15 – Simulação: 2018 – com obra - ALT-01.

72

Na Figura B.16 é mostrado o resultado do fluxo de potência considerando o crescimento de mercado até o ano 2014 (com obra - ALT-02: construção de 12 Km de rede compacta em 13,8 KV isolada para 34,5 KV com um banco de RT de 200 A com dois equipamentos conectando-se no final do AL-08 para atender as cargas da região de NAZ. Troca do TR-01 de 15/18,75 MVA para 25/33,33 MVA.

TR

1_18.7

5M

VA

_138-1

3.8

kV

0

TR

1_6.2

5M

VA

_34.5

-13.8

kV

0

TR

1_6.2

5M

VA

_34.5

-13.8

kV

0

0.000 MVA0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA

1.0000.000 MW

1

1.267 MVA-0.000 MW-1.267 Mvar

0.052 kA

-0.0000.000 MW

1

Empresa 05

1.157 MVA0.983 MW0.609 Mvar

0.048 kA

0.8500.000 MW

CARGA 5

0.964 MVA0.819 MW0.508 Mvar

0.039 kA

0.8500.000 MW

Empresa 06

1.735 MVA1.475 MW

0.914 Mvar0.071 kA

0.8500.000 MW

10.00 km#AL 336

2.159 MVA2.003 MW0.806 Mvar

0.090 kA18.020 %

0.9280.046 MW

2.0

81

MV

A-1

.95

7 M

W-0

.70

9 M

va

r0

.09

0 k

A1

8.0

20

%-0

.94

00

.04

6 M

W

2.0

0 k

m#

AL

33

6

2.076 MVA1.956 MW0.695 Mvar

0.084 kA16.882 %

0.9420.008 MW

2.063 MVA-1.948 MW-0.678 Mvar

0.084 kA16.882 %

-0.9440.008 MW

12.00 km#AL 336_34.5

6.30 km#AL 2/0

0.991 MVA0.838 MW0.530 Mvar

0.041 kA18.346 %

0.8450.018 MW

0.967 MVA-0.820 MW-0.513 Mvar

0.041 kA18.346 %

-0.8480.018 MW

2.5

0 k

m#

AL

2/0

1.859 MVA1.572 MW

0.993 Mvar0.076 kA33.820 %

0.8460.024 MW

1.827 MVA-1.548 MW-0.970 Mvar

0.076 kA33.820 %

-0.8470.024 MW

2.50 km#AL 2/0

0.610 MVA0.308 MW

-0.527 Mvar0.025 kA11.059 %

0.5040.003 MW

0.611 MVA-0.305 MW0.529 Mvar

0.025 kA11.059 %

-0.4990.003 MW

2.5

0 k

m#

AL

2/0

0.478 MVA0.406 MW0.252 Mvar

0.020 kA8.741 %

0.8500.002 MW

0.476 MVA-0.405 MW-0.251 Mvar

0.020 kA8.741 %-0.850

0.002 MW

2.5

0 k

m#

AL

2/0

0.936 MVA0.795 MW0.495 Mvar

0.038 kA16.967 %

0.8490.006 MW

0.928 MVA-0.789 MW

-0.489 Mvar0.038 kA16.967 %

-0.8500.006 MW

1.8

0 k

m#

AL

33

6

1.363 MVA1.357 MW

0.130 Mvar0.055 kA11.088 %

0.9950.003 MW

1.360 MVA-1.354 MW

-0.124 Mvar0.055 kA11.088 %

-0.9960.003 MW

1.80 km#AL 2/0

0.798 MVA0.305 MW0.737 Mvar

0.032 kA14.439 %

0.3820.003 MW

0.794 MVA-0.302 MW

-0.734 Mvar0.032 kA14.439 %

-0.3800.003 MW

CARGA 4

0.836 MVA0.711 MW0.440 Mvar

0.035 kA

0.8500.000 MW

CARGA 3

0.797 MVA0.677 MW

0.420 Mvar0.033 kA

0.8500.000 MW

CARGA 2

0.476 MVA0.405 MW0.251 Mvar

0.020 kA

0.8500.000 MW

CARGA 1

0.450 MVA0.382 MW0.237 Mvar

0.019 kA

0.8500.000 MW

Empresa 07

0.296 MVA0.252 MW0.156 Mvar

0.012 kA

0.8500.000 MW

0.0

0 k

m#

AL

33

6

7.043 MVA6.398 MW2.944 Mvar

0.294 kA58.783 %

0.9080.000 MW

7.043 MVA-6.398 MW-2.944 Mvar

0.294 kA58.783 %

-0.9080.000 MW

RT - 200A - 3eqs

2.0

81

MV

A1

.95

7 M

W0

.70

9 M

va

r0

.09

0 k

A4

5.0

54

%0

.94

00

.00

1 M

W

2.076 MVA-1.956 MW-0.695 Mvar

0.084 kA45.054 %

-0.9420.001 MW

-7

RT

_1

00

A

0.967 MVA0.820 MW0.513 Mvar

0.041 kA41.110 %

0.8480.000 MW

0.964 MVA-0.819 MW-0.508 Mvar

0.039 kA41.110 %

-0.8500.000 MW

-5

RT

-

20

0A

- 2

eq

s

3.028 MVA2.833 MW1.068 Mvar

0.131 kA65.443 %

0.9360.002 MW

3.018 MVA-2.832 MW

-1.044 Mvar0.123 kA65.443 %

-0.9380.002 MW

-10

3.0

0 k

m#

AL

33

6

3.077 MVA2.863 MW1.129 Mvar

0.131 kA26.175 %

0.9300.029 MW

3.028 MVA-2.833 MW-1.068 Mvar

0.131 kA26.175 %

-0.9360.029 MW

1.0

0 k

m#

AL

33

6

3.166 MVA-2.939 MW-1.176 Mvar

0.135 kA26.928 %

-0.9280.010 MW

3.183 MVA2.950 MW1.198 Mvar

0.135 kA26.928 %

0.9270.010 MW

1.5

0 k

m#

AL

33

6

3.722 MVA3.402 MW

1.509 Mvar0.156 kA31.172 %

0.9140.021 MW

3.685 MVA-3.381 MW

-1.465 Mvar0.156 kA31.172 %

-0.9180.021 MW

44.298 MVA39.335 MW

20.373 Mvar0.185 kA

0.888

0.4

0 k

m#

AL

33

6

4.887 MVA4.395 MW

2.138 Mvar0.204 kA40.794 %

0.8990.009 MW

4.870 MVA-4.386 MW

-2.118 Mvar0.204 kA40.794 %

-0.9000.009 MW

SE_13.8_2011SE_13.8_2010SE_13.8_2009

SE_34.5_2033 SE_34.5_2034

SE_13.8_2033

SE_13.8_2008

SE_13.8_2034

SE_34.5_2028 SE_34.5_2031SE_34.5_2030SE_34.5_2029 SE_34.5_2032SE_34.5_2026SE_34.5_2025SE_34.5_2024

SE_13.8-Atual

SE_34.5_2023

SE_13.8_2031SE_13.8_2030SE_13.8_2029SE_13.8_2028 SE_13.8_2032SE_13.8_2026SE_13.8_2025 SE_13.8_2027

SE_13.8_2024

SE_34.5_2027

SE_13.8_2023

SE_34.5_2018

SE_34.5_2021SE_34.5_2020SE_34.5_2019 SE_34.5_2022

SE_34.5_2016

SE_34.5_2015

SE_34.5_2014

23.170 MVA21.316 MW9.081 Mvar

0.388 kA

0.9200.000 MW

SE_34.5_2013 SE_34.5_2017

SE_13.8_2021SE_13.8_2020SE_13.8_2019

SE_13.8_2018

SE_13.8_2022

SE_13.8_2016

SE_13.8_2015

SE_13.8_2014

12.477 MVA11.479 MW4.890 Mvar

0.521 kA

0.9200.000 MW

SE_13.8_2013 SE_13.8_2017

SE_34.5_2012SE_34.5_2011SE_34.5_2010SE_34.5_2009SE_34.5_2008

SE_13.8_2012

SE_34.5-Atual

Empresa 02

0.193 MVA0.164 MW0.102 Mvar

0.008 kA

0.8500.000 MW

Empresa 04

0.148 MVA0.126 MW

0.078 Mvar0.006 kA

0.8500.000 MW

Empresa 01

0.090 MVA0.077 MW

0.047 Mvar0.004 kA

0.8500.000 MW

Empresa 03

0.167 MVA0.142 MW0.088 Mvar

0.007 kA

0.8500.000 MW

0.0

0 k

m#

AL

33

6_

34

.5

0.000 ..0.000 ..-0.000..0.000 kA0.000 %1.000

0.000 ..

0.000 ..-0.000..0.000 ..0.000 kA0.000 %-1.000

0.000 ..

0.0

0 k

m#

AL

33

6

0.000 MVA0.000 MW

-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %

1.0000.000 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA0.000 %-1.000

0.000 MW

TR

5_4

0M

VA

_138-3

4.5

kV

0

TR

2_33.3

MV

A_

138-1

3.8

kV

20.348 MVA17.954 MW9.574 Mvar

0.085 kA61.104 %

0.8820.078 MW

19.518 MVA-17.877 MW-7.834 Mvar

0.815 kA61.104 %

-0.9160.078 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA61.104 %

-1.0000.078 MW

-3

TR

4_12

.5M

VA

_13

8-3

4.5

kV

12.506 MVA10.606 MW6.626 Mvar

0.052 kA100.047 %

0.8480.034 MW

12.008 MVA-10.572 MW-5.695 Mvar

0.201 kA100.047 %

-0.8800.034 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA100.047 %

-1.0000.034 MW

-3

TR

3_1

2.5

MV

A_13

8-3

4.5

kV

11.554 MVA10.774 MW4.173 Mvar

0.048 kA92.433 %

0.9330.030 MW

11.265 MVA-10.745 MW-3.385 Mvar

0.189 kA92.433 %

-0.9540.030 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA92.433 %

-1.0000.030 MW

-2

Station8/Terci..

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg

Station7/Tercia..

7.980 kV1.001 p.u.25.210 deg Station5/Terci..

19.891 kV0.999 p.u.25.997 deg

Station4/Tercia..

19.914 kV1.000 p.u.26.011 deg

Station9/Ano 2019 a 2026

13.835 kV1.003 p.u.-4.424 deg

Station6/Barra AL's_13.8k..

13.834 kV1.002 p.u.-4.424 deg

Station3/Barra 13.8kV

13.835 kV1.003 p.u.-4.424 deg

CC 07230

13.786 kV0.999 p.u.-4.584 deg

Station1/SE BJP138.000 kV1.000 p.u.0.000 deg

Ano 2017 a 2026

34.500 kV1.000 p.u.-3.682 deg

AT_SE NAZ

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg

RL03929

13.863 kV1.005 p.u.-7.180 deg

CF01796 - MT_SE NAZ

14.108 kV1.022 p.u.-6.993 deg

B15(1)

13.974 kV1.013 p.u.-6.948 deg

B15

14.037 kV1.017 p.u.-6.898 deg

CC 00895

14.160 kV1.026 p.u.-6.802 deg

CC02641

14.177 kV1.027 p.u.-7.124 deg

BRT-novo

14.199 kV1.029 p.u.-6.626 deg

BRT2

14.199 kV1.029 p.u.

-37.568 deg

BRT-1_CC 00684

14.199 kV1.029 p.u.-6.539 deg

AR

T-n

ovo

13

.33

7 k

V0

.96

6 p

.u.

-6.4

12

de

g

ART-2_CF 0731..

13.528 kV0.980 p.u.-7.440 deg

ART-1_CF 04542

13.358 kV0.968 p.u.-6.230 deg

CC 01790

13.575 kV0.984 p.u.-5.359 deg

CO 3502

13.651 kV0.989 p.u.-5.068 deg

34.500 kV1.000 p.u.-3.682..

Station2/Barra 34.5kV

34.500 kV1.000 p.u.-3.682 deg

DIg

SIL

EN

T

Figura B.16 – Simulação: 2014 – com obra - ALT-02.

73

Na Figura B.17 é mostrado o resultado do fluxo de potência considerando o crescimento de mercado até o ano 2016 (sem obra). Observa-se sobrecarga nos TRs 03 e 04.

TR

1_18.7

5M

VA

_138

-13.8

kV

0

TR

1_

6.2

5M

VA

_34

.5-1

3.8

kV

0

TR

1_

6.2

5M

VA

_34

.5-1

3.8

kV

0

0.000 MVA0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA

1.0000.000 MW

1

1.265 MVA-0.000 MW-1.265 Mvar

0.052 kA

-0.0000.000 MW

1

Empresa 05

1.244 MVA1.057 MW0.655 Mvar

0.052 kA

0.8500.000 MW

CARGA 5

1.037 MVA0.881 MW0.546 Mvar

0.042 kA

0.8500.000 MW

Empresa 06

1.866 MVA1.586 MW0.983 Mvar

0.076 kA

0.8500.000 MW

10.00 km#AL 336

2.358 MVA2.165 MW0.933 Mvar

0.098 kA19.682 %

0.9180.055 MW

2.2

63

MV

A-2

.11

0 M

W-0

.81

8 M

va

r0

.09

8 k

A1

9.6

82

%-0

.93

20

.05

5 M

W

2.0

0 k

m#

AL

33

6

2.257 MVA2.109 MW0.803 Mvar

0.092 kA18.355 %

0.9350.010 MW

2.241 MVA-2.100 MW-0.783 Mvar

0.092 kA18.355 %

-0.9370.010 MW

12.00 km#AL 336_34.5

6.30 km#AL 2/0

1.068 MVA0.903 MW0.572 Mvar

0.045 kA19.818 %

0.8450.021 MW

1.040 MVA-0.882 MW

-0.552 Mvar0.045 kA19.818 %

-0.8480.021 MW

2.5

0 k

m#

AL

2/0

2.005 MVA1.695 MW

1.071 Mvar0.082 kA36.493 %

0.8450.028 MW

1.967 MVA-1.667 MW-1.045 Mvar

0.082 kA36.493 %

-0.8470.028 MW

2.50 km#AL 2/0

0.616 MVA0.330 MW

-0.520 Mvar0.025 kA11.159 %

0.5350.003 MW

0.616 MVA-0.327 MW0.522 Mvar

0.025 kA11.159 %

-0.5310.003 MW

2.5

0 k

m#

AL

2/0

0.515 MVA0.437 MW0.271 Mvar

0.021 kA9.415 %

0.8500.002 MW

0.512 MVA-0.435 MW-0.270 Mvar

0.021 kA9.415 %-0.850

0.002 MW

2.5

0 k

m#

AL

2/0

1.008 MVA0.856 MW

0.533 Mvar0.041 kA18.272 %

0.8490.007 MW

0.999 MVA-0.848 MW

-0.526 Mvar0.041 kA18.272 %

-0.8500.007 MW

1.8

0 k

m#

AL

33

6

1.471 MVA1.459 MW

0.188 Mvar0.060 kA11.963 %

0.9920.004 MW

1.466 MVA-1.455 MW-0.181 Mvar

0.060 kA11.963 %

-0.9920.004 MW

1.80 km#AL 2/0

0.812 MVA0.327 MW0.743 Mvar

0.033 kA14.696 %

0.4030.003 MW

0.807 MVA-0.324 MW-0.740 Mvar

0.033 kA14.696 %

-0.4010.003 MW

CARGA 4

0.899 MVA0.764 MW0.474 Mvar

0.038 kA

0.8500.000 MW

CARGA 3

0.857 MVA0.728 MW

0.451 Mvar0.035 kA

0.8500.000 MW

CARGA 2

0.512 MVA0.435 MW0.270 Mvar

0.021 kA

0.8500.000 MW

CARGA 1

0.484 MVA0.411 MW0.255 Mvar

0.020 kA

0.8500.000 MW

Empresa 07

0.318 MVA0.270 MW0.168 Mvar

0.013 kA

0.8500.000 MW

0.0

0 k

m#

AL

33

6

7.646 MVA6.898 MW3.296 Mvar

0.319 kA63.814 %

0.9020.000 MW

7.646 MVA-6.898 MW-3.296 Mvar

0.319 kA63.814 %

-0.9020.000 MW

RT - 200A - 3eqs

2.2

63

MV

A2

.11

0 M

W0

.81

8 M

va

r0

.09

8 k

A4

9.2

09

%0

.93

20

.00

1 M

W

2.257 MVA-2.109 MW

-0.803 Mvar0.092 kA49.209 %

-0.9350.001 MW

-7

RT

_10

0 A

1.040 MVA0.882 MW0.552 Mvar

0.045 kA44.409 %

0.8480.000 MW

1.037 MVA-0.881 MW-0.546 Mvar

0.042 kA44.409 %

-0.8500.000 MW

-6

RT

-

20

0A

- 2

eq

s

3.274 MVA3.047 MW1.198 Mvar

0.142 kA71.004 %

0.9310.002 MW

3.263 MVA-3.045 MW

-1.171 Mvar0.133 kA71.004 %

-0.9330.002 MW

-10

3.0

0 k

m#

AL

33

6

3.333 MVA3.081 MW1.270 Mvar

0.142 kA28.399 %

0.9250.034 MW

3.274 MVA-3.047 MW-1.198 Mvar

0.142 kA28.399 %

-0.9310.034 MW

1.0

0 k

m#

AL

33

6

3.428 MVA-3.164 MW-1.321 Mvar

0.146 kA29.215 %

-0.9230.012 MW

3.449 MVA3.176 MW1.346 Mvar

0.146 kA29.215 %

0.9210.012 MW

1.5

0 k

m#

AL

33

6

4.033 MVA3.664 MW1.684 Mvar

0.169 kA33.792 %

0.9090.024 MW

3.990 MVA-3.640 MW-1.634 Mvar

0.169 kA33.792 %

-0.9120.024 MW

47.732 MVA42.200 MW

22.305 Mvar0.200 kA

0.884

0.4

0 k

m#

AL

33

6

5.290 MVA4.733 MW

2.363 Mvar0.221 kA44.154 %

0.8950.011 MW

5.270 MVA-4.722 MW

-2.340 Mvar0.221 kA44.154 %

-0.8960.011 MW

SE_13.8_2011SE_13.8_2010SE_13.8_2009

SE_34.5_2033 SE_34.5_2034

SE_13.8_2033

SE_13.8_2008

SE_13.8_2034

SE_34.5_2028 SE_34.5_2031SE_34.5_2030SE_34.5_2029 SE_34.5_2032SE_34.5_2026SE_34.5_2025SE_34.5_2024

SE_13.8-Atual

SE_34.5_2023

SE_13.8_2031SE_13.8_2030SE_13.8_2029SE_13.8_2028 SE_13.8_2032SE_13.8_2026SE_13.8_2025 SE_13.8_2027

SE_13.8_2024

SE_34.5_2027

SE_13.8_2023

SE_34.5_2018

SE_34.5_2021SE_34.5_2020SE_34.5_2019 SE_34.5_2022

SE_34.5_2016

24.597 MVA22.629 MW9.640 Mvar

0.412 kA

0.9200.000 MW

SE_34.5_2015

SE_34.5_2014

SE_34.5_2013 SE_34.5_2017

SE_13.8_2021SE_13.8_2020SE_13.8_2019

SE_13.8_2018

SE_13.8_2022

SE_13.8_2016

13.599 MVA12.511 MW5.330 Mvar

0.568 kA

0.9200.000 MW

SE_13.8_2015

SE_13.8_2014

SE_13.8_2013 SE_13.8_2017

SE_34.5_2012SE_34.5_2011SE_34.5_2010SE_34.5_2009SE_34.5_2008

SE_13.8_2012

SE_34.5-Atual

Empresa 02

0.207 MVA0.176 MW0.109 Mvar

0.009 kA

0.8500.000 MW

Empresa 04

0.159 MVA0.135 MW0.084 Mvar

0.007 kA

0.8500.000 MW

Empresa 01

0.097 MVA0.082 MW0.051 Mvar

0.004 kA

0.8500.000 MW

Empresa 03

0.180 MVA0.153 MW0.095 Mvar

0.008 kA

0.8500.000 MW

0.0

0 k

m#

AL

33

6_

34

.5

0.000 ..0.000 ..-0.000..0.000 kA0.000 %

1.0000.000 ..

0.000 ..-0.000..0.000 ..0.000 kA0.000 %-1.000

0.000 ..

0.0

0 k

m#

AL

33

6

0.000 MVA0.000 MW

-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %

1.0000.000 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA0.000 %-1.000

0.000 MW

TR

5_4

0M

VA

_138-3

4.5

kV

0

TR

2_33.3

MV

A_138-1

3.8

kV

22.244 MVA19.498 MW

10.707 Mvar0.093 kA66.800 %

0.8770.088 MW

21.240 MVA-19.410 MW-8.626 Mvar

0.886 kA66.800 %

-0.9140.088 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA66.800 %

-1.0000.088 MW

-4

TR

4_1

2.5

MV

A_

138-3

4.5

kV

13.462 MVA11.242 MW7.405 Mvar

0.056 kA107.696 %

0.8350.040 MW

12.865 MVA-11.202 MW-6.326 Mvar

0.215 kA107.696 %

-0.8710.040 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA107.696 %

-1.0000.040 MW

-4

TR

3_1

2.5

MV

A_138-3

4.5

kV

12.203 MVA11.460 MW4.192 Mvar

0.051 kA97.621 %

0.9390.033 MW

11.898 MVA-11.427 MW-3.314 Mvar

0.199 kA97.621 %

-0.9600.033 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA97.621 %

-1.0000.033 MW

-2

Station8/Terci..

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg

Station7/Tercia..

7.979 kV1.001 p.u.24.773 deg Station5/Terci..

19.887 kV0.999 p.u.25.738 deg

Station4/Tercia..

19.916 kV1.000 p.u.25.755 deg

Station9/Ano 2019 a 2026

13.835 kV1.003 p.u.-4.828 deg

Station6/Barra AL's_13.8k..

13.834 kV1.002 p.u.-4.828 deg

Station3/Barra 13.8kV

13.835 kV1.003 p.u.-4.828 deg

CC 07230

13.781 kV0.999 p.u.-5.000 deg

Station1/SE BJP138.000 kV1.000 p.u.0.000 deg

Ano 2017 a 2026

34.500 kV1.000 p.u.-3.920 deg

AT_SE NAZ

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg

RL03929

13.833 kV1.002 p.u.-7.772 deg

CF01796 - MT_SE NAZ

14.098 kV1.022 p.u.-7.571 deg

B15(1)

13.954 kV1.011 p.u.-7.527 deg

B15

14.022 kV1.016 p.u.-7.473 deg

CC 00895

14.154 kV1.026 p.u.-7.370 deg

CC02641

14.169 kV1.027 p.u.-7.698 deg

BRT-novo

14.199 kV1.029 p.u.-7.180 deg

BRT2

14.199 kV1.029 p.u.

-38.191 deg

BRT-1_CC 00684

14.199 kV1.029 p.u.-7.092 deg

AR

T-n

ovo

13

.27

9 k

V0

.96

2 p

.u.

-6.9

50

de

g

ART-2_CF 0731..

13.472 kV0.976 p.u.-8.054 deg

ART-1_CF 04542

13.311 kV0.965 p.u.-6.761 deg

CC 01790

13.551 kV0.982 p.u.-5.828 deg

CO 3502

13.634 kV0.988 p.u.-5.517 deg

34.500 kV1.000 p.u.-3.920..

Station2/Barra 34.5kV

34.500 kV1.000 p.u.-3.920 deg

DIg

SIL

EN

T

Figura B.17 – Simulação: 2016 – sem obra - ALT-02.

74

Na Figura B.18 é mostrado o resultado do fluxo de potência considerando o crescimento de mercado até o ano 2016 (com obra - ALT-02: Troca do TR-03 e TR-04 - 138-34,5 KV de 12,5MVA por 40MVA.

TR

1_18.7

5M

VA

_138-1

3.8

kV

0

TR

1_6.2

5M

VA

_34.5

-13.8

kV

0

TR

1_6.2

5M

VA

_34.5

-13.8

kV

0

0.000 MVA0.000 MW

0.000 Mvar0.000 kA

1.0000.000 MW

1

1.265 MVA-0.000 MW-1.265 Mvar

0.052 kA

-0.0000.000 MW

1

Empresa 05

1.244 MVA1.057 MW0.655 Mvar

0.052 kA

0.8500.000 MW

CARGA 5

1.037 MVA0.881 MW0.546 Mvar

0.042 kA

0.8500.000 MW

Empresa 06

1.866 MVA1.586 MW

0.983 Mvar0.076 kA

0.8500.000 MW

10.00 km#AL 336

2.358 MVA2.165 MW0.933 Mvar

0.098 kA19.682 %

0.9180.055 MW

2.2

63

MV

A-2

.11

0 M

W-0

.81

8 M

va

r0

.09

8 k

A1

9.6

82

%-0

.93

20

.05

5 M

W

2.0

0 k

m#

AL

33

6

2.257 MVA2.109 MW0.803 Mvar

0.092 kA18.355 %

0.9350.010 MW

2.241 MVA-2.100 MW-0.783 Mvar

0.092 kA18.355 %

-0.9370.010 MW

12.00 km#AL 336_34.5

6.30 km#AL 2/0

1.068 MVA0.903 MW0.572 Mvar

0.045 kA19.818 %

0.8450.021 MW

1.040 MVA-0.882 MW

-0.552 Mvar0.045 kA19.818 %

-0.8480.021 MW

2.5

0 k

m#

AL

2/0

2.005 MVA1.695 MW

1.071 Mvar0.082 kA36.493 %

0.8450.028 MW

1.967 MVA-1.667 MW-1.045 Mvar

0.082 kA36.493 %

-0.8470.028 MW

2.50 km#AL 2/0

0.616 MVA0.330 MW

-0.520 Mvar0.025 kA11.159 %

0.5350.003 MW

0.616 MVA-0.327 MW0.522 Mvar

0.025 kA11.159 %

-0.5310.003 MW

2.5

0 k

m#

AL

2/0

0.515 MVA0.437 MW0.271 Mvar

0.021 kA9.415 %

0.8500.002 MW

0.512 MVA-0.435 MW-0.270 Mvar

0.021 kA9.415 %-0.850

0.002 MW

2.5

0 k

m#

AL

2/0

1.008 MVA0.856 MW

0.533 Mvar0.041 kA18.272 %

0.8490.007 MW

0.999 MVA-0.848 MW-0.526 Mvar

0.041 kA18.272 %

-0.8500.007 MW

1.8

0 k

m#

AL

33

6

1.471 MVA1.459 MW

0.188 Mvar0.060 kA11.963 %

0.9920.004 MW

1.466 MVA-1.455 MW-0.181 Mvar

0.060 kA11.963 %

-0.9920.004 MW

1.80 km#AL 2/0

0.812 MVA0.327 MW0.743 Mvar

0.033 kA14.696 %

0.4030.003 MW

0.807 MVA-0.324 MW-0.740 Mvar

0.033 kA14.696 %

-0.4010.003 MW

CARGA 4

0.899 MVA0.764 MW0.474 Mvar

0.038 kA

0.8500.000 MW

CARGA 3

0.857 MVA0.728 MW

0.451 Mvar0.035 kA

0.8500.000 MW

CARGA 2

0.512 MVA0.435 MW0.270 Mvar

0.021 kA

0.8500.000 MW

CARGA 1

0.484 MVA0.411 MW0.255 Mvar

0.020 kA

0.8500.000 MW

Empresa 07

0.318 MVA0.270 MW0.168 Mvar

0.013 kA

0.8500.000 MW

0.0

0 k

m#

AL

33

6

7.646 MVA6.898 MW3.296 Mvar

0.319 kA63.814 %

0.9020.000 MW

7.646 MVA-6.898 MW-3.296 Mvar

0.319 kA63.814 %

-0.9020.000 MW

RT - 200A - 3eqs

2.2

63

MV

A2

.11

0 M

W0

.81

8 M

va

r0

.09

8 k

A4

9.2

09

%0

.93

20

.00

1 M

W

2.257 MVA-2.109 MW

-0.803 Mvar0.092 kA49.209 %

-0.9350.001 MW

-7

RT

_1

00

A

1.040 MVA0.882 MW0.552 Mvar

0.045 kA44.409 %

0.8480.000 MW

1.037 MVA-0.881 MW-0.546 Mvar

0.042 kA44.409 %

-0.8500.000 MW

-6

RT

-

20

0A

- 2

eq

s

3.274 MVA3.047 MW

1.198 Mvar0.142 kA71.004 %

0.9310.002 MW

3.263 MVA-3.045 MW-1.171 Mvar

0.133 kA71.004 %

-0.9330.002 MW

-10

3.0

0 k

m#

AL

33

6

3.333 MVA3.081 MW1.270 Mvar

0.142 kA28.399 %

0.9250.034 MW

3.274 MVA-3.047 MW-1.198 Mvar

0.142 kA28.399 %

-0.9310.034 MW

1.0

0 k

m#

AL

33

6

3.428 MVA-3.164 MW-1.321 Mvar

0.146 kA29.215 %

-0.9230.012 MW

3.449 MVA3.176 MW1.346 Mvar

0.146 kA29.215 %

0.9210.012 MW

1.5

0 k

m#

AL

33

6

4.033 MVA3.664 MW1.684 Mvar

0.169 kA33.792 %

0.9090.024 MW

3.990 MVA-3.640 MW

-1.634 Mvar0.169 kA33.792 %

-0.9120.024 MW

48.112 MVA42.224 MW23.063 Mvar

0.201 kA0.878

0.4

0 k

m#

AL

33

6

5.290 MVA4.733 MW2.363 Mvar

0.221 kA44.154 %

0.8950.011 MW

5.270 MVA-4.722 MW-2.340 Mvar

0.221 kA44.154 %

-0.8960.011 MW

SE_13.8_2011SE_13.8_2010SE_13.8_2009

SE_34.5_2033 SE_34.5_2034

SE_13.8_2033

SE_13.8_2008

SE_13.8_2034

SE_34.5_2028 SE_34.5_2031SE_34.5_2030SE_34.5_2029 SE_34.5_2032SE_34.5_2026SE_34.5_2025SE_34.5_2024

SE_13.8-Atual

SE_34.5_2023

SE_13.8_2031SE_13.8_2030SE_13.8_2029SE_13.8_2028 SE_13.8_2032SE_13.8_2026SE_13.8_2025 SE_13.8_2027

SE_13.8_2024

SE_34.5_2027

SE_13.8_2023

SE_34.5_2018

SE_34.5_2021SE_34.5_2020SE_34.5_2019 SE_34.5_2022

SE_34.5_2016

24.597 MVA22.629 MW9.640 Mvar

0.412 kA

0.9200.000 MW

SE_34.5_2015

SE_34.5_2014

SE_34.5_2013 SE_34.5_2017

SE_13.8_2021SE_13.8_2020SE_13.8_2019

SE_13.8_2018

SE_13.8_2022

SE_13.8_2016

13.599 MVA12.511 MW5.330 Mvar

0.568 kA

0.9200.000 MW

SE_13.8_2015

SE_13.8_2014

SE_13.8_2013 SE_13.8_2017

SE_34.5_2012SE_34.5_2011SE_34.5_2010SE_34.5_2009SE_34.5_2008

SE_13.8_2012

SE_34.5-Atual

Empresa 02

0.207 MVA0.176 MW0.109 Mvar

0.009 kA

0.8500.000 MW

Empresa 04

0.159 MVA0.135 MW

0.084 Mvar0.007 kA

0.8500.000 MW

Empresa 01

0.097 MVA0.082 MW

0.051 Mvar0.004 kA

0.8500.000 MW

Empresa 03

0.180 MVA0.153 MW

0.095 Mvar0.008 kA

0.8500.000 MW

0.0

0 k

m#

AL

33

6_

34

.5

0.000 ..0.000 ..-0.000..0.000 kA0.000 %

1.0000.000 ..

0.000 ..-0.000..0.000 ..0.000 kA0.000 %-1.000

0.000 ..

0.0

0 k

m#

AL

33

6

0.000 MVA0.000 MW

-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %

1.0000.000 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA0.000 %-1.000

0.000 MW

TR

5_4

0M

VA

_138-3

4.5

kV

25.867 MVA22.726 MW

12.355 Mvar0.108 kA64.668 %

0.8790.097 MW

24.597 MVA-22.629 MW-9.640 Mvar

0.412 kA64.668 %

-0.9200.097 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA64.668 %

-1.0000.097 MW

-4

TR

2_33.3

MV

A_

138-1

3.8

kV

22.244 MVA19.498 MW

10.707 Mvar0.093 kA66.800 %

0.8770.088 MW

21.240 MVA-19.410 MW-8.626 Mvar

0.886 kA66.800 %

-0.9140.088 MW

0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar

0.000 kA66.800 %

-1.0000.088 MW

-4

TR

4_12

.5M

VA

_13

8-3

4.5

kV

0

TR

3_1

2.5

MV

A_13

8-3

4.5

kV

-2

Station8/Terci..

19.886 kV0.999 p.u.24.087..

Station7/Tercia..

7.979 kV1.001 p.u.24.773 deg Station5/Terci..

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg

Station4/Tercia..

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg

Station9/Ano 2019 a 2026

13.835 kV1.003 p.u.-4.828 deg

Station6/Barra AL's_13.8k..

13.834 kV1.002 p.u.-4.828 deg

Station3/Barra 13.8kV

13.835 kV1.003 p.u.-4.828 deg

CC 07230

13.781 kV0.999 p.u.-5.000 deg

Station1/SE BJP138.000 kV1.000 p.u.0.000 deg

Ano 2017 a 2026

34.500 kV1.000 p.u.-5.474 deg

AT_SE NAZ

0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg

RL03929

13.833 kV1.002 p.u.-7.772 deg

CF01796 - MT_SE NAZ

14.098 kV1.022 p.u.-7.571 deg

B15(1)

13.954 kV1.011 p.u.-7.527 deg

B15

14.022 kV1.016 p.u.-7.473 deg

CC 00895

14.154 kV1.026 p.u.-7.370 deg

CC02641

14.169 kV1.027 p.u.-7.698 deg

BRT-novo

14.199 kV1.029 p.u.-7.180 deg

BRT2

14.199 kV1.029 p.u.

-38.191 deg

BRT-1_CC 00684

14.199 kV1.029 p.u.-7.092 deg

AR

T-n

ovo

13

.27

9 k

V0

.96

2 p

.u.

-6.9

50

de

g

ART-2_CF 0731..

13.472 kV0.976 p.u.-8.054 deg

ART-1_CF 04542

13.311 kV0.965 p.u.-6.761 deg

CC 01790

13.551 kV0.982 p.u.-5.828 deg

CO 3502

13.634 kV0.988 p.u.-5.517 deg

34.500 kV1.000 p.u.-5.474..

Station2/Barra 34.5kV

34.500 kV1.000 p.u.-5.474 deg

DIg

SIL

EN

T

Figura B.18 – Simulação: 2016 – com obra - ALT-02.