reforÇo a rede bÁsica do norte de minas gerais · de potência, e anafas, para as análises de...

Ministério deMinas e Energia

ESTUDOS DE EXPANSÃO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO

Definição do sistema de integração das usinas do Sul de

Goiás

Empresa de Pesquisa Energética

Definição do sistema de integração das usinas do Sul de Goiás

Empresas Participantes:

Companhia Energética de Goiás

Companhia Energética de Minas Gerais

Furnas Centrais Elétricas

GERDAU

EPE-DEE-RE-138/2008-r1

Data: 01 de fevereiro de 2008

Definição do sistema de integração das usinas do Sul de Goiás

GRUPO DE ESTUDOS DE TRASMISSÃO - SUDESTE

ELABORAÇÃO EMPRESA

Lívia Elias Weber de Deus Amaral CELG

Anderson Adriano Dias CEMIG

Valter Alves Moreira CEMIG

Wladimir Barros de Assumpção FURNAS

José Cláudio Rebouças da Silva GERDAU/CONSULTORIA

João Carlos Aires GERDAU/CONSULTORIA

COLABORADORES EMPRESA

Sebastião Vidigal Fernandes Júnior CEMIG

Regina Célia P. Baptista da Costa FURNAS

COORDENAÇÃO

Edna Maria Almeida Araújo EPE

Fernando Hevelton Oliveira EPE

Definição do sistema de integração das usinas do sul de Goiás

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

4

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO E HISTÓRICO ......................................................................... 6

2. OBJETIVO ...................................................................................................... 6

3. DADOS, CRITÉRIOS E PREMISSAS ................................................................ 7

3.1 Horizonte e período do estudo ........................................................................................................................... 8

3.2 Análise de Intercâmbio ...................................................................................................................................... 8

3.3 Programa de Geração ........................................................................................................................................ 8

3.4 Limite de equipamentos ..................................................................................................................................... 9

3.5 Dados econômicos ............................................................................................................................................. 10

3.6 Composição do mínimo custo global ............................................................................................................... 10

3.7 Ferramental Computacional ........................................................................................................................... 10

4. CARACTERIZAÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO ................................................ 10

5. DEFINIÇÃO DO PONTO DE ENTREGA NA REDE BÁSICA .............................. 11

6. ALTERNATIVAS PARA DEFINIÇÃO DO PONTO DE CHEGADA ....................... 13

6.1 Ponto de Chegada 1 – São Simão 500 kV ....................................................................................................... 13

6.2 Ponto de Chegada 2 – São Simão 230 kV ....................................................................................................... 15

6.3 Ponto de Chegada 3 – Rio Verde 230 kV ........................................................................................................ 16

6.4 Ponto de Chegada 4 – Cachoeira Dourada 230 kV ....................................................................................... 17

6.5 Comparação dos investimentos e definição do Ponto de Chegada ............................................................... 18

7. ALTERNATIVAS DE TRANSMISSÃO E CONEXÃO .......................................... 18

7.1 Definição da localização das SE Coletoras ..................................................................................................... 18

7.2 Alternativa 1 – 1 coletora e conexão radial em 138 kV ................................................................................. 20



5

7.3 Alternativa 1A - 1 coletora e conexão compartilhada em 138 kV ................................................................ 21

7.4 Alternativa 1B - 1 coletora e conexão compartilhada em 230 kV ................................................................ 22

7.5 Alternativa 1C - 2 coletoras (Itaguaçu e Barra dos Coqueiros) e conexão compartilhada em 230 kV ..... 23

7.6 Alternativa 1D - 2 coletoras (Itaguaçu e Salto) e conexão compartilhada em 230 kV ................................ 24

8. ANÁLISE ECONÔMICA ................................................................................. 25

8.1 Investimento ...................................................................................................................................................... 25

8.2 Valoração das perdas ....................................................................................................................................... 26

8.3 Custo Global ..................................................................................................................................................... 27

9. ANÁLISE AMBIENTAL PRELIMINAR ............................................................ 28

10. AVALIAÇÃO DE CURTO-CICUITO ............................................................. 29

11. IMPACTOS NA REDE BÁSICA .................................................................... 30

12. ANÁLISE DE SENSIBILIDADE ................................................................... 36

12.1 Adiamento da UHE Salto para 2010 ............................................................................................................... 36

12.2 Conexão das Usinas em 138 kV ....................................................................................................................... 38

13. COMPARAÇÃO E CONCLUSÕES ................................................................. 41

14. ANÁLISE ADICIONAL ............................................................................... 43

15. RECOMENDAÇÕES .................................................................................... 46

16. REFERÊNCIAS .......................................................................................... 47

ANEXO 1 – PLOTAGEM DOS FLUXOS DE POTÊNCIA ........................................... 48

ANEXO 2 – DETALHAMENTO DOS CUSTOS ........................................................ 63

ANEXO 3 – DIAGRAMAS UNIFILARES ................................................................ 78



6

1. INTRODUÇÃO E HISTÓRICO No início de 2002, previa-se que aproximadamente 900 MW de geração seriam licitados na região sul de Goiás entre 2002 e 2003, relativos a nove aproveitamentos hidrelétricos, cuja implantação se daria a partir de 2004. Esse montante de geração era muito superior à capacidade da rede de 138 kV existente da CELG, responsável pelo abastecimento da carga local (aproximadamente 40 MW na época de entrada em operação das usinas). Para a integração desses aproveitamentos, foram elaboradas análises de alternativas que recomendaram sua conexão em 138 kV até uma nova subestação coletora (SE Cachoeira Alta 2, 500-138 kV). Essa subestação, por sua vez, seria interligada à Rede Básica em 500 kV, através de um circuito duplo até a subestação de São Simão, conforme Relatório do CCPE - NAR SE/CO 001/2002 Erro! Fonte de referência não encontrada.. Posteriormente, a solução recomendada (LT 500 kV S. Simão – C. Alta 2, circuito duplo), foi reavaliada, considerando a possibilidade de transmissão em 230 kV, na tentativa de chegar a um sistema que apresentasse menores custos e vantagens estratégicas de atendimento e minimização de riscos de ociosidade. A partir dessa reavaliação, manteve-se a tensão de integração da SE Cachoeira Alta em 500 kV, alterando, entretanto, a configuração de circuito duplo para circuito simples na LT de interligação com a SE São Simão. Para essa reavaliação, no entanto, não chegou a ser emitido relatório. Ressalta-se que esses estudos de conexão não levaram em conta a possibilidade de vários empreendimentos estarem compartilhando o mesmo ponto de integração, sendo a conexão de cada usina feita sob sua ótica restrita. Essas usinas vêm sendo sistematicamente adiadas e vislumbra-se atualmente, para o horizonte decenal, um montante de aproximadamente 1000 MW de usinas hidráulicas e 350 MW de usinas térmicas, com início de implantação previsto para 2009. Com a licitação de algumas dessas usinas, e considerando as previsões mais atualizadas para os aproveitamentos hidrelétricos da região e para o mercado, torna-se necessária uma revisão dos estudos anteriores e a publicação do relatório R1, visando agilizar as providências necessárias para a viabilização das obras recomendadas.

2. OBJETIVO O estudo deverá reavaliar e indicar, do ponto de vista técnico e econômico, qual o melhor sistema de integração dos aproveitamentos hidrelétricos do sul de Goiás, considerando as atualizações de previsão de carga e geração, incluindo biomassa, e a possibilidade de compartilhamento entre os empreendedores, de forma a buscar o mínimo custo global para a sua integração ao Sistema Interligado Nacional.



7

3. DADOS, CRITÉRIOS E PREMISSAS Os critérios e procedimentos deste trabalho estão de acordo com aqueles utilizados pelos estudos de planejamento desenvolvidos pela EPE, em consonância com o documento “Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão” [2] e com os Procedimentos de Rede do ONS [3]. Foram utilizados os casos do Plano Decenal EPE, ciclo 2007-2016 [4], além de premissas e dados específicos apresentados nos subitens a seguir. Os reforços tratados neste trabalho visam prioritariamente o escoamento da geração prevista para a área marcada na Figura 1 a seguir. Além de um potencial hidráulico de aproximadamente 1000 MW, essa região do sul de Goiás contempla a instalação de cerca de 350 MW de usinas térmicas a bagaço de cana. Outras PCHs e biomassas mostradas na Figura 1, também a sudoeste do estado, mais a oeste da região de interesse, têm suas conexões previstas para outras coletoras que estão sendo definidas em outros 2 estudos específicos em desenvolvimento na EPE, de atendimento a Goiás e Brasília e de escoamento das usinas do Mato Grosso.

USINAS HIDRÁULICAS

São Simão

Integração das Usinas previstas para o Sul de GoiásJatai 30 MWSertãozinho 14 MWBom Jardim 3,8 MWFaz. Velha 13 MWS.Antônio Caiapó 21 MW

Engano 8 MWLajeadinho 4,9 MWRetiro Velho 18 MW

PCHs PCHsBIOMASSA

Cahapadão do Céu 152 MW

Porto das Águas 135MW Nardini 80MW

Sinimbu

40MW

Boa Vista 120MW

C.Dourada 120MW

Quirinópolis 80MW

Itarumã 40MW

Energ. São Simão - 39 MW



Sinimbu

40MW



Sinimbu

40MW

Boa Vista 120MW

C.Dourada 120MW

Quirinópolis 80MW

Itarumã 40MW


Boa Vista 120MW

C.Dourada 120MW

Quirinópolis 80MW

Itarumã 40MW


~1400 MW

Figura 1 Hidráulicas, biomassa e PCHs - Região de interesse



8

3.1 Horizonte e período do estudo O estudo foi realizado para os anos de 2009 a 2017. A escolha do ano inicial corresponde ao prazo mínimo viável para entrada em operação de um novo reforço de transmissão e também por ser o ano de entrada em operação das primeiras máquinas das usinas consideradas no estudo. Foi escolhido um ano horizonte referencial (2017), fora do horizonte decenal de referência, que contemplasse todo o potencial previsto para a região, de forma a prever a capacidade final do sistema a ser definido.

3.2 Análise de Intercâmbio Foram analisados os cenários de intercâmbio nas interligações Norte-Sul e Sudeste–Sul nos dois sentidos, buscando um maior carregamento nas interligações.

3.3 Programa de Geração Para as gerações previstas no Sistema Interligado, foram consideradas as datas de operação conforme o Programa Decenal de Geração [5]. Para a região do sul de Goiás, foram atualizadas as datas das suas usinas, conforme informações mais recentes fornecidas pela ANEEL. O potencial de geração previsto para a região, e ainda sem data definida para entrada em operação, foi representado no ano horizonte considerado, fora do período decenal. Com relação ao potencial de biomassa, foram consideradas as informações fornecidas pela COGEN-SP - Associação Paulista de Cogeração de Energia. Dessa forma, foi selecionado o conjunto de usinas mostrado na Tabela 1 , com despachos de 90% da potência instalada para simulação dos casos de fluxo de potência.



9

Usina/Ano 2009 2010 2013 2017

Salto do Rio Verdinho 93Salto 108Barra dos Coqueiros 90Caçu 65Foz do Rio Claro 67Itaguaçu 130Tucano 157Pontal 99Água Limpa 35Ari Franco 62Ranchinho 24Alvorada de Baixo 45Foz de Corrente 50Guariroba 74Sub-total hidráulica 201 423 710 1099

Energética S.Simão 4 27 39 39Santa Helena 25 50 50 50Itarumã 20 42 42Boa Vista 25,5 41 78 78Quirinópolis 56 56 56 56Cachoeira Dourada 15 25 90 90Sub-total biomassa 125,5 219 355 355Total acumulado 326,5 642 1065 1454Despacho considerado 294 578 959 1309

Usinas hidrelétricas - MW

Usinas termelétricas - Biomassa - MW

Tabela 1 Relação de usinas – cronograma de entrada

3.4 Limite de equipamentos Os limites de carregamento das linhas de transmissão existentes, para as condições de operação normal e de emergência, foram informados pelas empresas detentoras das concessões das respectivas instalações. Em se tratando da Rede Básica, foram respeitados os valores dos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão (CPST), além das recomendações contidas na Resolução Normativa ANEEL nº 191/2005, de 12/12/2005 [6], quando não se dispuser de dados confirmados através de laudos técnicos a serem fornecidos pelas empresas. Para linhas de transmissão futuras, foram adotados os valores definidos no processo de licitação/autorização e informados pelos Agentes ou por valores típicos definidos pela EPE, atendendo às determinações da Resolução nº 191/2005. Para determinação da necessidade de expansão da capacidade de transformação, foi considerado que a transformação em cada subestação de Rede Básica deverá ser capaz de suportar a perda de uma das unidades instaladas, atendendo às recomendações contidas na Resolução nº 191/2005.



10

3.5 Dados econômicos Foram utilizadas as referências de Custos da Eletrobrás [7]. O custo de perdas adotado foi

de R$ 138,00/MWh e a taxa de retorno 11%.

3.6 Composição do mínimo custo global O mínimo custo global considerou os custos de todos os investimentos e das perdas

associadas a cada alternativa.

3.7 Ferramental Computacional

Foram utilizados para as análises os programas ANAREDE, para processamento de fluxo de Potência, e ANAFAS, para as análises de curto-circuito.

4. CARACTERIZAÇÃO DO SISTEMA ELÉTRICO

A região de interesse do estudo é atendida por um sistema de distribuição de propriedade da CELG, composto por uma rede de linhas longas, basicamente em 138 kV, conforme Figura 2 a seguir.

Figura 2 Sistema elétrico regional - CELG



11

A SE Cachoeira Alta é atendida basicamente através de circuito simples, a partir da subestação de Quirinópolis, e foi dimensionada para suportar uma carga máxima da ordem de 110 MW. Atualmente essa carga é abastecida em 34,5 kV através da transformação 138-34,5 kV - 20 MVA, com previsão de expansões no médio e longo prazos envolvendo a implantação de um setor de 69 kV e ampliações no atual setor de 34,5 kV, não havendo disponibilidade de espaço físico para vãos adicionais. Evidentemente que essa subestação e o seu sistema de 138 kV não comportam os cerca de 1400 MW gerados pelos aproveitamentos previstos para a região. Apenas as usinas de Espora (existente - 32 MW), Olho D’agua (33 MW) e Irara (26 MW) deverão ser integradas ao sistema de distribuição dessa região. Os demais aproveitamentos deverão ser concentrados em alguma barra coletora para então serem integrados a um ponto da Rede Básica, chamado neste estudo de Ponto de Chegada. Dessa forma, a análise de integração das usinas será feita em 2 etapas, de forma a reduzir o número de alternativas a serem analisadas. Primeiramente, será definido o melhor Ponto de Chegada, em seguida será analisada a melhor conexão dos aproveitamentos com a definição das subestações coletoras e das tensões associadas.

5. DEFINIÇÃO DO PONTO DE ENTREGA NA REDE BÁSICA

Foram considerados 3 pontos candidatos, baseados nas subestações de Rede Básica mais próximas ao centro geográfico da área de interesse, que é representado por uma SE Coletora Cachoeira Alta II. A Figura 3 mostra a localização desses pontos candidatos, listados a seguir:

• São Simão, a 60 km; • Rio Verde, a 110 km; • Cachoeira Dourada, a 160 km.

As possibilidades de integração foram geradas contemplando esses 3 pontos e as tensões de 230 e 500 kV, conforme as disponibilidades das subestações existentes. Nessa etapa, as usinas foram referencialmente conectadas de forma radial à Coletora Cachoeira Alta e essa configuração foi considerada constante para todas as alternativas, como mostrado a seguir no item 6. Tendo em vista as indefinições com relação aos montantes e localizações das UTEs de biomassa, outra simplificação feita nessa etapa do estudo foi a adoção de um montante de 440 MW concentrados em Cachoeira Alta II, o que não compromete o resultado da definição do Ponto de Chegada na Rede Básica. Para definição das coletoras, na etapa seguinte, essas usinas serão representadas individualmente.



12

Cachoeira Dourada 160

S.Simão 60

PONTOS DE CHEGADA NA REDE BÁSICA

transmissão 500 kV e 230 kV

Cachoeira Alta

Rio

Verd

e 11

0

Figura 3 Pontos candidatos à integração com a Rede Básica Ponto de Chegada - SE São Simão 500 kV Conforme informações encaminhadas pela CEMIG, a subestação de São Simão comportaria ampliação necessária à viabilização de alternativas que viessem integrar os novos aproveitamentos através de um circuito de 500 kV. Essa ampliação é compatível mesmo com a manutenção do espaço físico reservado para a conexão das máquinas 7 e 8 da usina e para uma futura LT em 500 kV na direção sul, destinada a permitir o escoamento das injeções vindas do norte do país. Para implantação de um pátio de 230 kV, no entanto, o espaço físico é bastante limitado, sem possibilidade de expansões futuras, implicando a necessidade de instalação de transformadores de porte equivalente ao potencial final de geração previsto para a região do sul de Goiás, já na fase inicial de implantação da transformação.



13

Pontos de Chegada - SE Rio Verde 230 kV e SE Cachoeira Dourada 230 kV Essas subestações de Rede Básica são também candidatas a ponto de chegada do sistema de transmissão para escoamento das usinas do Sul de Goiás. Para essas SEs, não foram encontrados elementos que pudessem inviabilizar a integração em 230 kV. Ressalta-se que foi analisado outro ponto de chegada, apoiado na instalação de uma SE nova, nas proximidades de São Simão, seccionando a LT de 500 kV São Simão – Água Vermelha, com possibilidades de chegada em 500 ou 230 kV. Essas soluções, no entanto, apresentaram investimentos muito elevados e foram descartadas.

6. ALTERNATIVAS PARA DEFINIÇÃO DO PONTO DE CHEGADA

6.1 Ponto de Chegada 1 – São Simão 500 kV

Irara

OBS.: LT 138 kV = 1x 336 MCM

4 x 250 MVA - 2009

3 x 250 MVA - 2013

São Simão

Salto do Rio Verdinho – 93MW

Salto 108 MW Cachoeira Alta II

LT 500 kV - 61 km 3x900MCM

Espora

Olho D’Água

Tucano

157 MW

Itaguaçu

130 MW

40 km 2013

58 km

2013

27 km 2009

Ari Franco - 62 MW

Foz do Rio Corrente

50 MW

Pontal – 99 MW

Guariroba

74 MW

Alvorada de Baixo

45 MW

Água Limpa

35 MW

Ranchinho

24 MW

56 km 2017

49km

2009

Barra do Coqueiro - 90 MW

Foz do Rio Claro - 67MW

Caçu - 65 MW

39 km2010

53 km 2010

10 km - 2010

Biomassa 440 MW

73 km 2017

58 km 2017

48 km 2017 42 km

201750 km 2017

Figura 4 Ponto de Chegada 1 - Integração em 500 kV até São Simão

Equivale à alternativa de referência, baseada na qual foram definidas as conexões já licitadas. É composta de aproximadamente 60 km de linha de 500 kV e um abaixamento

Excluído: Quebra de página



14

500/138 kV com 2 bancos de transformadores de 750 MVA cada, sendo uma unidade prevista para 2009 e a segunda em 2013.



15

6.2 Ponto de Chegada 2 – São Simão 230 kV

Irara

São Simão

Cachoeira Alta II

2013

LT 230 kV - 2x954 - 61 km 2009

4 x 250 MVA - 2009

3 x 250 MVA - 2013

4 x 500 MVA - 2009 (1Ø)

ou

2 x 750 MVA - 2009 (3Ø)

Irara


Salto

108

Espora

Olho D’Água

Tucano

157 MW

Itaguaçu

130 MW

40 km 2013

58 km

2013

27 km 2009

Ari Franco - 62 MW

Foz do Rio Corrente

50 MW

Pontal – 99 MW

Guariroba

74 MW

Alvorada de Baixo

45 MW

Água Limpa

35 MW

Ranchinho

24 MW

56 km 2017

49km

2009



Caçu - 65 MW

39 km2010

10 km - 2010

Biomassa 440 MW

73 km 2017

58 km

2017

48 km 2017 42 km

201750 km 2017

Figura 5 Ponto de Chegada 2 - Integração em 230 kV até São Simão

Essa alternativa considera a construção de duas linhas de 230 kV de aproximadamente 60 km e um abaixamento 230/138 kV com 2 bancos de autotransformadores de 750 MVA cada na SE Coletora Cachoeira Alta 2 e uma transformação de 500/230 kV na SE São Simão. Tendo em vista as limitações de espaço na subestação, essa transformação deverá ser feita através de 1 banco de autotransformadores monofásicos de 1500 MVA ou de 2 unidades trifásicas de 750 MVA já na etapa inicial de implantação.



16

6.3 Ponto de Chegada 3 – Rio Verde 230 kV

OBS.: LT 138 kV = 1x 336 MCM

Cachoeira Alta II

LT 23

0 kV

2x95

4 MCM –

110 k

m 200

9

Rio Verde

2017

LT 230 kV 2x636MCM 202 km - 20092013

6 x 75 MVA - 2010

3 x 75 MVA - 2013

3 x 75 MVA - 2017

3 x 33 MVA - 2010

Irara


Salto

108

Espora

Olho D’Água

Tucano

157 MW

Itaguaçu

130 MW

40 km 2013

58 km

2013

27 km 2009

Ari Franco - 62 MW

Foz do Rio Corrente

50 MW

Pontal – 99 MW

Guariroba

74 MW

Alvorada de Baixo

45 MW

Água Limpa

35 MW

Ranchinho

24 MW

56 km 2017

49km

2009



Caçu - 65 MW

39 km2010

10 km - 2010

Biomassa 440 MW

73 km 2017

58 km 2017

48 km 2017 42 km

201750 km 2017

Figura 6 Ponto de Chegada 3 - Integração em 230 kV até Rio Verde

Essa alternativa considera a construção de duas linhas de 230 kV de aproximadamente 110 km até Rio Verde, mais uma complementação do trecho até Itumbiara de cerca de 200 km. A primeira linha seria prevista para 2009 e, para a segunda, o trecho Itumbiara – Rio Verde entraria em 2013 e a complementação até SE Cachoeira Alta II em 2017. Reforços nas transformações de Rio Verde e Itumbiara se fazem necessários. Na SE Coletora, prevê-se um abaixamento 230/138 kV com 2 bancos de autotransformadores de 750 MVA cada.



17

6.4 Ponto de Chegada 4 – Cachoeira Dourada 230 kV

OBS.: LT 138 kV = 1x 336 MCM

Cachoeira Alta II

LT 230 kV 2x954 MCM – 156 km 2009

Cachoeira Dourada

LT 230 kV 2x954 MCM – 156 km 2013

ItumbiaraLT 230 kV 2x636 MCM

43 km 2009

3 x 75 MVA em 2009

3 x 75 MVA em 2013

3 x 75 MVA em 2017

Irara


Salto

108

Espora

Olho D’Água

Tucano

157 MW

Itaguaçu

130 MW

40 km 2013

58 km

2013

27 km 2009

Ari Franco - 62 MW

Foz do Rio Corrente

50 MW

Pontal – 99 MW

Guariroba

74 MW

Alvorada de Baixo

45 MW

Água Limpa

35 MW

Ranchinho

24 MW

56 km 2017

49km

2009



Caçu - 65 MW

39 km2010

10 km - 2010

Biomassa 440 MW

73 km 2017

58 km 2017

48 km 2017 42 km

201750 km 2017

Figura 7 Ponto de Chegada 4 - Integração em 230 kV até Cachoeira Dourada

A alternativa 4 contempla a construção de duas linhas de 230 kV de aproximadamente 160 km até Cachoeira Dourada, sendo a primeira em 2009 e a segunda em 2013. Da mesma forma que na alternativa anterior, reforços nas transformações de Itumbiara se fazem necessários, e para a SE Coletora prevê-se um abaixamento 230/138 kV com 2 bancos de autotransformadores de 750 MVA cada.



18

6.5 Comparação dos investimentos e definição do Ponto de Chegada Como pode ser visto no gráfico da Figura 8, a alternativa de menor investimento é a que considera São Simão 500 kV como ponto de chegada da transmissão das usinas. As demais alternativas, além de apresentarem maiores investimentos, têm também os maiores valores de perdas. Além disso, a segunda colocada, Alternativa em 230 kV para São Simão, torna-se uma solução sem possibilidade de expansão futura, o que representa uma desvantagem para o Sistema Interligado, que provavelmente irá necessitar de alguma subestação seccionadora em 500 kV para os sistemas de escoamento de Teles Pires e das usinas do Mato Grosso do Sul.

260

300

340

380

420

460

ALT1 ALT2 ALT3 ALT4Milhões R$ 281 307 460 359% 100 109 164 128

Chegada em S.Simão 500 kV

Chegada emS.Simão 230 kV

Chegada em Rio Verde 230 kV

Chegada em Cachoeira Dourada 230 kV

Figura 8 Comparação de Investimento – Pontos de chegada no SIN

7. ALTERNATIVAS DE TRANSMISSÃO E CONEXÃO Definido o ponto de chegada à Rede Básica (São Simão 500 kV), nesta fase estuda-se o sistema de transmissão das usinas. Para tanto, foram geradas 4 alternativas de desempenhos técnicos semelhantes. Para a construção das alternativas, foi necessário definir as coletoras para conexão dos aproveitamentos.

7.1 Definição da localização das SE Coletoras Como candidatas a SEs Coletoras das usinas previstas para essa área, foram considerados os seguintes pontos, baseados na distribuição geográficas dos aproveitamentos, quais sejam:



19

• SE Coletora Cachoeira Alta II – Localizada próxima à SE Cachoeira Alta 1, representa o centro geográfico da região de interesse e está situada próxima à mancha urbana e à rodovia.

• SE Coletora 1 – Itaguaçu - Situada próxima à usina de Itaguaçu, está localizada

num ponto intermediário entre Cachoeira Alta e São Simão, permitindo que a energia das usinas localizadas a leste de Cachoeira Alta seja escoada diretamente para São Simão, reduzindo o porte do sistema de Itaguaçu até Cachoeira Alta e reduzindo perdas no sistema como um todo. Essa coletora representa o centro do aglomerado de usinas composto pelas UTEs Quirinópolis, Cachoeira Dourada, Boa Vista e Energética São Simão, e pelas UHEs indicativas Itaguaçu, Guariroba e Foz do Rio Corrente, além das UHEs licitadas Foz do Rio Claro e Salto do Rio Verdinho, perfazendo um total de aproximadamente 750 MW.

• Coletora 2 – Barra dos Coqueiros - Situada próxima à Usina de Barra dos

Coqueiros, integra as demais usinas não conectadas à Coletora 1, ou seja, as UTEs Santa Helena e Itarumã, as UHEs licitadas Barra dos Coqueiros, Caçu, Salto e as UHEs indicativas Tucano, Ari Franco, Pontal, Ranchinho, Água Limpa e Alvorada de Baixo, totalizando cerca de 680 MW.

Para todas as alternativas, foi considerado arranjo de barramento com barra simples para todas as usinas radiais. Para aquelas que contemplam algum compartilhamento, foi considerado arranjo tipo barra principal e de transferência, e, finalmente, para as subestações coletoras, que em alguma época poderão se tornar instalações de Rede Básica, foram considerados arranjos do tipo barra dupla para o 230 kV e do tipo disjuntor e meio para o 500 kV (iniciando como arranjo em anel).



20

7.2 Alternativa 1 – 1 coletora e conexão radial em 138 kV

ALTERNATIVA 1

Conexão 138 kV e transmissão 500 kV para S.Simão

Irara

OBS.: LT 138 kV = 1x 336 MCM

4 x 225MVA - 2009

3 x 225 MVA - 2013


Salto 108 MW

LT 500 kV - 61 km 3x900MCM

Espora

Olho D’Água

Tucano

157 MW

Itaguaçu130 MW

58 km

27 km 2009

Ari Franco

62 MW

Foz do Rio Corrente

50 MW

Pontal – 99 MW

2013

Guariroba

Alvorada de Baixo

45 MW

Água Limpa

35 MW

Ranchinho

24 MW

49km

2009



Caçu - 65 MW

39 km2010

53 km 2010

2010

Itarumã 42 MW

40 km - 2009

66 km

Boa Vista – 78 MW

Cachoeira Dourada - 90 MW

90 km

56 km

38 km - 2009

Santa Helena – 50 MW

52 km

São Simão


Quirinópolis – 56 MW

70 km

Cachoeira Alta (Coletora)

Figura 9 Alternativa 1

Equivale à alternativa de referência, baseada na qual foram definidas as conexões já licitadas. É composta de aproximadamente 60 km de linha de 500 kV e um abaixamento 500/138 kV com 2 bancos transformadores de 675 MVA cada. A conexão das usinas de biomassa até a SE Coletora seguiu o mesmo critério das demais usinas hidráulicas, ou seja, radial em 138 kV, sem compartilhamento. Os fluxos de potência resultantes dessa alternativa são mostrados no Anexo 1, nas figuras 1 a 4 para os anos 2009, 2010, 2013 e ano horizonte.



21

7.3 Alternativa 1A - 1 coletora e conexão compartilhada em 138 kV

ALTERNATIVA 1A

Conexão 138 kV compartilhada e transmissão 500 kV para S.Simão

Ari Franco

62MW

Tucano 157 MW

Barra do Coqueiro 90 MW

São Simão

Foz do Rio Claro 67MW

Salto do Rio Verdinho 93MWFoz do Rio Corrente 50 MW

Irara

Pontal

99 MW

Caçu 65MW

Salto 108 MW


Guariroba

74 MW

Itaguaçu 130 MW

Alvorada de Baixo 45 MW

Água Limpa 35 MW

Ranchinho 24 MW

LT 500 kV -61 km 3x900MCM

Espora

Olho D’Água

14 km

15 km

26 km

35 km

27 km

10 km

40km 2009

Biomassa 125 MW

Itarumã 42 MW


Boa Vista – 78 MW


24 km

29 km

66 km 2 X 636 MCM

OBS.: LT 138 kV = 1x 336 MCM


27 km


10 km

4 x 225MVA - 2009

3 x 225 MVA - 2013

Figura 10 Alternativa 1A

Equivale à Alternativa 1, com uma SE Coletora nas proximidades de Cachoeira Alta e uma linha de 500 kV até a SE São Simão para a transmissão, com uma sugestão de conexão compartilhada para as usinas na tensão de 138 kV. Ressalta-se que esse compartilhamento é uma de várias possibilidades, que neste trabalho é usado para comparação das alternativas. A definição da conexão de cada usina deverá ser feita pelos empreendedores, de acordo com suas análises específicas. Para a conexão das usinas, foram consideradas linhas de 138 kV com cabos 336 MCM, cuja capacidade de transmissão é de 125 MVA. Os fluxos de potência resultantes dessa alternativa são mostrados no Anexo 1, nas figuras 5 a 8 para os anos 2009, 2010, 2013 e ano horizonte.



22

7.4 Alternativa 1B - 1 coletora e conexão compartilhada em 230 kV

ALTERNATIVA 1B

Conexão 230 kV compartilhada e transmissão 500 kV para S.Simão

Ari Franco

62MW

Tucano

157Barra do Coqueiro 90 MW

São Simão


Salto do Rio Verdinho 93MW

Foz do Rio Corrente 50 MW

Irara

Pontal

99 MW

Caçu 65MW

Guariroba

74 MWItaguaçu 130 MW


Água Limpa 35 MW

Ranchinho 24 MW

LT 500 kV – 61 km 3x900MCM

Espora

Olho D’Água

14 km

15 km

26 km

34,6 km

9,5 km

40 km 2009 2X795 MCM

Biomassa 125 MW

2013

Salto 108 MW

27,1 kmItarumã 42 MW

Boa Vista – 78 MW


24,2 km

29,4 km

66 km

OBS.: LTs 230 kV = 1x795 MCM



27 km

1x954 MCM

9 km


10 km


Figura 11 Alternativa 1B

Semelhante à alternativa 1A, com a mesma sugestão de conexão compartilhada para as usinas, mas, nesse caso, na tensão de 230 kV. Ressalta-se que esse compartilhamento é uma de várias possibilidades, que nesse trabalho é usado para comparação das alternativas. A definição da conexão de cada usina deverá ser feita pelos empreendedores de acordo com suas análises específicas. Para a conexão das usinas, foram consideradas linhas de 230 kV com cabos 795 MCM, cuja capacidade de transmissão é de 350 MVA. Os fluxos de potência resultantes dessa alternativa são mostrado no Anexo 1, nas figuras 9 a 12 para os anos 2009, 2010, 2013 e ano horizonte.



23

7.5 Alternativa 1C - 2 coletoras (Itaguaçu e Barra dos Coqueiros) e conexão compartilhada em 230 kV

ALTERNATIVA 1CConexão 230 kV(concentração Barra do Coqueiro)

Transmissão 500 kV para S.Simão

Irara

Ari Franco

62 MW

Ponta

99 MW

Guariroba

74MW

LT 230 kV 2x954 MCM – 49 km

14 km

15 km

25,7 km

34,6 km

22,8 km

São Simão

Espora

Olho D’Água

Tucano – 157 MW

Barra do Coqueiro – 90 MW

Foz do Rio Claro – 67 MW

Caçu – 65 MW

Salto – 108 MW

Itaguaçu – 130 MWLT 500 kV 23 km

3x900 MCM

Salto do Rio Verdinho 93MWFoz do Rio Corrente 50 MW


Água Limpa 35 MW

Ranchinho 24 MW

Itarumã42 MW

Boa Vista – 78 MW


24 km

64 k

m


Coletora 2

Coletora 1



1x795 MCM

9 km


10 km

Figura 12 Alternativa 1C

Nessa alternativa, a transmissão das usinas é feita por uma linha de transmissão em 500 kV de 23 km até são Simão e, para conexão, é considerado um compartilhamento em 2 SEs coletoras na tensão de 230 kV, com disponibilização de um abaixamento 230/138kV na SE Coletora 2. Ressalta-se, novamente, que esse compartilhamento é uma de várias possibilidades, que nesse trabalho é usado para comparação das alternativas. A definição da conexão de cada usina deverá ser feita pelos empreendedores, de acordo com suas análises específicas. Os fluxos de potência resultantes dessa alternativa são mostrado no Anexo 1, nas figuras 13 a 16 para os anos 2009, 2010, 2013 e ano horizonte.



24

7.6 Alternativa 1D - 2 coletoras (Itaguaçu e Salto) e conexão compartilhada em 230 kV

Ari Franco

62 MW

Irara

Pontal

99 MW

Guariroba

74 MW

LT 230 kV – 61 km

14 km

15 km

33,2

km

34,6 km

22,8 km

São Simão

Espora

Olho D’Água

Tucano – 157 MW

Barra do Coqueiro – 90 MW

Caçu – 65 MW

Salto – 108 MW

Itaguaçu – 130 MW LT 500 kV 23 km

3X900 MCM

ALTERNATIVA 1D

Conexão 230 kV (concentração Salto)

Transmissão 500 kV para S.Simão


Salto do Rio Verdinho 93MWFoz do Rio Corrente

50 MW


Água Limpa 35 MW

Ranchinho 24 MW

Itarumã 42 MW

Boa Vista – 78 MW


24,2 km

29,4 km

63,5

km


Coletora 2

Coletora 1


27 km


9 km

2x954 MCM


10 km

Figura 13 Alternativa 1D

Representa uma variação da alternativa 1C, deslocando a coletora para próximo da UHE Salto, visando uma análise de sensibilidade do melhor posicionamento da coletora 2, conforme proposta apresentada no estudo [9] encaminhado à EPE pelas empresas Rio Verde Energia S.A. e Rio Verdinho Energia S.A., em março de 2007. Os fluxos de potência resultantes dessa alternativa são mostrados no Anexo 1, nas figuras 17 a 20 para os anos 2009, 2010, 2013 e ano horizonte.



25

8. ANÁLISE ECONÔMICA A análise econômica está atrelada ao critério de mínimo custo global, ou seja, serão considerados os custos de investimento e os custos associados à remuneração das perdas, dentro do horizonte de análise.

8.1 Investimento Utilizando os custos básicos da Eletrobrás referenciados a 2009, para horizontes de análise de 30 anos e último ano do estudo (2017), têm-se os seguintes investimentos obtidos para cada uma das alternativas (Figura 14 e Figura 15 ). O detalhamento dos custos para todas as alternativas é apresentado no Anexo 2. As alternativas que contemplam 2 coletoras (1C e 1D) podem prescindir das subestações de transmissão nas usinas de Itaguaçu e Barra dos Coqueiros, por se encontrarem muito próximas das coletoras com as quais se conectarão. Tendo em vista as incertezas com relação à viabilidade dessa premissa, que depende de parecer da ANEEL, decidiu-se calcular os investimentos para as duas situações, com e sem módulo geral (C/MG e S/MG, respectivamente).

200

240

280

320

360

400

440

480

Milhões R$ 368 348 451 426 415 426 414

% 106 100 130 123 119 122 119

ALT1 ALT1A ALT1B ALT1C ALT1C s/MG

ALT1D ALT1D s/MG

2 coletoras 1 coletora

Figura 14 VP Investimentos horizonte 30 anos



26

180

200

220

240

260

280

Milhões R$ 210 204 265 245 240 248 242

% 103 100 130 120 118 121 119

ALT1 ALT1A ALT1BALT1C C/MG

ALT1C S/MG

ALT1D C/MG

ALT1D S/MG


Figura 15 VP Investimentos horizonte 2017

Como se nota, as alternativas que consideram as conexões das usinas em 138 kV (Alt1 e Alt1A) têm os menores investimentos.

8.2 Valoração das perdas

A alternativa que apresenta as menores perdas corresponde à ALT1B, LT São Simão – Cachoeira Alta II e conexão dos empreendimentos em 230 kV. O diferencial das perdas desse conjunto de alternativas é mostrado no gráfico da Figura 16.

Perdas Diferenciais (MW)

0

5

10

15

20

25

30

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

ALT1 ALT1A ALT1B ALT1C ALT1D Figura 16 Diferencial de Perdas das alternativas de transmissão (MW)

Para valoração das perdas, foram utilizados os diferenciais em relação à alternativa de menor perda, custo de perdas de R$ 138,00/MWh, fator de capacidade das usinas 0,6 e



27

taxa de retorno 11%. Os custos obtidos para os horizontes de 30 anos e para o truncamento em 2017 são mostrados na Tabela 2 e Tabela 3 a seguir.

Tabela 2 Custo diferencial de Perdas – horizonte 30 anos Alternativa 2009

VP (milhão R$)ALT1 108.9ALT1A 108.6ALT1B 0.0ALT1C 35.6ALT1D 42.5

Tabela 3 Custo diferencial de Perdas – horizonte 2017

Alternativa 2009VP (milhão R$)

ALT1 61.5ALT1A 52.9ALT1B 0.0ALT1C 10.3ALT1D 9.2

8.3 Custo Global Comparando os custos globais (investimento + perdas) para o horizonte do estudo (2017), verifica-se que várias alternativas apresentam empate econômico, ou seja, possuem diferenças percentuais entre si menores que 5%, conforme mostrado na Figura 17. A Alternativa 1C, que não considera a construção de subestações de transmissão para as usinas de Itaguaçu e Barra dos Coqueiros (Alt1CS/MG), tem o mínimo custo global.

180

200

220

240

260

280

300

VP - Custo global

Milhões R$ 272 266 265 253 249 257 251

% 109.3 106.8 106.5 101.6 100.0 103.0 100.7

ALT1 ALT1A ALT1B ALT1C C/MG ALT1C S/MG ALT1D C/MG ALT1D S/MG


Figura 17 VP do Custo Global (investimento + perdas)



28

9. ANÁLISE AMBIENTAL PRELIMINAR O corredor preferencial em estudo para a LT São Simão – Coletora1 - Coletora2 - apresenta uma extensão média em torno de 70 km, que se estende por 5 municípios, abaixo relacionados, situados na região da divisa do pontal do Triângulo Mineiro com o sudoeste goiano (Figura 18):

• Caçu – GO • Cachoeira Alta – GO • São Simão – GO • Santa Vitória – MG • Paranaiguara – GO

O relevo apresenta-se na forma de colinas amplas, com interflúvios extensos e aplanados, drenagem de baixa densidade, vales abertos e sem ocorrência de planícies fluviais, ou quando ocorrem, são muito restritas. A única feição destoante no relevo local é a Serra da Cachoeira, situada ao norte do corredor e que se constitui num planalto com bordas escarpadas, o restante da área apresenta relevo aplanado e suave ondulado, com suave caimento em direção do rio Paranaíba. Toda a região da futura LT Coletora 2 - Coletora 1 - São Simão está inserida no bioma cerrado e apresenta os principais tipos fitofisionômicos típicos deste ambiente, embora grande parte destes encontrem-se alterados ou foram substituídos por atividades antrópicas, principalmente agricultura e pastagens.

Figura 18 Corredor Preferencial



29

Ao estudar o corredor para a passagem de linhas de transmissão, devem-se identificar travessias sobre obstáculos naturais e sistemas existentes, sendo essa uma das condicionantes para a definição da diretriz e do traçado. Neste estudo, as principais interferências foram identificadas e deverão ser confirmadas posteriormente em campo. Na Tabela 4 tem-se um resumo e a totalização dessas interferências identificadas.

Tabela 4 Interferências ambientais

Tipo de Travessia Quantidade

Interferências com rodovias

Federal 01 Estadual 01

Interferências com ferrovias 0 Interferências aeródromos 0Interferência com linha de transmissão 01

Interferência com rios 17 Baseado nos dados disponíveis pelo IPHAN, pode-se concluir que a região de inserção desse corredor apresenta, a princípio, baixo potencial arqueológico e também não foram identificadas Unidades de Conservação na região. Com relação a Terras Indígenas (TI), atualmente a Fundação Nacional do Índio – FUNAI, reconhece 6 TI no estado de Minas Gerais, todas situadas fora da região do Triângulo Mineiro e, portanto, também fora da área de estudo. Quanto ao estado de Goiás, são reconhecidas 5 TI, todas situadas fora da área de estudo. Diante do exposto, conclui-se que o corredor da futura LT não causará interferências em Terras Indígenas dos estados de Minas Gerais e de Goiás.

10. AVALIAÇÃO DE CURTO-CICUITO As avaliações de curto-circuito, trifásico e monofásico, não detectaram violações em equipamentos existentes. Os resultados obtidos para o ano horizonte são mostrados na Tabela 5

Tabela 5 Potências de curto - 2017

MOD(pu) ANG(gr) MOD(pu) ANG(gr) X0/X1 R0/X1 MVA kA MVA kA

0.0100 89.03 0.0069 87.94 0.69 0.02 9984.61 25.06 11137.16 27.96

0.0072 87.93 0.0087 85.27 1.20 0.10 13826.94 15.97 12970.99 14.98

0.0051 88.09 0.0051 86.67 1.01 0.06 19691.85 22.74 19644.18 22.68S.SIMAO 500

CURTO MONOFÁSICORELAÇÃO

C.ALTAII 230

C.ALTAII 500

NOME DA BARRAZ1 Z0 CURTO TRIFÁSICO



30

11. IMPACTOS NA REDE BÁSICA Neste item é apresentado, de forma geral, o resultado da avaliação do impacto da interligação das usinas do sul de Goiás na Rede Básica. Considerou-se o patamar de carga pesada em regime permanente para o ano 2017 e todo o plano de usinas em operação, com o intuito de mensurar o impacto na Rede Básica de todo o potencial de geração previsto para a região. Foi realizado um monitoramento das tensões, do nível de carregamento das linhas de transmissão, da geração de potência reativa das usinas e da variação das perdas reativas na Região Triângulo, conforme detalhamento a seguir.

TENSÃO O perfil de tensão observado nas SEs da Região Triângulo, com e sem as usinas do Sul de Goiás, pode ser observado na Figura 19 abaixo.

Tensão das SE's da Região Triângulo sem influência das Usinas do Sul de Goiás

1,00 1,02 1,04 1,06 1,08 1,10

S.SIMÃO

A VERMELHA

JAGUARA

ITUMBIARA

MARIMBONDO

EMBORCAÇÃO

NOVA PONTE

(p.u)

Alt 1 Alt 1A Alt 1B Alt 1C Alt 1D

Tensão das SE's da Região Triângulo com influência das Usinas do Sul de Goiás

1,00 1,02 1,04 1,06 1,08 1,10

S.SIMÃO

A VERMELHA

JAGUARA

ITUMBIARA

MARIMBONDO

EMBORCAÇÃO

NOVA PONTE

( )

Figura 19 Perfil de Tensão das SEs da Região Triângulo



31

A variação percentual da tensão, devida ao impacto das usinas do sul de Goiás, pode ser observada na Tabela 6 abaixo.

Tabela 6 Variação % da tensão nas barras da Região Triângulo

(*) Valores Negativos Observa-se uma redução generalizada dos níveis de tensão nas barras das SEs da Região Triângulo de Minas Gerais, de forma semelhante para todas as alternativas. Destaque para a ocorrência da maior queda de tensão na barra 500 kV da SE São Simão (subestação que receberá o montante da geração das usinas do sul de Goiás), da ordem de 2,0 %, e a menor queda observada na barra 500 kV da SE Itumbiara, de cerca de 0,8%.

Carregamento das LTs Para a avaliação do impacto das usinas de Goiás no carregamento das LTs de Rede Básica da região Triângulo, consideraram-se as seguintes capacidades:

o Para as LTs existentes de propriedade de Furnas Centrais Elétricas S.A (LTs São Simão – Itumbiara, São Simão - Marimbondo e Itumbiara – Marimbondo), foi considerado o valor nominal dos casos do PD (Plano Decenal de Expansão da Transmissão), respeitando os valores dos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão (CPST);

o Para as LTs existentes de propriedade da CEMIG Geração e Transmissão S.A (LTs

São Simão – Jaguara, LT São Simão – Água Vermelha, Itumbiara – Emborcação, Emborcação – Nova Ponte e Nova Ponte - Jaguara), foram utilizados os valores disponibilizados pela Cemig GT constantes no programa IMPEDAN1.

o Para as novas LTs que ainda não entraram em operação (LTs Itumbiara – Nova

Ponte e Nova Ponte – Jaguara 2), foram utilizados valores típicos, constantes dos editais do Leilão de Expansão e Interligação do Eixo Norte –Sul 3.

1 IMPEDAN – banco de dados corporativo com parâmetros de LT

ALTERNATIVA 1 1A 1B 1C 1DSUBESTAÇÃO (500

KV) VARIAÇÃO(%)(*) VARIAÇÃO(%)(*) VARIAÇÃO(%)(*) VARIAÇÃO(%)(*) VARIAÇÃO(%)(*)S.SIMÃO (2,04) (2,13) (1,95) (2,13) (2,13)

A VERMELHA (1,04) (1,04) (1,04) (1,04) (1,04)JAGUARA (1,55) (1,55) (1,55) (1,55) (1,55)

ITUMBIARA (0,84) (0,84) (0,74) (0,84) (0,84)MARIMBONDO (1,39) (1,39) (1,39) (1,39) (1,39)EMBORCAÇÃO (1,02) (1,02) (1,02) (1,02) (1,02)NOVA PONTE (1,30) (1,30) (1,30) (1,30) (1,30)

VARIAÇÃO PERCENTUAL DA TENSÃO NAS BARRAS DA REGIÃO TRIÂNGULO DEVIDO À INFLUÊNCIA DAS USINAS DE CACHOEIRA ALTA



32

A situação dos carregamentos (MVA), com e sem influência das Usinas do Sul de Goiás, pode ser verificada na Figura 20 e Figura 21 abaixo.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Car

rega

men

to (M

VA)

S.SIMÃO -ITUMB.

S.SIMÃO -JAGUARA

S.SIMÃO -MARIMB.

S.SIMÃO - AVERMELHA

ITUMB. -EMBORC.

ITUMB. - N.PONTE

EMBORC. -N.PONTE LT1

EMBORC. - N.PONTE LT2

N. PONTE -JAGUARA

ITUMB. -MARIMB.

Alt1 Alt1A Alt1B Alt1C Alt1D Figura 20 Carregamento das LTs da Região Triângulo sem as usinas de Goiás

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Car

rega

men

to (M

VA)

S.SIMÃO -ITUMB.

S.SIMÃO -JAGUARA

S.SIMÃO -MARIMB.


ITUMB. -EMBORC.

ITUMB. - N.PONTE



N. PONTE -JAGUARA

ITUMB. -MARIMB.

Alt1 Alt1A Alt1B Alt1C Alt1D

Figura 21 Carregamento das LTs da Região Triângulo com as usinas de Goiás A Figura 22 e a Figura 23 mostram esses carregamentos em termos percentuais do carregamento nominal das referidas linhas.



33

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Car

rega

men

to (%

da

Cap

acid

ade

Nom

inal

da

LT)

S.SIMÃO -ITUMB.

S.SIMÃO -JAGUARA

S.SIMÃO -MARIMB.


ITUMB. -EMBORC.

ITUMB. - N.PONTE



N.PONTE -JAGUARA

ITUMB. -MARIMB.

Alt1 Alt1A Alt1B Alt1C Alt1D Figura 22 Carregamento % das LTs sem as usinas de Goiás

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Car

rega

men

to (%

da

Cap

acid

ade

Nom

inal

da

LT)

S.SIMÃO -ITUMB.

S.SIMÃO -JAGUARA

S.SIMÃO -MARIMB.


ITUMB. -EMBORC.

ITUMB. - N.PONTE



N.PONTE -JAGUARA

ITUMB. -MARIMB.


Figura 23 Carregamento % das LTs com as usinas de Goiás As variações percentuais dos fluxos nas linhas, considerando a influência das usinas do sul de Goiás na Região Triângulo, encontram-se na Tabela 7 abaixo.



34

Tabela 7 Variação % dos carregamentos com e sem as usinas de Goiás

ALTERNATIVA 1 1A 1B 1C 1DLT Variação(%) Variação(%) Variação(%) Variação(%) Variação(%)

LT 500 KV S.SIMÃO - ITUMBIARA (35,99) (35,96) (36,49) (36,20) (36,22)LT 500 KV S.SIMÃO - JAGUARA 21,74 21,73 21,99 21,96 21,86

LT 500 KV S.SIMÃO - MARIMBONDO 42,26 42,06 42,86 42,45 42,36LT 500 KV S.SIMÃO - A VERMELHA 67,44 67,38 68,29 68,04 67,88

LT 500 KV ITUMBIARA - EMBORCAÇÃO 8,72 8,72 8,84 8,84 8,84LT 500 KV ITUMBIARA - NOVA PONTE 5,71 5,71 5,80 5,80 5,80

LT 1 500 KV EMBORCAÇÃO - NOVA PONTE 2,65 2,66 2,65 2,65 2,65LT 2 500 KV EMBORCAÇÃO - NOVA PONTE 2,65 2,65 2,65 2,65 2,65

LT 500 KV NOVA PONTE - JAGUARA 2,59 2,59 2,58 2,59 2,59LT 500 KV ITUMBIARA - MARIMBONDO 4,77 4,77 4,86 4,85 4,85

VARIAÇÃO CARREGAMENTO DAS LT'S DA REGIÃO TRIÂNGULO(%)

A análise dos carregamentos mostra como fator relevante a redução do carregamento da LT 500 kV São Simão – Itumbiara da ordem de 35 % e o aumento do carregamento da LT 500 kV São Simão – Água Vermelha em torno de 67,5% para todas as alternativas analisadas. Esses novos carregamentos são conseqüência da resposta do sistema à injeção de potência de cerca de 1300 MW na SE São Simão, proveniente da geração das usinas do sul de Goiás. Parte desse fluxo é desviada para a LT 500 kV São Simão – Água Vermelha, aumentando seu carregamento e acarretando uma menor solicitação de fluxo proveniente da LT São Simão – Itumbiara. Isso ocasiona a redução no fluxo de potência, sentido Itumbiara para São Simão para atendimento à região Noroeste de São Paulo. Apesar do aumento significativo do carregamento da LT 500 kV São Simão – Água Vermelha, observa-se que esta linha alcança 55% de sua capacidade nominal de transmissão. Merece também destaque o aumento do carregamento em torno de 4,5% da LT 500 kV Itumbiara – Marimbondo em todas as alternativas. Deve-se atentar para o fato de que, mesmo com essa pequena variação, o carregamento da referida linha alcança algo em torno de 75% de sua capacidade nominal de transmissão, figurando, dentre as LTs monitoradas, como a que possui o maior carregamento, seguida pela LT 500 kV Nova Ponte – Jaguara, com cerca de 64%. Observa-se ainda um aumento de cerca de 42% do carregamento da LT 500 kV São Simão - Marimbondo para todas as alternativas, e de cerca de 21,7% no carregamento da LT 500 kV São Simão – Jaguara. Apesar das variações, a LT 500 kV São Simão - Marimbondo atinge cerca de 57% da sua capacidade nominal e a LT 500 kV São Simão – Jaguara 22%. Cabe ressaltar que estes valores de carregamento são em condição normal.



35

Geração de potência reativa das usinas da região Triângulo

A Figura 24 abaixo indica a geração de potência reativa das usinas da região Triângulo com e sem influência das usinas do sul de Goiás

Figura 24 Geração/absorção de potência reativa nas fontes controláveis

A avaliação da potência reativa das usinas da Região Triângulo mostra o esgotamento da capacidade de controle de tensão da usina de Emborcação (cerca de 98% de sua capacidade), devido à injeção proveniente das usinas do Sul de Goiás. A usina de Marimbondo atinge 84% de sua capacidade. A usina de São Simão registra a maior variação de geração de potência reativa, passando de cerca de 3% para 59% de sua capacidade nominal capacitiva. As usinas de Mascarenhas de Moraes e Porto Colômbia praticamente não sofrem alterações significativas em suas gerações.

Geração de Reativo das Usinas do Triângulo sem Influência das Usinas do Sul De Goiás

-100 -50 0 50 100

UHEMBO---GER

UHJAGU---GER

UHNPON---GER

UHSSIM---GER

LCBARRET-UHE

FURNAS---UHE

MARIMBON-UHE

MASCAR-A-UHE

MASCAR-B-UHE

P.COLOMB-UHE

ITUMBIAR-UHE

%Nominal Indutivo %Nominal Capacitivo


Geração de Reativo das Usinas do Triângulo com Influência das Usinas do Sul De Goiás

-100 -50 0 50 100

UHEMBO---GER

UHJAGU---GER

UHNPON---GER

UHSSIM---GER

LCBARRET-UHE

FURNAS---UHE

MARIMBON-UHE

MASCAR-A-UHE

MASCAR-B-UHE

P.COLOMB-UHE

ITUMBIAR-UHE

%Nominal Indutivo %Nominal Capacitivo




36

Perdas de potência reativa Registra-se um aumento significativo das perdas de potência reativa na Região Triângulo devido à influência das usinas do sul de Goiás, da ordem de 850 Mvar. A variação observada é de cerca de 690 Mvar para cerca de 1550 Mvar, em todas as alternativas, ocasionando, portanto, uma variação percentual em torno de 80%.

12. ANÁLISE DE SENSIBILIDADE

12.1 Adiamento da UHE Salto para 2010 A Coletora 2 (Barra dos Coqueiros) concentra a conexão de usinas que, em sua maioria, estão previstas para 2010. Desse conjunto, apenas a UHE Salto e a UTE Santa Helena tinham operação programada para 2009, mas, com a recente aprovação da ANEEL do adiamento da implantação da primeira unidade geradora da UHE Salto para final de dezembro de 2009, e com a possibilidade de interligação da UTE Santa Helena na Coletora 1, via Boa Vista, vislumbra-se a possibilidade de adiamento da SE Coletora 2 para 2010. Dessa forma, foi feita uma análise de sensibilidade para comparar o efeito do possível adiamento para 2010 da primeira máquina de Salto (54 MW) e da nova ligação de Santa Helena (25 MW). Comparando as alternativas mais promissoras de cada nível de tensão, quais sejam, 230 kV (alternativa 1 C) e 138 kV (alternativa 1 A), verifica-se que, na alternativa de 230 kV, a SE Coletora 2 e a LT 230 kV entre Coletoras 1 e 2 poderão ser adiadas, mostrando assim uma flexibilidade maior de implantação das obras. As configurações resultantes para o primeiro ano (2009) das duas alternativas podem ser vistas a seguir na Figura 25:



37

ALTERNATIVA 1 A - 138 kV

Salto do Rio Verdinho

Coletora 1(Cachoeira Alta II) 500-138 kV

Itaguaçu

61 km

Energ. São Simão

Boa VistaCachoeira Dourada

Quirinópolis

São Simão

Salto do Rio Verdinho

Boa Vista

Cachoeira Dourada

Coletora 1 (Itaguaçu) 500/230 kV

Energ. São Simão

Quirinópolis

23 km

ALTERNATIVA 1C - 230 kV

São Simão

Santa Helena

Santa Helena

Figura 25 Comparação das configurações para 2009 Com relação aos investimentos nesse primeiro ano, vislumbra-se um impacto maior na alternativa 1C, podendo inverter a relação de investimento no primeiro ano, como se vê no gráfico da Figura 26.

50

70

90

110

130

150

170

190

210

230 VP - Investimento 2009

Milhões R$ 172 199 161 143

% 100 116 112 100

ALT1A ALT1C ALT1A adia Salto ALT1C adia Salto

138

kV

138

kV

230

kV

230

kV

Figura 26 Comparação dos investimentos em 2009



38

12.2 Conexão das Usinas em 138 kV Como foi dito anteriormente, a escolha do nível de tensão da conexão das usinas a partir das coletoras 1 e 2 é de responsabilidade dos empreendedores. Algumas usinas, no entanto, já foram licitadas pressupondo suas conexões em 138 kV, como é o caso de Salto, Caçu, Barra dos Coqueiros, Salto do Rio Verdinho e Foz do Rio Claro. Para essas hidrelétricas, e também para as térmicas dessa região, foram consideradas, além da conexão referencial em 230 kV (Figura 27), duas outras sugestões de conexão em 138 kV, de forma a obter sensibilidade quanto aos custos associados.

49 km 2x954 MCM

14 km

15 km

26 km35 km

23 km

São Simão

Tucano – 157 MW

Barra do Coqueiro

90 MW


Caçu – 65 MW

Salto – 108 MW

Itaguaçu – 130 MW

LT 500 kV 23 km

3x900 MCM


Itarumã42 MW

Boa Vista – 78 MW


24 km

64 k

m

Coletora 2

Coletora 1



1x795 MCM

9 km


10 km

50 km

54 km

ALTERNATIVA RECOMENDADA (Alt1C)

2 Coletoras 230 kV - LT 500 kV São Simão

CONEXÃO SUGERIDA

Figura 27 Alternativa de menor custo Global (Alt1C)

A primeira configuração testada pode ser vista na Figura 28 e prevê uma Coletora 3 em 230 kV para conexão de aproximadamente 270 MW proveniente das UTEs Santa Helena, Boa Vista, Quirinópolis e Cachoeira Dourada.



39

CONEXÃO SUGERIDA 138 kV (Alt1C1)Coletora 3 em 230 kV

49 km 2x954 MCM

14 km

23 km

26 km

50 km (1x636 MCM)

23 km

São Simão

Tucano – 157 MW

Barra dos Coqueiros 90 MW


Caçu65MW

Salto

108 MW

Itaguaçu130 MW

LT 500 kV 23 km 3x900MCM


Itarumã42 MW

Boa Vista – 78 MW


Coletora 2

Coletora 1

Santa Helena 50 MW

Energ. São Simão - 39 MW9 km

Quirinópolis – 56 MW55 km

12 km

13 km

33 km

64 km (1x795 MCM)

Coletora 3

50 km

Figura 28 Alt1C1 – Conexões em 138 kV e Coletora 3 em 230 kV

Uma variante dessa alternativa pode ser vista na Figura 29, onde a Coletora 3 é considerada em 138 kV. As perdas na linha Coletora 1 – Coletora 3 chegam a 10 MW na tensão de 230 kV e 12,4 MW na tensão de 138 kV. As figuras 21 a 24 e 25 a 28 do Anexo 1 mostram os fluxos de potência nas duas configurações, respectivamente, para os anos de 2009, 2010, 2013 e horizonte do estudo.



40

49 km 2x954 MCM

14 km

23 km

26 km

50 km (1x795 MCM)

23 km

São Simão

Tucano – 157 MW



Caçu65MW

Salto

108 MW

Itaguaçu130 MW

LT 500 kV 23 km 3x900MCM


Itarumã42 MW

Boa Vista – 78 MW


Coletora 2

Coletora 1

Santa Helena 50 MW


Quirinópolis – 56 MW55 km

12 km

13 km

33 km

64 km (2x477 MCM)

Coletora 3

50 km


Figura 29 Alt1C2 – Conexões em 138 kV e Coletora 3 em 138 kV Os investimentos para as alternativas com conexões em 138 kV são menores, como mostrado na Figura 30.

50

100

150

200

250VP 2009 - Investimento

Milhões R$ 244 228 217

% 112 105 100

ALT1C ALT1C1 ALT1C2

Com

parti

lham

ento

em

230

kV

kV

Col

etor

a3

-230

kV

Col

etor

a3

-138

kV

Figura 30 Compara Investimento - Conexões de usinas em 230 x 138 kV



41

Como as perdas são maiores, os custos globais das variantes com conexão em 138 kV apresentam empate econômico em relação à alternativa referencial, que considera um tipo de compartilhamento em 230 kV, conforme mostrado no gráfico da Figura 31 a seguir.

50

100

150

200

250

Milhões R$ 253 264 265

% 100,0 104,3 104,8

ALT1C ALT1C1 ALT1C2

Com

parti

lham

ento

em

230

kV

kV

Col

etor

a 3

- 230

kV

Col

etor

a 3

-138

kV

Figura 31 Compara Custo Global - Conexões de usinas em 230 x 138 kV

13. COMPARAÇÃO E CONCLUSÕES

• A definição de uma nova SE de 500 kV (Coletora 1 – Itaguaçu) apresenta-se como uma vantagem para a região, tendo em vista o esgotamento das SEs existentes nas proximidades (Itumbiara, São Simão e Água Vermelha) e a possibilidade de sua utilização futura para compor a integração de novos empreendimentos, seja do Mato Grosso ou do norte do país.

• Como verificado anteriormente, várias alternativas apresentam empate econômico,

mas as alternativas que prevêem 2 coletoras para conexão das usinas apresentam maior flexibilidade para seu compartilhamento.

• Comparando as alternativas de conexão em 138 e 230 kV, esta última possui as

seguintes vantagens:

o A tensão de 230 kV para o sul de Goiás e para o Triângulo Mineiro representa uma opção mais compatível para o atendimento futuro dessas regiões, tendo em vista sua ocupação rarefeita, as longas distâncias envolvidas e a possibilidade de fechamento do anel com o sistema de transmissão em 230 kV existente;

o Maior capacidade de atendimento e maior flexibilidade para obter compartilhamentos diversos;

o Maior capacidade final de escoamento na rede de conexão; o Maior possibilidade de redução de custo das conexões, através de

otimizações de cabos e simplificações de arranjos;



42

o Maior confiabilidade do sistema, uma vez que se criam dois pontos de conexão (coletoras 1 e 2), ao invés de todas as unidades geradoras conectadas a apenas uma subestação coletora (alternativas 1 e 1A);

o Possibilidade de implantação por etapas, com adiamento da Coletora 2 e da linha Coletora 1 - Coletora 2 para 2010, caso a UTE Santa Helena adie sua primeira unidade de 25 MVA de 2009 para 2010.

• Em termos econômicos, é indiferente a definição da Coletora 2 junto à usina de

Salto ou junto à usina de Barra dos Coqueiros. Neste último caso, no entanto, a maior proximidade com a SE Cachoeira Alta I garante a todas as usinas licitadas reproduzir as possibilidades de conexão que tinham na época do leilão, além de aproveitar os estudos de meio ambiente já elaborados pela CEMIG para esse corredor de linha.

• Para conexão das usinas, no entanto, os empreendedores poderão se conectar de

forma radial ou compartilhada, dependendo de suas análises específicas, considerando inclusive a possibilidade de manter as configurações vencedoras em leilão, conforme análise de sensibilidade do item 12.2.

• Tendo em vista o exposto acima, conclui-se que a alternativa mais indicada para

fazer a integração das usinas do sul de Goiás é a alternativa 1C, que contempla a implantação de 2 subestações coletoras, conforme mostrado na Figura 32.

49 km 2x954 MCM

São SimãoLT 500 kV 23 km

3x900 MCM

Coletora 2

ALTERNATIVA RECOMENDADA (Alt1C)

2 Coletoras 230 kV - LT 500 kV São Simão

Coletora 1

Figura 32 Obras licitáveis para integração das usinas do sul de Goiás

• Caso se confirme a implantação das usinas de biomassa ligadas à Coletora 3, mostradas na Figura 28 e na Figura 29, devem-se aprofundar os estudos para definir sua tensão de transmissão, se em 138 ou em 230 kV.

• Destaca-se que, em função da dinâmica da oferta de energia, atrelada aos leilões

de energia e as ações definidas exclusivamente pela vontade dos agentes, estas conclusões deverão ser reavaliadas após o leilão de energia de reserva previsto para abril/2008.



43

14. ANÁLISE ADICIONAL Após o término dos estudos apresentados neste Relatório, surgiram novas informações relevantes para a análise de integração das usinas do sul do estado de Goiás [10]. No estudo da referência acima, preparado pela PSR Consultoria, com acompanhamento da EPE, e publicado em janeiro de 2008, é apresentado um elenco de aproveitamentos de biomassa diferente daquele adotado nas premissas deste trabalho, indicado no Item 3. Dessa forma, a sugestão de conexão para os empreendimentos feita na Figura 29 fica como mostrada na Figura 33 a seguir.

49 km 2x954 MCM

14 km

23 km

2 km

50 km (1x795 MCM)

23 km

São Simão

Tucano – 157 MW



Caçu 70 MW

Salto

108 MWItaguaçu 130 MW

LT 500 kV

23 km 3x900MCM


Itarumã 42 MW

Boa Vista – 90 MW

Coletora 2

Coletora 1

Santa Helena 70 MW


São Francisco – 90 MW

26 k

m 27 km

6 km

48 km (2x477 MCM)

9 km


21 km

ETH Caçu 2 82MW

ETH Caçu 1 82MW

Itaja70 MW

8 km

33 km

ETH Itarumã 90 MW

Sub 25

Sub 24

Sub 21

Sub 23

Sub 20Sub 22

55 km

Queixada 70MW

20 km

Figura 33 Alt1C2 – Conexões em 138 kV e Coletora 3 em 138 kV Com relação à estimativa dos encargos de conexão, no relatório da COGEN/PSR Consultoria[3], os custos das subestações incluem o custo do módulo geral (MG) e o custo da interligação de barramento (IB). Nos custos das linhas de transmissão, estão incluídos



44

seu custo próprio (LT) e os das entradas de linha (EL) e, nos custos dos transformadores (TR), estão incluídos seu custo próprio e os de conexão de transformadores (CT). Os custos de conexão foram compatibilizados para atender aos critérios estabelecidos pela ANEEL, dado que o relatório acima citado apresenta o montante dos investimentos com a ICG e as instalações de uso exclusivo. As tabelas abaixo mostram, inicialmente, o custo das conexões por grupo de usinas que compartilham as mesmas instalações e, em seguida, os investimentos por usina com o encargo de conexão calculado por um período de amortização de 5 anos e taxa de desconto de 11%.

Barra dos Coqueiros29067 3893 4294 4768 10338 9839

custo de conexão

Potência MW Trafo SC20 SC21 SC22 LT 20-21 LT 21-22 Total

grupo1 72 3.811,37 3.893,00 - 625,20 10338 1.290,13 19.957,69 grupo2 197 10.433,63 - 4.294,00 1.711,48 - 3.531,72 19.970,83 grupo3 280 14.822,00 - - 2.431,32 - 5.017,16 22.270,48 Total 549 29.067,00 3.893,00 4.294,00 4.768,00 10.338,00 9.839,00 62.199,00

Grupo Usina Tipo Potência MW Ano Operação Investimento

R$x1000Encargo

R$/kW.mês1 BOA VISTA UTE 78 2008 13.035,91 3,7681 SAOFRANCISCO PCH 90 2008 15.041,43 3,7682 ITAJA UTE 50 2012 7.069,28 3,1882 ITARUMAETH UHE 82 2011 11.593,63 3,1882 ENERG SSIMAO UTE 39 2009 5.514,04 3,1883 FRIOCLAROUHE UHE 67 2010 4.435,70 1,4933 SRVERDINHUHE UHE 93 2009 6.157,01 1,493

Empreendimento Sistema Coletor

Tipo Nome Latitude LongitudeSE coletora BCOQUEIRO230 230 BD 18°43'28"S 50°58'34"WSE Subcoletora Subcol-20 138 BPT 18°35'33"S 51°40'40"WSE Subcoletora Subcol-21 138 BPT 18°32'24"S 51°09'40"WSE Subcoletora Subcol-22 138 BPT 18°43'28"S 50°58'34"W

SubestaçãoTensão kV Tipo

Coordenadas



45

Itaguaçu28004 3893 3893 5032 13062 8963

custo de conexão

Potência MW Trafo SC23 SC24 SC25 LT 23-25 LT 24-25 Total

grupo1 168 9.428,20 3.893,00 - 1.694,14 13062 - 28.077,34 grupo2 171 9.596,56 - 3.893,00 1.724,39 - 8.963,00 24.176,95 grupo3 160 8.979,24 - - 1.613,47 - - 10.592,71 Total 499 28.004,00 3.893,00 3.893,00 5.032,00 13.062,00 8.963,00 62.847,00

Grupo Usina Tipo Potência MW Ano Operação Investimento

R$x1000Encargo

R$/kW.mês1 BOA VISTA UTE 78 2008 13.035,91 3,7681 SAOFRANCISCO PCH 90 2008 15.041,43 3,7682 ITAJA UTE 50 2012 7.069,28 3,1882 ITARUMAETH UHE 82 2011 11.593,63 3,1882 ENERG SSIMAO UTE 39 2009 5.514,04 3,1883 FRIOCLAROUHE UHE 67 2010 4.435,70 1,4933 SRVERDINHUHE UHE 93 2009 6.157,01 1,493

499

Empreendimento Sistema Coletor

Tipo Nome Latitude LongitudeSE coletora ITAGUACU-230 230 BD 18°57'06"S 50°42'15"WSE Subcoletora Subcol-23 138 BPT 18°36'01"S 50°26'20"WSE Subcoletora Subcol-24 138 BPT 19°11'32"S 50°54'11"WSE Subcoletora Subcol-25 138 BPT 18°57'06"S 50°42'15"W

SubestaçãoTensão kV Tipo

Coordenadas



46

15. RECOMENDAÇÕES Recomenda-se a implantação da alternativa 1C, cujo plano de obras a seres licitadas e as datas associadas são mostrados a seguir.

Tabela 8 Plano de obras licitáveis

Ano

de Entrada

LT 500 kV ITAGUAÇU - SÃO SIMÃO LT 500 kV, 3 x 900 MCM 23 2009SE 500 kV SÃO SIMÃO Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Cachoeira Alta II 1 2009Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2009LT 230 kV BARRA DO COQUEIRO - ITAGUAÇU LT 230 kV, 2 x 954 MCM 49 2.009SE COLETORA 1 Módulo Geral, SE 500 kV, Porte grande 1 2009Auto 500/230 kV, 225 MVA, monofásicos 4 2009Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2009Vão de Linha 500 kV, DJM, saída São Simão 1 2009Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 2009Vão de Linha 230 kV, BD, saída para Coletora 2 1 2009Interligação de Barra, 230 kV, BD 1 2009Auto 500/230 kV, 225 MVA, monofásicos 3 2013Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2013Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 2013SE COLETORA 2 Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Média 1 2009Vão de Linha 230 kV, BD, saída para Coletora 1 1 2010Interligação de Barra, 230 kV, BD 1 2009

Obras Quantidade

É importante ressaltar que, caso confirmado o cronograma indicado em [10], a segunda unidade transformadora 500/230 kV e equipamentos associados indicados acima para a SE Coletora 1 no ano de 2013 deverão ser antecipados para 2009. Os diagramas unifilares básicos das duas coletoras e da SE São Simão podem ser vistos no Anexo 3. Recomenda-se também iniciar, ou retomar o mais breve possível, a elaboração dos relatórios R2, R3 e R4, para subsidiar a ANEEL no processo de licitação.



47

16. REFERÊNCIAS

[1] Estudo para Interligação das Usinas Olho D’ Água, Itaguaçu, Salto do Rio Verdinho,

São Caçu, Barra do Coqueiro e Salto - CCPE-CTET.006.2002.

[2] CCPE/CTET - Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos

Sistemas de Transmissão, novembro/2002, CCPE.

[3] Procedimentos de Rede, ONS, módulo 23, submódulo 23.3, e módulo 3, submódulo

3.8, tabelas 2 e 3.

[4] Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica - 2007-2016, EPE/março/2006.

[5] Programa Decenal de Geração do Sistema Interligado Brasileiro 2006– 2015.

[6] Registro de Reunião ANEEL/EPE, realizada em Brasília (29/04/2006): Aplicação da

Resolução Normativa 191 de dezembro de 2005 em estudos de planejamento do SIN.

[7] Referências de Custos LTs e SEs de AT e EAT - Custo Básico Eletrobrás, junho/2004,

versão atualizada de dezembro/2004, ELETROBRÁS.

[8] Metodologia para atualização dos Custos Modulares da Eletrobrás - Nota Técnica

104/2005-SCT/ANEEL.

[9] Estudo da Otimização do Sistema de Integração das Usinas do Sudoeste de Goiás –

março de 2007.

[10] Estudo de Conexão Elétrica de Geração Distribuída em Mato Grosso do Sul e Goiás -

PSR Consultoria - janeiro2008.



48

ANEXO 1 – PLOTAGEM DOS FLUXOS DE POTÊNCIA

VALORES EM MW



49

Figura 1: Alternativa 1 - Ano 2009




50





51

Figura 5: Alternativa 1A - Ano 2009




52





53

Figura 9: Alternativa 1B - Ano 2009




54





55

Figura 13: Alternativa 1C - Ano 2009




56





57

Figura 17: Alternativa 1D - Ano 2009




58





59

Figura 21: Alternativa 1C1 - Ano 2009




60





61





62





63

ANEXO 2 – DETALHAMENTO DOS CUSTOS



64

Custo Referencial Eletrobrás de Jun/2004 Unitário Ano Valor Presente

(milhões R$)(milhares US$) de Entrada 2009

LT 500 kV CACHOEIRA ALTA II 1 - SÃO SIMÃO 36.2LT 500 kV, 3 x 900 MCM 61 189.1 2009 36.2LT 138 kV SALTO - SE CACHOEIRA ALTA II 3.9LT 138 kV, 1 x 336 MCM 22.7 55.0 2009 3.9LT 138 kV S. R. VERDINHO - SE CACHOEIRA ALTA II 10.1LT 138 kV, 1 x 336 MCM 58.2 55.0 2009 10.1LT 138 kV ENERG SSIMÃO - SE CACHOEIRA ALTA II 10.8LT 138 kV, 1 x 336 MCM 62.4 55.0 2009 10.8LT 138 kV SANTA HELENA - SE CACHOEIRA ALTA II 7.6LT 138 kV, 1 x 336 MCM 44 55.0 2009 7.6LT 138 kV BOA VISTA - SE CACHOEIRA ALTA II 12.0LT 138 kV, 1 x 336 MCM 69.6 55.0 2009 12.0LT 138 kV CACHOEIRA DOURADA - SE CACHOEIRA ALTA II 16.1LT 138 kV, 1 x 336 MCM 93.5 55.0 2009 16.1LT 138 kV QUIRINÓPOLIS - SE CACHOEIRA ALTA II 12.3LT 138 kV, 1 x 336 MCM 71.5 55.0 2009 12.3SE 500 kV SÃO SIMÃO 10.5Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Cachoeira Alta II 1 2,366.2 2009 7.4Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 977.7 2009 3.1SE CACHOEIRA ALTA II - 500 kV 131.6Módulo Geral, SE 500 kV, Porte grande 1 10,517.3 2009 33.0Transformadores 500-138 kV, 225 MVA, monofásicos 4 2,856.2 2009 35.9Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2,140.0 2009 6.7Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BD 1 470.6 2009 1.5Vão de Linha 500 kV, DJM, saída São Simão 1 2,366.2 2009 7.4Vão de interligação de barra, 138 kV, BD 1 309.2 2009 1.0Vão de Linha 138 kV, BD, saída SALTO 1 613.5 2009 1.9Vão de Linha 138 kV, BD, saída S.R.VERDINHO 1 613.5 2009 1.9Vão de Linha 138 kV, BD, saída UTE ENER SSIMÃO 1 613.5 2009 1.9Vão de Linha 138 kV, BD, saída UTE SANTA HELENA 1 613.5 2009 1.9Vão de Linha 138 kV, BD, saída UTE BOA VISTA 1 613.5 2009 1.9Vão de Linha 138 kV, BD, saída UTE CACHOEIRA DOURADA 1 613.5 2009 1.9Vão de Linha 138 kV, BD, saída UTE QUIRINÓPOLIS 1 613.5 2009 1.9Vão de Linha 138 kV, BD, saída UTE ITARUMÃ 1 613.5 2010 1.7Vão de Linha 138 kV, BD, saída CAÇU 1 613.5 2010 1.7Vão de Linha 138 kV, BD, saída B. COQUEIROS 1 613.5 2010 1.7Vão de Linha 138 kV, BD, saída F. R. CLARO 1 613.5 2010 1.7Vão de Linha 138 kV, BD, saída ITAGUAÇU 1 613.5 2013 1.3Vão de Linha 138 kV, BD, saída TUCANO 1 613.5 2013 1.3Transformadores 500-138 kV, 225 MVA, monofásicos 3 2,856.2 2013 17.7Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2,140.0 2013 4.4Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BD 1 470.6 2013 1.0SE SALTO - 138 kV 6.8Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2009 2.1Transformadores 138-13,8 kV, 120 MVA 1 668.7 2009 2.1Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2009 1.0Vão de Linha 138 kV, BS, saída CACHOEIRA ALTA II 1 490.8 2009 1.5SE S. R. VERDINHO - 138 kV 6.6Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2009 2.1Transformadores 138-13,8 kV, 100 MVA 1 594.4 2009 1.9Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2009 1.0Vão de Linha 138 kV, BS, saída CACHOEIRA ALTA II 1 490.8 2009 1.5SE ENERG SSIMÃO - 138 kV 5.8Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2009 2.1Transformadores 138-13,8 kV, 41 MVA 1 342.1 2009 1.1Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2009 1.0Vão de Linha 138 kV, BS, saída CACHOEIRA ALTA II 1 490.8 2009 1.5SE SANTA HELENA - 138 kV 5.9Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2009 2.1Transformadores 138-13,8 kV, 53 MVA 1 391.4 2009 1.2Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2009 1.0Vão de Linha 138 kV, BS, saída CACHOEIRA ALTA II 1 490.8 2009 1.5SE QUIRINÓPOLIS - 138 kV 6.3Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2009 2.1Transformadores 138-13,8 kV, 59 MVA 1 499.3 2009 1.6Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2009 1.0Vão de Linha 138 kV, BS, saída CACHOEIRA ALTA II 1 490.8 2009 1.5SE BOA VISTA - 138 kV 6.6Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2009 2.1Transformadores 138-13,8 kV, 82 MVA 1 594.4 2009 1.9Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BPT 1 328.0 2009 1.0Vão de Linha 138 kV, BS, saída CACHOEIRA ALTA II 1 490.8 2009 1.5SE CACHOEIRA DOURADA - 138 kV 6.6Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2009 2.1Transformadores 138-13,8 kV, 95 MVA 1 594.4 2009 1.9Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2009 1.0Vão de Linha 138 kV, BS, saída CACHOEIRA ALTA II 1 490.8 2009 1.5

Obras Quantidade

Alternativa 1 - LT 500 kV Cachoeira Alta - São Simão



65



LT 138 kV ITARUMÃ - SE CACHOEIRA ALTA II 7.2LT 138 kV, 1 x 336 MCM 46 55.0 2010 7.2LT 138 kV CAÇU - SE CACHOEIRA ALTA II 1 4.5LT 138 kV, 1 x 336 MCM 28.8 55.0 2010 4.5LT 138 kV UHE B. COQUEIROS - SE CACHOEIRA ALTA II 1.5LT 138 kV, 1 x 336 MCM 9.5 55.0 2010 1.5LT 138 kV F. R. CLARO - SE CACHOEIRA ALTA II 9.8LT 138 kV, 1 x 336 MCM 63 55.0 2010 9.8SE CAÇU - 138 kV 5.6Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2010 1.9Transformadores 138-13,8 kV, 70 MVA 1 478.8 2010 1.4Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2010 0.9Vão de Linha 138 kV, BS, saída CACHOEIRA ALTA II 1 490.8 2010 1.4SE B. COQUEIROS - 138 kV 5.9Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2010 1.9Transformadores 138-13,8 kV, 100 MVA 1 594.4 2010 1.7Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2010 0.9Vão de Linha 138 kV, BS, saída CACHOEIRA ALTA II 1 490.8 2010 1.4SE F. R. CLARO - 138 kV 7.0Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 1,185.8 2010 3.4Transformadores 138-13,8 kV, 70 MVA 1 478.8 2010 1.4Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2010 0.9Vão de Linha 138 kV, BS, saída CACHOEIRA ALTA II 1 490.8 2010 1.4SE ITARUMÃ - 138 kV 5.2Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2010 1.9Transformadores 138-13,8 kV, 44 MVA 1 342.1 2010 1.0Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2010 0.9Vão de Linha 138 kV, BS, saída CACHOEIRA ALTA II 1 490.8 2010 1.4LT 138 kV TUCANO - SE CACHOEIRA ALTA II 7.3LT 138 kV, 1 x 636 MCM 49.4 71.2 2013 7.3LT 138 kV ITAGUACU - SE CACHOEIRA ALTA II 7.3LT 138 kV, 1 x 636 MCM 49.9 71.2 2013 7.3SE ITAGUAÇU - 138 kV 5.7Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2013 1.4Transformadores 138-13,8 kV, 140 MVA 1 743.0 2013 1.5Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2013 0.7Vão de Linha 138 kV, BS, saída CACHOEIRA ALTA II, CIRC. 1 E 2 2 490.8 2013 2.0SE TUCANO - 138 kV 4.9Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2013 1.4Transformadores 138-13,8 kV, 170 MVA 1 854.4 2013 1.8Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2013 0.7Vão de Linha 138 kV, BS, saída CACHOEIRA ALTA II 1 490.8 2013 1.0

Total Plano de Obras (R$ milhões) 367.6

Obras Quantidade

Alternativa 1 - LT 500 kV Cachoeira Alta - São Simão



66

Alternativa 1A - LT 500 kV Cachoeira Alta - São SimãoUnitário Ano Valor Presente


LT 500 kV CACHOEIRA ALTA II - SÃO SIMÃO 36.2LT 500 kV, 3 x 900 MCM 61 189.1 2,009 36.2LT 138 kV SALTO - CACHOEIRA ALTA II 8.5LT 138 kV, 2 x 636 MCM 27.1 99.4 2009 8.5LT 138 kV S. R. VERDINHO - F.R.CLARO 3.3LT 138 kV, 1 x 636 MCM 14.6 71.2 2009 3.3LT 138 kV F.R.CLARO - ITAGUAÇU 3.1LT 138 kV, 1 x 636 MCM 13.8 71.2 2009 3.1LT 138 kV ITAGUAÇU - CACHOEIRA ALTA II 12.4LT 138 kV, 2 x 636 MCM 39.7 99.4 2009 12.4LT 138 kV ENERG S.SIMÃO - ITAGUAÇU 1.5LT 138 kV, 1 x 336 MCM 8.6 55.0 2009 1.5LT 138 kV S.HELENA - CAÇU 4.7LT 138 kV, 1 x 336 MCM 27 55.0 2009 4.7LT 138 kV BOA VISTA - CACHOEIRA ALTA II 20.7LT 138 kV, 2 x 636 MCM 66.3 99.4 2009 20.7LT 138 kV QUIRINÓPOLIS - BOA VISTA 1.7LT 138 kV, 1 x 336 MCM 10 55.0 2009 1.7SE 500 kV SÃO SIMÃO 10.5Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para CACHOEIRA ALTA II II 1 2,366.2 2009 7.4Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 977.7 2009 3.1SE CACHOEIRA ALTA II - 500 kV 116.3Módulo Geral, SE 500 kV, Porte grande 1 10,517.3 2009 33.0Transformadores 500-138 kV, 225 MVA, monofásicos 4 2,856.2 2009 35.9Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2,140.0 2009 6.7Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BD 1 470.6 2009 1.5Vão de Linha 500 kV, AN, saída São Simão 1 2,358.1 2009 7.4Vão de interligação de barra, 138 kV, BD 1 309.2 2009 1.0Vão de Linha 138 kV, BD, saída SALTO 1 613.5 2009 1.9Vão de Linha 138 kV, BD, saída ITAGUAÇU 1 613.5 2009 1.9Vão de Linha 138 kV, BD, saída UTE BOA VISTA 1 613.5 2009 1.9Vão de Linha 138 kV, BD, saída Santa Helena via CAÇU 1 613.5 2009 1.9Transformadores 500-138 kV, 225 MVA, monofásicos 3 2,856.2 2013 17.7Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2,140.0 2013 4.4Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BD 1 470.6 2013 1.0SE SALTO - 138 kV 12.4Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 1,185.8 2009 3.7Transformadores 138-13,8 kV, 120 MVA 1 668.7 2009 2.1Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BPT 1 394.5 2009 1.2Vão de Linha 138 kV, BPT, saída p/ CACHOEIRA ALTA II 1 1 548.9 2009 1.7Vão de interligação de barra, 138 kV, BPT 1 291.1 2009 0.9Vão de Linha 138 kV, BPT, saída p/ UTE ITARUMÃ 1 548.9 2010 1.6Vão de Linha 138 kV, BPT, saída p/ TUCANO 1 548.9 2013 1.1SE S. R. VERDINHO - 138 kV 6.6Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2009 2.1Transformadores 138-13,8 kV, 100 MVA 1 594.4 2009 1.9Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2009 1.0Vão de Linha 138 kV, BS, saída CACHOEIRA ALTA II , via Foz e Itaguaçu 1 490.8 2009 1.5SE ENERG SSIMÃO - 138 kV 5.8Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2009 2.1Transformadores 138/13,8 kV, 41 MVA 1 342.1 2009 1.1Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2009 1.0Vão de Linha 138 kV, BS, saída ITAGUAÇU 1 490.8 2009 1.5SE SANTA HELENA - 138 kV 5.9Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2009 2.1Transformadores 138/13,8 kV, 53 MVA 1 391.4 2009 1.2Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2009 1.0Vão de Linha 138 kV, BS, saída CACHOEIRA ALTA II via Caçu e B. Coqueiros 1 490.8 2009 1.5SE QUIRINÓPOLIS - 138 kV 6.3Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2009 2.1Transformadores 138/13,8 kV, 59 MVA 1 499.3 2009 1.6Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2009 1.0Vão de Linha 138 kV, BS, saída CACHOEIRA ALTA II 1 490.8 2009 1.5

Obras Quantidade

Alternativa 1A - LT 500 kV Cachoeira Alta - São Simão



67

Alternativa 1A - LT 500 kV Cachoeira Alta - São SimãoUnitário Ano Valor Presente


SE ITAGUAÇU - 138 kV 12.2Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 1,185.8 2009 3.7Vão de Linha 138 kV, BPT, saída S. R. Verdinho via F.R.Claro 1 548.9 2009 1.7Vão de Linha 138 kV, BPT, saída CACHOEIRA ALTA II 1 1 548.9 2009 1.7Vão de Linha 138 kV, BPT, saída UTE ENERG SSIMÃO 1 548.9 2009 1.7Vão de interligação de barra, 138 kV, BPT 1 291.1 2009 0.9Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BPT 1 394.5 2013 0.8Transformadores 138/13,8 kV, 140 MVA 1 743.0 2013 1.5LT 138 kV CAÇU - B.COQUEIROS 4.4LT 138 kV, 1 x 336 MCM 25.7 55.0 2009 4.4LT 138 kV UHE B. COQUEIROS - CACHOEIRA ALTA II 2.5LT 138 kV, 1 x 954 MCM 9.5 84.9 2009 2.5LT 138 kV ITARUMÃ - SE SALTO 4.6LT 138 kV, 1 x 336 MCM 29.4 55.0 2010 4.6LT 138 kV CACHOEIRA DOURADA - BOA VISTA 4.2LT 138 kV, 1 x 336 MCM 24.2 55.0 2009 4.2SE CAÇU - 138 kV 9.8Módulo Geral, SE 138 kV, Porte Pequena 1 1,185.8 2010 3.4Transformadores 138-13,8 kV, 70 MVA 1 478.8 2010 1.4Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BPT 1 394.5 2010 1.1Vão de Linha 138 kV, BPT, saída B.Coqueiros 1 548.9 2010 1.6Vão de Linha 138 kV, BPT, saída S. Helena 1 548.9 2010 1.6Vão de interligação de barra, 138 kV, BPT 1 291.1 2010 0.8SE B. COQUEIROS - 138 kV 10.1Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 1,185.8 2010 3.4Transformadores 138-13,8 kV, 100 MVA 1 594.4 2010 1.7Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BPT 1 394.5 2010 1.1Vão de Linha 138 kV, BPT, saída CACHOEIRA ALTA II 1 1 548.9 2010 1.6Vão de Linha 138 kV, BPT, saída Caçu 1 548.9 2010 1.6Vão de interligação de barra, 138 kV, BPT 1 291.1 2010 0.8SE F. R. CLARO - 138 kV 9.8Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 1,185.8 2010 3.4Transformadores 138-13,8 kV, 70 MVA 1 478.8 2010 1.4Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BPT 1 394.5 2010 1.1Vão de Linha 138 kV, BPT, saída Itaguaçu 1 548.9 2010 1.6Vão de Linha 138 kV, BPT, saída S.R.Verdinho 1 548.9 2010 1.6Vão de interligação de barra, 138 kV, BPT 1 291.1 2010 0.8SE ITARUMÃ - 138 kV 5.2Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2010 1.9Transformadores 138-13,8 kV, 44 MVA 1 342.1 2010 1.0Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2010 0.9Vão de Linha 138 kV, BS, saída SALTO 1 490.8 2010 1.4SE BOA VISTA - 138 kV 12.9Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 1,185.8 2009 3.7Transformadores 138-13,8 kV, 82 MVA 1 594.4 2009 1.9Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BPT 1 394.5 2009 1.2Vão de Linha 138 kV, BPT, saída CACHOEIRA ALTA II 1 548.9 2009 1.7Vão de Linha 138 kV, BPT, saída UTE CACHOEIRA DOURADA 1 548.9 2009 1.7Vão de Linha 138 kV, BPT, saída UTE QUIRINÓPOLIS 1 548.9 2009 1.7Vão de interligação de barra, 138 kV, BPT 1 291.1 2009 0.9SE CACHOEIRA DOURADA - 138 kV 6.6Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2009 2.1Transformadores 138-13,8 kV, 95 MVA 1 594.4 2009 1.9Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2009 1.0Vão de Linha 138 kV, BS, saída UTE BOA VISTA 1 490.8 2009 1.5LT 138 kV TUCANO - SALTO 5.1LT 138 kV, 1 x 636 MCM 34.6 71.2 2013 5.1SE TUCANO - 138 kV 4.9Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2013 1.4Transformadores 138-13,8 kV, 170 MVA 1 854.4 2013 1.8Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2013 0.7Vão de Linha 138 kV, BS, saída p/ Salto 1 490.8 2013 1.0


Obras Quantidade

Alternativa 1A - LT 500 kV Cachoeira Alta - São Simão



68

Custo Referencial Eletrobrás de Jun/2004 Taxa de desconto utilizada na planilha = Unitário Ano Valor Presente


LT 500 kV CACHOEIRA ALTA II - SÃO SIMÃO 36.2LT 500 kV, 3 x 900 MCM 61 189.1 2,009 36.2LT 230 kV SALTO - SE C. ALTA 7.4LT 230 kV, 1 x 795 MCM 27.1 86.8 2009 7.4LT 230 kV S. R. VERDINHO - SE F.R.CLARO 4.0LT 230 kV, 1 x 795 MCM 14.6 86.8 2009 4.0LT 230 kV F.R.CLARO - ITAGUAÇU 3.8LT 230 kV, 1 x 795 MCM 13.8 86.8 2009 3.8LT 230 kV ITAGUAÇU - C. ALTA II 15.2LT 230 kV, 2 x 795 MCM 39.7 121.7 2009 15.2LT 230 kV ENERG SSIMÃO - ITAGUAÇU 2.3LT 230 kV, 1 x 795 MCM 8.6 86.8 2009 2.3LT 230 kV SANTA HELENA - CAÇU 7.4LT 230 kV, 1 x 795 MCM 27 86.8 2009 7.4LT 230 kV BOA VISTA - C. ALTA II 18.1LT 230 kV, 1 x 795 MCM 66.3 86.8 2009 18.1LT 230 kV QUIRINÓPOLIS - BOA VISTA 2.7LT 230 kV, 1 x 795 MCM 10 86.8 2009 2.7SE 500 kV SÃO SIMÃO 10.5Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Cachoeira Alta II 1 2,366.2 2009 7.4Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 977.7 2009 3.1SE CACHOEIRA ALTA II - 500 kV 110.4Módulo Geral, SE 500 kV, Porte grande 1 10,517.3 2009 33.0Autotransformadores 500/230 kV, 225 MVA, monofásicos 4 2,089.9 2009 26.2Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2,140.0 2009 6.7Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 875.6 2009 2.7Vão de Linha 500 kV, DJM, saída São Simão 1 2,366.2 2009 7.4Vão de interligação de barra, 230 kV, BD 1 574.1 2009 1.8Vão de Linha 230 kV, BD, saída SALTO 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída ITAGUAÇU 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída UTE BOA VISTA 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída SANTA HELENA VIA B. COQUEIROS 1 1,050.8 2009 3.3Autotransformadores 500/230 kV, 225 MVA, monofásicos 3 2,089.9 2013 13.0Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2,140.0 2013 4.4Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 875.6 2013 1.8SE SALTO - 230 kV 23.1Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 2,567.4 2009 8.1Transformadores 230-13,8 kV, 120 MVA 1 1,003.9 2009 3.2Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2009 2.4Vão de Linha 230 kV, BPT, saída C.Alta II 1 934.1 2009 2.9Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2009 1.7Vão de Linha 230 kV, BPT, saída UTE ITARUMÃ 1 934.1 2009 2.9Vão de Linha 230 kV, BPT, saída Tucano 1 934.1 2013 1.9SE ITAGUAÇU - 230 kV 22.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 2,567.4 2009 8.1Transformadores 230-13,8 kV, 140 MVA 1 1,051.5 2013 2.2Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2013 1.6Vão de Linha 230 kV, BPT, saída C. ALTA II 1 934.1 2009 2.9Vão de Linha 230 kV, BPT, saída UTE ENERG SSIMÃO 1 934.1 2009 2.9Vão de Linha 230 kV, BPT, saída F.R.CLARO 1 934.1 2009 2.9Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2009 1.7SE S. R. VERDINHO - 230 kV 12.0Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 100 MVA 1 878.4 2009 2.8Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BS, saída para C.Alta II, via F. R. Claro 1 835.3 2009 2.6SE ENERG SSIMÃO - 230 kV 11.1Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 41 MVA 1 603.0 2009 1.9Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BS, saída ITAGUAÇU 1 835.3 2009 2.6SE SANTA HELENA - 230 kV 11.1Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 53 MVA 1 603.0 2009 1.9Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BS, saída C.Alta II VIA CAÇU 1 835.3 2009 2.6SE QUIRINÓPOLIS - 230 kV 11.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 60 MVA 1 658.1 2009 2.1Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BS, saída Boa Vista 1 835.3 2009 2.6

Obras (2011 a 2015) Quantidade

Alternativa 1B - LT 500 kV Cachoeira Alta - São Simão



69

Custo Referencial Eletrobrás de Jun/2004 Taxa de desconto utilizada na planilha = Unitário Ano Valor Presente


LT 230 kV CAÇU - SE B. COQUEIROS 7.0LT 230 kV, 1 x 795 MCM 25.7 86.8 2009 7.0LT 230 kV UHE B. COQUEIROS - SE C. ALTA 2.6LT 230 kV, 1 x 795 MCM 9.5 86.8 2009 2.6LT 230 kV CACHOEIRA DOURADA - BOA VISTA 6.6LT 230 kV, 1 x 795 MCM 24.2 86.8 2009 6.6LT 230 kV ITARUMÃ - SALTO 7.2LT 230 kV, 1 x 795 MCM 29.4 86.8 2010 7.2SE CAÇU - 230 kV 18.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 2,567.4 2010 7.3Transformadores 230-13,8 kV, 70 MVA 1 713.2 2010 2.0Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2010 2.2Vão de Linha 230 kV, BPT, saída s. HELENA 1 934.1 2010 2.6Vão de Linha 230 kV, BPT, saída B. COQUEIROS 1 934.1 2010 2.6Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2010 1.5SE B. COQUEIROS - 230 kV 22.0Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Média 1 3,725.8 2010 10.5Transformadores 230-13,8 kV, 100 MVA 1 878.4 2010 2.5Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2010 2.2Vão de Linha 230 kV, BPT, saída Caçu 1 934.1 2010 2.6Vão de Linha 230 kV, BPT, saída C. ALTA II 1 934.1 2010 2.6Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2010 1.5SE F. R. CLARO - 230 kV 18.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 2,567.4 2010 7.3Transformadores 230-13,8 kV, 70 MVA 1 713.2 2010 2.0Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2010 2.2Vão de Linha 230 kV, BPT, saída Itaguaçu 1 934.1 2010 2.6Vão de Linha 230 kV, BPT, saída S.R.Verdinho 1 934.1 2010 2.6Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2010 1.5SE BOA VISTA - 230 kV 23.6Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 2,567.4 2009 8.1Transformadores 230-13,8 kV, 82 MVA 1 834.4 2009 2.6Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2009 2.4Vão de Linha 230 kV, BPT, saída C.ALTA II 1 934.1 2009 2.9Vão de Linha 230 kV, BPT, saída UTE CACHOEIRA DOURADA 1 934.1 2009 2.9Vão de Linha 230 kV, BPT, saída UTE QUIRINÓPOLIS 1 934.1 2009 2.9Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2009 1.7SE CACHOEIRA DOURADA - 230 kV 12.0Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 95 MVA 1 878.4 2009 2.8Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BS, saída UTE BOA VISTA 1 835.3 2009 2.6SE ITARUMÃ - 230 kV 10.0Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2010 4.2Transformadores 230-13,8 kV, 44 MVA 1 603.0 2010 1.7Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2010 1.8Vão de Linha 230 kV, BS, saída SALTO 1 835.3 2010 2.4LT 230 kV TUCANO - SE SALTO 6.2SE TUCANO - 230 kV 8.5Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2013 3.1Transformadores 230-13,8 kV, 170 MVA 1 1,181.2 2013 2.4Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2013 1.3Vão de Linha 230 kV, BS, saída SALTO 1 835.3 2013 1.7


Obras (2011 a 2015) Quantidade

Alternativa 1B - LT 500 kV Cachoeira Alta - São Simão



70


(milhões R$)(milhares

US$) de Entrada 2009

LT 500 kV ITAGUAÇU - SÃO SIMÃO 13.7LT 500 kV, 3 x 900 MCM 23 189.1 2009 13.7SE 500 kV SÃO SIMÃO 10.5Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Cachoeira Alta II 1 2,366.2 2009 7.4Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 977.7 2009 3.1LT 230 kV S.R.VERDINHO-FOZ DO RIO CLARO 4.0LT 230 kV, 1 x 795 MCM 14.6 86.8 2009 4.0LT 230 kV F. R. CLARO - ITAGUAÇU 3.8LT 230 kV, 1 x 795 MCM 13.8 86.8 2009 3.8LT 230 kV BARRA DO COQUEIRO - ITAGUAÇU 19.8LT 230 kV, 2 x 954 MCM 49 128.7 2,009 19.8LT 230 kV SALTO - COLETORA 6.2LT 230 kV, 1 x 795 MCM 22.8 86.8 2009 6.2LT 230 kV ENERG. SSIMÃO - ITAGUAÇU 2.3LT 230 kV, 1 x 795 MCM 8.6 86.8 2009 2.3LT 138 kV S.HELENA - COLETORA 2 9.3LT 138 kV, 1 x 336 MCM 54 55.0 2009 9.3LT 230 kV BOA VISTA - ITAGUAÇU 17.3LT 230 kV, 1 x 795 MCM 63.5 86.8 2009 17.3LT 230 kV QUIRINÓPOLIS - BOA VISTA 2.7LT 230 kV, 1 x 795 MCM 10 86.8 2009 2.7SE COLETORA 1 112.6Módulo Geral, SE 500 kV, Porte grande 1 10,517.3 2009 33.0Autotransformadores 500/230 kV, 225 MVA, monofásicos 4 2,089.9 2009 26.2Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2,140.0 2009 6.7Vão de Linha 500 kV, DJM, saída São Simão 1 2,366.2 2009 7.4Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 875.6 2009 2.7Vão de Linha 230 kV, BD, saída S. SIMÃO ENERG 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída ITAGUAÇU 1 1,050.8 2013 2.2Vão de Linha 230 kV, BD, saída BARRA DO COQUEIRO 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída F. R. CLARO 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída Boa Vista 1 1,050.8 2009 3.3Interligação de Barra, 230 kV, BD 1 574.1 2009 1.8Autotransformadores 500/230 kV, 225 MVA, monofásicos 3 2,089.9 2013 13.0Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2,140.0 2013 4.4Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 875.6 2013 1.8SE ITAGUAÇU - 230 kV 8.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2013 3.1Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2013 1.3Vão de Linha 230 kV, BS, saída COLETORA 1 1 835.3 2013 1.7Transformadores 230-13,8 kV, 140 MVA 1 1,051.5 2013 2.2SE S. R. VERDINHO - 230 kV 12.0Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 100 MVA 1 878.4 2009 2.8Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BS, saída para Itaguaçu , via F. R. Claro 1 835.3 2009 2.6SE SALTO - 230 kV 20.2Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 2,567.4 2009 8.1Transformadores 230-13,8 kV, 120 MVA 1 1,003.9 2009 3.2Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2009 2.4Vão de Linha 230 kV, BPT, saída ITAGUAÇU VIA BARRA DO COQUEIROS 1 934.1 2009 2.9Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2009 1.7Vão de Linha 230 kV, BPT, saída Tucano 1 934.1 2013 1.9SE ENERG. SÃO SIMÃO - 230 kV 11.1Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 41 MVA 1 603.0 2009 1.9Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BS, saída ITAGUAÇU 1 835.3 2009 2.6SE SANTA HELENA - 138 kV 5.9Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2009 2.1Transformadores 138-13,8 kV, 53 MVA 1 391.4 2009 1.2Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2009 1.0Vão de Linha 138 kV, BS, saída COLETORA 1 via Caçu e B. Coqueiros 1 490.8 2009 1.5SE QUIRINÓPOLIS - 230 kV 11.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 60 MVA 1 658.1 2009 2.1Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BS, saída Boa Vista 1 835.3 2009 2.6

Alternativa 1C - LT 500 kV Itaguaçu - São Simão

Obras Quantidade



71




LT 230 kV CAÇU - COLETORA 2 6.3LT 230 kV, 1 x 795 MCM 25.7 86.8 2010 6.3LT 230 kV CACHOEIRA DOURADA - BOA VISTA 6.6LT 230 kV, 1 x 795 MCM 24.2 86.8 2009 6.6LT 138 kV ITARUMÃ - SE SALTO 8.7LT 138 kV, 1 x 336 MCM 56 55.0 2010 8.7SE COLETORA 2 38.8Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Média 1 3,725.8 2009 11.7Vão de Linha 230 kV, BD, saída Caçu 1 1,050.8 2010 3.0Vão de Linha 230 kV, BD, saída Itaguaçu 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída Salto 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída B.Coqueiros 1 1,050.8 2010 3.0Interligação de Barra, 230 kV, BD 1 574.1 2009 1.8Transformadores 230/138 kV, 33 MVA, unidades monofásicas 4 366.1 2009 4.6Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 875.6 2009 2.7Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BPT 1 394.5 2009 1.2Vão de Linha 138 kV, BPT, saída ITARUMÃ 1 548.9 2010 1.6Vão de Linha 138 kV, BPT, saída S. HELENA 1 548.9 2009 1.7Vão de interligação de barra, 138 kV, BPT 1 291.1 2009 0.9SE B. COQUEIROS - 230 kV 10.8Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2010 4.2Transformadores 230-13,8 kV, 100 MVA 1 878.4 2010 2.5Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2010 1.8Vão de Linha 230 kV, BS, saída COLETORA 2 1 835.3 2010 2.4SE CAÇU - 230 kV 10.4Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2010 4.2Transformadores 230-13,8 kV, 70 MVA 1 713.2 2010 2.0Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2010 1.8Vão de Linha 230 kV, BS, saída COLETORA 2 1 835.3 2010 2.4SE F. R. CLARO - 230 kV 18.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 2,567.4 2010 7.3Transformadores 230-13,8 kV, 70 MVA 1 713.2 2010 2.0Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2010 2.2Vão de Linha 230 kV, BPT, saída Itaguaçu 1 934.1 2010 2.6Vão de Linha 230 kV, BPT, saída S.R.Verdinho 1 934.1 2010 2.6Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2010 1.5SE BOA VISTA - 230 kV 23.6Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 2,567.4 2009 8.1Transformadores 230-13,8 kV, 82 MVA 1 834.4 2009 2.6Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2009 2.4Vão de Linha 230 kV, BPT, saída ITAGUAÇU 1 934.1 2009 2.9Vão de Linha 230 kV, BPT, saída UTE CACHOEIRA DOURADA 1 934.1 2009 2.9Vão de Linha 230 kV, BPT, saída UTE QUIRINÓPOLIS 1 934.1 2009 2.9Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2009 1.7SE CACHOEIRA DOURADA - 230 kV 12.0Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 95 MVA 1 878.4 2009 2.8Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BS, saída UTE BOA VISTA 1 835.3 2009 2.6SE ITARUMÃ - 138 kV 5.2Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2010 1.9Transformadores 138-13,8 kV, 44 MVA 1 342.1 2010 1.0Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2010 0.9Vão de Linha 138 kV, BS, saída COLETORA 1 via Caçu e B. Coqueiros 1 490.8 2010 1.4LT TUCANO - SALTO 6.2LT 230 kV, 1 x 795 MCM 34.6 86.8 2013 6.2SE TUCANO - 230 kV 8.5Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2013 3.1Transformadores 230-13,8 kV, 170 MVA 1 1,181.2 2013 2.4Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2013 1.3Vão de Linha 230 kV, BS saída SALTO 1 835.3 2013 1.7


Alternativa 1C - LT 500 kV Itaguaçu - São Simão

Obras Quantidade



72




LT 500 kV ITAGUAÇU - SÃO SIMÃO 13.7LT 500 kV, 3 x 900 MCM 23 189.1 2009 13.7SE 500 kV SÃO SIMÃO 10.5Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Cachoeira Alta II 1 2,366.2 2009 7.4Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 977.7 2009 3.1LT 230 kV S.R.VERDINHO-FOZ DO RIO CLARO 4.0LT 230 kV, 1 x 795 MCM 14.6 86.8 2009 4.0LT 230 kV F. R. CLARO - ITAGUAÇU 3.8LT 230 kV, 1 x 795 MCM 13.8 86.8 2009 3.8LT 230 kV BARRA DO COQUEIRO - ITAGUAÇU 19.8LT 230 kV, 2 x 954 MCM 49 128.7 2,009 19.8LT 230 kV SALTO - BARRA DO COQUEIRO 6.2LT 230 kV ENERG. SSIMÃO - ITAGUAÇU 2.3LT 230 kV, 1 x 795 MCM 8.6 86.8 2009 2.3LT 138 kV S.HELENA - COLETORA 2 9.3LT 138 kV, 1 x 336 MCM 54 55.0 2009 9.3LT 230 kV BOA VISTA - ITAGUAÇU 17.3LT 230 kV, 1 x 795 MCM 63.5 86.8 2009 17.3LT 230 kV QUIRINÓPOLIS - BOA VISTA 2.7LT 230 kV, 1 x 795 MCM 10 86.8 2009 2.7SE COLETORA 1 112.6Módulo Geral, SE 500 kV, Porte grande 1 10,517.3 2009 33.0Autotransformadores 500/230 kV, 225 MVA, monofásicos 4 2,089.9 2009 26.2Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2,140.0 2009 6.7Vão de Linha 500 kV, DJM, saída São Simão 1 2,366.2 2009 7.4Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 875.6 2009 2.7Vão de Linha 230 kV, BD, saída S. SIMÃO ENERG 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída ITAGUAÇU 1 1,050.8 2013 2.2Vão de Linha 230 kV, BD, saída BARRA DO COQUEIRO 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída F. R. CLARO 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída Boa Vista 1 1,050.8 2009 3.3Interligação de Barra, 230 kV, BD 1 574.1 2009 1.8Autotransformadores 500/230 kV, 225 MVA, monofásicos 3 2,089.9 2013 13.0Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2,140.0 2013 4.4Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 875.6 2013 1.8SE ITAGUAÇU - 230 kV 3.5Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2013 1.3Transformadores 230/13,8 kV, 140 MVA 1 1,051.5 2013 2.2SE S. R. VERDINHO - 230 kV 12.0Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 100 MVA 1 878.4 2009 2.8Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BS, saída para Itaguaçu , via F. R. Claro 1 835.3 2009 2.6SE SALTO - 230 kV 20.2Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 2,567.4 2009 8.1Transformadores 230/13,8 kV, 120 MVA 1 1,003.9 2009 3.2Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2009 2.4Vão de Linha 230 kV, BPT, saída ITAGUAÇU VIA BARRA DO COQUEIROS 1 934.1 2009 2.9Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2009 1.7Vão de Linha 230 kV, BPT, saída Tucano 1 934.1 2013 1.9SE ENERG. SÃO SIMÃO - 230 kV 11.1Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 41 MVA 1 603.0 2009 1.9Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BS, saída ITAGUAÇU 1 835.3 2009 2.6SE SANTA HELENA - 138 kV 5.9Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2009 2.1Transformadores 138-13,8 kV, 53 MVA 1 391.4 2009 1.2Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2009 1.0Vão de Linha 138 kV, BS, saída COLETORA 1 via Caçu e B. Coqueiros 1 490.8 2009 1.5SE QUIRINÓPOLIS - 230 kV 11.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 60 MVA 1 658.1 2009 2.1Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BS, saída Boa Vista 1 835.3 2009 2.6

Obras Quantidade

Alternativa 1C - 500 kV - Itaguaçu - São Simão



73




LT 230 kV CAÇU - B. COQUEIROS 6.3LT 230 kV, 1 x 795 MCM 25.7 86.8 2010 6.3LT 230 kV CACHOEIRA DOURADA - BOA VISTA 6.6LT 230 kV, 1 x 795 MCM 24.2 86.8 2009 6.6LT 138 kV ITARUMÃ - SE SALTO 8.7LT 138 kV, 1 x 336 MCM 56 55.0 2010 8.7SE COLETORA 2 38.8Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Média 1 3,725.8 2009 11.7Vão de Linha 230 kV, BD, saída Caçu 1 1,050.8 2010 3.0Vão de Linha 230 kV, BD, saída Itaguaçu 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída Salto 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída B.Coqueiros 1 1,050.8 2010 3.0Interligação de Barra, 230 kV, BD 1 574.1 2009 1.8Transformadores 230/138 kV, 33 MVA, unidades monofásicas 4 366.1 2009 4.6Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 875.6 2009 2.7Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BPT 1 394.5 2009 1.2Vão de Linha 138 kV, BPT, saída ITARUMÃ 1 548.9 2010 1.6Vão de Linha 138 kV, BPT, saída S. HELENA 1 548.9 2009 1.7Vão de interligação de barra, 138 kV, BPT 1 291.1 2009 0.9SE B. COQUEIROS - 230 kV 4.3Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 634.5 2010 1.8Transformadores 230/13,8 kV, 100 MVA 1 878.4 2010 2.5SE CAÇU - 230 kV 10.4Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2010 4.2Transformadores 230-13,8 kV, 70 MVA 1 713.2 2010 2.0Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2010 1.8Vão de Linha 230 kV, BS, saída COLETORA 2 1 835.3 2010 2.4SE F. R. CLARO - 230 kV 18.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 2,567.4 2010 7.3Transformadores 230/13,8 kV, 70 MVA 1 713.2 2010 2.0Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2010 2.2Vão de Linha 230 kV, BPT, saída Itaguaçu 1 934.1 2010 2.6Vão de Linha 230 kV, BPT, saída S.R.Verdinho 1 934.1 2010 2.6Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2010 1.5SE BOA VISTA - 230 kV 23.6Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 2,567.4 2009 8.1Transformadores 230-13,8 kV, 82 MVA 1 834.4 2009 2.6Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2009 2.4Vão de Linha 230 kV, BPT, saída ITAGUAÇU 1 934.1 2009 2.9Vão de Linha 230 kV, BPT, saída UTE CACHOEIRA DOURADA 1 934.1 2009 2.9Vão de Linha 230 kV, BPT, saída UTE QUIRINÓPOLIS 1 934.1 2009 2.9Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2009 1.7SE CACHOEIRA DOURADA - 230 kV 12.0Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 95 MVA 1 878.4 2009 2.8Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BS, saída UTE BOA VISTA 1 835.3 2009 2.6SE ITARUMÃ - 138 kV 5.2Módulo Geral, SE 138 kV, Porte PEQUENA 1 682.2 2010 1.9Transformadores 138-13,8 kV, 44 MVA 1 342.1 2010 1.0Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BS 1 328.0 2010 0.9Vão de Linha 138 kV, BS, saída COLETORA 1 via Caçu e B. Coqueiros 1 490.8 2010 1.4LT TUCANO - SALTO 6.2LT 230 kV, 1 x 795 MCM 34.6 86.8 2013 6.2SE TUCANO - 230 kV 8.5Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2013 3.1Transformadores 230-13,8 kV, 170 MVA 1 1,181.2 2013 2.4Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2013 1.3Vão de Linha 230 kV, BS saída SALTO 1 835.3 2013 1.7


Obras Quantidade

Alternativa 1C - 500 kV - Itaguaçu - São Simão



74




LT 500 kV ITAGUAÇU - SÃO SIMÃO 13.7LT 500 kV, 3 x 900 MCM 23 189.1 2,009 13.7SE 500 kV SÃO SIMÃO 10.5Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Cachoeira Alta II 1 2,366.2 2,009 7.4Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 977.7 2009 3.1LT 230 kV S.R.VERDINHO-FOZ DO RIO CLARO 4.0LT 230 kV, 1 x 795 MCM 14.6 86.8 2009 4.0LT 230 kV F. R. CLARO - ITAGUAÇU 3.8LT 230 kV, 1 x 795 MCM 13.8 86.8 2009 3.8LT 230 kV SALTO - ITAGUAÇU 25.0LT 230 kV, 2 x 954 MCM 61.9 128.7 2,009 25.0LT 230 kV ENERG. SSIMÃO - ITAGUAÇU 2.3LT 230 kV, 1 x 795 MCM 8.6 86.8 2009 2.3LT 230 kV SANTA HELENA - CAÇU 7.4LT 230 kV, 1 x 795 MCM 27 86.8 2009 7.4LT 230 kV BOA VISTA - ITAGUAÇU 17.3LT 230 kV, 1 x 795 MCM 63.5 86.8 2009 17.3LT 230 kV QUIRINÓPOLIS - BOA VISTA 2.7LT 230 kV, 1 x 795 MCM 10 86.8 2009 2.7SE COLETORA 1 112.6Módulo Geral, SE 500 kV, Porte grande 1 10,517.3 2009 33.0Autotransformadores 500/230 kV, 225 MVA, monofásicos 4 2,089.9 2009 26.2Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2,140.0 2009 6.7Vão de Linha 500 kV, DJM, saída São Simão 1 2,366.2 2009 7.4Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 875.6 2009 2.7Vão de Linha 230 kV, BD, saída S. SIMÃO ENERG 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída ITAGUAÇU 1 1,050.8 2013 2.2Vão de Linha 230 kV, BD, saída BARRA DO COQUEIRO 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída F. R. CLARO 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída BOA VISTA 1 1,050.8 2009 3.3Interligação de Barra, 230 kV, BD 1 574.1 2009 1.8Autotransformadores 500/230 kV, 225 MVA, monofásicos 3 2,089.9 2013 13.0Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2,140.0 2013 4.4Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 875.6 2013 1.8SE ITAGUAÇU - 230 kV 8.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2013 3.1Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2013 1.3Vão de Linha 230 kV, BS, saída COLETORA 1 1 835.3 2013 1.7Transformadores 230-13,8 kV, 140 MVA 1 1,051.5 2013 2.2SE S. R. VERDINHO - 230 kV 12.0Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 100 MVA 1 878.4 2009 2.8Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BS, saída para Itaguaçu , via F. R. Claro 1 835.3 2009 2.6SE COLETORA SALTO - 230 kV 24.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Média 1 3,725.8 2009 3.7Vão de Linha 230 kV, BD, saída ITAGUAÇU 1 1,050.8 2009 3.3Interligação de Barra, 230 kV, BD 1 574.1 2009 1.8Vão de Linha 230 kV, BD, saída B. COQUEIROS 1 1,050.8 2010 3.0Vão de Linha 230 kV, BD, saída SANTA HELENA VIA CAÇU 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída UTE ITARUMÃ 1 1,050.8 2010 3.0Vão de Linha 230 kV, BD, saída UTE SALTO 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída TUCANO 1 1,050.8 2013 3.0SE SALTO - 230 kV 12.1Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 120 MVA 1 1,003.9 2009 3.2Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BPT, saída COLETORA SALTO 1 835.3 2010 2.4SE ENERG. SÃO SIMÃO - 230 kV 11.1Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 41 MVA 1 603.0 2009 1.9Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BPT, saída ITAGUAÇU 1 835.3 2009 2.6SE SANTA HELENA - 230 kV 11.1Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 53 MVA 1 603.0 2009 1.9Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BPT, saída SALTO VIA CAÇU 1 835.3 2009 2.6SE QUIRINÓPOLIS - 230 kV 11.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 60 MVA 1 658.1 2009 2.1Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BPT, saída Boa Vista 1 835.3 2009 2.6

Alternativa 1D - LT 500 kV - Itaguaçu - São Simão

Obras Quantidade



75




LT 230 kV BARRA DO COQUEIRO - SALTO 5.6LT 230 kV, 1 x 795 MCM 22.8 86.8 2010 5.6LT 230 kV CAÇU - SALTO 9.1LT 230 kV, 1 x 795 MCM 33.2 86.8 2009 9.1LT 230 kV CACHOEIRA DOURADA - BOA VISTA 6.6LT 230 kV, 1 x 795 MCM 24.2 86.8 2009 6.6LT 230 kV ITARUMÃ - SALTO 7.2LT 230 kV, 1 x 795 MCM 29.4 86.8 2010 7.2SE F. R. CLARO - 230 kV 18.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 2,567.4 2010 7.3Transformadores 230-13,8 kV, 70 MVA 1 713.2 2010 2.0Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2010 2.2Vão de Linha 230 kV, BPT, saída ITAGUAÇU 1 934.1 2010 2.6Vão de Linha 230 kV, BPT, saída S.R.Verdinho 1 934.1 2010 2.6Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2010 1.5SE B. COQUEIROS - 230 kV 10.8Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2010 4.2Transformadores 230-13,8 kV, 100 MVA 1 878.4 2010 2.5Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 634.5 2010 1.8Vão de Linha 230 kV, BPT, saída Salto 1 835.3 2010 2.4SE CAÇU - 230 kV 18.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 2,567.4 2010 7.3Transformadores 230-13,8 kV, 70 MVA 1 713.2 2010 2.0Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2010 2.2Vão de Linha 230 kV, BPT, saída Salto 1 934.1 2010 2.6Vão de Linha 230 kV, BPT, saída S. HELENA 1 934.1 2010 2.6Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2010 1.5SE BOA VISTA - 230 kV 23.6Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 2,567.4 2009 8.1Transformadores 230-13,8 kV, 82 MVA 1 834.4 2009 2.6Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2009 2.4Vão de Linha 230 kV, BPT, saída C.ALTA II 1 934.1 2009 2.9Vão de Linha 230 kV, BPT, saída UTE CACHOEIRA DOURADA 1 934.1 2009 2.9Vão de Linha 230 kV, BPT, saída UTE QUIRINÓPOLIS 1 934.1 2009 2.9Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2009 1.7SE CACHOEIRA DOURADA - 230 kV 12.0Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 95 MVA 1 878.4 2009 2.8Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BPT, saída UTE BOA VISTA 1 835.3 2009 2.6SE ITARUMÃ - 230 kV 10.0Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2010 4.2Transformadores 230-13,8 kV, 44 MVA 1 603.0 2010 1.7Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 634.5 2010 1.8Vão de Linha 230 kV, BPT, saída SALTO 1 835.3 2010 2.4LT TUCANO - SALTO 6.2LT 230 kV, 1 x 795 MCM 34.6 86.8 2013 6.2SE TUCANO - 230 kV 8.5Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2013 3.1Transformadores 230-13,8 kV, 170 MVA 1 1,181.2 2013 2.4Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 634.5 2013 1.3Vão de Linha 230 kV, BPT, saída SALTO 1 835.3 2013 1.7



Obras Quantidade



76




LT 500 kV ITAGUAÇU - SÃO SIMÃO 13.7LT 500 kV, 3 x 900 MCM 23 189.1 2,009 13.7SE 500 kV SÃO SIMÃO 10.5Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Cachoeira Alta II 1 2,366.2 2,009 7.4Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 977.7 2009 3.1LT 230 kV S.R.VERDINHO-FOZ DO RIO CLARO 4.0LT 230 kV, 1 x 795 MCM 14.6 86.8 2009 4.0LT 230 kV F. R. CLARO - ITAGUAÇU 3.8LT 230 kV, 1 x 795 MCM 13.8 86.8 2009 3.8LT 230 kV SALTO - ITAGUAÇU 25.0LT 230 kV, 2 x 954 MCM 61.9 128.7 2,009 25.0LT 230 kV ENERG. SSIMÃO - ITAGUAÇU 2.3LT 230 kV, 1 x 795 MCM 8.6 86.8 2009 2.3LT 230 kV SANTA HELENA - CAÇU 7.4LT 230 kV, 1 x 795 MCM 27 86.8 2009 7.4LT 230 kV BOA VISTA - ITAGUAÇU 17.3LT 230 kV, 1 x 795 MCM 63.5 86.8 2009 17.3LT 230 kV QUIRINÓPOLIS - BOA VISTA 2.7LT 230 kV, 1 x 795 MCM 10 86.8 2009 2.7SE COLETORA 1 112.6Módulo Geral, SE 500 kV, Porte grande 1 10,517.3 2009 33.0Autotransformadores 500/230 kV, 225 MVA, monofásicos 4 2,089.9 2009 26.2Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2,140.0 2009 6.7Vão de Linha 500 kV, DJM, saída São Simão 1 2,366.2 2009 7.4Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 875.6 2009 2.7Vão de Linha 230 kV, BD, saída S. SIMÃO ENERG 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída ITAGUAÇU 1 1,050.8 2013 2.2Vão de Linha 230 kV, BD, saída BARRA DO COQUEIRO 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída F. R. CLARO 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída BOA VISTA 1 1,050.8 2009 3.3Interligação de Barra, 230 kV, BD 1 574.1 2009 1.8Autotransformadores 500/230 kV, 225 MVA, monofásicos 3 2,089.9 2013 13.0Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2,140.0 2013 4.4Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 875.6 2013 1.8SE ITAGUAÇU - 230 kV 3.5Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2013 1.3Transformadores 230-13,8 kV, 140 MVA 1 1,051.5 2013 2.2SE S. R. VERDINHO - 230 kV 12.0Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 100 MVA 1 878.4 2009 2.8Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BS, saída para Itaguaçu , via F. R. Claro 1 835.3 2009 2.6SE COLETORA SALTO - 230 kV 24.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Média 1 3,725.8 2009 3.7Vão de Linha 230 kV, BD, saída ITAGUAÇU 1 1,050.8 2009 3.3Interligação de Barra, 230 kV, BD 1 574.1 2009 1.8Vão de Linha 230 kV, BD, saída B. COQUEIROS 1 1,050.8 2010 3.0Vão de Linha 230 kV, BD, saída SANTA HELENA VIA CAÇU 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída UTE ITARUMÃ 1 1,050.8 2010 3.0Vão de Linha 230 kV, BD, saída UTE SALTO 1 1,050.8 2009 3.3Vão de Linha 230 kV, BD, saída TUCANO 1 1,050.8 2013 3.0SE SALTO - 230 kV 5.1Transformadores 230-13,8 kV, 120 MVA 1 1,003.9 2009 3.2Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2009 2.0SE ENERG. SÃO SIMÃO - 230 kV 11.1Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 41 MVA 1 603.0 2009 1.9Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BPT, saída ITAGUAÇU 1 835.3 2009 2.6SE SANTA HELENA - 230 kV 11.1Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 53 MVA 1 603.0 2009 1.9Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BPT, saída SALTO VIA CAÇU 1 835.3 2009 2.6SE QUIRINÓPOLIS - 230 kV 11.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 60 MVA 1 658.1 2009 2.1Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BPT, saída Boa Vista 1 835.3 2009 2.6

Obras Quantidade




77




LT 230 kV BARRA DO COQUEIRO - SALTO 5.6LT 230 kV, 1 x 795 MCM 22.8 86.8 2010 5.6LT 230 kV CAÇU - SALTO 9.1LT 230 kV, 1 x 795 MCM 33.2 86.8 2009 9.1LT 230 kV CACHOEIRA DOURADA - BOA VISTA 6.6LT 230 kV, 1 x 795 MCM 24.2 86.8 2009 6.6LT 230 kV ITARUMÃ - SALTO 7.2LT 230 kV, 1 x 795 MCM 29.4 86.8 2010 7.2SE F. R. CLARO - 230 kV 18.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 2,567.4 2010 7.3Transformadores 230-13,8 kV, 70 MVA 1 713.2 2010 2.0Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2010 2.2Vão de Linha 230 kV, BPT, saída ITAGUAÇU 1 934.1 2010 2.6Vão de Linha 230 kV, BPT, saída S.R.Verdinho 1 934.1 2010 2.6Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2010 1.5SE B. COQUEIROS - 230 kV 10.8Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2010 4.2Transformadores 230-13,8 kV, 100 MVA 1 878.4 2010 2.5Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 634.5 2010 1.8Vão de Linha 230 kV, BPT, saída Salto 1 835.3 2010 2.4SE CAÇU - 230 kV 18.3Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 2,567.4 2010 7.3Transformadores 230-13,8 kV, 70 MVA 1 713.2 2010 2.0Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2010 2.2Vão de Linha 230 kV, BPT, saída Salto 1 934.1 2010 2.6Vão de Linha 230 kV, BPT, saída S. HELENA 1 934.1 2010 2.6Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2010 1.5SE BOA VISTA - 230 kV 23.6Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 2,567.4 2009 8.1Transformadores 230-13,8 kV, 82 MVA 1 834.4 2009 2.6Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 763.0 2009 2.4Vão de Linha 230 kV, BPT, saída C.ALTA II 1 934.1 2009 2.9Vão de Linha 230 kV, BPT, saída UTE CACHOEIRA DOURADA 1 934.1 2009 2.9Vão de Linha 230 kV, BPT, saída UTE QUIRINÓPOLIS 1 934.1 2009 2.9Interligação de Barra, 230 kV, BPT 1 546.8 2009 1.7SE CACHOEIRA DOURADA - 230 kV 12.0Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2009 4.6Transformadores 230-13,8 kV, 95 MVA 1 878.4 2009 2.8Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BPT 1 634.5 2009 2.0Vão de Linha 230 kV, BPT, saída UTE BOA VISTA 1 835.3 2009 2.6SE ITARUMÃ - 230 kV 10.0Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2010 4.2Transformadores 230-13,8 kV, 44 MVA 1 603.0 2010 1.7Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2010 1.8Vão de Linha 230 kV, BS, saída SALTO 1 835.3 2010 2.4LT TUCANO - SALTO 6.2LT 230 kV, 1 x 795 MCM 34.6 86.8 2013 6.2SE TUCANO - 230 kV 8.5Módulo Geral, SE 230 kV, Porte Pequena 1 1,477.0 2013 3.1Transformadores 230-13,8 kV, 170 MVA 1 1,181.2 2013 2.4Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BS 1 634.5 2013 1.3Vão de Linha 230 kV, BS, saída SALTO 1 835.3 2013 1.7


Obras Quantidade




78

ANEXO 3 – DIAGRAMAS UNIFILARES



79

Figura 34 Diagrama unifilar básico da Coletora 1 (Itaguaçu)

Figura 35 Diagrama unifilar básico da Coletora 2 (Barra dos Coqueiros)



80

Figura 36 Diagrama unifilar básico SE São Simão

reforÇo a rede bÁsica do norte de minas gerais · de potência, e anafas, para as análises de...

Documents