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DISSERTAÇÃO DE MESTRADO Nº 966
METODOLOGIA MULTICRITÉRIOS PARA PLANEJAMENTO DAEXPANSÃO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO
Michele dos Reis Pereira
DATA DA DEFESA: 22/02/2017
Powered by TCPDF (www.tcpdf.org)
Universidade Federal de Minas Gerais
Escola de Engenharia
Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica
METODOLOGIA MULTICRITÉRIOS PARA PLANEJAMENTO DAEXPANSÃO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO
Michele dos Reis Pereira
Dissertação de Mestrado submetida à BancaExaminadora designada pelo Colegiado do Programade Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da Escolade Engenharia da Universidade Federal de MinasGerais, como requisito para obtenção do Título deMestre em Engenharia Elétrica.
Orientadora: Profa. Maria Helena Murta Vale
Belo Horizonte - MG
Fevereiro de 2017
Powered by TCPDF (www.tcpdf.org)
Pereira, Michele dos Reis. P436m Metodologia multicritérios para planejamento da expansão de sistemas
de distribuição [manuscrito] / Michele dos Reis Pereira. – 2017. 88 f., enc.: il.
Orientadora: Maria Helena Murta Vale.
Dissertação (mestrado) Universidade Federal de Minas Gerais, Escola de Engenharia. Bibliografia: f. 87-88.
1. Engenharia elétrica - Teses. 2. Redes elétricas - Teses. 3. Metodologia - Teses. 4. Avaliação - Teses. 5. Georreferenciamento - Teses. I. Vale, Maria Helena Murta. II. Universidade Federal de Minas Gerais. Escola de Engenharia. III. Título.
CDU: 621.3(043)
Dedico este trabalho à minha mãe Neusa e minha vó Judith
Por toda dedicação, incentivo e amor.
AGRADECIMENTOS
A Deus e ao universo por todas as oportunidades proporcionadas.
Aos professores do Curso de Especialização em Engenharia de Sistemas
Elétricos de Potência – CESEP, onde tudo começou, primeiro degrau e início da
pesquisa que se estendeu até aqui. Obrigada por todos os desafios e conhecimentos
transmitidos.
À professora Maria Helena Murta Vale, pelo incentivo à continuação do
trabalho e consequentemente ao ingresso no mestrado. Assim como pela orientação
sempre amiga e assertiva.
Aos amigos, professores e companheiros desta jornada que me incentivaram e
compartilharam o tempo, o conhecimento e as experiências que se transformaram em
memórias nobres e felizes, devido à amizade e ao prazer da convivência, sem os
quais a caminhada seria muito mais árdua.
Aos amigos da CEMIG, especialmente aos da equipe de planejamento da
expansão da equipe de alta tensão da Cemig D, pela amizade, companheirismo,
colaboração e compreensão. Ao Tiago Vilela pelo primeiro incentivo, apoio e
patrocínio. Aos amigos Hernane Salvador, Bruno Hercílio e Vinícius Araújo, minha
eterna gratidão.
Ao Cleber Sacramento e ao Anderson Neves, por viabilizarem a realização
deste mestrado. Ao Blunio Elias da Silva, possuidor de mente brilhante, por todo o
auxílio, inspiração, conhecimento compartilhado e colaboração tanto na especialização
quanto no mestrado. Toda a minha gratidão, admiração e amizade.
À minha família pelo apoio, incentivo, carinho e paciência em todos os
momentos e aos amigos de vida por me apoiarem e serem meu porto seguro e meu
alívio nos momentos mais difíceis. Obrigada pelas risadas e pelas conversas amigas.
RESUMO
O trabalho apresenta uma nova abordagem de planejamento da expansão de
sistemas elétricos que se caracteriza pelo tratamento simultâneo, georreferenciado e
global de um grande volume de informações acerca do desempenho da rede elétrica.
Esta metodologia multicritérios visa garantir a avaliação integrada e padronizada dos
principais parâmetros que influenciam o desempenho do sistema de distribuição, não
só no que tange ao desempenho técnico, mas também a sustentabilidade do negócio
distribuição. Nesta direção, é definido o Índice de Vulnerabilidade Sistêmica,
denominado IVSis.
A abordagem diferencial do indicador é que este se baseia em uma matriz de
correlação entre os fatores de vulnerabilidade e seus possíveis impactos no negócio
de distribuição.
A metodologia proposta na dissertação encontra-se implementada em um
banco de dados de um sistema elétrico real, onde foi cadastrado o diagnóstico do
sistema elétrico de distribuição, considerando os parâmetros de desempenho
avaliados. A aplicação neste sistema real e a análise dos resultados obtidos mostra
que o IVSis é capaz de identificar e priorizar as áreas mais vulneráveis do sistema,
considerando os fatores de vulnerabilidade ponderados e pode ser utilizado como
apoio às equipes de planejamento na tomada de decisão envolvida nos estudos,
contribuindo para uma melhor aplicação dos recursos financeiros.
A metodologia multicritérios também é utilizada para priorização do portfólio de
obras proposto pelos estudos de planejamento integrado do sistema elétrico
realizados a partir da aplicação do IVSis. Esta aplicação se caracteriza pela
quantificação dos benefícios proporcionados por cada plano de obra de forma
sistemática e padronizada. Esta é realizada segundo aspectos técnicos, financeiros e
de segurança, considerando a profundidade e a abrangência do problema
solucionado, assim como, pelo alinhamento ao planejamento estratégico da empresa.
Para viabilizar tal priorização, propõe-se o indicador denominado Relação Benefício
Custo, RBC.
A aplicação da metodologia no portfólio de obras real e a análise dos
resultados obtidos mostra que a metodologia também é capaz de identificar e priorizar
os melhores investimentos para a empresa, considerado os critérios de priorização
ponderados, subsidiando a tomada de decisão na aplicação de recursos, garantindo o
melhor desempenho do sistema elétrico e a sustentabilidade do negócio distribuição.
ABSTRACT
This work presents a new approach for electrical systems expansion planning
tasks. It is characterized by simultaneous, georeferenced and global treatment of a
large amount of information related to the performance of the electrical network. This
multi-criteria methodology aims to ensure the integrated and standardized evaluation of
the main parameters that influence the performance of the distribution system, not only
in terms of technical performance, but also the sustainability of the distribution
business. In this direction, it is defined an index, called Systemic Vulnerability Index,
the IVSis.
The differential approach of the indicator is that it is based on a correlation
matrix between the vulnerability factors and their possible impacts on the distribution
business.
The proposed methodology in this work is implemented in a database of a real
electrical system, where the diagnosis of the electric distribution system was
registered, considering the performance parameters evaluated. The application in this
real system and the analysis of the obtained results show that the IVSis is able to
identify and prioritize the most vulnerable areas of the system, considering the
weighted vulnerability factors and can be used as support to the planning teams in the
decision making involved in the contribute to a better application of financial resources.
The multi-criteria methodology is also used to prioritize the portfolio of works
proposed by the studies of integrated planning of the electric system carried out from
the application of IVIs. This application is characterized by the quantification of the
benefits provided by each work plan in a systematic and standardized way. It is carried
out according to technical, financial and security aspects, considering the depth and
scope of the problem solved, as well, by the alignment to the strategic planning of the
company. To make such priorization feasible, the indicator called cost benefit ratio,
RBC is proposed.
The application in the real works portfolio and the analysis of the obtained
results shows that the methodology is also able to identify and prioritize the best
investments for the company, considering the weighted prioritization criteria,
subsidizing the decision making in the application of resources, ensuring the best
performance of the electrical system and the sustainability of the distribution business.
SUMÁRIO
1 Introdução ................................................................................................................ 1
2 Contextualização da Proposta ................................................................................ 7
2.1 Considerações Iniciais ................................................................................... 7
2.2 Análise da Legislação Aplicável ................................................................. 10
2.2.1 Resolução Normativa ANEEL 414/2010 – Condições Gerais de
Fornecimento de Energia Elétrica ......................................................................... 10
2.2.2 Prodist – Procedimentos de Distribuição ............................................. 14
2.3 Planejamento da Expansão do Sistema Elétrico de Distribuição ................ 24
2.3.1 Etapas de Planejamento da Expansão do Sistema Elétrico ................. 24
2.3.2 Parâmetros de Desempenho do Sistema Elétrico – Descrição e
Limites 25
2.4 Considerações Finais ................................................................................... 31
3 Análise dos Fatores de Vulnerabilidade do Sistema Elétrico ............................ 33
3.1 Identificação de Vulnerabilidades ............................................................... 33
3.1.1 Definição de Vulnerabilidade do Sistema Elétrico ............................... 33
3.1.2 Violação de Limites Técnicos e Impactos no Sistema .......................... 34
3.1.2.1 Caracterização dos Impactos ......................................................................... 35
3.1.2.2 Correlação entre Violação e Impacto ............................................................. 35
3.1.3 Definição e Caracterização de Áreas Críticas de Desempenho do
Sistema Elétrico ...................................................................................................... 42
3.2 Considerações Finais ................................................................................... 53
4 Índice de Vulnerabilidade Sistêmico – IVSis ...................................................... 54
4.1 Considerações Iniciais ................................................................................. 54
4.2 Metodologia para Cálculo do Índice de Vulnerabilidade Sistêmico ........... 57
4.2.1 Definição do Índice IVSis ..................................................................... 59
4.2.2 Processo de Simulação – Estudo de Caso ............................................ 60
4.2.3 Resultados da Simulação ...................................................................... 60
4.3 Priorização das Áreas Críticas - Análise dos Resultados ............................ 62
4.4 Considerações Finais ................................................................................... 68
5 Priorização do Portfólio de Obras ....................................................................... 69
5.1 Considerações Iniciais ................................................................................. 69
5.2 Definição dos Critérios de Priorização de Obras ......................................... 70
5.3 Caracterização e Cálculo dos Critérios de Priorização de Obras ................ 71
5.3.1 Descrição e Cálculo dos Benefícios ..................................................... 72
5.3.1.1 Atendimento ao mercado - Disponibilidade de MVA .................................... 72
5.3.1.2 Nível de Tensão .............................................................................................. 73
5.3.1.3 Segurança ........................................................................................................ 74
5.3.1.4 Melhoria no DEC ............................................................................................ 75
5.3.1.5 Perdas Técnicas .............................................................................................. 75
5.3.1.6 Custo de O&M ................................................................................................ 76
5.3.1.7 Compensação Financeira ................................................................................ 77
5.3.2 Prudência do Investimento ................................................................... 78
5.4 Cálculo do Peso Relativo dos Critérios de Priorização ............................... 79
5.5 Definição do Indicador RBC - Relação Benefício Custo ............................ 80
5.6 Priorização de Obras - Processo de Simulação............................................ 81
5.7 Aplicação do Indicador RBC - Análise dos Resultados .............................. 82
5.8 Considerações Finais ................................................................................... 83
6 Conclusões e Propostas de Continuidade ............................................................ 84
6.1 Conclusões ................................................................................................... 84
6.2 Propostas de Continuidade .......................................................................... 86
Referências Bibliográficas ........................................................................................... 87
LISTA DE SIGLAS
ANA – Agência Nacional de Águas;
ANAREDE – Análise de Redes;
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica;
ANP – Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis;
BNDES – Banco Nacional de Desenvolvimento;
CAC – Central de Atendimento ao Consumidor;
CADE – Conselho Administrativo de Defesa Econômica
CCEE – Câmara de Comercialização de Energia;
CEMIG D – Cemig Distribuição S/A;
CNPE – Comissão Nacional de Pesquisa Energética;
CONAMA – Conselho Nacional do Meio Ambiente;
DEC – Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora;
EPE – Empresa de Pesquisa Energética;
FEC – Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora;
GET – Grupo de Trabalho;
IASC – Índice ANEEL de Satisfação do Consumidor;
ISQP – Índice de Satisfação da Qualidade Percebida;
MMA – Ministério do Meio Ambiente;
MME – Ministério de Minas e Energia;
NCE – Número de Cliente Equivalentes;
ONS – Operador Nacional do Sistema;
OPEX – Custos de Operação e Manutenção;
PDD – Plano de Desenvolvimento da Distribuição;
PRODIST – Procedimentos de Distribuição;
RBC – Relação Benefício Custo;
R2 – Relatório de Detalhamento da Alternativa de Referência;
SAS – Statistic Analysis Systems;
SDAT – Sistema Distribuição de Alta Tensão;
SDBT – Sistema de Distribuição de Baixa Tensão;
SDMT – Sistema de Distribuição de Média Tensão;
SDE/MJ – Secretaria de Direito Econômico do Ministério da Justiça;
SE/SDE – Subestação;
SEAE – Secretaria de Acompanhamento Econômico;
SIN – Sistema Interligado Nacional;
STE – Superintendência de Transmissão de Energia;
UFMG – Universidade Federal de Minas Gerais.
1 Introdução O desenvolvimento social e econômico de um país tem como requisito
indispensável o suprimento e a disponibilidade de energia elétrica, pois é sabido que
as atividades em geral são altamente dependentes do consumo deste recurso. Vale
ressaltar que a qualidade de vida de uma nação pode ser avaliada pelo Índice de
Desenvolvimento Humano (IDH), elaborado pelas Nações Unidas, composto por três
indicadores: expectativa de vida ao nascer, educação e renda per capta. De acordo
com as Nações Unidas, o consumo per capta de eletricidade, medido em quilowatt-
hora por habitante por ano (kWh/hab/ano) de países de elevado IDH, varia de um para
outro, sendo 6.000 kWh/hab/ano o menor consumo. O Brasil apresenta um consumo
de 2.200kWh/hab/ano e, portanto, precisa percorrer um longo caminho para alcançar o
patamar dos países desenvolvidos. Neste contexto, percebe-se a relevância das
políticas eletroenergéticas estabelecidas pelo Ministério de Minas e Energia,
implantadas por meio da atuação dos diversos agentes do setor elétrico.
Várias atividades são elaboradas no sentido de se obter o melhor desempenho
atual e futuro do sistema elétrico, considerando seu aprimoramento e evolução. As
propostas apresentadas nesta dissertação estão relacionadas à atividade de
Planejamento da Expansão do Sistema Elétrico de Distribuição. Apesar dessa
atividade já ser tradicionalmente realizada no setor elétrico, várias questões ainda
requerem investigação, no sentido de melhorar o desempenho do sistema, em
especial o de distribuição. Sendo assim, para identificar de forma mais específica o
objetivo deste trabalho, torna-se relevante introduzir algumas de suas características.
As concessionárias de distribuição de energia elétrica, um dos agentes do
setor, são empresas de grande porte que desempenham o papel de elo entre o setor
de energia e a sociedade, uma vez que são responsáveis pelo relacionamento direto
com os consumidores. Possuem como obrigação legal garantir atendimento ao
crescimento de mercado e, para isso, realizam previsões de crescimento de mercado
consumidor e desenvolvem estudos para a expansão de seus sistemas, fornecendo
insumos para o planejamento da expansão dos sistemas de transmissão e geração de
energia elétrica. É importante observar que os desenvolvimentos realizados nesta
dissertação, incluindo os estudos de caso e aplicações práticas, consideraram
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO
2
informações e dados do sistema elétrico de uma empresa distribuidora que ocupa
papel de destaque no setor elétrico brasileiro, a Cemig Distribuição S/A.
O planejamento da expansão do sistema de distribuição brasileiro atualmente
segue as diretrizes estabelecidas no PRODIST – Procedimentos de Distribuição,
elaborado pelo órgão regulador do setor elétrico, a ANEEL – Agência Nacional de
Energia Elétrica [ANEEL 2013]. O Módulo 2 deste documento, especificamente, define
diretrizes, requisitos mínimos e critérios básicos para a previsão de demanda, estudos
de planejamento, elaboração do plano de desenvolvimento da distribuidora e sistemas
de informação geográfica regulatórios.
O planejamento da expansão propriamente consiste em um portfólio de obras
propostas para um horizonte de dez anos que visa garantir o crescimento de mercado
previsto atendendo aos critérios técnicos e econômicos estabelecidos pela agência
reguladora. Ressalta-se que o ciclo de investimentos varia de quatro a cinco anos,
conforme a regra de revisão tarifária específica de cada distribuidora, e é definido pela
ANEEL.
No caso da Cemig D, os estudos de planejamento desenvolvidos para a
definição dessas obras, são elaborados de forma integrada entre as áreas de alta
tensão – AT (34,5 kV a 161 kV) e média tensão – MT (13,8 kV e 23 kV). Considerando
o horizonte de estudos, casos bases de cálculos de fluxo de potência são utilizados na
elaboração do diagnóstico do sistema, cujos principais parâmetros avaliados são:
tensão nos barramentos; carregamento de transformadores; carregamento, perdas e
queda de tensão em linhas de distribuição e alimentadores. Detectados os problemas,
são elaboradas alternativas de expansão para a solução dos mesmos, englobando
obras de alta e média tensão.
Ressalta-se que, para a elaboração do diagnóstico e simulação de alternativas
de obras de alta tensão, normalmente utiliza-se o programa ANAREDE [CEPEL 2016]
e, para o diagnóstico e simulação de alternativas de obras de média tensão, utiliza-se
o CYME [CYME 2015]. Sendo assim, são gerados relatórios distintos, dificultando a
consolidação das análises e conclusões realizadas pelos profissionais envolvidos.
Para a elaboração do diagnóstico são necessárias várias informações. Dentre
elas, destacam-se: os valores de demanda máxima por subestação (SE), verificados
no ano e fornecidos pela área de operação; as taxas de crescimento por SE previstas
pela área de mercado; os casos bases de fluxo de potência – Brasil, fornecidos pela
EPE - Empresa de Pesquisa Energética. Este último é aplicável somente para a alta
tensão.
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO
3
O portfólio de planos de obras proposto para o sistema elétrico deve ser
compatibilizado com a previsão orçamentária definida pelo Conselho de Administração
das empresas para o ciclo tarifário vigente, por meio da aplicação de critérios para
priorização. Busca-se definir aqueles que deverão compor o Programa Plurianual de
Investimentos da distribuidora, uma vez que os recursos financeiros são finitos e,
muitas vezes, inferiores à necessidade verificada.
Do exposto, pode-se perceber o grau de complexidade envolvido nas decisões
de planejamento. Somente a avaliação do diagnóstico técnico mostra-se insuficiente
para avaliar todas as variáveis que influenciam o desempenho do sistema, além de
não garantir uma priorização que atenda a todos os objetivos estratégicos da empresa.
Faz-se necessário também avaliar diversas outras questões, tais como: os índices de
qualidade, Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC) e
Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC); a
depreciação dos ativos; os custos de operação e manutenção envolvidos; os
montantes de multas por descumprimentos das metas de qualidade; o número de
clientes atendidos.
Essas informações são apuradas e armazenadas, quase sempre, em bancos
de dados distintos. Atualmente não existe uma metodologia de planejamento da
expansão sistematizada que avalie conjuntamente os diversos parâmetros e que
avalie o grau de influência das violações dos mesmos no desempenho do sistema.
Visando alterar esta situação, vale comentar um projeto da empresa Cemig D onde as
informações do diagnóstico tradicional e aquelas citadas acima estão sendo inseridas
em um único banco de dados georrefenciado, de onde é possível visualizar e extrair
um diagnóstico integrado do sistema elétrico existente.
Já a priorização do portfólio de obras é baseada em critérios subjetivos,
incluindo a gravidade e a urgência do problema a ser solucionado, os históricos de
realização por tipo de investimento e regiões do estado, bem como a expertise dos
profissionais envolvidos na definição do Programa Plurianual de Investimentos.
Observa-se, mais uma vez, a complexidade da tomada de decisão por parte dos
planejadores, os quais não dispõem de metodologia sistematizada para a sua
realização.
É neste cenário, visando contribuir para tratar questões envolvidas no
planejamento da expansão do sistema de distribuição, que se localiza o
desenvolvimento desta dissertação.
De forma mais específica, o objetivo deste trabalho pode ser assim
caracterizado: analisar e avaliar de forma empírica as informações contidas no
diagnóstico integrado do sistema georrefenciado e propor uma metodologia
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO
4
multicritérios, para priorização dos problemas mais críticos e priorização dos planos de
obras propostos para solucioná-los, de forma a trazer mais benefícios à distribuição.
Vale observar que esta dissertação constitui continuidade dos desenvolvimentos que
vêm sendo realizados desde o CESEP – Curso de Especialização em Engenharia de
Sistemas Elétricos de Potência da UFMG [Pereira 2014].
Para alcançar tal objetivo, adotou-se uma estratégia de investigação baseada
em análise de sensibilidade realizada sobre determinados parâmetros de interesse,
parâmetros estes selecionados a partir de seus impactos na vulnerabilidade do
sistema elétrico. Nessa análise, adotou-se, como metodologia, a comparação par a
par por meio do preenchimento de uma matriz de comparabilidade para ponderar um
parâmetro em relação ao outro, estabelecendo os pesos de cada um.
Um aspecto diferencial da pesquisa realizada no mestrado diz respeito à
composição da planilha. Esta foi preenchida com a efetiva participação de diversos
profissionais que atuam no setor elétrico, no caso da Cemig-D. Participaram
colaboradores das áreas de operação, manutenção, perdas, planejamento de média e
alta tensão do sistema elétrico, além da alta direção da empresa.
A violação dos parâmetros é pontuada e referenciada às subestações. Já os
benefícios proporcionados pelas obras são contabilizados e convertidos em número de
clientes beneficiados equivalentes. Da análise de resultados são identificadas as áreas
mais vulneráveis do sistema elétrico que direcionam a atuação do planejamento do
sistema elétrico e as obras que proporcionam a melhor relação benefício custo para o
negócio distribuição.
Para cumprir seu objetivo, esta dissertação está estruturada em 6 capítulos,
incluindo a presente Introdução.
O Capítulo 2 contextualiza, de forma mais detalhada, a proposta deste
trabalho, no âmbito das atividades de planejamento do sistema elétrico de distribuição.
O processo de planejamento atual é descrito, indicando suas etapas,
informações necessárias, insumos, requisitos e seus limites de atendimento,
interfaces, objetivos e resultados.
É avaliada a legislação aplicável ao planejamento do sistema e, de forma
geral, ao fornecimento de energia elétrica, identificando os principais
requisitos a serem cumpridos pelas concessionárias de serviço público e
que são de responsabilidade do processo de planejamento da expansão
garantir ou viabilizar o seu cumprimento.
A base de dados utilizada para o desenvolvimento deste trabalho se
encontra em um sistema de geoprocessamento, cujos princípios básicos e
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO
5
sua aplicação ao planejamento do sistema elétrico são descritos neste
capítulo, incluindo a definição do conceito de “Área de Análise do Sistema
Elétrico”.
O Capítulo 3 identifica e discute os limites impostos ao sistema elétrico e sua
influência no desempenho do mesmo, caracterizando e correlacionando os impactos
causados pela violação destes limites e suas consequências, inclusive aqueles que
atualmente não são considerados de forma organizada e sistêmica no processo de
planejamento da expansão do sistema.
Institui o conceito de Vulnerabilidade do sistema elétrico, definindo seus
parâmetros e características, e determina como este conceito é aplicado ao
sistema elétrico e suas respectivas áreas de atendimento. Apresenta
também o diagnóstico chamado de Nível 1 no sistema georreferenciado –
Geomedia.
O Capítulo 4 propõe um índice que visa priorizar as áreas do sistema elétrico
mais vulneráveis do ponto de vista do negócio distribuição de energia elétrica,
denominado Índice de Vulnerabilidade Sistêmica - IVSis.
O índice é calculado a partir de ponderações atribuídas aos fatores de
vulnerabilidade identificados no Capítulo 3. É identificada a metodologia,
comparação par a par dos fatores, para a determinação dos pesos de cada
parâmetro de desempenho. A participação dos profissionais de diversas
áreas da Cemig D fica evidenciada.
Após a determinação dos pesos, a metodologia do Índice de Vulnerabilidade
Sistêmica é aplicada em um sistema real. Esta foi adotada no Geomedia,
para compor o Diagnóstico Integrado do Sistema Elétrico da Cemig D no
Sistema de Geoprocessamento descrito no Capítulo 2.
Evidencia-se que o uso do índice proposto neste trabalho possibilita,
portanto, a priorização das áreas a serem estudadas ou áreas nas quais os
recursos devem ser aplicados prioritariamente.
O Capítulo 5 identifica e define os critérios de priorização para obras propostas
para a solução dos problemas identificados na fase de diagnósticos. Esses são
utilizados para compor um indicador que se baseia nos benefícios proporcionados
pelas obras, ponderados pelo seu custo de implantação,
É proposta uma metodologia de normalização para os critérios baseada na
profundidade e na abrangência do problema solucionado, e um indicador
denominado RBC – Relação Benefício Custo que visa ranquear as obras
que proporcionam mais benefícios ao negócio distribuição utilizando a
mesma metodologia de comparação par a par descrita no Capítulo 4.
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO
6
A proposta é aplicada para a solução dos problemas identificados no
Diagnóstico Integrado do Sistema Elétrico da Cemig D descrito no Capítulo
2.
As conclusões finais da dissertação, decorrentes das avaliações realizadas,
assim como os possíveis desdobramentos relativos às propostas de continuidade, são
apresentadas no Capítulo 6 .
Ao final do texto são apresentadas as Referências Bibliográficas utilizadas.
2 Contextualização
da Proposta O objetivo deste capítulo é contextualizar a proposta da dissertação no
âmbito da atividade de planejamento da expansão dos sistemas elétricos. A
legislação pertinente é analisada, identificando os principais requisitos do
processo de planejamento. Os parâmetros de desempenho do sistema são
definidos, caracterizando os fatores de vulnerabilidade. O texto, da forma
como foi estruturado, constitui a base para os demais capítulos.
2.1 Considerações Iniciais
O setor elétrico brasileiro passou por duas grandes reformulações desde a
década de 1990. A primeira fomentou a privatização das empresas e instituiu a
ANEEL. A segunda implantou o novo modelo do setor elétrico e teve como objetivos
principais a modicidade tarifária, a segurança do fornecimento e a inserção social
(Programa Luz para Todos). Esses objetivos permanecem atuais e têm sido
reforçados ao longo do tempo pela atuação da ANEEL junto aos agentes do setor,
especialmente durante as revisões tarifárias periódicas das empresas distribuidoras e
da Lei 12.783 de 11 de janeiro de 2013, que dispõe sobre as concessões de geração,
transmissão e distribuição de energia elétrica, sobre a redução dos encargos setoriais
e sobre a modicidade tarifária.
Um fator relevante no contexto desta dissertação foi a retomada da
responsabilidade do Planejamento do Setor Elétrico pelo Estado, especialmente com a
criação da EPE – Empresa de Pesquisa Energética, vinculada ao Ministério de Minas
e Energia, cuja função é realizar os estudos necessários ao planejamento da
expansão do sistema elétrico. A estrutura institucional do setor elétrico brasileiro está
apresentada na figura 2.1, retirada de [ANEEL 2010 a].
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
8
Figura 2.1 - Estrutura Institucional do Setor Elétrico.
Fonte: [ANEEL 2010 a]
As áreas de atuação da EPE são divididas organizacionalmente em
superintendências. A Superintendência de Transmissão de Energia – STE é
responsável por planejar e indicar obras de reforços para o Sistema de Transmissão
do Brasil e possui especial interferência com as distribuidoras no que se refere ao
Planejamento da Expansão da Distribuição, uma vez que as novas injeções de
potência no sistema de distribuição devem ser estudadas em conjunto com a EPE e
com os agentes de transmissão responsáveis pelo atendimento da área de concessão
em análise. A STE é dividida em três assessorias que por sua vez são subdivididas
em Grupos de Trabalhos – GET regionais, conforme pode ser visto no organograma
da figura 2.2.
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
9
STE
Assessoria 1 Assessoria 2 Assessoria 3
SE-CO2 S.Paulo SULN NE SE-CO1BELO
MONTE
ESTUDOS
ESPECIAISR2
Figura 2.2 - Organograma da Superintendência de Transmissão de Energia da EPE.
A Cemig D compõe o Grupo de Trabalho Sudeste – Centro Oeste 1 (GET –
SE-CO1) e participa da elaboração dos estudos de planejamento de transmissão
sempre que as alterações e expansões do sistema de transmissão da região em
análise afetem o desempenho e/ou requerem reforços no sistema de distribuição sob
sua concessão. A figura 2.3 apresenta as regiões e as concessionárias que compõem
o GET em questão, e identifica a sistemática para elaboração dos estudos.
Equipe
EPE
N NESE-
CO1
Cemig GT
Cemig D
Celg GT
Celg D
Furnas
CEB
Minas
Gerais
Goiás
Brasília
Diagnóstico Sistema Elétrico
(EPE, ONS, Concessionárias)
Priorização de necessidades
dos agentes
(EPE, ONS, Concessionárias)
Cronograma (GT)
Elaboração dos
Estudos (GT)
Figura 2.3 - Composição do GET SE-CO1 e Etapas para Elaboração dos Estudos de Transmissão.
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
10
É importante sinalizar que as obras indicadas nos relatórios elaborados devem
ser implantadas pelos agentes de distribuição, conforme determina a Resolução
Normativa ANEEL 68/2004 [ANEEL 2004]: “constitui obrigação da concessionária ou
permissionária de distribuição de energia elétrica participar do planejamento setorial e
da elaboração dos planos de expansão do sistema elétrico, implementando e fazendo
cumprir, em sua área de concessão, as recomendações técnicas e administrativas
deles decorrentes”.
Estes estudos são chamados de Estudos Integrados com a Transmissão. Os
Estudos de Planejamento da Expansão da Distribuição tratados nesta dissertação
consideram as obras indicadas nestes estudos, o que garante um sistema de
transmissão adequado do ponto de vista técnico e econômico, capaz de suprir
satisfatoriamente a demanda da distribuidora e garantir tensões adequadas nos
barramentos de fronteira. Portanto, todos os problemas identificados nos diagnósticos
tratados nos itens subsequentes são de responsabilidade da concessionária de
distribuição identificar, estudar e solucionar.
2.2 Análise da Legislação Aplicável
Neste tópico é analisada a legislação do setor elétrico pertinente ao
planejamento da expansão e são destacados os requisitos que devem ser garantidos
por meio dos Estudos de Planejamento de Expansão do Sistema de Distribuição.
2.2.1 Resolução Normativa ANEEL 414/2010 – Condições Gerais de
Fornecimento de Energia Elétrica
Esta resolução estabelece de forma geral os requisitos de fornecimento de
energia elétrica e obriga a concessionária a fornecer energia elétrica aos interessados
cujas unidades consumidoras se localizem em sua área de concessão e sejam de
caráter permanente. Determina os limites entre os ativos da concessionária e do
consumidor e suas respectivas responsabilidades. Destaca-se que, até o ponto de
entrega, a concessionária é responsável por viabilizar o fornecimento de energia,
operar e manter o sistema elétrico. Isso traz ao planejamento da expansão do sistema
elétrico a responsabilidade de definir e viabilizar a implantação de obras que garantam
a disponibilidade de energia, em consonância com o crescimento de mercado previsto
e com as características de qualidade da energia e da prestação de serviço
adequadas, determinadas na legislação, isto é, deve atender aos requisitos de
continuidade, regularidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia
na prestação de serviço e modicidade tarifária.
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
11
Um requisito importante a ser destacado são os prazos impostos à
concessionária para ligação de unidade consumidora do grupo B (tabela 2.2), de 5 a 7
dias, e 30 dias, a partir da data da solicitação de fornecimento para elaborar os
estudos, orçamentos, projetos e para informar ao interessado, nos casos onde são
necessárias obras para viabilizar o atendimento. Mais uma vez, verifica-se a influência
do planejamento da expansão do sistema elétrico no cumprimento deste requisito, pois
a Disponibilidade de Transformação, isto é, a diferença entre a capacidade instalada
do sistema e o mercado verificado tem influência direta no cumprimento dos prazos
citados. Esta Disponibilidade de Transformação varia conforme a estratégia de
investimentos e exploração dos ativos da concessionária e não é definida pelo órgão
regulador. Portanto, deve ser monitorada, avaliada e definida por cada empresa
conforme suas necessidades. Nesta situação, é que se pode verificar a dificuldade
para estabelecimento de um ponto de equilíbrio entre a política de investimento e a
real necessidade do sistema elétrico, uma vez que os recursos são finitos. Esta
disponibilidade afeta o cumprimento deste requisito uma vez que, quanto menor esta
disponibilidade, mais restrições de atendimento o sistema apresenta. Algumas vezes,
obras complexas são necessárias para garantir o atendimento às solicitações de
demandas relativamente pequenas, requerendo maiores prazos para elaboração de
estudos, orçamentos e projetos, descumprindo aqueles definidos pela ANEEL.
A RN 414/2010 [ANEEL 2010 c] fomenta a universalização de energia elétrica
garantindo a gratuidade de ligação ou aumento de demanda até 50 kW em localidades
ainda não atendidas. Para solicitações acima deste valor a concessionária deve
calcular o encargo de responsabilidade da distribuidora, assim como a participação
financeira do consumidor quando pertinente. Avaliando este ponto especificamente,
verifica-se a dificuldade em determinar a linha tênue entre garantir a expansão do
sistema conforme a previsão de mercado, garantindo a disponibilidade de energia e a
transferência para o consumidor da responsabilidade pelos custos de expansão que
devem ser proporcionalizados.
Esta resolução define também os requisitos relativos à classificação de
consumidores, conforme tabela 2.1, que visa à aplicação da tarifa a que cada um tem
direito (de acordo com a tabela 2.2), esclarecendo, inclusive, as questões relacionadas
à sazonalidade e sua aplicação no faturamento. Além disso, elenca quais serviços ou
atividades são considerados essenciais do ponto de vista do fornecimento de energia
elétrica.
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
12
Tabela 2.1 – Classificação dos Consumidores Cemig D.
Fonte: [ANEEL 2010 c]
Segmentação de
mercado Tipos de Clientes Carga/Demanda Número de
Clientes
Segmento I – Baixa tensão
Residencial Carga instalada até 75 kVA
6.954.457
Pequeno produtor rural (PPR) Carga instalada até 15 kVA
Produtor rural típico (PRT) Carga instalada entre 15 e 75 kVA Industrial Carga instalada até 75 kVA Comercial e serviços Carga instalada até 75 kVA
Segmento II – Média tensão
Industrial Demanda contratada entre 30 e 499 kW
11.373 Comercial e serviços Demanda contratada entre 30 e
499 kW Rural Carga instalada acima de 75 kVA
Construção civil Demanda contratada entre 30 e 499 kW
Clientes Corporativos Mercado Competitivo
Clientes MT com uma unidade com demanda contratada acima de 500 KW.
22187
Segmento III – Poder público
Municipal, estadual, federal, obras sociais Baixa ou média tensão 76.652
Tabela 2.2 – Classificação dos Consumidores Cemig D por Grupo Tarifário.
Fonte: [ANEEL 2010 c]
Grupo tarifário Nível de tensão Grupo A 13,8/ 23,1/ 34,5/ 69,0/ 138,0/230,0 kV Grupo B Tensão < 2,3 kV
A resolução em questão discorre a respeito do relacionamento comercial,
incluindo o atendimento ao público e seus canais de comunicação (os da Cemig D
podem ser vistos na tabela 2.3), a especificação de contratos e seus requisitos,
estabelecendo parâmetros para a medição, faturamento e campanhas de leitura,
inclusive a tensão de atendimento do consumidor. A tabela 2.4 apresenta os
indicadores monitorados pela ANEEL, relacionados ao atendimento comercial, que
são influenciados pelo planejamento da expansão do sistema.
Atualmente não há um estudo que correlacione o desempenho do sistema
elétrico aos indicadores comerciais. Porém, uma análise qualitativa pode concluir que
quanto mais vulnerável o sistema elétrico, isto é, quanto mais violações o sistema
elétrico apresenta, mais interações ocorrem entre os consumidores e as centrais
de atendimento da concessionária , destacadas na planilha da figura 2.3. Isto implica
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
13
violações das metas dos indicadores comerciais estabelecidas pela legislação ou
maiores custos de infraestrutura para absorver o aumento da demanda de
atendimento em função da vulnerabilidade do sistema.
Tabela 2.3 – Canais de Comunicação Cemig D.
Canal Descrição Público Exemplos
TV Cemig
Apresentado em rede estadual pelas emissoras Rede Minas, TV Horizonte e PUC TV que visa informar as ações e os projetos que estão sendo realizados, divulgando a marca Cemig.
Todos os clientes Rede Minas, TV Horizonte e PUC TV.
Sites
Portal www.cemig.com.br para consulta de informações relativas à empresa, produtos e serviços, artigos técnicos para pesquisa e link para fazer contato com a Cemig. Na página de Clientes Corporativos, os consumidores têm acesso a informações sobre o setor elétrico e a legislação específica, venda de energia específica, venda de energias especiais, divulgação de seminário e links de interesse.
Todos os clientes da Cemig
Envio de sugestões e consultas de pedidos.
Jornal, revistas, TV e rádio
a) propaganda, divulgação de releases relativos a ações em jornais, TV e rádios; b) publicação dos principais programas realizados pela Cemig Distribuição.
Todos os clientes da Cemig
Revista Dmais, Programas clarear e Luz para Todos,
Programas de unidades móveis de divulgação
Programas de divulgação por meio de trailers e/ou carretas, levando a marca Cemig, percorrendo todo Estado de Minas Gerais.
Todos os clientes da Cemig
Unidades Móveis, Eletrodicas, Programa Energia em Movimento (Energia para a vida), Cemig na Praça, Cemig nas Escolas, etc.
Fale com a Cemig
Canal de atendimento que funciona todos os dias, 24 horas por dia através do telefone 116, do Chat e e-mail, executando serviços, informando e orientando sobre questões técnicas e comerciais.
Todos os clientes da Cemig
URA, Chat e e-mail.
Agência de atendimento Canal de interação e divulgação da marca Cemig em cidades estratégicas em todo o Estado.
Todos os clientes da Cemig
Agência Belo Horizonte, Passos, Varginha, etc.
Cemig Mais Canal exclusivo para atendimento a clientes do Segmento II, Média Tensão e Instalações agregadas aos Parceiros de Negócios pertencentes a este segmento.
Clientes MT – Segmento II
Contact Center Belo Horizonte.
Agente de Comercialização
Agentes que atuam no relacionamento comercial em todos os segmentos executando serviços, informando e orientando sobre questões técnicas e comerciais.
Todos os clientes da Cemig
Agentes do Poder Público e da Média Tensão.
Agência virtual
Portal web de serviços e informações on-line, em tempo real, que permite ao cliente acessar as bases de dados da empresa para a realização de serviços e obtenção de informações.
Todos os clientes da Cemig
Declaração de responsabilidade pelo pagamento de fatura de energia elétrica, locais de atendimento, dicas de economia, etc.
Eletricistas em campo Os eletricistas que atuam em campo têm contato direto com os clientes, executando serviços, informando e orientando sobre questões técnicas e comerciais.
Todos os clientes da Cemig
Serviços de Operação, Manutenção, Expansão e Comerciais.
Programa CEMIG nas Escolas (PROCEL)
Programa educacional para capacitação de profissionais da área de educação na utilização eficiente da energia elétrica.
Profissionais da área da educação
Palestras nas escolas, distribuição de material didático específico.
Folders, cartilhas e banners
Distribuídos nas (a) agências de atendimento e nas (b) unidades móveis.
Todos os clientes da Cemig
Folders Direitos e Deveres dos consumidores.
Eventos institucionais Lançamento de livros e eventos culturais. Todos os clientes da Cemig
Semana do Meio Ambiente e CEPAP.
Conselhos
Reuniões realizadas com os representantes dos consumidores visando promover a defesa dos seus interesses, encaminhando sugestões, cooperando na fiscalização e provendo denúncias e reclamações junto à Cemig.
Representantes das classes de consumidores e Procon
Conselhos de Consumidores e PROCON.
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
14
Tabela 2.4 – Indicadores Comerciais Monitorados pela ANEEL.
Fonte: [ANEEL 2010 c]
Indicadores Descrição
Índice de Nível de Serviço INS= Total de CA até 30s x 100 Total CR
Índice de abandono de chamadas Iab = Total de CA > 30s______ x100 Total de CA + total de Cab> 30s
Índice de Chamadas Ocupadas ICO = _Total de CO__ x 100 Total de COf
Duração Equivalente de Reclamação
DER= ∑ Reclamações Procedentes(i) x PMS (i) ∑ Reclamações Procedentes(i)
Frequência Equivalente de Reclamação a cada mil unidades consumidoras
FER= ∑ Reclamações Procedentes(i) x 1000 Ncons
Legenda: Reclamações Procedentes (i): Quantidade de reclamações procedentes dos consumidores do tipo “i” solucionadas pela distribuidora no período de apuração;
PMS (i): Prazo médio de soluções das reclamações procedentes do tipo “i” no período de apuração, expresso em horas e centésimos de horas;
i: Tipo de reclamação, conforme “n” tipos possíveis definidos na legislação;
Ncons: Número de consumidores da distribuidora, no final do período de apuração;
CA: Chamadas atendidas;
CR: Chamadas recebidas;
Cab: Chamadas abandonadas em tempo superior a 30 segundos;
CO: Chamadas ocupadas;
COf: Chamada oferecida. (Disponibilidade de atendimento)
2.2.2 Prodist – Procedimentos de Distribuição
“Os Procedimentos de Distribuição são documentos elaborados pela ANEEL,
com participação dos agentes de distribuição e de outras entidades e associações do
setor elétrico nacional, que normatizam e padronizam as atividades técnicas
relacionadas ao funcionamento e desempenho dos sistemas de distribuição de energia
elétrica,” [ANEEL 2013] conforme a própria definição do documento. São divididos em
módulos que tratam dos diversos setores de ação dos agentes de distribuição,
conforme figura 2.4.
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
15
Figura 2.4 - Composição do Prodist.
Fonte: [ANEEL 2013]
Os assuntos de interesse para esta dissertação se concentram nos módulos 2,
3 e 8, pois possuem os requisitos que definem a atuação do setor de planejamento da
expansão do sistema elétrico.
O Módulo 2 é dividido em 4 seções, a saber: Introdução, Previsão de
Demanda, Critérios e Estudos de Planejamento, Plano de Desenvolvimento da
Distribuição e Sistema de Informação Geográfica Regulatório, conforme figura 2.5.
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
16
Figura 2.5 - Composição do Prodist.
Fonte: [ANEEL 2013]
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
17
A Cemig D utiliza a ferramenta SAS – Statistical Analysis Systems, que se
configura como um software de inteligência analítica para realizar a previsão de
demanda , utilizando a metodologia de séries temporais. As variáveis de entrada são
as demandas máximas verificadas no ano anterior, a projeção de consumo prevista no
período em análise e ferramentas estatísticas do SAS. Considera-se também o fator
de potência projetado e um fator de diversificação, ambos baseados em dados
históricos. Por sua vez, a projeção de consumo considera variáveis econômicas, tais
como o PIB, cotação do dólar, entre outras, número de consumidores, temperatura e
tarifa de energia. Considera-se a segmentação de mercado para a previsão de
mercado e faz-se a composição da demanda, conforme a característica do mercado
do elemento a ser analisado, por exemplo, uma subestação.
A previsão de demanda é realizada anualmente para os patamares de carga
leve, média e pesada por SE, isto é, para cada barra do Sistema de Distribuição de
Alta Tensão em um horizonte de no mínimo 10 anos para alta tensão e de 5 anos para
média tensão, onde a carga é caracterizada pela demanda de potência ativa e reativa.
A previsão de demanda é fornecida anualmente para a EPE para a composição
do caso base de fluxo de potência do SIN – Sistema Interligado Nacional que
contempla o horizonte de 10 anos. Este caso base é utilizado em todos os estudos de
planejamento da expansão de transmissão e são disponibilizados para as
distribuidoras realizarem os estudos de expansão de seus sistemas, detalhando a
topologia até as barras de 13,8 kV.
Nos estudos de planejamento do SDAT – Sistema de Distribuição de Alta
Tensão são considerados obrigatoriamente os seguintes critérios :
i) Segurança: O sistema deve ser estável em caso de certos distúrbios,
isto é, após o período transitório, o sistema elétrico deve atingir um
novo ponto de operação, sem violar as restrições operativas. Assim
como, deve ser estável para curtos-circuitos monofásicos em qualquer
condição de carga, considerando a perda de um de seus elementos.
ii) Carregamento para operação normal ou em emergência: Os estudos de
planejamento devem garantir que, em condição normal ou emergência,
as redes, linhas e transformadores não excedam os limites de
carregamento determinados.
iii) Tensão para operação ou em emergência: As faixas de variação de
tensão observadas são detalhadas na tabela 2.5 para os sistemas de
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
18
distribuição que não atendem consumidores e na tabela 2.6 para
sistemas conectados à instalação de clientes.
Tabela 2.5 – Limites de Tensão.
Fonte: [ANEEL 2013]
Tensão kV Limites Classificação
1,00 p.u. ≤ Valor ≤ 1,05 p.u. Favorável
0,95 p.u. < Valor < 1,00 p.u.
1,05 p.u. < Valor
Valor ≤ 0,95 p.u. Crítica
1,00 p.u. ≤ Valor ≤ 1,05 p.u. Favorável
1,05 p.u. < Valor ou Valor < 1,00 p.u. Crítica13,8 kV
Limites de Tensão e Classificação - SE
138 kV, 69 kV e 34,5 kV Precária
Tabela 2.6 – Limites de Tensão.
Fonte: [ANEEL 2013]
Tensão de Atendimento (TA) Limites
Adequada 0,93TR≤TL≤ 1,05TR
Precária 0,90TR≤TL<0,93TR
Crítica TL<0,90TR ou TL>1,05TR
Tensão Nominal superior a 1 kV e inferior a 69 kV - ref.: p.u
Obs: Tensão de Leitura (TL)
Tensão de Referência (TR)
Os níveis de tensão utilizados pelo planejamento Cemig D, para atender aos
limites da ANEEL, são 0,97 p.u. para localidades urbanas e 0,95 p.u. para
localidades rurais, os quais estão definidos conforme Manual de Distribuição
ND 1.1 ND-1.1, “Diretrizes Básicas para o Planejamento Elétrico de
Distribuição em Média e Baixa Tensão” [CEMIG 2013 b].
iv) Qualidade do produto e serviço: Em relação à qualidade do produto,
definem-se parâmetros e valores de referência relativos à tensão em
regime permanente, conforme item v, e às perturbações da forma de
onda. São tratados os harmônicos, o fator de potência, o desequilíbrio
de tensão, a flutuação de tensão, a variação de tensão de curta duração
e a variação de frequência. Em relação à qualidade do serviço é
estabelecida a metodologia para cálculo dos indicadores de
continuidade e dos tempos de atendimento a ocorrências emergenciais.
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
19
v) Confiabilidade: Os estudos devem avaliar os riscos de não atendimento
através do SDAT e nas contingências onde há possibilidade de corte de
carga, e determinar o corte mínimo para restabelecimento das
condições de operação. As avaliações devem contemplar a
indisponibilidade apenas de linhas e transformadores do SDAT.
vi) Viabilidade econômica: Os estudos econômico-financeiros têm o
objetivo de selecionar entre as alternativas de obra propostas a que
possui o mínimo custo global. Deve considerar o planejamento fiscal e
financeiro da distribuidora, a regulamentação tarifária e os riscos
inerentes das diferentes alternativas.
vii) Viabilidade ambiental: A distribuidora deve atender à legislação
ambiental e considerar os custos e os prazos do licenciamento
ambiental e da implantação das ações mitigadoras.
Adicionalmente também se avaliam perdas, vida útil de equipamentos e
atualização tecnológica.
Os critérios citados acima são analisados por meio da realização dos seguintes
estudos:
i) Fluxo de Potência: Determina o estado de operação de um sistema, isto
é, os módulos e os ângulos das tensões de todas as barras, os fluxos
de potências ativa e reativa de todos os ramos da rede e as potências
consumidas e perdidas, para certa condição de geração e carga,
considerada uma dada topologia. Deve ser feito para os patamares de
carga leve, média e pesada, bem como para condições de despachos
alternativos.
ii) Curto-circuito: Verifica a evolução dos níveis de curto-circuito nas barras
do SDAT, para avaliação da adequação dos disjuntores quanto à
capacidade de interrupção de corrente, dimensionamento e escolha de
novos equipamentos de proteção, bem como subsidia estudos
dinâmicos e de transitórios eletromagnéticos. Deve ser realizado para
os piores cenários.
iii) Estabilidade de tensão e de compensação reativa, quando necessário:
Determina a capacidade de um sistema manter as tensões adequadas,
em todos os seus barramentos após ter sido submetida a um distúrbio e
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
20
avalia se o sistema é capaz de manter o equilíbrio entre a demanda da
carga e o suprimento feito pela rede.
iv) Transitórios eletromecânicos, quando necessário: Verifica oscilações de
tensão em módulo e ângulo nos barramentos e flutuações de potência
nas linhas, transformadores e geradores durante e imediatamente após
alterações na configuração da rede, oriundas de variações súbitas de
geração ou carga, faltas ou manobras. Os sistemas resultantes para
elos singelos devem se manter estáveis para curtos-circuitos
monofásicos.
v) Estabilidade angular: Verifica a estabilidade do sistema para pequenas
variações de carga ou geração, para curtos-circuitos monofásicos sem
religamento para a perda de um de seus elementos. Verifica o
desempenho do sistema para evitar riscos de sobrecarga inadmissíveis
em equipamentos e desligamentos adicionais incontroláveis e
indesejáveis.
vi) Transitórios eletromagnéticos, quando necessário: Verifica variações
súbitas de corrente e tensão provocadas por descargas atmosféricas,
faltas no sistema ou manobra de chaves, para evitar que alcancem
níveis que prejudiquem ou ponham em risco a integridade de qualquer
equipamento.
Os estudos devem contemplar a análise em condição normal e em condição de
emergência, para as diversas condições de carga e geração e resguardar as
premissas de manutenção e reserva operativa no sistema.
O planejamento de subestações – SED e do sistema de média tensão –
SDMT consiste na determinação da localização de novas subestações, ampliações de
subestações existentes e alimentadores, para atendimento do crescimento de carga,
conforme os critérios técnicos, econômicos e ambientais. Realiza-se um diagnóstico
do sistema existente e a proposição de expansão deste. A definição da potência e do
número de transformadores deve preconizar o atendimento da carga, o aumento da
confiabilidade e a otimização das perdas técnicas para o horizonte em estudo.
Os estudos das subestações devem contemplar o mesmo horizonte dos
estudos de alta tensão, isto é, 10 anos. Os estudos de média tensão são de 5 anos,
ambos discretizados anualmente, contemplando a caracterização da carga e da
subestação visando ao diagnóstico do sistema existente. A primeira é composta por
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
21
demanda de potência ativa e reativa e a curva de carga, dos recursos operativos, dos
níveis de tensão e da avaliação das perdas técnicas, isto é, as perdas jáulicas e as
perdas por corrente de Foulcault em seus transformadores. A segunda consiste no
arranjo e seus parâmetros elétricos compreendendo avaliação das perdas técnicas
nos transformadores, avaliação da confiabilidade por meio do cálculo da duração e
frequência médias de interrupção nos barramentos secundários, assim como
avaliação do desempenho da tensão nos barramentos secundários e o histórico de
transgressão dos limites admitidos para os mesmos.
Os estudos de planejamento para subestação devem contemplar as seguintes
etapas: estudos elétricos, formulação de alternativas, análise técnica e ambiental
preliminar para pré-seleção de alternativas, análise econômica e seleção de
alternativas.
O planejamento do sistema de distribuição de média tensão – SDMT deve
partir do sistema existente com a caracterização da carga que consiste em demanda
de potência ativa nos alimentadores, distribuição de carga ao longo dos alimentadores,
fator de carga e fator de potência. Contempla também a caracterização da rede que
consiste em sua topologia, em dados geográficos associados, em seus parâmetros
elétricos e estruturais, incluindo a localização de acessantes. Deve ser feita a
avaliação da confiabilidade através do cálculo de DEC e FEC por alimentador, a
avaliação de perdas técnicas nos condutores e equipamentos e a avaliação do perfil
de tensão a partir da caracterização das cargas e dos alimentadores, caracterizando o
diagnóstico do sistema de média tensão.
O planejamento em si consiste na proposição de novos alimentadores para os
próximos 5 anos e reforços nos existentes, de forma detalhada para as obras dos
próximos vinte e quatro meses. Deve observar os planos diretores municipais, a
legislação ambiental e outros planos de desenvolvimento regionais, quando existirem,
o plano de universalização dos serviços de energia elétrica e a evolução espacial de
carga prevista para o horizonte de estudo.
Deve-se comparar o desempenho do sistema diagnosticado com a nova
topologia planejada.
O planejamento do sistema de distribuição de baixa tensão – SDBT visa
definir a expansão das redes secundárias de baixa tensão por meio de um plano de
obras para o horizonte de 5 anos para adequar o sistema existente ao crescimento de
carga e às melhores condições operativas.
O plano de desenvolvimento da distribuidora – PDD consiste no portfólio
de obras resultante dos estudos de planejamento elétrico e energético da
distribuidora, dos itens citados anteriormente, SDAT, SED, SDMT, SDBT, lista de
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
22
obras realizadas no ano anterior e análise crítica que consiste na comparação entre o
planejado e o realizado e as justificativas em caso de desvios. O PDD deve ser
enviado à ANEEL até o dia 10 de abril de cada ano.
As obras devem ser caracterizadas por expansão de redes elétricas, renovação
de ativos de distribuição, melhoria da qualidade do sistema, obras do Programa Luz
para Todos e obras com participação financeira de terceiros, isto é, de consumidores
ou acessantes.
O Módulo 2 também preconiza a existência de um Sistema de Informação
Geográfica – SIG regulatório e determina os procedimentos relativos à estruturação,
ao formato e à forma de envio das informações para a ANEEL anualmente.
Importante salientar que o sistema da Cemig D está georreferenciado,
contendo todos os segmentos da rede de alta, média e baixa tensão, assim como os
respectivos atributos técnicos e a localização geográfica das estruturas a elas
integradas.
Os arquivos de mesma representação cartográfica (pontos, linhas e polígonos)
são agrupados em camadas, diferenciadas em função das características técnicas e
feições geográficas às quais estão associadas. Os pontos representam estruturas e
equipamentos localizados. As linhas representam os sistemas de alta, média e baixa
tensão e são agrupadas por nível de tensão. Já os polígonos, estes representam as
subestações, as gerências regionais que constituem a área de concessão, conforme
pode ser visto na figura 2.6. Neste caso, as cores representam os diferentes
alimentadores de 13,8 kV.
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
23
Figura 2.6 - Sistema Georreferenciado.
Um dos objetivos deste trabalho é associar os resultados dos diagnósticos de
alta tensão e média tensão, elaborados para subsidiar o planejamento da
expansão do sistema, conforme preconizado na legislação descrita neste
tópico, ao sistema georreferenciado, também exigido por esta mesma
legislação.
Esta associação visa identificar as regiões cujo atendimento está
comprometido por violações dos parâmetros de desempenho do sistema
elétrico.
Ressalta-se que a metodologia proposta neste trabalho visa ponderar as
violações dos parâmetros conforme seu grau de impacto no desempenho do
sistema e referenciá-las a um ponto ou região. Estas regiões neste estudo
são chamadas Áreas de Análise do Sistema Elétrico .
Outro objetivo desta dissertação é definir Critérios de Priorização do
Portfólio de Obras baseados nos benefícios que a implantação destas obras
traz para as Áreas de Análise do Sistema Elétrico .
Geomedia visão geral SERegulador de tensão
Religador
Capacitor
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
24
2.3 Planejamento da Expansão do Sistema Elétrico de
Distribuição
Neste tópico é detalhada a atividade de planejamento da expansão dos
sistemas elétricos. Para melhor caracterizá-la, a descrição reporta ao planejamento
elaborado na empresa Cemig D, com destaque aos parâmetros analisados.
2.3.1 Etapas de Planejamento da Expansão do Sistema Elétrico
O planejamento da expansão do sistema elétrico da Cemig D atende e segue
as diretrizes da legislação citada no tópico anterior. As etapas também são divididas
conforme a legislação, mais precisamente conforme a figura 2.5.
Após realizar os estudos de mercado, a área de mercado da Cemig fornece as taxas
de crescimento por subestação, assim como a demanda máxima por região por ano, o
que se denomina requisito do sistema.
O setor de operação fornece a demanda máxima medida no ano por
subestação. São aplicadas as taxas de crescimento para avaliar o carregamento
máximo das subestações no horizonte estudado. Este parâmetro é utilizado para
determinar o ano em que as ampliações ou novas instalações são necessárias para
atendimento do mercado.
Para ajuste do caso base de fluxo de potência são avaliados os fatores de
coincidência para a elaboração dos diagnósticos do sistema, identificando as violações
dos parâmetros elétricos e simulação das alternativas para solução dos problemas
identificados. Após a elaboração e simulação das alternativas, elabora-se a análise
econômica das mesmas. Atualmente esses estudos são realizados para as 33
microrregiões do estado de Minas Gerais e para a região metropolitana.
São elaborados os estudos de fluxo de potência e curto-circuito
obrigatoriamente, assim como a avaliação econômica e os estudos ambientais. Os
outros estudos citados são realizados quando necessário.
Para a proposição das alternativas de atendimento, são avaliados os
parâmetros de operação e manutenção, como os índices de continuidade DEC e FEC,
assim como a depreciação dos ativos envolvidos no estudo e os custos de
manutenção dos mesmos. Caso haja interesse dos setores de operação e
manutenção realizarem a renovação dos ativos ou realizarem obras para a melhoria
da qualidade do sistema, estas obras são incluídas no estudo de planejamento.
Destaca-se que há um esforço de realização dos estudos integrados, mas
como já descrito, como os bancos de dados são distintos, as equipes são distintas e
os recursos são divididos entre as áreas. Muitas vezes a integração é comprometida,
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
25
seja por descompasso no tempo de realização do estudo, seja por priorização dos
problemas ou por escassez de recursos financeiros. Como consequência, pode se ter
planos de obras deficitários ou sombreados para um mesmo sistema que concorrem
entre si por recursos financeiros.
Um dos objetivos deste trabalho é integrar todos os parâmetros utilizados
para avaliação de um sistema elétrico em uma única plataforma e
estabelecimento de uma metodologia que permita o diagnóstico integrado,
assim como a priorização das áreas mais vulneráveis do sistema elétrico e do
portfólio de obras, considerando todos os parâmetros de interesse.
2.3.2 Parâmetros de Desempenho do Sistema Elétrico – Descrição e
Limites
Neste tópico são elencados todos os parâmetros utilizados para diagnóstico do
sistema elétrico. Para o presente trabalho, eles estão divididos nas seguintes
categorias: Parâmetros Elétricos, Operação e Manutenção e Telecomunicações.
Abaixo são apresentados os parâmetros elétricos do Sistema de
Distribuição de Alta Tensão – SDAT e seus respectivos limites operativos utilizados
nos estudos tradicionais de expansão do sistema elétrico. [CEMIG 2013 a]
• Nível de Tensão em SE, conforme tabela 2.7 (tabela 2.5 aqui reescrita);
Tabela 2.7 – Limites de Tensão nas SE.
Fonte: [ANEEL 2013]
Tensão kV Limites Classificação
1,00 p.u. ≤ Valor ≤ 1,05 p.u. Favorável
0,95 p.u. < Valor < 1,00 p.u.
1,05 p.u. < Valor
Valor ≤ 0,95 p.u. Crítica
1,00 p.u. ≤ Valor ≤ 1,05 p.u. Favorável
1,05 p.u. < Valor ou Valor < 1,00 p.u. Crítica13,8 kV
Limites de Tensão e Classificação - SE
138 kV, 69 kV e 34,5 kV Precária
• Limite de carregamento de linha de distribuição e SE com 1 transformador – 100%
da Capacidade Nominal;
• Limite de carregamento em SE com 2 ou mais transformadores – 100% da
Capacidade Firme que se caracteriza pela capacidade de atendimento às cargas
na falta de um transformador, considerando as transferências via sistema de
média tensão;
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
26
• Queda de Tensão e Perdas ôhmicas em LD – Máximo referencial de 10 %;
• Nível de curto-circuito na barra de 13,8 kV das SE – Valor crítico ≤ 2 kA ou ≥ 10kA;
• Fator de potência desejável na barra de 13,8 kV das SE – Mínimo de 0,92 indutivo
ou capacitivo.
Abaixo são apresentados os parâmetros elétricos do Sistema de
Distribuição de Média Tensão – SDMT e seus respectivos limites operativos
utilizados nos estudos tradicionais de expansão do sistema elétrico. [CEMIG 2013 b]
• Nível de Tensão em alimentadores, conforme tabela 2.8 (tabela 2.6 aqui reescrita).
Tabela 2.8 – Limites de Tensão MT
Fonte: [ANEEL 2013]
Tensão de Atendimento (TA) Limites
Adequada 0,93TR≤TL≤ 1,05TR
Precária 0,90TR≤TL<0,93TR
Crítica TL<0,90TR ou TL>1,05TR
Tensão Nominal superior a 1 kV e inferior a 69 kV - ref.: p.u
Obs: Tensão de Leitura (TL)
Tensão de Referência (TR)
• Níveis de tensão utilizados pelo planejamento Cemig D para atender aos limites da
ANEEL:
- 0,97 p.u. para localidades urbanas e 0,95 p.u. para localidades rurais;
• Carregamento de alimentadores – 60% interligável e 80% radial referente à
capacidade nominal do condutor;
• Perdas ôhmicas nos alimentadores – Máximo referencial de 5% para
alimentadores exclusivos urbanos e 10% para alimentadores mistos
(urbano/rural);
• Desequilíbrio de corrente em alimentadores ≤ 20%;
• Capacidade de corrente dos dispositivos de proteção do alimentador na SE ≥
capacidade de corrente nominal do condutor;
• Ajuste dos dispositivos de proteção do alimentador na SE ≤ capacidade de
corrente nominal do condutor;
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
27
• Aplicação de no máximo 2 reguladores de tensão – RT em série por alimentador
na rede de média tensão de 13,8 kV e 23 kV e 1 RT na rede de 34,5 kV (redes
atuais e futuras);
• Fator de potência desejável nos alimentadores (medições na saída da SE) deve
situar-se entre 0,92 e 1,0 na carga pesada;
• Limite máximo de carregamento para equipamentos de regulação – 95% da
capacidade nominal;
Para o presente trabalho são considerados os seguintes parâmetros elétricos:
• Perdas ôhmicas em linhas de distribuição;
• Potência de Curto-Circuito na Barra de 13,8 kV em subestações;
• Potência de Curto-Circuito na Rede de MT;
• Níveis de Tensão Precários em alimentadores – DRP;
• Níveis de Tensão Críticos em alimentadores – DRC;
• Sobrecarga em alimentadores;
• Sobrecargas de subestações (Sobrecarga Nominal);
• Sobrecargas de subestações (Sobrecarga Admissível);
• Níveis de Tensão Precários em subestações – DRP;
• Níveis de Tensão Críticos em subestações – DRC;
• Sobrecarga de linhas de distribuição.
Os parâmetros de operação e manutenção e seus respectivos limites
operativos utilizados nos estudos tradicionais de expansão do sistema elétrico são:
• Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – DEC, calculado
conforme equação (2.1). O DEC indica o número de horas em média que um
consumidor fica sem energia elétrica durante um período, geralmente o mês ou o
ano.
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
28
(2.1)
• Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora – FEC,
calculado conforme equação (2.2). O FEC indica quantas vezes em média um
consumidor fica sem energia elétrica durante um período, geralmente o mês ou o
ano.
(2.2)
Nas expressões (2.1) e (2.2), tem-se:
DIC: duração de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de
conexão, expressa em horas e centésimos de hora;
FIC: frequência de interrupção individual por unidade consumidora ou ponto de
conexão, expressa em número de interrupções;
DEC: duração equivalente de interrupção por unidade consumidora, expressa em
horas e centésimos de hora;
FEC: frequência equivalente de interrupção por unidade consumidora, expressa
em número de interrupções e centésimos do número de interrupções;
i: índice de unidades consumidoras atendidas em BT ou MT faturadas do
conjunto;
Cc: número total de unidades consumidoras faturadas do conjunto no período de
apuração, atendidas em baixa tensão e média tensão.
Os indicadores DEC e FEC são coletivos e acompanhados pela ANEEL
através de subdivisões das distribuidoras, denominadas Conjuntos Elétricos.
Um Conjunto Elétrico pode ter abrangência variada. Conjuntos grandes podem
abranger mais de uma subestação/município, ao mesmo tempo em que alguns
municípios podem possuir mais de um conjunto. A Cemig D possui atualmente 268
conjuntos.
Os dados que compõem este trabalho são mais abrangentes e pretendem
incluir outros fatores que atualmente não são avaliados de forma integrada no
diagnóstico e também não são considerados de forma sistemática na proposição de
alternativas nos estudos de planejamento da expansão do sistema elétrico. São eles:
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
29
• DEC Estrutural de Alta Tensão [Sebastião da Silva 2016]: metodologia
desenvolvida na Cemig D que calcula o valor esperado de DEC para uma
determinada parcela do sistema, isto é, para os consumidores atendidos por ele,
baseado na topologia do sistema e taxas de falhas dos equipamentos que os
atendem, conforme equação (2.3). O DEC estrutural é calculado para cada
elemento responsável por alimentar um conjunto e o total é a soma do DEC
estrutural de cada elemento. Não existe meta, mas, quanto menor, melhor e a
referência é a meta do conjunto ANEEL.
(2.3)
Na expressão (2.3), tem-se:
Total de Consumidores: número de consumidores que são atendidos pela SE;
Total de Consumidores do Conjunto: número total de consumidores que compõem
um dado conjunto.
Consumidores Transferíveis: número de consumidores que podem ser atendidos
via transferência na MT e/ou elementos remanescentes (LT ou
Transformador);
λ ou β: Taxa de falha do equipamento;
TMR: Tempo médio de restabelecimento;
TRF: Tempo médio de restabelecimento via transferência;
• DEC de alimentadores: Duração Equivalente de Interrupção por unidade
consumidora verificada nos últimos 3 anos. A meta de DEC considerada para os
alimentadores é a meta do conjunto ao qual o alimentador pertence.
• Compensações Financeiras dos alimentadores (DIC, FIC e DMIC) sendo, DMIC a
duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou por ponto
de conexão, expressa em horas e centésimos de hora. Mecanismo utilizado pela
agência reguladora para compensar os consumidores pelo descumprimento das
metas dos indicadores de qualidade por parte da concessionária. São valores
financeiros ressarcidos na conta de energia. Não existe meta, mas quanto menor
melhor.
• Custo de operação e manutenção de SE: Despesas realizadas na manutenção e
operação dos ativos de cada subestação para garantir a operação e a segurança
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
30
adequada do sistema. Não existe meta por subestação, mas existe meta para
despesas em geral, a qual não será considerada neste trabalho. Não existe meta,
mas quanto menor melhor.
• Custo de operação e manutenção de LD - linha de distribuição: Despesas
realizadas na manutenção e operação dos ativos de cada linha de distribuição
para garantir condições técnicas e de segurança na operação das mesmas. Não
existe meta por linha de distribuição, mas existe meta para despesas em geral, a
qual não será considerada neste trabalho. Atende ao mesmo critério dos anteriores
de quanto menor, melhor.
• Depreciação de subestações e linhas de distribuição: Depreciação corresponde ao
encargo periódico que determinados bens sofrem, por uso, obsolescência ou
desgaste natural. A taxa anual de depreciação de um bem é fixada em função do
prazo, durante o qual se possa esperar utilização econômica. No caso do setor
elétrico, existe um manual de contabilidade que determina os prazos determinados
de depreciação para todos os ativos que compõem as instalações das
concessionárias. A quota de depreciação, registrada na escrituração contábil da
pessoa jurídica como custo ou despesa operacional, é determinada mediante
aplicação da taxa de depreciação sobre o valor do bem em reais. Ressalta-se que
o limite de depreciação é o valor do próprio bem. Portanto, o controle é
individualizado, por bem, para que o valor contabilizado da depreciação, somado
às quotas já registradas anteriormente, não ultrapasse o valor contábil do
respectivo bem. Não existe meta, mas considera-se que um ativo 100%
depreciado deve ser substituído, caso apresente elevados custos de manutenção
e/ou elevada taxa de falha [ANEEL 2010 b].
Ressalta-se que os valores da cota de depreciação são ressarcidos via tarifa
para as distribuidoras, como uma forma de fomentar a renovação dos ativos.
Os parâmetros de telecomunicações e seus respectivos limites operativos
utilizados nos estudos tradicionais de expansão do sistema elétrico são:
• Índices de Desempenho de Telecomunicações: São considerados índices de
disponibilidade com meta de 98%.
• Custos de Operação e Manutenção de Telecomunicações: Despesas realizadas na
manutenção e operação dos ativos de telecomunicação do sistema elétrico para
garantir a operação e a segurança adequada do sistema. Não existe meta por
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
31
ativo, mas existe meta para despesas em geral, a qual não será considerada neste
trabalho. Atende ao critério de quanto menor, melhor.
• Depreciação e Obsolescência do Sistema de Telecomunicações: Considera-se a
mesma definição e metas descritas para a depreciação de subestações e linhas de
distribuição.
Os parâmetros descritos acima compõem o diagnóstico georreferenciado
proposto pela nova metodologia e serão considerados por meio de
ponderações dos níveis de importância para avaliar e determinar as áreas
mais vulneráveis do sistema elétrico em relação ao seu desempenho. Serão
considerados também para a definição dos critérios de priorização de obras e
para cálculo dos benefícios que essas proporcionam ao negócio distribuição.
2.4 Considerações Finais
Neste capítulo a legislação principal a ser cumprida nos estudos de
planejamento da expansão do sistema elétrico é apresentada. São descritas a
sistemática utilizada para o cumprimento da mesma, bem como as etapas dos estudos
de planejamento e os parâmetros utilizados atualmente.
Pode-se concluir que os estudos atuais atendem à legislação em todos os
aspectos, pois permitem a elaboração do diagnóstico do sistema elétrico através dos
estudos pertinentes, assim como possibilitam a implantação de alternativas que
garantam o atendimento ao crescimento de mercado e à segurança do sistema
elétrico, atendendo também aos critérios econômicos e ambientais.
Porém, como já mencionado anteriormente, verifica-se que o desempenho
operativo, os impactos financeiros da violação das metas de indicadores de qualidade,
os custos de manutenção do sistema, assim como as consequências da
obsolescência dos ativos são analisados em fóruns distintos e não compõem de forma
estruturada o diagnóstico do sistema elétrico. Este fato pode causar um erro de
priorização nas áreas a serem estudadas e até mesmo um erro na priorização do
portfólio de investimentos, gerando prejuízos empresariais.
A metodologia proposta nesta dissertação visa integrar as análises dos
parâmetros de interesse em única plataforma georreferenciada e determinar o grau de
importância relativo de cada um deles no desempenho do sistema, a fim de
contabilizar as violações destes parâmetros de desempenho. Assim torna-se possível
determinar as chamadas Áreas de Análises do Sistema Elétrico e priorizar as suas
áreas mais vulneráveis . Do mesmo modo que possibilita, após definidas as obras
CAPÍTULO 2 – CONTEXTUALIZAÇÃO DA PROPOSTA
32
necessárias para a solução das violações identificadas, o cálculo da estimativa dos
benefícios proporcionados pela implantação das mesmas.
3 Análise dos Fatores de Vulnerabilidade do Sistema Elétrico
Este capítulo apresenta o conceito de vulnerabilidade do sistema elétrico,
adotado no presente trabalho, e analisa os fatores que o caracterizam. São
correlacionados os impactos que cada fator exerce sobre o negócio
distribuição e sobre o sistema elétrico, correlação esta na qual se
fundamenta a metodologia proposta.
3.1 Identificação de Vulnerabilidades
Neste tópico é descrito como as vulnerabilidades do sistema elétrico são
identificadas e caracterizadas no sistema georrefenciado.
3.1.1 Definição de Vulnerabilidade do Sistema Elétrico
Neste trabalho são consideradas vulnerabilidades as violações dos limites dos
parâmetros de desempenho descritos no capítulo 2, item 2.3.2. Assim, os fatores de
vulnerabilidades são os parâmetros de desempenho considerados no diagnóstico
integrado do sistema elétrico e contemplam os parâmetros elétricos, os parâmetros de
operação e manutenção e os parâmetros de telecomunicações. Os fatores de
vulnerabilidade, que no banco de dados georrefenciado são chamados de critérios,
estão apresentados na tabela 3.1.
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
34
Tabela 3.1 – Fatores de Vulnerabilidade.
Critérios
DEC Estrutural de Alta Tensão
Histórico DEC de alimentadores
Compensações Financeiras dos alimentadores (DIC, FIC e DMIC)
Custo de O&M de SE
Custo de O&M de LD
Depreciação de subestações
Depreciação de linhas de distribuição
Indices de Desempenho de Telecomunicações
Custos de O&M de Telecomunicações
Depreciação e Obsolescência do Sistema de Telecomunicações
Perdas ôhmicas em Linhas de Distribuição
Níveis de Tensão Críticos em Subestações - DRC
Níveis de Tensão Precários em Subestações - DRP
Sobrecarga de Linhas de Distribuição
Sobrecargas de Subestações (Sobrecarga Nominal)
Sobrecargas de Subestações (Sobrecarga Admissível)
Perdas ôhmicas em alimentadores
Níveis de Tensão Críticos em alimentadores - DRC
Níveis de Tensão Precários em alimentadores - DRP
Sobrecarga em alimentadores
Potência de Curto-Circuito na Barra de 13,8 kV em subestações
Potência de Curto-Circuito na Rede de MT
Te
leco
mE
létr
ico
O&
M
3.1.2 Violação de Limites Técnicos e Impactos no Sistema
Neste tópico são avaliadas as possíveis consequências que a violação dos
limites dos parâmetros de desempenho, isto é, dos fatores de vulnerabilidade, podem
causar na gestão das concessionárias de distribuição de energia, bem como os
impactos no sistema elétrico e no negócio distribuição. Estes impactos podem ser
financeiros, de segurança sistêmica ou na imagem da empresa perante os
consumidores e acionistas.
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
35
3.1.2.1 Caracterização dos Impactos
Os impactos financeiros são de diversas naturezas e podem ser caracterizados
pelo aumento das despesas operacionais, pagamento de multas ou perda de receitas.
Os impactos de segurança estão relacionados à segurança de terceiros, de
empregados, consumidores e dos próprios equipamentos.
Os impactos técnicos se relacionam à capacidade do sistema em atender ao
mercado com qualidade, não violando os indicadores, especialmente os estabelecidos
pelo órgão regulador.
3.1.2.2 Correlação entre Violação e Impacto
A correlação entre os fatores de vulnerabilidade e os possíveis impactos que a
violação dos seus limites pode causar no negócio distribuição é importante, pois estes
podem gerar prejuízos à imagem da empresa, aos acionistas e aos consumidores.
Ressalta-se que não há estudos quantitativos que comprovem esta correlação.
Este trabalho realiza uma análise qualitativa de causa e efeito de cada parâmetro
baseada na experiência, na observação, na legislação e na análise do processo de
distribuição de energia, desde o relacionamento comercial até a operação do sistema
elétrico.
Procurou-se analisar e descrever, para cada parâmetro, o que o mau
desempenho pode gerar e como este fato pode impactar financeiramente e
tecnicamente, assim como a segurança de pessoas e equipamentos.
O DEC estrutural é um índice que retrata o DEC esperado para uma
determinada região em função da topologia, das características do sistema elétrico
que a atende e do histórico de ocorrências, isto é, da taxa de falha dos equipamentos.
Porém, não determina qual é o DEC realizado, podendo ser este melhor ou pior, pois a
taxa de falha depende de muitas variáveis, como as condições climáticas, manutenção
e substituição de equipamentos entre outros e não necessariamente se repete
sistematicamente.
O DEC estrutural elevado identifica áreas cuja probabilidade de ocorrências e
não atendimento das metas do DEC é maior e, portanto, pode causar, dentre outros
impactos: redução da confiabilidade; aumento do tempo e do número de interrupções
do fornecimento de energia elétrica; aumento de despesas de equipe para
restabelecimento do fornecimento; aumento no pagamento de compensações
financeiras por violação dos indicadores de continuidade ANEEL (DIC e FIC); aumento
de reclamações e despesas na CAC – Central de Atendimento a Consumidores;
redução nos índices de satisfação do consumidor (ISQP, IASC); prejuízo à imagem da
empresa; despesas associadas a esclarecimentos à população; redução do índice de
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
36
reajuste tarifário que considera a melhoria dos índices de qualidade para cálculo do
reajuste.
O histórico de DEC verifica a duração de interrupção equivalente por unidade
consumidora. Nesta dissertação é considerada a média verificada nos anos 2012 e
2013. Como já dito, o DEC realizado depende das condições climáticas, das
manutenções preventivas, que podem afetar os índices em função dos desligamentos
necessários para realização das mesmas, e da política de renovação de ativos. Por
exemplo, caso um equipamento que apresenta alta taxa de falha seja substituído,
elimina-se a fonte do problema. Portanto, não há garantias de repetição dos índices,
mas as análises indicam a tendência do indicador e orienta as ações de manutenção
corretiva e aplicação de recursos. O aumento do DEC realizado pode causar os
mesmos impactos citados para o DEC estrutural, com exceção da redução da
confiabilidade.
As compensações financeiras pagas aos consumidores por descumprimento
dos índices de qualidade DIC, FIC e DMIC causam aumento das despesas
operacionais e podem originar multas regulatórias. No presente trabalho é utilizado o
valor absoluto das compensações pagas em reais no ano de 2013.
Os custos de operação e manutenção de subestações, linhas de distribuição e
sistemas de telecomunicações compõem os custos operacionais totais das
distribuidoras que são remunerados via tarifa. A ANEEL possui uma metodologia que
define qual o valor máximo a ser pago a cada distribuidora de acordo com seu porte e
características físicas. O aumento de tais custos pode contribuir para o aumento de
despesas operacionais a ponto de extrapolar os limites cobertos pela tarifa no período
tarifário, gerando prejuízos financeiros à distribuidora, devido aos recursos gastos não
serem restituídos ao caixa da empresa. Neste trabalho são utilizados os custos médios
em reais de 2009 a 2013.
A depreciação de subestações, linhas de distribuição e sistemas de
telecomunicações é utilizada no cálculo da tarifa de fornecimento de energia. As
distribuidoras são remuneradas pelos investimentos que fazem no sistema elétrico e,
portanto, pelos ativos que estão disponíveis à prestação de serviço. Estes ativos
compõem a Base de Remuneração Regulatória Líquida – BRRL que, por sua vez, é
utilizada para cálculo da tarifa. Os ativos que não estão 100% depreciados compõem a
BRRL. Dito isto, pode-se verificar que taxas de depreciação elevadas causam redução
da BRRL e do valor da tarifa definida na revisão tarifária, com consequente redução da
receita da distribuidora. Podem também causar aumento de despesas de operação e
manutenção, resultando valores que extrapolam os limites cobertos pela tarifa no
período tarifário, aumento da taxa de falhas de equipamentos e aumento de DIC e
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
37
FIC, pois quanto mais antigos os equipamentos, maior a probabilidade de falhas e
necessidade de intervenção. A taxa de depreciação varia de 0 a 100% e neste
trabalho foram utilizadas as taxas de depreciação dos ativos referentes a dezembro de
2013.
O índice de desempenho do sistema de telecomunicações contribui
diretamente para o desempenho do sistema elétrico, uma vez que a operação em
tempo real atualmente é realizada no Centro de Operações em Belo Horizonte via
telecomando. Portanto o baixo desempenho destes sistemas pode causar aumento do
tempo e do número de interrupção do fornecimento de energia elétrica e,
consequentemente, aumento no pagamento de compensações por violação dos
indicadores de continuidade ANEEL (DIC e FIC), podendo gerar redução do índice de
reajuste tarifário. Verifica-se aumento de despesas com a equipe para
restabelecimento do fornecimento, pois, em caso de falha na operação via
telecomando, é necessário o acionamento de equipes locais para a realização de
manobras no sistema. Há também aumento de reclamações e despesas na CAC –
Central de Atendimento a Consumidores, redução nos índices de satisfação do
consumidor, ISQP – Índice de Satisfação da Qualidade Percebida e do IASC Índice
ANEEL de Satisfação de consumidores, com prejuízo à imagem da empresa e
aumento de despesas associadas para esclarecimentos à população.
As perdas ôhmicas em linhas de distribuição e alimentadores são inevitáveis e
consideradas perdas técnicas pela ANEEL. Possuem uma meta estipulada e são
remuneradas via tarifa até o limite da meta estabelecida pelo órgão regulador. O
aumento das perdas em linhas de distribuição causa aumentos de despesas
operacionais acima do limite tarifário, pois os custos da energia perdida acima do
limite coberto pela tarifa são computados como despesas operacionais. Aumentam o
risco de multa por descumprimento das metas estabelecidas e também os riscos na
compra de energia, pois o montante de energia contratado pode não ser suficiente
para atendimento do mercado e suprimento das perdas, obrigando a empresa a
adquirir energia no mercado livre em casos extremos. Neste trabalho são
consideradas as perdas verificadas nos casos de fluxo de potência.
Níveis de Tensão Precários e Críticos em subestações e alimentadores podem
causar os mesmos impactos, só variando a intensidade. Isto é, os impactos dos níveis
de tensão críticos são mais severos que os níveis de tensão precários e podem causar
redução da energia faturada, aumento de reclamações e despesas na CAC e,
consequentemente, aumento de despesas com tratamento de reclamações na área de
operação e na área de serviço de campo. Adicionalmente, podem ocorrer os seguintes
impactos: aumento de compensações financeiras por descumprimento do valor de
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
38
DRP – Duração Relativa da Transgressão Máxima de Tensão Precária, que é de DRC
3%, e do valor da Duração Relativa da Transgressão Máxima de Tensão Crítica –
DRC, que é de 0,5%; aumento do risco de multas ANEEL por descumprimento de
prazos de regularização DRP e DRC; redução no índice de satisfação do consumidor
ISQP e IASC; prejuízo à imagem da empresa e aumento das despesas associadas
para esclarecimentos à população. Nesta dissertação são considerados os níveis de
tensão verificados nos casos de fluxo de potência.
A sobrecarga de linhas de distribuição e alimentadores pode causar os
seguintes impactos: restrição de atendimento de novas cargas, implicando receita
realizada inferior à projetada; acidente com terceiros; redução do tempo de vida útil do
ativo, implicando antecipação de investimentos para substituição de ativos não
acobertados na tarifa; aumento de falha por danos no equipamento; aumento de
pagamento de compensações por violação dos indicadores de continuidade ANEEL
(DIC e FIC); aumento de reclamações e despesas na CAC; redução nos índices de
satisfação do consumidor (ISQP e IASC); prejuízo à imagem da empresa e aumento
das despesas associadas para esclarecimentos à população. São considerados neste
trabalho os valores verificados nos casos de fluxo de potência.
A sobrecarga em subestação pode causar os mesmos impactos citados para a
sobrecarga das linhas de distribuição com exceção dos acidentes com terceiros, uma
vez que as subestações possuem restrição de acesso a estes. São utilizadas nesta
dissertação as projeções de carregamento baseadas nas medições máximas
verificadas em 2013 e taxas de crescimento de mercado.
A potência de curto-circuito nas barras de 13,8 kV nas subestações, em caso
de valores muito elevados, pode causar os seguintes impactos: aumentar os riscos de
avaria em equipamentos, implicando a antecipação de investimentos para substituição
de ativos não acobertados na tarifa; acidente com terceiros; prejuízo à imagem da
empresa e aumento das despesas associadas para esclarecimentos à população;
descoordenação da proteção e aumento no tempo e número de consumidores
interrompidos, implicando aumento de pagamento de compensações financeiras
relacionadas aos DIC e FIC. São utilizados os valores do caso de curto-circuito atuais,
previstos para 2017 e 2025.
Os dados citados acima estão sistematizados na tabela 3.2 para auxílio na
avaliação da importância de cada parâmetro no desempenho do sistema elétrico.
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
39
Tabela 3.2 – Fatores de Vulnerabilidade.
Parâmetro Tipos de Impacto
Confiabilidade Esperada.
Aumento do Tempo e Número de Interrupção do Fornecimento.
Aumento de Despesas de Equipe para reestabelecimento do fornecimento.
Aumento no pagamento de compensações por violação dos indicadores de continuidade.
Aumento de reclamações e despesas na Central de Atendimento.
Redução nos índices de satisfação do consumidor ISQP, IASC.
Prejuízo à imagem e despesas associadas para esclarecimentos à população.
Impactos no Fator Xq do Fator X (redução do indice de reajuste tarifário).
Aumento do Tempo e Número de Interrupção do Fornecimento.
Aumento de Despesas de Equipe para reestabelecimento do fornecimento.
Aumento no pagamento de compensações por violação dos indicadores de continuidade.
Aumento de reclamações e despesas na CAC.
Redução nos índices de satisfação do consumidor ISQP, IASC.
Prejuízo à imagem e despesas associadas para esclarecimentos à população.
Impactos no Fator Xq do Fator X (redução do indice de reajuste tarifário).
Despesas operacionais.
Multas regulatórias.
Custo de O&M de SE Aumento de Despesas operacionais que podem extrapolar os limites cobertos pela tarifa no período tarifário.
Custo de O&M de LDAumento de Despesas operacionais que podem extrapolar os limites cobertos pela tarifa no período tarifário.
Redução da BRRL e do Valor da Tarifa definida na Revisão Tarifária.
Aumento de desespesa operacionais de O&M que podem extrapolar os limites cobertos pela tarifa no período tarifário.
Aumento da taxa de falhas de equipamentos, de aumento de DIC e FIC.
Redução da BRRL e do Valor da Tarifa definida na Revisão Tarifária.
Aumento de desespesa operacionais de O&M que podem extrapolar os limites cobertos pela tarifa no período tarifário.
Aumento da taxa de falhas de equipamentos.
Aumento de DIC e FIC.
Aumento do Tempo e Número de Interrupção do Fornecimento.
Aumento de Despesas de Equipe para reestabelecimento do fornecimento.
Aumento no pagamento de compensações por violação dos indicadores de continuidade ANEEL DIC e FIC.
Aumento de reclamações e despesas na CAC.
Redução nos índices de satisfação do consumidor ISQP, IASC.
Prejuízo à imagem e despesas associadas para esclarecimentos à população.
Impactos no Fator Xq do Fator X (redução do indice de reajuste tarifário).
DEC Estrutural de Alta Tensão
Depreciação de subestações
Índices de Desempenho de Telecomunicações
Depreciação de linhas de distribuição
Histórico DEC de alimentadores
Compensações Financeiras dos alimentadores
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
40
Tabela 3.2 – Fatores de Vulnerabilidade. (continuação)
Parâmetro Tipos de Impacto
Redução da BRRL e do Valor da Tarifa definida na Revisão Tarifária.
Aumento de desespesa operacionais de O&M que podem extrapolar os limites cobertos pela tarifa no período tarifário.
Aumento da taxa de falhas de equipamentos.
Aumento dos tempos de reestabelecimento do fornecimento da violação dos indicadores DIC e FIC e de pagamentos de compensações financeiras.
Redução da BRRL e do Valor da Tarifa definida na Revisão Tarifária.
Aumento de desespesa operacionais de O&M que podem extrapolar os limites cobertos pela tarifa no período tarifário.
Aumento da taxa de falhas de equipamentos.
Aumento dos tempos de reestabelecimento do fornecimento da violação dos indicadores DIC e FIC e de pagamentos de compensações financeiras.
Aumentos de despesas da Parcela A acima do limite tarifário.
Risco de multa.
Riscos na compra de energia.
Redução da enegia faturada.
Aumento de reclamações e despesas na CAC.
Aumento de despesasa com tratamento de reclamações na área de operação OM e na área de Serviço de Campo SM.
Aumento de compensações financeiras de DRC e DRC ANEEL.
Riscos de multas ANEEL por descumprimento de prazos de regularização DRC.
Redução no índice satisfação do consumidor ISQP, IASC.
Prejuízo à imagem e despesas associadas para esclarecimentos à população.
Redução da enegia faturada.
Aumento de reclamações e despesas na CAC.
Aumento de despesas com tratamento de reclamações na área de operação OM e na área de Serviço de Campo SM.
Aumento de compensações financeiras de DRC e DRC ANEEL.
Riscos de multas ANEEL por descumprimento de prazos de regularização DRP.
Redução no índice satisfação do consumidor ISQP, IASC.
Prejuízo à imagem e despesas associadas para esclarecimentos à população.
Restrição de atendimento de novas cargas implicando em receita realizada inferior à projetada.
Acidente com terceiros.
Redução do tempo de vida útil do ativo implicando em antecipação de investimentos para substituição de ativos não acobertados na tarifa.
Aumenta de falha por danos no equipamento.
Aumento de pagamento de compensações por violação dos indicadores de continuidade ANEEL DIC e FIC.
Aumento de reclamações e despesas na CAC, redução no índice satisfação do consumidor ISQP, IASC.
Prejuízo à imagem e despesas associadas para esclarecimentos à população.
Custos de O&M de Telecomunicações
Níveis de Tensão Críticos em Subestações
Depreciação e Obsolescência do Sistema de Telecomunicações
Perdas ôhmicas em Linhas de Distribuição
Níveis de Tensão Precários em Subestações
Sobrecarga de Linhas de Distribuição
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
41
Tabela 3.2 – Fatores de Vulnerabilidade. (continuação)
Parâmetro Tipos de ImpactoRestrição de atendimento de novas cargas implicando em receita realizada inferior à projetada.Redução do tempo de vida útil do ativo implicando em antecipação de investimentos para substituição de ativos não acobertados na tarifa.
Aumento de falha por danos no equipamento.
Aumento de pagamento de compensações por violação dos indicadores de continuidade ANEEL DIC e FIC.
Aumento de reclamações e despesas na CAC.
Redução no índice satisfação do consumidor ISQP, IASC.
Prejuízo à imagem e despesas associadas para esclarecimentos à população.
Aumentos de despesas da Parcela A acima do limite tarifário.
Risco de multa.
Risco na compra de energia.
Redução da enegia faturada.
Aumento de reclamações e despesas na CAC.
Aumento de despesas com tratamento de reclamações na área de operação OM e na área de Serviço de Campo SM.
Aumento de compensações financeiras de DRC e DRC ANEEL.
Riscos de multas ANEEL por descumprimento de prazos de regularização DRC.
Redução no índice satisfação do consumidor ISQP, IASC.
Prejuízo à imagem e despesas associadas para esclarecimentos à população.
Redução da enegia faturada.
Aumento de reclamações e despesas na CAC.
Aumento de despesas com tratamento de reclamações na área de operação OM e na área de Serviço de Campo SM.
Aumento de compensações financeiras de DRC e DRC ANEEL.
Riscos de multas ANEEL por descumprimento de prazos de regularização DRP.
Redução no índice satisfação do consumidor ISQP, IASC.
Prejuízo à imagem e despesas associadas para esclarecimentos à população.
Restrição de atendimento de novas cargas implicando em receita realizada inferior à projetada.Redução do tempo de vida útil do ativo implicando em antecipação de investimentos para substituição de ativos não acobertados na tarifa.
Aumento de falha por danos no equipamento.
Aumento de pagamento de compensações por violação dos indicadores de continuidade ANEEL DIC e FIC.Aumento de reclamações e despesas na CAC, redução no índice satisfação do consumidor ISQP, IASC.
Prejuízo à imagem e despesas associadas para esclarecimentos à população.
Riscos de avaria em equipamentos implicando em antecipação de investimentos para substituição de ativos não acobertados na tarifa.
Acidente com terceiros.
Prejuízo à imagem e despesas associadas para esclarecimentos à população.
Descoordenação da proteção e aumento no tempo e númenro de consumidores interrompidos, implicando em aumento de pagamento de compensações financeiras DIC e FIC.
Potência de Curto-Circuito na Barra de 13,8 kV em subestações
Níveis de Tensão Críticos em Alimentadores
Níveis de Tensão Precários em Alimentadores
Sobrecarga em Alimentadores
Sobrecargas de Subestações (Nominal e Admissível)
Perdas Ôhmicas em Alimentadores
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
42
3.1.3 Definição e Caracterização de Áreas Críticas de Desempenho do
Sistema Elétrico
Antes de definir e caracterizar as chamadas Áreas Críticas de Desempenho
do sistema é importante descrever como os dados referentes a cada parâmetro estão
cadastrados e tratados no sistema georreferenciado.
Conforme já citado, cada fator de vulnerabilidade é denominado critério no
sistema georrefenciado. Como cada critério possui métrica diferente, tem sido utilizada
uma técnica de normalização (p.u.) para torná-los comparáveis. Para isso são
estabelecidos um limite máximo e um limite mínimo para cada critério, baseados na
análise do banco de dados existente. Exemplos:
• Para os critérios de alta tensão, o limite máximo é o primeiro ano do
diagnóstico, cujos dados estão cadastrados no sistema, por exemplo, 2015, e o
limite mínimo é o ano em que se deseja realizar a análise, por exemplo, 2018.
Portanto para violações de parâmetros ocorridas em anos anteriores ao limite
mínimo, por exemplo, 2016, considera-se a Nota 1 e para violações ocorridas
em 2020, considera-se a Nota 0. Por exemplo, se em uma SE X, verifica-se
tensão precária no ano 2017, a nota da SE X será 1. Já uma SE Y que
apresente tensão precária somente em 2020, obterá nota 0.
• Para o critério de depreciação, o limite máximo é de 90% e o limite mínimo é
de 30%. Portanto para ativos com depreciação igual ou superior a 90%,
considera-se a Nota 1 e, para ativos com depreciação igual ou inferior a 30%, a
Nota 0.
A normalização do critério, conforme localização da violação na faixa de
normalização é feita utilizando regra de três e a este valor chamou-se Nota .
Os limites máximos e mínimos para todos os critérios estão listados na tabela
3.3.
É importante ressaltar que as tensões precárias e críticas de alimentadores são
retratadas por meio de um conceito chamado momento elétrico. Este sinaliza a queda
de tensão no alimentador e é calculado por tipo de cabo e caracterizado por potência
versus distância, isto é, para cada tipo de cabo tem-se a distância e a demanda
máxima que pode ser atendida pelo cabo sem que haja violação dos níveis de tensão.
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
43
Tabela 3.3 – Tabela de Critérios Limites Máximos e Mínimos. CRITERIO LIMITE_PONT_MAX LIMITE_PONT_MIN OBS
LD_OPEX 150.000 0 OPEX médio de LDs 2009 a 2013.
LD_DEPRECIACAO 90 50 Depreciação de LD. Varia de 0 a 100%.
LD_PERDAS 2.014 2.018 Perdas em LD acima do limite. A referência é o ano de ocorrência.
LD_QUEDA_TENSAO 2.014 2.018 Queda de tensão em LD acima do limite. A referência é o ano de ocorrência.
LD_SOBRECARGA 2.014 2.018 Sobrecarga em LD. A referência é o ano de ocorrência.
MT_CLIENTES 50 0 Percentual de km de MT com mais de 6.000 clientes a jusante.
MT_PERDAS 5 0 Percentual de km de MT com mais de 10% de perdas.
MT_DEC_HIST 2 0 Relação entre o realizado e a meta do conjunto em pu (média 2012 e 2013).
MT_DIC_FIC_DMIC 150.000 0 Valor absoluto das compensações pagas em 2013 em reais.
MT_ICC 20 0 Percentual de km de MT com ICC menor que 50A.
MT_DRP_DRC 20.000 0 Valor absoluto das compensações pagas em 2013 em reais.
MT_CARREG 4 0 Percentual de km de MT com mais de 60% de carregamento.
MT_ME 40 0 queda de tensão.
SE_OPEX 250.000 0 OPEX médio de SEs 2009 a 2013.
SE_DEPRECIACAO 90 50 Depreciação de SE (média das UC/UAR). Varia de 0% a 100%.
SE_ICC_INFERIOR 2.014 2.018 ICC na barra de MT da SE abaixo de 2 KA. A referência é o ano de ocorrência.
SE_ICC_SUPERIOR 2.014 2.018 ICC na barra de MT da SE acima de 10 kA - ano de ocorrência.
SE_DEC_ESTRUTURAL 7 0 DEC estrutural de SE.
MT 100.000 0 Numero absoluto de clientes na barra de MT da SE.
SE_SOBRE_NOM 2.014 2.018 Carregamento de SE acima do nominal. A referência é o ano de ocorrência.
SE_TENSAO_PREC_AT 2.014 2.018 Tensão precária na barra de AT da SE. A referência é o ano de ocorrência.
SE_SOBRE_ADM 2.014 2.018 Carregamento de SE acima do admissível. A referência é o ano de ocorrência.
SE_TENSAO_CRIT_AT 2.014 2.018 Tensão crítica na barra de AT da SE. A referência é o ano de ocorrência.
SE_TENSAO_CRIT_MT 2.014 2.018 Tensão crítica na barra de MT da SE. A referência é o ano de ocorrência.
Todas as violações dos parâmetros podem ser visualizadas em camadas no
mapa no sistema georrefenciado, sendo uma camada para cada parâmetro de
desempenho do sistema elétrico, conforme exemplo da figura 3.1, possibilitando o
diagnóstico, análises e decisões integradas.
Figura 3.1 - Exemplo de Camadas do Sistema Georreferenciado.
Definem-se como Áreas Críticas de Desempenho do sistema aquelas que
possuem o maior número de violações, isto é, onde se encontra violação do maior
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
44
número de parâmetros de desempenho do sistema elétrico, ou seja, dos fatores de
vulnerabilidade.
Após inserir os dados relacionados aos parâmetros no sistema
georreferenciado – Geomedia pode-se verificar as violações de cada parâmetro
separadamente. O diagnóstico realizado através da análise desassociada das
violações é denominado diagnóstico Nível 1.
Nas figuras 3.2 a 3.14 está apresentado o diagnóstico Nível 1 do sistema
elétrico da Cemig D. Cada figura representa uma camada do programa Geomedia e
apresenta, em alguns casos, as violações de um fator de vulnerabilidade, isto é, de um
parâmetro de desempenho e, em outros, os dados referentes ao parâmetro de
desempenho, como nos casos de custos de operação e manutenção, e dados de
depreciação de linhas de distribuição e subestações.
A figura 3.2 apresenta todas as camadas do Geomedia habilitadas para
visualização, isto é, representa todas as violações dos fatores de vulnerabilidade
analisados simultaneamente. Pode-se notar a dificuldade de interpretação gráfica e,
consequentemente, a dificuldade de interpretação das informações nestas
circunstâncias.
Figura 3.2 - Diagnóstico do Sistema de Média Tensão do Triângulo Mineiro (2018).
A figura 3.3 identifica as subestações com previsão de violação nas tensões de
atendimento em 2018 conforme legenda, isto é, subestações com tensões de
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
45
atendimento precárias e subestações com tensão de atendimento críticas no
barramento da subestação, conforme limites descritos das tabelas 2.5 e 2.6.
Figura 3.3 - Subestações com Violação Prevista nos Níveis de Tensão (2018).
A figura 3.4 identifica as subestações com previsão de sobrecarga do limite
nominal ou admissível das transformações em 2018 conforme legenda. Cabe ressaltar
que violações dos limites admissíveis são mais graves que as violações dos limites
nominais, pois representam o carregamento máximo que um equipamento pode
suportar sem deteriorar suas propriedades isolantes e comprometer sua vida útil.
A figura 3.5 apresenta os resultados obtidos a partir do cálculo do DEC
Estrutural conforme descrito no item 2.3.2 para todas as subestações avaliadas. Os
resultados estão agrupados por faixa de desempenho esperado em horas. Portanto,
está apresentada a Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora –
DEC Estrutural, dada a configuração do sistema existente.
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
46
Figura 3.4 - Subestações Violação Prevista nos Níveis de Carregamento (2018).
Figura 3.5 - DEC Estrutural por Subestação (2013).
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
47
As figuras 3.6, 3.7 e 3.8 apresentam os fatores de vulnerabilidade referentes às
linhas de distribuição conforme legenda abaixo:
A figura 3.6 mostra as linhas de distribuição com níveis de queda de tensão
maiores que 10% previstas para 2018.
Figura 3.6 - LD com Violação dos Níveis de Queda de Tensão (2018).
A figura 3.7 mostra as linhas de distribuição que apresentam violação dos
níveis de perdas em 2018, isto é, perdas ôhmicas acima de 10%.
Já a figura 3.8 apresenta as linhas com previsão de sobrecarga do limite
nominal em 2018, isto é, linhas com previsão de carregamento acima de 100% da
capacidade nominal de projeto.
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
48
Figura 3.7 - LD com Violação dos Níveis de Perdas (2018).
Figura 3.8 - LD com Violação dos Níveis de Carregamento (2018).
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
49
A figura 3.9 representa uma combinação de camadas do Geomedia que
possibilita avaliar as subestações com previsão de violação das tensões de
atendimento (figura 3.3) e dos níveis de carregamento (figura 3.4) frente às soluções já
estudadas ou obras já em andamento para a eliminação das referidas violações.
Figura 3.9 - Subestações com Violação e Soluções Previstas (2013-2017).
A figura 3.10 mostra as taxas de depreciação das subestações e linhas de
distribuição em faixas de classificação. Ressalta-se que equipamentos com alta taxa
de depreciação podem apresentar altos custos de manutenção e elevadas taxas de
falhas, além de agregar baixas receitas para as distribuidoras.
As figuras 3.11 e 3.12 apresentam os custos de manutenção de subestações e
linhas de distribuição respectivamente. A análise destes três gráficos conjuntamente
pode trazer ganhos para o programa de substituição de equipamentos, contribuindo
para a identificação dos equipamentos que possuem altas taxas de depreciação e
também elevados custos de manutenção.
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
50
Figura 3.10 - Subestações e LD por Percentual de Depreciação (2013).
Figura 3.11 - Custos de Operação e Manutenção por SE em Mil R$/por Ano (2009 a 2013).
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
51
Figura 3.12 - Custos de Operação e Manutenção de LD em Mil R$/por Ano (2009 a 2013
A figura 3.13 apresenta um mapeamento dos consumidores que receberam
compensações financeiras por interrupção de energia em 2013. Estas interrupções
podem ter sido acidentais ou programadas. Portanto não se pode afirmar que onde
houve muitas interrupções, há uma deficiência no sistema. Para isso deve-se avaliar
outros parâmetros para uma análise mais completa.
A figura 3.14 mostra um mapa com a densidade de carga do estado de Minas
Gerais expresso em kVA/km² em 2018.
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
52
Figura 3.13 - Compensações Financeiras por Interrupção R$/por Ano (2013).
Figura 3.14 - Densidade de Carga (kVA/km²) (2018).
CAPÍTULO 3 – ANÁLISE DOS FATORES DE VULNERABILIDADE DO SISTEMA ELÉTRICO
53
3.2 Considerações Finais
As definições de Vulnerabilidade do Sistema Elétrico e da Área de
Desempenho Crítico são aquelas adotadas na concepção da metodologia proposta
nesta dissertação.
A representação dos fatores de vulnerabilidade no sistema georreferenciado
permite a visualização do impacto destes no desempenho do sistema elétrico,
possibilitando a análise dos parâmetros de forma integrada. Tal análise, tratada no
capítulo por Nível 1, mostra como cada fator de vulnerabilidade pode ser avaliado
separadamente por camadas no sistema georreferenciado.
É importante ressaltar que o diagnóstico Nível 1 constitui a base de
informações a partir da qual é desenvolvida a metodologia proposta. Esta define um
índice calculado a partir da ponderação dos fatores de vulnerabilidade, conforme o
grau de impacto de suas violações no desempenho do sistema elétrico, visando
priorizar as áreas de desempenho crítico no planejamento. Tal índice, denominado
Índice de Vulnerabilidade Sistêmica, IVSis , é apresentado no capítulo que se segue.
O diagnóstico Nível 1 também constitui base de informações para o cálculo dos
benefícios proporcionados pelas obras propostas para solução das vulnerabilidades
identificadas no diagnóstico. O cálculo destes benefícios compõe um indicador,
também proposto neste trabalho, chamado Relação Benefício Custo, RBC, que visa
priorizar as obras mais importantes para o sistema elétrico e para o negócio
distribuição, sendo definido e apresentado no capítulo 5.
4 Índice de Vulnerabilidade Sistêmico – IVSis
Neste capítulo é apresentada uma metodologia para identificação e
priorização de áreas de desempenho crítico do sistema elétrico. Tal
metodologia é implementada por meio de um Índice de Vulnerabilidade
Sistêmico. O texto descreve a técnica utilizada para o equacionamento
deste índice, bem como os resultados e a análise de sua aplicação em um
sistema elétrico real.
4.1 Considerações Iniciais
A metodologia de cálculo do Índice de Vulnerabilidade Sistêmico introduzida
neste tópico adota, como já citado, o processo de comparação par a par. A escolha se
baseia no fato de ser esta uma ferramenta de auxílio na tomada de decisão na solução
de problemas complexos, que envolvem muitos critérios de avaliação. Adicionalmente,
ela é de fácil manuseio e não requer o uso de software ou programas especiais para
utilização. Também proporciona transparência na avaliação e considera aspectos
subjetivos.
Esta metodologia se baseia na pergunta: Qual é a importância do critério 1 em
relação ao critério 2? Para isso foi elaborada uma matriz quadrada onde é possível
comparar um critério em relação a todos os outros. Neste caso, os critérios, como já
mencionado anteriormente, são os fatores de vulnerabilidade, conforme tabelas 4.1 e
4.2.
CAPÍTULO 4 – ÍNDICE DE VULNERABILIDADE SISTÊMICO - IVSIS
55
Tabela 4.1 – Tabela de Comparação Par a Par.
Tabela 4.2 – Detalhe da Tabela de Comparação Par a Par.
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O&M Telecom Elétrico
CAPÍTULO 4 – ÍNDICE DE VULNERABILIDADE SISTÊMICO - IVSIS
56
CritériosDEC Estrutural de Alta Tensão
Histórico DEC de alimentadores
Compensações Financeiras dos alimentadores
(DIC, FIC e DMIC)DEC Estrutural de Alta Tensão
Histórico DEC de alimentadores
Compensações Financeiras dos alimentadores (DIC, FIC e DMIC)
Custo de O&M de SE
Custo de O&M de LD
Depreciação de subestações
Depreciação de linhas de distribuição
Indices de Desempenho de Telecomunicações
Custos de O&M de Telecomunicações
Depreciação e Obsolescência do Sistema de Telecomunicações
Perdas ôhmicas em Linhas de Distribuição
Níveis de Tensão Críticos em Subestações - DRC
Níveis de Tensão Precários em Subestações - DRP
Sobrecarga de Linhas de Distribuição
Sobrecargas de Subestações (Sobrecarga Nominal)
Sobrecargas de Subestações (Sobrecarga Admissível)
Perdas ôhmicas em alimentadores
Níveis de Tensão Críticos em alimentadores - DRC
Níveis de Tensão Precários em alimentadores - DRP
Sobrecarga em alimentadores
Potência de Curto-Circuito na Barra de 13,8 kV em subestações
Potência de Curto-Circuito na Rede de MT
O&
MT
elec
omE
létr
ico
As comparações par a par, expressas por meio da pergunta acima, são
convertidas em valores numéricos usando uma escala para julgamentos comparativos,
onde a quantificação dos julgamentos é feita utilizando-se uma escala de valores que
varia de 0,1 a 10, conforme tabela 4.3.
Por exemplo, se no preenchimento da tabela considera-se DEC Estrutural Mais
importante que Histórico de DEC de alimentadores, a nota será 5 e será preenchida na
primeira linha, quarta coluna da tabela 4.2. Logo, na segunda linha, terceira coluna,
será automaticamente preenchida a nota 0,2, pois Histórico de DEC de alimentadores
é considerado Menos importante que DEC Estrutural de Alta Tensão.
Tabela 4.3 – Escala para Julgamentos Comparativos.
10 Muito mais importante
5 Mais importante
1 Igualmente importante
0,2 Menos Importante
0,1 Muito menos importante
CAPÍTULO 4 – ÍNDICE DE VULNERABILIDADE SISTÊMICO - IVSIS
57
4.2 Metodologia para Cálculo do Índice de Vulnerabilidade
Sistêmico
A comparação par a par descrita no item 4.1 foi realizada por 41 profissionais
das áreas planejamento da expansão, planejamento da operação, planejamento da
manutenção, perdas, operação em tempo real e gestão.
O método baseia-se na comparação entre pares de critérios e na construção
de uma série de matrizes quadradas, onde o número na linha i e na coluna j dá a
importância do critério Ci em relação a Cj, como se pode observar na forma matricial
indicada na equação (4.1). [Vilas Boas 2002]
(4.1)
Nessa matriz, o termo “aij” indica o julgamento quantificado do par de critérios
(Ci, Cj) sendo “a” o valor da intensidade de importância. As seguintes condições
devem ser atendidas:
• se aij = a, então aji = 1/a;
• se Ci é julgado como de igual importância relativa a Cj, então aij = 1, aji = 1 e aii = 1,
para todo i.
A formulação matemática utilizada para o cálculo do peso é simples, sendo o
valor total do critério a soma dos valores que compõem a linha da matriz referente ao
mesmo. Por exemplo somam-se todos os valores referentes à linha custos de O&M de
telecomunicações na tabela 4.1. O peso do critério consiste no cálculo da proporção
de cada elemento em relação à soma total para cada planilha preenchida. A tabela 4.4
apresenta o resultado da avaliação de dois profissionais nas colunas cinzas, contendo
a soma dos valores de cada critério e o valor do peso do mesmo, de acordo com a
avaliação de cada um. O valor do custo de O&M na primeira coluna cinza da tabela
CAPÍTULO 4 – ÍNDICE DE VULNERABILIDADE SISTÊMICO - IVSIS
58
4.4 é 5,7. O valor total dos critérios desta avaliação é 1398,3. Portanto, o peso do
critério para esta avaliação é 0,4%.
Para determinar os pesos de cada critério realiza-se novamente o processo
descrito acima, somam–se os valores totais dos critérios de cada uma das quarenta e
uma planilhas preenchidas e calcula-se o peso do critério através da proporção de
cada elemento em relação à soma total, conforme mostra a tabela 4.4. Este resultado
está apresentado na coluna azul. Para o exemplo referente ao custo de O&M de
telecomunicações, a soma total dos valores das 41 planilhas preenchidas é 551 e a
soma total da planilha é de 53212,2. Portanto, o peso total do critério é
(551/53212,2)x100=1,04%.
Tabela 4.4 – Consolidação das Avaliações.
Critérios TOTAL Peso TOTAL Peso Notas - TOTAL Peso - TOTAL
Custos de O&M de Telecomunicações 5,7 0,4% 11,4 1,1% 551 1,04%
Depreciação e Obsolescência do Sistema de Telecomuni cações 13,7 1,0% 11,4 1,1% 778,3 1,46%
Indices de Desempenho de Telecomunicações 5,7 0,4% 11,4 1,1% 936,7 1,76%
Custo de O&M de LD 59,1 4,2% 9,8 1,0% 1495,3 2,81%
Depreciação de linhas de distribuição 43,6 3,1% 24,2 2,4% 1571,2 2,95%
Custo de O&M de SE 69,1 4,9% 9,8 1,0% 1593,7 2,99%
Depreciação de subestações 44,4 3,2% 23,4 2,3% 1675,8 3,15%
Perdas ôhmicas em alimentadores 81,5 5,8% 56,1 5,6% 1853 3,48%
Histórico DEC de alimentadores 40,7 2,9% 13,8 1,4% 1876,1 3,53%
Perdas ôhmicas em Linhas de Distribuição 74,1 5,3% 41 4,1% 1970,3 3,70%
Compensações Financeiras dos alimentadores (DIC, FIC e DMIC) 63,5 4,5% 17 1,7% 2097,1 3,94%
Potência de Curto-Circuito na Barra de 13,8 kV em su bestações 51,3 3,7% 60,2 6,0% 2186,3 4,11%
Potência de Curto-Circuito na Rede de MT 51,3 3,7% 61 6,1% 2214,8 4,16%
DEC Estrutural de Alta Tensão 75 5,4% 13 1,3% 2308,6 4,34%
Níveis de Tensão Precários em alimentadores - DRP 81,5 5,8% 85,8 8,6% 2855,7 5,37%
Sobrecarga em alimentadores 82,4 5,9% 57,8 5,8% 3003,6 5,64%
Sobrecargas de Subestações (Sobrecarga Nominal) 81,5 5,8% 52,1 5,2% 3025,9 5,69%
Níveis de Tensão Precários em Subestações - DRP 76,6 5,5% 95,4 9,5% 3320,2 6,24%
Níveis de Tensão Críticos em alimentadores - DRC 81,6 5,8% 91,4 9,1% 3979 7,48%
Sobrecargas de Subestações (Sobrecarga Admissível) 81,6 5,8% 61,8 6,2% 4496,9 8,45%
Níveis de Tensão Críticos em Subestações - DRC 62,4 4,5% 101 10,1% 4512,7 8,48%
Sobrecarga de Linhas de Distribuição 172 12,3% 91 9,1% 4910 9,23%
Total 1398,3 100% 999,8 100% 53212,2 100%
No gráfico 4.1 é mostrado o ranking dos critérios e seus respectivos pesos.
CAPÍTULO 4 – ÍNDICE DE VULNERABILIDADE SISTÊMICO - IVSIS
59
Gráfico 4.1 – Ranking de critérios.
1,04%
1,46%
1,76%
2,81%
2,95%
2,99%
3,15%
3,48%
3,53%
3,70%
3,94%
4,11%
4,16%
4,34%
5,37%
5,64%
5,69%
6,24%
7,48%
8,45%
8,48%
9,23%
0,00% 1,00% 2,00% 3,00% 4,00% 5,00% 6,00% 7,00% 8,00% 9,00% 10,00%
Custos de O&M de Telecomunicações
Depreciação e Obsolescência do Sistema de Telecomunicações
Indices de Desempenho de Telecomunicações
Custo de O&M de LD
Depreciação de linhas de distribuição
Custo de O&M de SE
Depreciação de subestações
Perdas ôhmicas em alimentadores
Histórico DEC de alimentadores
Perdas ôhmicas em Linhas de Distribuição
Compensações Financeiras dos alimentadores (DIC, FIC e DMIC)
Potência de Curto-Circuito na Barra de 13,8 kV em subestações
Potência de Curto-Circuito na Rede de MT
DEC Estrutural de Alta Tensão
Níveis de Tensão Precários em alimentadores - DRP
Sobrecarga em alimentadores
Sobrecargas de Subestações (Sobrecarga Nominal)
Níveis de Tensão Precários em Subestações - DRP
Níveis de Tensão Críticos em alimentadores - DRC
Sobrecargas de Subestações (Sobrecarga Admissível)
Níveis de Tensão Críticos em Subestações - DRC
Sobrecarga de Linhas de Distribuição
4.2.1 Definição do Índice IVSis
O Índice de Vulnerabilidade Sistêmico, IVSis, representa a violação de todos os
fatores de vulnerabilidade relativos a uma determinada região, ponderados de acordo
com seu grau de impacto no desempenho do sistema elétrico e no negócio
distribuição.
Como apresentado no Capítulo 3, foram estabelecidos limites máximos e
mínimos para cada critério, conforme análise do banco de dados, a fim de normalizar
tais dados e torná-los comparáveis e passíveis de agrupamento.
A normalização do critério, de acordo com a localização da violação na faixa de
normalização, foi feita utilizando regra de três e a este valor chamou-se Nota . O Peso
é a ponderação aplicada aos critérios conforme seu grau de importância e impacto no
desempenho do sistema elétrico.
O valor da Nota x Peso denomina-se Pontos .
Calculam-se os pontos para cada violação dos fatores de vulnerabilidade
verificados e cadastrados no Diagnóstico Integrado do Sistema Elétrico
georreferenciado, o Diagnóstico Nível 1.
O Índice de Vulnerabilidade Sistêmico é definido pela expressão (4.2).
CAPÍTULO 4 – ÍNDICE DE VULNERABILIDADE SISTÊMICO - IVSIS
60
IVSis = Ʃ Pontos = Ʃ Nota x Peso (4.2)
Depois de calculado, o índice é referenciado à subestação fonte e, assim, é
atribuído à região atendida por aquela subestação. A partir disso é possível priorizar
as áreas com pior desempenho de acordo o índice aplicado.
4.2.2 Processo de Simulação – Estudo de Caso
Neste tópico é descrito como os pesos foram aplicados no sistema
georrefenciado da Cemig D. Foram elaborados pelo Eng. Blunio Elias da Silva,
algoritmos que fazem os cálculos descritos no item 4.2 e carregam os dados
automaticamente no Geomedia. A tabela 4.5, que atribui pesos aos critérios indicados
na tabela 3.3, funciona como input. Podem-se modificar os pesos e verificar as
alterações na ordem de prioridade.
Tabela 4.5 – Tabela para Cadastro dos Limites Máximos e Mínimos e dos Pesos dos Critérios.
CRITERIO PESO LIMITE_PONT_MAX LIMITE_PONT_MIN OBS
LD_OPEX 2,81 150.000 0 OPEX médio de LDs 2009 a 2013.
LD_DEPRECIACAO 2,95 90 50 Depreciação de LD. Varia de 0 a 100%.
LD_PERDAS 3,70 2.014 2.018 Perdas em LD acima do limite. A referência é o ano de ocorrência.
LD_QUEDA_TENSAO 6,24 2.014 2.018 Queda de tensão em LD acima do limite. A referência é o ano de ocorrência.
LD_SOBRECARGA 9,23 2.014 2.018 Sobrecarga em LD. A referência é o ano de ocorrência.
MT_CLIENTES 3,00 50 0 Percentual de km de MT com mais de 6.000 clientes a jusante.
MT_PERDAS 3,48 5 0 Percentual de km de MT com mais de 10% de perdas.
MT_DEC_HIST 3,53 2 0 Relação entre o realizado e a meta do conjunto em pu (média 2012 e 2013).
MT_DIC_FIC_DMIC 3,94 150.000 0 Valor absoluto das compensações pagas em 2013 em reais.
MT_ICC 4,16 20 0 Percentual de km de MT com ICC menor que 50A.
MT_DRP_DRC 5,37 20.000 0 Valor absoluto das compensações pagas em 2013 em reais.
MT_CARREG 5,64 4 0 Percentual de km de MT com mais de 60% de carregamento.
MT_ME 7,48 40 0 queda de tensão.
SE_OPEX 2,99 250.000 0 OPEX médio de SEs 2009 a 2013.
SE_DEPRECIACAO 3,15 90 50 Depreciação de SE (média das UC/UAR). Varia de 0% a 100%.
SE_ICC_INFERIOR 4,11 2.014 2.018 ICC na barra de MT da SE abaixo de 2 KA. A referência é o ano de ocorrência.
SE_ICC_SUPERIOR 4,11 2.014 2.018 ICC na barra de MT da SE acima de 10 kA - ano de ocorrência.
SE_DEC_ESTRUTURAL 4,34 7 0 DEC estrutural de SE.
MT 5,00 100.000 0 Numero absoluto de clientes na barra de MT da SE.
SE_SOBRE_NOM 5,69 2.014 2.018 Carregamento de SE acima do nominal. A referência é o ano de ocorrência.
SE_TENSAO_PREC_AT 6,24 2.014 2.018 Tensão precária na barra de AT da SE. A referência é o ano de ocorrência.
SE_SOBRE_ADM 8,45 2.014 2.018 Carregamento de SE acima do admissível. A referência é o ano de ocorrência.
SE_TENSAO_CRIT_AT 8,48 2.014 2.018 Tensão crítica na barra de AT da SE. A referência é o ano de ocorrência.
SE_TENSAO_CRIT_MT 8,48 2.014 2.018 Tensão crítica na barra de MT da SE. A referência é o ano de ocorrência.
4.2.3 Resultados da Simulação
Os pesos determinados na elaboração desta dissertação, apresentados no
gráfico 4.1, foram cadastrados no Geomedia da Cemig D. Criou-se uma tabela de
apuração onde se pode verificar qual a pontuação de cada subestação em relação a
todos os critérios. Ressalta-se que a subestação só é listada caso haja alguma
violação, assim como somente são listados os critérios que apresentam violação de
CAPÍTULO 4 – ÍNDICE DE VULNERABILIDADE SISTÊMICO - IVSIS
61
limites. A tabela 4.6 apresenta um exemplo mostrando as violações, as notas e os
pesos referenciados à SE Abadia dos Dourados no triângulo mineiro. Pode-se verificar
o IVSis da média tensão, o IVSis de Alta tensão e o IVSIs Total.
Tabela 4.6 – Tabela Exemplo de Apuração dos Resultados.
ANO NOME REGIAO CRITERIO VALOR_CRITERIO LIMITE_PONT_MAX LIMITE_PONT_MIN NOTA PESO PONTOS_MT PONTOS_AT PONTOS_TOTAL
2018 Abadia dos Dourados Triangulo SE_OPEX 49.360,75 250.000,00 0,00 0,20 2,99 0,59 0,59
2018 Abadia dos Dourados Triangulo MT_DIC_FIC_DMIC 7.959,13 150.000,00 0,00 0,05 3,94 0,21 0,21
2018 Abadia dos Dourados Triangulo
SE_CLIENTES_BARRA_M
T 5.285,00 100.000,00 0,00 0,05 5,00 0,26 0,26
2018 Abadia dos Dourados Triangulo SE_SOBRE_ADM 2.014,00 2.014,00 2.018,00 1,00 8,45 8,45 8,45
2018 Abadia dos Dourados Triangulo SE_SOBRE_NOM 2.014,00 2.014,00 2.018,00 1,00 5,69 5,69 5,69
2018 Abadia dos Dourados Triangulo SE_TENSAO_CRIT_AT 2.014,00 2.014,00 2.018,00 1,00 8,48 8,48 8,48
2018 Abadia dos Dourados Triangulo SE_TENSAO_CRIT_MT 2.014,00 2.014,00 2.018,00 1,00 8,48 8,48 8,48
2018 Abadia dos Dourados Triangulo SE_DEPRECIACAO 97,54 90,00 50,00 1,00 3,15 3,15 3,15
2018 Abadia dos Dourados Triangulo MT_ME 26,33 40,00 0,00 0,66 7,48 4,92 4,92
2018 Abadia dos Dourados Triangulo MT_DRP_DRC 10,28 20.000,00 0,00 0,00 5,37 0,00 0,00
2018 Abadia dos Dourados Triangulo SE_DEC_ESTRUTURAL 6,42 7,00 0,00 0,92 4,34 3,98 3,98
2018 Abadia dos Dourados Triangulo MT_ICC 4,63 20,00 0,00 0,23 4,16 0,96 0,96
2018 Abadia dos Dourados Triangulo MT_PERDAS 2,69 5,00 0,00 0,54 3,48 1,87 1,87
2018 Abadia dos Dourados Triangulo MT_DEC_HIST 0,81 2,00 0,00 0,40 3,53 1,42 1,42
A representação do IVSis – Índice de Vulnerabilidade Sistêmica Total no mapa
georreferenciado está apresentado na figura 4.1. Quanto maior o índice, maior o
círculo. Pode-se representar o IVSis da média tensão, o IVSis de Alta tensão ou, IVSIs
Total, dependendo da análise que se deseja realizar.
CAPÍTULO 4 – ÍNDICE DE VULNERABILIDADE SISTÊMICO - IVSIS
62
Figura 4.1 – Priorização de Subestações e suas Áreas de Análises.
4.3 Priorização das Áreas Críticas - Análise dos Resultados
Os resultados alcançados através da priorização das Áreas Críticas de
Desempenho utilizando o índice IVSis mostram-se coerentes com a experiência dos
profissionais das áreas de planejamento, operação e manutenção e com a realidade
atual do sistema elétrico. As regiões norte e leste apresentaram maior número de
regiões de desempenho crítico. Foram realizadas reuniões para apresentação e
discussão dos resultados.
A tabela 4.7 apresenta a priorização das áreas de desempenho crítico
alcançada com a utilização do IVSis Total. Nesta tabela estão retratadas as 30 regiões
mais críticas que abrangem todo o estado de Minas Gerais.
CAPÍTULO 4 – ÍNDICE DE VULNERABILIDADE SISTÊMICO - IVSIS
63
Tabela 4.7 – Priorização das Trinta Primeiras Áreas de Desempenho Críticos (2018).
NOME REGIAO PONTOS_MT PONTOS_AT PONTOS_TOTAL QT_CRITERIOS PRIORIDADE_MT PRIORIDADE_AT PRIORIDADE GERALPiumhi 1 Oeste 15,19 59,49 74,68 20 80 1 1Icarai de Minas 1 Norte 15,37 57,86 73,23 20 78 2 2Curvelo 2 Norte 48,97 20,83 69,80 25 1 84 3Riachinho Norte 21,54 45,24 66,78 20 21 6 4Taiobeiras 1 Norte 33,78 32,62 66,40 29 5 26 5Aracagi Leste 21,19 43,37 64,56 20 22 8 6Minas Novas Leste 22,43 40,19 62,62 19 17 11 7Itanhandu 1 Sul 19,86 41,00 60,86 16 34 10 8Pandeiros Norte 14,67 45,42 60,09 17 90 5 9Serro Leste 6,01 52,10 58,11 19 276 3 10Sao Goncalo do Abaete Triangulo 13,47 44,21 57,68 21 112 7 11Couto Magalhaes Norte 36,04 20,76 56,81 24 4 86 12Presidente Bernardes 1 Mantiqueira 14,84 39,43 54,26 18 88 13 13Sao Francisco 2 Norte 14,24 39,76 54,00 18 97 12 14Almenara 1 Leste 22,89 30,35 53,23 16 15 30 15Gouvea 2 Norte 31,61 21,09 52,70 26 7 82 16Carmo do Rio Claro Oeste 3,23 48,38 51,61 17 322 4 17Jordania Leste 20,78 30,64 51,43 19 26 29 18Salinas Norte 15,11 36,29 51,41 19 82 17 19Coracao de Jesus Norte 16,05 35,21 51,26 19 69 20 20Bocaiuva Norte 33,78 16,81 50,58 27 6 130 21Santa Marta Norte 48,73 1,20 49,93 16 2 445 22Conceicao do Mato Dentro Leste 20,24 29,66 49,90 31 29 32 23Felixlandia 1 Norte 25,35 24,19 49,54 19 10 59 24
Abadia dos Dourados Triangulo 9,81 39,08 48,89 15 207 14 25Parauna Norte 31,58 17,05 48,63 20 8 124 26Ilicinea Sul 10,89 37,35 48,25 16 182 16 27
Tupaciguara 2 Triangulo 16,52 31,59 48,12 19 61 27 28
Perdizes Triangulo 16,79 30,75 47,55 15 57 28 29Coronel Fabriciano Leste 20,17 26,16 46,33 15 30 47 30
Para melhor compreensão dos resultados, a figura 4.2 apresenta a legenda das
figuras 4.3 a 4.8, as quais mostram o IVSis das regiões Norte, Sul, Leste, Oeste,
Mantiqueira e triângulo do Estado de Minas Gerais, respectivamente. Estão
representadas as 20 áreas priorizadas. Ressalta–se que o raio de abrangência em
torno da região considerada crítica deve ser definido pelo planejador. Recomenda-se
que, no mínimo, deve abranger a área atendida pelo sistema de média tensão oriundo
da SE de referência.
Figura 4.2 – Legenda das Figuras 4.3 a 4.8.
CAPÍTULO 4 – ÍNDICE DE VULNERABILIDADE SISTÊMICO - IVSIS
64
Figura 4.3 – Representação Gráfica do Resultado IVSis na Região Norte.
Figura 4.4 – Representação Gráfica do Resultado IVSis na Região Sul.
CAPÍTULO 4 – ÍNDICE DE VULNERABILIDADE SISTÊMICO - IVSIS
65
Figura 4.5 – Representação Gráfica do Resultado IVSis na Região Leste.
Figura 4.6 – Representação Gráfica do Resultado IVSis na Região Oeste.
CAPÍTULO 4 – ÍNDICE DE VULNERABILIDADE SISTÊMICO - IVSIS
66
Figura 4.7 – Representação Gráfica do Resultado IVSis na Região Mantiqueira.
Figura 4.8 – Representação Gráfica do Resultado IVSis na Região Triângulo.
CAPÍTULO 4 – ÍNDICE DE VULNERABILIDADE SISTÊMICO - IVSIS
67
Pode-se verificar que a percepção em relação à ordem efetiva das áreas mais
vulneráveis e mais necessitadas de estudos e investimentos pode variar em função do
conhecimento e da vivência dos profissionais em relação a determinadas áreas, mas
há um consenso em relação às vinte mais críticas, por exemplo. Estas áreas estão
representadas na figura 4.9.
Figura 4.9 – Priorização das Vinte Áreas Mais Críticas de Desempenho Cemig D.
Os resultados mostram que as áreas consideradas mais vulneráveis estão
relacionadas a sobrecargas em linhas de distribuição e sobrecarga da capacidade
admissível de subestações, o que se justifica, pois são questões que comprometem a
segurança de pessoas e equipamentos, aumentando os riscos na operação do
sistema elétrico e a exposição financeira da empresa.
Um segundo nível de vulnerabilidade se verifica em áreas atendidas por
sistemas que apresentam violação dos limites de tensão de atendimento. Neste caso,
o resultado é considerado satisfatório, uma vez que a violação deste critério pode
restringir o atendimento de novas cargas, aumentar as despesas com ressarcimentos
financeiros, causando aumento das despesas operacionais e consequentemente
prejuízos ao negócio, afetando os índices de satisfação dos consumidores e a imagem
da empresa.
As áreas que se mostraram menos vulneráveis estão associadas à elevada
depreciação de ativos. Neste caso também se considera o resultado coerente, uma
vez que a depreciação em si, muitas vezes não causa baixo desempenho do sistema
CAPÍTULO 4 – ÍNDICE DE VULNERABILIDADE SISTÊMICO - IVSIS
68
e, em muitos casos, não corresponde a elevados custos de manutenção. Sabendo–se
que os recursos financeiros são finitos e, pode-se dizer que, de fato, somente a
depreciação elevada de ativos não justifica a destinação de recursos para uma
determinada área.
Após análises dos resultados verifica-se que, devido à formulação matemática
utilizada para cálculo do índice IVSis, há possibilidade de alguma região se encontrar
em situação realmente crítica com relação a algum critério específico e não ser
priorizada, caso não apresente violação de outros fatores de vulnerabilidade. Este fato
resulta do efeito de mascaramento decorrente da aplicação de metodologias que
aplicam somatória de valores.
Para a solução deste problema, recomenda-se que a análise seja realizada
utilizando o IVSis Total e se estabeleça uma priorização das áreas mais vulneráveis.
Posteriormente, a análise deve ser realizada utilizando também o IVSis de Média
Tensão e o IVSis de Alta Tensão, separadamente, para que se possa comparar as
priorizações e avaliar se há alguma área que deve ser tratada, apesar de não estar
contemplada na priorização global.
4.4 Considerações Finais
Neste capítulo é apresentada a metodologia de cálculo do Índice de
Vulnerabilidade Sistêmico, assim como sua definição e sua aplicação no sistema
elétrico da Cemig D.
A aplicação do IVSis no banco de dados georrefenciado da Cemig D possibilita
a definição e a localização das áreas de desempenho crítico no estado de Minas
Gerais.
É importante salientar que a metodologia par a par utilizada para cálculo do
índice considerou o conhecimento de vários profissionais, de diversas áreas de
atuação dentro da empresa, capturando a experiência dos mesmos, incorporando a
subjetividade que a avaliação de muitos critérios para a tomada de decisão envolve.
A apresentação, análise e validação dos resultados da aplicação do Índice de
Vulnerabilidade Sistêmico no sistema elétrico da Cemig D corrobora a Metodologia
Multicritérios para Planejamento da Expansão do Sistema Elétrico proposta neste
trabalho.
5 Priorização do Portfólio de Obras
Neste capítulo é apresentada a utilização da metodologia multicritério para
identificação e definição dos critérios de priorização dos planos de obras
definidos para solucionar as violações identificadas no diagnóstico do
sistema elétrico e ranqueadas pelo IVSis. Tal metodologia é implementada
por meio da Relação Benefício Custo – RBC por plano de obra. O texto
descreve a técnica utilizada para o equacionamento deste indicador, bem
como os resultados e a análise de sua aplicação em um portfólio de obras
real.
5.1 Considerações Iniciais
A partir da identificação e priorização de quatrocentos e vinte e sete áreas de
análise identificadas no Capítulo 4, foram desenvolvidos estudos de planejamento
integrado tradicionais, nos quais foram propostas alternativas para a solução das
vulnerabilidades verificadas e cadastradas no sistema georrefenciado, conforme
descrito no Capítulo 3. Após a proposição de alternativas realizou-se as avaliações
técnica e econômicas das mesmas, de acordo com as exigências do órgão regulador,
conforme descrito no Capítulo 2.
A escolha de alternativas para cada área de análise foi feita pelo mínimo custo
global, considerando a redução das perdas técnicas, custos de investimento e uma
estimativa de prudência de investimentos. O resultado deste processo de
planejamento é um portfólio de planos de obras, o PDD – Plano de Desenvolvimento
da Distribuidora, também citado no Capítulo 2, para a solução das vulnerabilidades. O
caso estudo utilizado neste capítulo refere-se ao sistema elétrico da Cemig D.
O portfólio de planos de obras deve ser compatibilizado com a previsão
orçamentária da distribuidora para o ciclo tarifário em planejamento, através da
aplicação de critérios para priorização, visando definir aqueles que deverão compor o
Programa Plurianual de Investimentos da empresa.
CAPÍTULO 5 – PRIORIZAÇÃO DO PORTFÓLIO DE OBRAS
70
Neste tópico é apresentada a metodologia de cálculo da Relação Benefício -
Custo, o indicador RBC . O portfólio de planos de obras é priorizado por ordem
decrescente deste indicador.
5.2 Definição dos Critérios de Priorização de Obras
Os critérios de priorização baseiam-se nos benefícios que as obras definidas
para a solução das vulnerabilidades identificadas no diagnóstico do planejamento
integrado podem proporcionar direta ou indiretamente ao sistema elétrico, aos clientes
e ao negócio distribuição. Para a definição destes, avaliaram-se qualitativamente quais
tipos de obras solucionam as vulnerabilidades avaliadas e descritas no Capítulo 3 e
quais benefícios estas obras proporcionam.
Verificou–se que os benefícios proporcionados pela solução das vinte de duas
possíveis vulnerabilidades do sistema podem ser agrupados em sete critérios.
Tabela 5.1 – Critérios de Priorização de Obras
Critério
Aumento de disponibilidade
Melhoria dos níveis de tensão
Melhoria no DEC
Segurança
Redução de Perdas
Redução de Custo de O&M
Redução de Compensações
O portfólio de obras priorizado deve estar alinhado ao planejamento estratégico
da empresa [Menezes 2009]. O exemplo utilizado neste trabalho foi o mapa
estratégico válido até 2014 na Cemig D.
O objetivo estratégico principal “Maximizar valor para os acionistas de forma
sustentável e atendendo o Plano Diretor” ao ser desdobrado gera outros sub objetivos
que devem ser atingidos:
- Aumentar a Receita;
- Reduzir Custos;
- Sustentabilidade.
CAPÍTULO 5 – PRIORIZAÇÃO DO PORTFÓLIO DE OBRAS
71
Assim, avaliaram-se todos os benefícios proporcionados pela implantação das
obras e como os benefícios se correlacionam com os três sub objetivos e, por
consequência, com o objetivo estratégico principal, conforme figura
5.1.
Figura 5.1 – Correlação entre Objetivos Estratégicos e Critérios de Priorização.
5.3 Caracterização e Cálculo dos Critérios de Priorização de
Obras
O item a seguir conceitua cada um dos critérios de priorização de obras
propostos e descreve o equacionamento utilizado para cálculo dos benefícios.
Como cada critério de priorização possui métrica diferente, utiliza-se também
uma técnica de normalização (p.u.) para torná-los comparáveis. A unidade escolhida
para esta normalização foi o número de clientes beneficiados equivalentes – NCE. A
quantificação dos benefícios para cada obra é realizada segundo aspectos técnicos
considerando a profundidade e a abrangência da vulnerabilidade solucionada.
Para cada plano de obras é calculado o percentual de prudência do
investimento (1-%glosa), que expressa o percentual provável de reconhecimento na
CAPÍTULO 5 – PRIORIZAÇÃO DO PORTFÓLIO DE OBRAS
72
tarifa, por parte da ANEEL, dos valores investidos no sistema elétrico. Este parâmetro
é considerando para priorização do portfólio como o parâmetro de parametrização.
5.3.1 Descrição e Cálculo dos Benefícios
A quantificação dos benefícios é feita de forma aproximada, mas consistente
para não comprometer a tomada de decisão. O detalhamento do cálculo da nota de
cada critério de priorização para os diversos tipos de planos de obras encontra-se a
seguir.
Para se efetuarem os cálculos, são utilizados os dados dos fatores de
vulnerabilidade cadastrados no sistema georreferenciado, para realização do
diagnóstico descrito no Capítulo 3, isto é, identificação das violações dos fatores de
vulnerabilidade antes das obras.
Considera-se que a implantação das obras propostas elimina as violações dos
fatores de vulnerabilidade, trazendo-os para os valores ideais de operação,
preconizados pelo órgão regulador, ou para valores médios aceitáveis.
5.3.1.1 Atendimento ao mercado - Disponibilidade de MVA
A implantação de um plano de obras visa manter ou restabelecer as condições
técnicas adequadas de operação dos componentes do sistema elétrico, reduzindo o
risco de falhas e perda de vida útil, aumentando a disponibilidade para atendimento a
novas cargas. Este aumento da capacidade instalada pode ser convertido em aumento
de receita e irá beneficiar uma quantidade de clientes atuais ou futuros. As obras que
apresentam esta característica estão associadas principalmente à eliminação de
sobrecarga dos limites nominal e admissível de linhas, transformadores e redes. Mas
os planos de obras com outros motivadores, como nível de tensão violado e melhoria
de confiabilidade, também podem apresentar como benefício adicional o aumento da
disponibilidade. Calcula-se a nota deste critério utilizando a formulação abaixo.
CAPÍTULO 5 – PRIORIZAÇÃO DO PORTFÓLIO DE OBRAS
73
5.3.1.2 Nível de Tensão
O fornecimento de energia com níveis de tensão fora da faixa adequada
compromete o desempenho dos equipamentos elétricos dos clientes. Os limites
aceitáveis são definidos pelo órgão regulador e, portanto, a violação destes pode
resultar no pagamento de compensações, aos clientes que reclamarem, ou no
pagamento de multas em fiscalizações. Este parâmetro também é um limitador técnico
para atendimento a novas cargas. O benefício econômico da correção deste problema
pode ser estimado considerando o risco de todos os clientes afetados reclamarem ou
da mudança de procedimento para pagamento de compensações pelo órgão
regulador. É possível se obter o número de clientes beneficiados pela melhoria dos
níveis de tensão e a profundidade do problema em relação aos níveis de referência.
As obras que apresentam esta característica estão associadas ao nível de tensão
violado. Porém, planos de obras com outros motivadores, tais como a eliminação de
sobrecarga dos limites nominal e admissível de linhas, transformadores e redes, e
melhoria de confiabilidade, também podem apresentar como benefício adicional a
melhoria no nível de tensão. Calcula-se a nota deste critério utilizando a formulação a
seguir.
SDAT - Sistema de Distribuição de Alta Tensão
NCE = kVA capacidade existente x (%sobrecarga) / (Relação kVA/Cliente
das SEs).
Observação: se a SE apresentar carregamento previsto acima do
admissível, considerar todos os clientes desta.
SDMT - Sistema de Distribuição de Média Tensão
NCE = Quantidade de clientes “retirados” no PLANINT [PLANINT 2016]
devido à sobrecarga.
Observação: se o trecho de MT estiver com mais de 100% de carregamento,
considerar todos os clientes após o trecho.
CAPÍTULO 5 – PRIORIZAÇÃO DO PORTFÓLIO DE OBRAS
74
5.3.1.3 Segurança
A implantação de um plano de obras que restabeleça as condições técnicas de
operação de linhas de distribuição reduz o risco de falhas e acidentes, aumentando a
segurança de pessoas e equipamentos e a disponibilidade para atendimento a novas
cargas. Este aumento da capacidade instalada pode ser convertido em aumento de
receita e irá beneficiar uma quantidade de clientes atuais ou futuros. As obras que
apresentam esta característica estão associadas especificamente à eliminação de
sobrecarga dos limites nominal em linhas e redes de distribuição. O aumento da
capacidade instalada é avaliado em função da redução da área de exposição e do
número de clientes afetados por sobrecarga em linha e rede de distribuição. Calcula-
se a nota deste critério utilizando a formulação a seguir.
SDAT - Sistema de Distribuição de Alta Tensão
NCE = nº de clientes das SE afetadas x (1+ (1,05 – tensão na barra de MT
antes da obra das respectivas SEs em pu))
NCE = nº de clientes das SE cuja tensão na barra de AT seja < 0,95 pu x
(1+ (1,0 – tensão na barra de AT antes da obra das respectivas SEs em pu))
SDMT - Sistema de Distribuição de Média Tensão
NCE: Quantidade de clientes “retirados” no PLANINT [PLANINT 2016]
devido a tensão nas faixas críticas/0,92 + precárias/0,95.
SDAT - Sistema de Distribuição de Alta Tensão
NCE= km LD em sobrecarga x % sobrecarga (carregamento em pu – 0,9) x
nº de clientes existentes a uma distância máxima de 250 m do eixo da LD.
CAPÍTULO 5 – PRIORIZAÇÃO DO PORTFÓLIO DE OBRAS
75
5.3.1.4 Melhoria no DEC
O principal indicador de qualidade do serviço de fornecimento de energia é o
DEC – Duração Equivalente de Interrupção por consumidor e o maior desafio é o
cumprimento das metas estabelecidas pelo órgão regulador que em caso de
descumprimento podem acarretar a perda da concessão. Entretanto, melhorias no
DEC podem significar aumento de receita via tarifa e melhores resultados nas
pesquisas de satisfação dos clientes.
A maioria dos planos de obras resulta direta ou indiretamente em melhoria no
DEC e este benefício é calculado e considerado na priorização de obras. Para cada
plano de obras é calculada a redução no DEC em comparação com o desempenho de
referência sem o referido plano de obras (DEC evitado). Calcula-se a nota deste
critério utilizando a formulação abaixo.
5.3.1.5 Perdas Técnicas
As perdas técnicas ou perdas ôhmicas são inerentes ao sistema elétrico.
Entretanto, como o próprio nome sugere, refletem uma medida de ineficiência no
processo e como tal devem ser minimizadas.
O órgão regulador estabelece montantes de perdas técnicas aceitáveis, ou
seja, que podem ser repassados para a tarifa. Acima destes valores a concessionária
deve assumir como despesa não reconhecida. Independentemente de qual patamar
estejam as perdas técnicas da concessionária, abaixo ou acima do montante
SDMT - Sistema de Distribuição de Média Tensão
NCE= km MT em sobrecarga x % sobrecarga (carregamento em pu – 1,0) x
nº de clientes ligados nos trechos da MT
SDAT - Sistema de Distribuição de Alta Tensão e
SDMT - Sistema de Distribuição de Média Tensão
NCE= Cliente-hora reduzido / meta de DEC (adotado a da Cemig em 2018)
Para o SDAT, a redução no DEC é calculada utilizando a metodologia do
DEC Estrutural e, para o SDMT, é utilizada a ferramenta computacional Cyme
[Cyme 2014].
CAPÍTULO 5 – PRIORIZAÇÃO DO PORTFÓLIO DE OBRAS
76
reconhecido na tarifa, a redução de perdas técnicas representa um benefício
econômico, seja reduzindo as despesas não reconhecidas ou aumentando a diferença
entre o montante de perdas praticado e o reconhecido. Dificilmente será viável
economicamente implantar um plano de obras apenas com o motivador de redução de
perdas técnicas. Entretanto, a maioria dos planos de obras apresenta redução de
perdas técnicas, sendo este benefício calculado em cada uma das alternativas de
obras, na avaliação econômica, e considerado na priorização.
Para cada plano de obras, é calculada a redução nas perdas técnicas em
comparação com o desempenho de referência sem o referido plano de obras. Calcula-
se a nota deste critério utilizando a formulação a seguir.
5.3.1.6 Custo de O&M
Os custos para operar e manter o sistema elétrico (custos de O&M) são
proporcionais à sua dimensão e, portanto, a implantação de planos de obras tende
para a elevação dos custos de O&M. Entretanto, determinados tipos de obras, tais
como a substituição de equipamentos obsoletos, automação de sistemas e melhoria e
implantação de sistemas de telecomunicação, podem proporcionar redução nos custos
de operação e manutenção e redução de pagamento de aluguel de canais de
comunicação. Para os planos de obras com estas características é calculada e
considerada, como benefício na priorização, a expectativa de redução nos custos de
O&M, considerando o desempenho histórico dos componentes.
Para cada plano de obras é calculada a redução nos custos de operação e
manutenção em comparação com o desempenho de referência sem o referido plano
de obras. Calcula-se a nota deste critério utilizando a formulação a seguir.
SDAT - Sistema de Distribuição de Alta Tensão e
SDMT - Sistema de Distribuição de Média Tensão
NCE = MW perdas antes da obra – MW perdas depois da obra / (Relação kW/Cliente da
área de análise)
CAPÍTULO 5 – PRIORIZAÇÃO DO PORTFÓLIO DE OBRAS
77
5.3.1.7 Compensação Financeira
O órgão regulador estabelece limites para os indicadores individuais de
qualidade do serviço: DIC, FIC, DMIC e DICRI, e a violação destes limites enseja o
pagamento de compensações aos clientes.
Os limites estabelecidos para os indicadores individuais de qualidade do
serviço levam necessariamente ao pagamento de compensações para muitos clientes,
e os esforços para assegurar o não pagamento de compensações não são viáveis
economicamente e, talvez, nem mesmo tecnicamente. Entretanto, melhorias no DEC
significam redução no pagamento destas compensações e aumento de receita, bem
como melhores resultados nas pesquisas de satisfação dos clientes. A maioria dos
planos de obras resulta direta ou indiretamente em melhoria no DEC e este benefício é
calculado e considerado na priorização de obras.
Para cada plano de obras é calculada a redução no DEC em comparação com
o desempenho de referência sem o referido plano de obras (DEC evitado) e, através
de uma correlação, é estimada a redução no pagamento de compensações.
Além disto, considerou-se como critério de planejamento assegurar a dupla
alimentação a todos os clientes atendidos em 13,8 kV com demanda igual ou superior
a 2.500 kW e, nestes casos, o benefício de redução de compensações deverá ser
calculado diretamente. Calcula-se a nota deste critério utilizando a formulação a
seguir.
SDAT - Sistema de Distribuição de Alta Tensão
NCE: Redução do custo de O&M / (Custo O&M / Cliente)
Custo de O&M / Cliente:
SEs = Custo médio de O&M por SE / nº clientes atendidos pela SE
LDs = Custo médio anual de O&M / nº clientes da Região
SDAT - Sistema de Distribuição de Alta Tensão
NCE = (Melhoria % do DEC AT x Montante pago de compensação do
conjunto) / Montante Médio de pagamento de compensação
CAPÍTULO 5 – PRIORIZAÇÃO DO PORTFÓLIO DE OBRAS
78
5.3.2 Prudência do Investimento
Os critérios de escolha de alternativas nos estudos de planejamento e a
priorização de planos de obras sempre consideraram apenas o custo de implantação
das obras sem avaliar o risco de glosa, isto é, sem avaliar o percentual provável de
reconhecimento na tarifa dos valores de investimentos realizados, conforme a
regulação vigente.
A informação de potencial de glosa associada aos tipos de obras (custos
modulares) foi disponibilizada pela equipe de viabilidade e, desde então, passa a ser
considerada tanto na escolha de alternativas quanto na priorização do portfólio de
obras. O procedimento atualmente adotado pelo órgão regulador para avaliar a
prudência dos investimentos considera os percentuais de COM (componentes
menores) e CA (custos adicionais) dos investimentos. A escolha de alternativas deve
levar em consideração tanto o mínimo custo, visando solucionar a maior quantidade
possível de problemas com o recurso disponibilizado, quanto a prudência do
investimento segundo as regras regulatórias vigentes.
Em determinadas situações pode ser necessário implantar soluções que
apresentem risco de glosa, mas que sejam soluções de mínimo custo, com diferença
significativa em relação à alternativa com menor risco de glosa. Nestes casos é
importante que seja feita uma apresentação na ANEEL, buscando comprovar que a
opção escolhida visou ao menor custo, a fim de obter o aval do órgão regulador para
minimizar o risco de glosa.
SDMT - Sistema de Distribuição de Média Tensão
NCE= (Melhoria % do DEC MT x Montante pago de compensação do
conjunto)
(média dos últimos 3 anos) / Média de pagamento de compensação por
cliente
Montante Médio de pagamento de compensação = Pagamento total de
compensações no local no ano anterior /Número de clientes que receberam
compensação no ano anterior.
CAPÍTULO 5 – PRIORIZAÇÃO DO PORTFÓLIO DE OBRAS
79
Para cada plano de obras é calculado o percentual de prudência do
investimento (1-%glosa) previsto, e este parâmetro será considerado, para a
priorização do portfólio, como critério de parametrização.
Os planos serão priorizados por ordem decrescente do indicador RBC -
Relação Benefício Custo. O benefício considerado será a somatória de todas as notas
anteriores e o custo será o montante de recursos necessários para a implantação do
plano, dividido pelo percentual que provavelmente será reconhecido pela ANEEL, ou
seja, custo total menos glosa, dividido pelo custo total. Esta forma de calcular o custo
equivalente, conforme equação (5.1), visa penalizar planos que apresentem risco de
elevado percentual de glosa.
Custo Equivalente = Custo Plano /(1 – Glosa %) (5.1)
5.4 Cálculo do Peso Relativo dos Critérios de Priorização
O Peso é a ponderação aplicada aos critérios de priorização conforme seu
grau de importância para a empresa. Para o cálculo dos pesos aplicados aos critérios
de priorização de obras foi utilizada a mesma metodologia descrita no Capítulo 4, isto
é, a metodologia de comparação par a par, e, também, a mesma tabela 4.3 de
julgamentos comparativos.
A tabela 5.2 representa a matriz utilizada para preenchimento dos profissionais
envolvidos para cálculo do peso dos critérios de priorização.
Tabela 5.2 – Tabela de Comparação Par a Par
Realizou-se uma análise de sensibilidade para avaliação dos pesos em relação
à melhor técnica estatística a ser utilizada. São elas:
Média: Considera-se a grandeza de cada nota dada.
CAPÍTULO 5 – PRIORIZAÇÃO DO PORTFÓLIO DE OBRAS
80
Mediana: Valor central, ou seja, ordenando os dados em ordem crescente, a
mediana será aquela em que 50% dos dados estão acima dela e 50% abaixo. Ela não
é influenciada por valores discrepantes, enquanto a média é altamente sensível a
isso. Apesar de, na teoria, a mediana ser mais indicada para esse caso, na prática não
se verificou uma diferença muito grande. A ordem de priorização dos critérios seria
invertida apenas entre a segunda e terceira posição, por uma diferença pequena.
Média truncada: expurga-se o valor máximo e o mínimo dentro de cada
critério. Seria uma forma de tentar cercar e excluir os outliers (valores muito
discrepantes). Neste caso a ordem de priorização inverteu entre a 6ª e 7ª posição.
Após comparação das alternativas de análise estatística, verifica-se uma
redução do peso do DEC, que atualmente é o critério que pode causar a perda da
concessão, tanto no uso da mediana quanto na média truncada.
Optou-se pelo uso da Média como medida de tendência. No gráfico 5.1 é
mostrado o peso definido para cada critério.
Gráfico 5.1 – Ranking de critérios de priorização de obras.
5.5 Definição do Indicador RBC - Relação Benefício Custo
Para cada benefício é calculada uma Nota que considera a profundidade do
problema solucionado e a abrangência do mesmo em número de clientes
beneficiados, conforme descrito no item 5.3. O valor da Nota x Peso (%) determina a
CAPÍTULO 5 – PRIORIZAÇÃO DO PORTFÓLIO DE OBRAS
81
“pontuação” deste benefício para esta obra. Repetindo-se o cálculo anterior para todos
os benefícios proporcionados por determinada obra e somando-se todas as parcelas,
obtém-se a pontuação total desta obra, conforme a equação (5.2).
NCE = Ʃ Pontos = Ʃ Nota x Peso (5.2)
Os planos de obras são priorizados, por ordem decrescente do indicador RBC -
Relação benefício/custo penalizado, determinado pela expressão (5.3). O benefício
considerado é a somatória de todas as parcelas anteriores (NCE), e o custo
penalizado é o montante de recursos necessários para a implantação do plano
penalizado pela glosa prevista, conforme descrito no item 5.3.9.
RBC = Ʃ(NCE)/ Custo Penalizado (5.3)
5.6 Priorização de Obras - Processo de Simulação
A metodologia proposta foi aplicada no plano de obras elaborado a partir do
planejamento integrado. Foi desenvolvida pelo engenheiro Blunio Elias da Silva uma
ferramenta computacional, o Priorize, para automatizar o processo de priorização. A
tabela 5.3 representa a tabela inicial do programa onde se cadastram os pesos dos
critérios e teto orçamentário do plano de investimentos.
Tabela 5.3 – Tabela de Cadastro dos Pesos no Priorize
CAPÍTULO 5 – PRIORIZAÇÃO DO PORTFÓLIO DE OBRAS
82
O programa possui duas opções de priorização. Pode-se priorizar pelo
montante de recursos disponíveis para investimentos ou pela meta de benefícios que
se pretende viabilizar. Isto é, pode-se escolher, por exemplo, implementar um portfólio
que maximize os benefícios de DEC.
A tabela 5.4 ilustra uma tela de saída da ferramenta mostrando, além da ordem
de prioridade, diversas informações relacionadas ao plano, tais como custos, ano de
necessidade, dentre outras.
Tabela 5.4 – Tabela de Priorização dos Planos de Obras no Priorize
5.7 Aplicação do Indicador RBC - Análise dos Resultados
A partir da aplicação do indicador RBC, constata-se que a metodologia permite
a comparação efetiva de obras de natureza distinta (expansão, melhoria e renovação),
bem como de custos distintos, garantindo a diversidade no ranking de priorização,
qualquer que seja o valor financeiro disponível.
Este fato se deve à utilização da relação benefício/custo, que possibilita
comparar obras cujo custo é baixo e os benefícios não são tão relevantes, com obras
que, apesar do custo ser bastante elevado, proporcionam benefícios significativos.
A análise de sensibilidade dos pesos comprova que os planos de obras
propostos foram elaborados de forma integrada e, portanto, proporcionam diversos
benefícios, solucionando problemas em todas as áreas. Esta constatação corrobora os
resultados alcançados pelo IVSis , uma vez que comprova que a elaboração do
diagnóstico integrado resulta em planos de obras mais completos e abrangentes,
eliminando os casos de sombreamento de planos ou planos incompletos, isto é,
CAPÍTULO 5 – PRIORIZAÇÃO DO PORTFÓLIO DE OBRAS
83
planos que, uma vez implantados em uma determinada área de análise, não
solucionam todas as vulnerabilidades existentes.
No caso estudado, após a análise do portfólio priorizado, foi necessário alterar
aproximadamente 10% dos planos de obras. Este fato resulta do efeito de
mascaramento decorrente da aplicação de metodologias que aplicam somatória de
valores, assim como na formulação do IVIs.
5.8 Considerações Finais
A partir do exposto neste capítulo, conclui-se que a metodologia de cálculo do
indicador RBC se mostra consistente e apropriada ao processo de tomada de decisão
por parte das equipes que atuam na elaboração do plano de obras das empresas.
A aplicação da metodologia, já utilizando o indicador RBC, no portfólio de obras
da Cemig D, comprovou que esta possibilita a identificação e priorização das áreas e
das obras mais importantes para o negócio distribuição, considerando todos os
critérios ponderados.
As obras propostas para áreas de análises mais críticas proporcionam mais
benefícios e vice-versa. Isto é, as obras que proporcionam mais benefícios são
aquelas que solucionam o maior número de problemas e de maior gravidade.
A validação dos resultados práticos da proposta, utilizando dados reais,
corrobora mais uma vez a relevância e a contribuição da metodologia multicritérios
para o planejamento dos sistemas de potência.
6 Conclusões e Propostas de Continuidade
6.1 Conclusões
O desenvolvimento da Metodologia Multicritérios para Planejamento da
Expansão de Sistemas Elétricos, apresentada nesta dissertação, demandou a
realização de um conjunto de investigações. Uma das metas foi dar à proposta, além
de bases conceituais consistentes, um caráter de aplicação prática, contribuindo de
forma efetiva para a engenharia do setor elétrico.
Nesta direção, já nos primeiros estágios, foi fundamental a análise da principal
legislação referente ao tema, a fim de avaliar os requisitos a serem cumpridos no
processo de planejamento e identificar aqueles cujo cumprimento depende das
atividades de planejamento do setor elétrico. Fez-se uma avaliação do processo de
planejamento realizado atualmente e verificou-se o cumprimento dos requisitos da
legislação.
Após a etapa de estudos, percebeu-se que o diagnóstico realizado atualmente
no planejamento da expansão do sistema elétrico não considera diversos parâmetros
de desempenho do negócio distribuição e do sistema elétrico de forma integrada, tais
como os índices de qualidade DEC e FEC, os custos de operação e manutenção e as
taxas de depreciação dos ativos.
A definição do Índice de Vulnerabilidade Sistêmica, o IVSis, surgiu no sentido
de garantir a avaliação dos principais parâmetros que influenciam o desempenho do
sistema de distribuição, não só no que tange ao desempenho técnico, mas também a
sustentabilidade do negócio distribuição,
Da forma como foi definido, o IVSis é capaz de considerar relevantes
parâmetros monitorados atualmente, conforme a importância de seus impactos no
desempenho do sistema nas mais diversas vertentes. A composição da matriz de
correlação, entre os fatores de vulnerabilidade e seus possíveis impactos, configura
CAPÍTULO 6 – CONCLUSÕES E PROPOSTAS DE CONTINUIDADE
85
um dos pontos de destaque do trabalho. A determinação dos pesos de cada critério na
composição do índice IVSis demandou intensa análise de sensibilidade, onde a
comparação par a par se mostrou bastante apropriada para ponderar a importância da
violação dos limites de cada fator em relação a todos os outros.
Em termos de aplicação prática, o IVSis é capaz de identificar e priorizar as
áreas mais vulneráveis do sistema, considerando todos os fatores de vulnerabilidade
ponderados. Na dissertação, a metodologia foi implementada no sistema
georreferenciado da Cemig D. A partir desta priorização foram propostas obras para
solucionar todas as vulnerabilidades identificadas, compondo um portfólio de
investimentos.
Destaca-se a aplicação da metodologia multicritérios nesse portfólio de obras e
a definição do indicador RBC. Quantificam-se os benefícios proporcionados por cada
obra, ponderados por seus custos, agregando valor ao processo de priorização e
minimizando de forma considerável a subjetividade nas decisões sobre a aplicação e
destinação dos recursos financeiros. O RBC é capaz de identificar e priorizar as obras
que proporcionam mais benefícios ao negócio Distribuição, considerando todos os
critérios de priorização ponderados.
Verifica-se, assim, que a metodologia pode ser aplicada tanto no diagnóstico,
proporcionando uma priorização por vulnerabilidades, como no portfólio de obras,
proporcionando uma priorização por benefícios. As análises são complementares e
coerentes.
É importante ressaltar que, apesar dos estudos terem sido realizados com
dados do sistema da Cemig D, as propostas deste trabalho são aplicáveis aos demais
agentes.
Finalmente, os resultados mostram que, além do uso como apoio às equipes
de planejamento, na etapa de estudos, a metodologia também traz ganhos
significativos para a gestão de investimentos e deve ser utilizada na tomada de
decisão relacionada à aplicação de recursos financeiros, a fim de garantir o melhor
desempenho do sistema elétrico e a sustentabilidade do negócio.
CAPÍTULO 6 – CONCLUSÕES E PROPOSTAS DE CONTINUIDADE
86
6.2 Propostas de Continuidade
Visando ao aprimoramento da metodologia apresentada nesta dissertação, são
indicadas as seguintes propostas para sua continuidade:
• Estudos quantitativos e estatísticos para apuração da matriz de
correlação entre fatores de vulnerabilidades do sistema e seus impactos
no negócio distribuição.
• Análise de sensibilidade sistematizada dos pesos utilizados para os
fatores de vulnerabilidade na composição do índice de vulnerabilidade
sistêmica.
• Análise de sensibilidade para possíveis ajustes dos pesos utilizados
para os critérios de priorização na composição do indicador RBC.
• Estudos utilizando outras metodologias de análises multicritérios para
avaliação das alterações na priorização das áreas de desempenho
crítico e no portfólio de obras priorizado, para fins de comparação com
os resultados obtidos.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICA
87
Referências Bibliográficas
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