Campus de Ilha Solteira
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
Dissertação de Mestrado
Planejamento da Expansão de
Sistemas Elétricos de Distribuição
Considerando Fatores de Riscos em
Análise Econômica
Frederico Jacob Candian
Orientador: Prof. Dr. Antonio Padilha Feltrin
Dissertação apresentada à Faculdade de Engenharia - UNESP – Campus de Ilha Solteira, para obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica.
Ilha Solteira – SP Junho / 2008
FICHA CATALOGRÁFICA
Elaborada pela Seção Técnica de Aquisição e Tratamento da Informação Serviço Técnico de Biblioteca e Documentação da UNESP - Ilha Solteira.
Candian, Frederico Jacob. C217p Planejamento da expansão de sistemas elétricos de distribuição considerando fatores de riscos em análise econômica / Frederico Jacob Candian. -- Ilha Soltei- ra : [s.n.], 2008. 74 f. Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual Paulista. Faculdade de Engenharia de Ilha Solteira, 2008 Orientador: Antonio Padilha Feltrin Bibliografia: p.57-58
1. Energia elétrica – Mercado. 2. Planejamento da expansão. 3. Análise econômica. 4. Energia elétrica – Distribuição. 5. Engenharia econômica.
Frederico Jacob Candian
Planejamento da Expansão de Sistemas Elétricos de
Distribuição Considerando Fatores de Riscos
em Análise Econômica
Dissertação de mestrado submetida ao Programa de Pós-
Graduação em Engenharia Elétrica da Faculdade de
Engenharia – Campus de Ilha Solteira da UNESP, como
parte dos requisitos exigidos para a obtenção do título de
Mestre em Engenharia Elétrica.
UNESP - Ilha Solteira
Junho / 2008.
Agradecimentos
Primeiramente a Deus, por permitir a realização deste sonho, com saúde e vontade
para superar os obstáculos até a conclusão deste trabalho tão importante.
A minha querida esposa Ariane, pelo amor, carinho, paciência e incentivo em
todos os momentos que passamos neste período.
Aos meus amados pais, Maury e Lenir, à tia Leila e à minha querida irmã Michelle
por serem prova de que tudo que é feito com amor e carinho rendem bons frutos e que
não existe distância que separe a união da família.
Ao meu orientador, professor Antonio Padilha Feltrin, pela confiança, auxílio e
principalmente paciência para a finalização deste trabalho.
Ao meu colega Marcelo Oliveira que sempre me deu apoio junto a UNESP.
Ao professor Sérgio Azevedo de Oliveira pelos ensinamentos, dicas e apoio
recebido durante o trabalho.
Aos meus amigos Vinícius Benichio e Ana Martinelli, da Elektro, que acreditaram
em mim e me ensinaram muito desde o início de minha carreira.
A Concessionária Elektro Eletricidade e Serviços pela colaboração e apoio em
todo período deste trabalho.
Resumo
Para análises atualizadas de expansão do sistema elétrico de distribuição, as
empresas buscam otimizar os investimentos direcionando-os da melhor forma possível
para atender os critérios técnicos estabelecidos pelo órgão regulador envolvendo o
menor risco e maior retorno financeiro.
Atualmente, muitos estudos ainda são realizados analisando os investimentos em
curto prazo, desconsiderando as variações futuras no mercado de energia e escolhendo o
empreendimento com menor custo inicial.
Este trabalho tem como objetivo desenvolver um modelo através da aplicação de
metodologias técnicas e econômicas para encontrar a melhor opção de expansão do
sistema elétrico de distribuição utilizando técnicas de engenharia econômica em longo
prazo, considerando análise de sensibilidade e quantificação de risco através de
probabilidades.
Serão analisadas alternativas de expansão do sistema elétrico através de
simulações técnicas verificando os critérios de disponibilidade, carregamento e queda
de tensão no horizonte previsto.
As alternativas viáveis serão analisadas economicamente considerando, além das
técnicas de engenharia econômica, a sensibilidade do sistema elétrico para atendimento
às novas demandas e variações do crescimento de mercado, bem como os riscos
associados a cada alternativa utilizando fatores de probabilidade e custo de perdas
técnicas obtidas através de simulações.
Para ilustrar este modelo, foi realizado um estudo de caso em determinada região
pertencente a uma concessionária de distribuição de energia do Sudeste do País.
Será mostrado neste trabalho que, quando as análises são realizadas em longo
prazo considerando diversas alternativas tecnicamente viáveis e as variáveis necessárias
para análise econômica, o empreendimento mais viável a ser realizado poderá ser o que
tiver o maior investimento.
Abstract
Current analysis on power distribution system expansion require companies to
look after optimized investments by allocating them appropriately in order to meet the
technical criteria set by the regulation agency considering the lowest risk and the
highest financial result.
Nowadays, many analyses are still performed taking into account short term
investments thus not considering the future variances of the energy market, and
selecting the lowest initial investment enterprise option.
This work aims to develop a model with technical and economic methodologys
to identify the best option for expanding the power distribution system by using long
term driven economic engineering considering sensitivity analysis and probability risk
assessment.
Alternatives for the power distribution system will be analyzed through technical
simulations that verify different criteria such as availability, system load and system
tension fall in the comprised horizon.
Feasible alternatives will be economically analyzed taking into consideration
economic engineering techniques and furthermore analyzing the sensitivity of the power
grid to supply new demands and variances on market growth. Analysis will also present
the risks associated to each alternative by using probability factors and technical losses
costs obtained through simulations
The application of such a methodology is demonstrated through a case study in a
determined region of a power distribution company.
This work will demonstrate that when long term analysis is made considering
several feasible technical and economic variables, the most attractive enterprise can be
even that one with the largest investment.
Sumário
1. INTRODUÇÃO ........................................................................................................ 10
2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA – ANÁLISE ECONÔMICA ............................. 12
2.1. Princípios para Tomada de Decisão ........................................................................ 12
2.2. Fluxo de Caixa ......................................................................................................... 13
2.3. Taxa Mínima de Atratividade .................................................................................. 14
2.4. Método da Taxa Interna de Retorno (TIR) .............................................................. 15
2.4.1. Vantagens do Método da Taxa Interna de Retorno (TIR) ................................................. 17
2.4.2. Desvantagens do Método da Taxa Interna de Retorno (TIR) ............................................ 17
2.5. Método da Taxa Interna de Retorno Modificada (TIR-M)...................................... 18
2.5.1. Vantagens do Método da Taxa Interna de Retorno Modificada (TIR-M) ......................... 19
2.5.2. Desvantagens do Método da Taxa Interna de Retorno Modificada (TIR-M) ................... 19
2.6. Método do Valor Presente Líquido (VPL) .............................................................. 19
2.6.1. Vantagens do Método do Valor Presente Líquido (VPL) ................................................. 21
2.6.2. Desvantagens do Método do Valor Presente Líquido (VPL) ............................................ 21
2.7. Método do PayBack ................................................................................................ 22
2.7.1. Vantagens do Método do PayBack ................................................................................... 23
2.7.2. Desvantagens do Método do PayBack .............................................................................. 23
2.8. Análise de Sensibilidade .......................................................................................... 23
2.8.1. Medidas de Risco .............................................................................................................. 25
2.9. Premissas para Análise do Projeto........................................................................... 26
3. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA – ANÁLISE TÉCNICA DE PLANEJAMENTO ... 27
3.1. Horizontes de Planejamento .................................................................................... 27
3.1.1. Estabelecimento de Cenários ............................................................................................ 28
3.1.2. Estudos de Longo Prazo .................................................................................................... 28
3.1.3. Estudos de Curto e Médio Prazo ....................................................................................... 29
3.2. Etapas Principais do Processo de Planejamento ...................................................... 29
3.2.1. Preparação de Dados ......................................................................................................... 29
3.2.2. Formulação de Alternativas .............................................................................................. 30
3.2.3. Estudos Elétricos ............................................................................................................... 31
3.2.4. Estudos Econômicos ......................................................................................................... 32
3.2.5. Diagrama de Blocos do Estudo ......................................................................................... 33
4. ESTUDO DE CASO ................................................................................................ 34
4.1. Características do Sistema ....................................................................................... 35
4.1.1. Dados dos Transformadores .............................................................................................. 35
4.1.2. Dados dos Alimentadores.................................................................................................. 36
4.1.3. Sistema em Estudo ............................................................................................................ 37
4.1.4. Dados de Mercado ............................................................................................................. 38
4.1.5. Diagrama Unifilar ............................................................................................................. 39
4.2. Alternativas .............................................................................................................. 39
4.2.1. Alternativa – 01 ................................................................................................................. 41
4.2.2. Alternativa – 02 ................................................................................................................. 43
4.3. Análise Econômica .................................................................................................. 46
5. ANÁLISE DE SENSIBILIDADE ............................................................................ 51
5.1. Análise dos Resultados ............................................................................................ 54
6. CONCLUSÃO .......................................................................................................... 56
7. REFERÊNCIAS ....................................................................................................... 58
8. APÊNDICE A – Terminologia (Diretrizes de Planejamento) .................................. 60
9. APÊNDICE B – Estudo Elétrico e Simulações ........................................................ 62
Lista de Figuras Figura 2.1 – Fluxo de Caixa. ....................................................................................... 14
Figura 2.2 – Taxa Interna de Retorno.......................................................................... 17
Figura 2.3 – Perfil do VPL. ......................................................................................... 21
Figura 2.4 – Comportamento do PayBack. ................................................................. 22
Figura 4.1 – Diagrama Unifilar dos Transformadores da SE BJP. ............................. 35
Figura 4.2 – Sistema Elétrico da Região. .................................................................... 37
Figura 4.3 – Crescimento do Mercado da Região. ...................................................... 38
Figura 4.4 – Diagrama Unifilar do Sistema Elétrico. .................................................. 39
Figura 4.5 – Carregamento SEs (ALT-01). ................................................................. 42
Figura 4.6 – Carregamento dos Transformadores (ALT-01). ..................................... 43
Figura 4.7 – Carregamento dos Transformadores (ALT-02). ..................................... 44
Figura 4.8 – Carregamento SEs (ALT-02). ................................................................. 45
Figura 4.9 – Valor Presente Líquido (VPL) das Alternativas. .................................... 50
Figura B.1 – Diagrama Unifilar do Sistema Elétrico. ................................................. 62
Figura B.2 – Transformador TR-01 de 15/18,75 MVA – 138-13,8 KV. .................... 63
Figura B.3 – Transformador TR-02 de 25/33 MVA – 138-13,8 KV. ......................... 63
Figura B.4 – Transformador TR-03 de 12,5 MVA – 138-34,5 KV. ........................... 63
Figura B.5 – Transformador TR-04 de 12,5 MVA – 138-34,5 KV. ........................... 64
Figura B.6 – Transformador TR-05 de 40 MVA – 138-34,5 KV. .............................. 64
Figura B.7 – Transformador TR-06 de 5/6,25 MVA – 34,5-13,8 KV. ....................... 64
Figura B.8 – Condutores Primários. ............................................................................ 65
Figura B.9 – Regulador de Tensão 200 A – 2 equipamentos e 3 equipamentos. ........ 65
Figura B.10 – Banco de Capacitores (1.200 KVAr). .................................................. 66
Figura B.11 – Simulação: 2008 – sem obra. ............................................................... 67
Figura B.12 – Simulação: 2014 – sem obra. ............................................................... 68
Figura B.13 – Simulação: 2014 – com obra - ALT-01. .............................................. 69
Figura B.14 – Simulação: 2018 – sem obra - ALT-01. ............................................... 70
Figura B.15 – Simulação: 2018 – com obra - ALT-01. .............................................. 71
Figura B.16 – Simulação: 2014 – com obra - ALT-02. .............................................. 72
Figura B.17 – Simulação: 2016 – sem obra - ALT-02. ............................................... 73
Figura B.18 – Simulação: 2016 – com obra - ALT-02. .............................................. 74
Lista de Tabelas Tabela 4.1 – Dados Técnicos dos Transformadores da SE BJP. ................................. 36
Tabela 4.2 – Dados Técnicos dos Alimentadores da SE BJP. ..................................... 36
Tabela 4.3 – Crescimento Anual do Mercado de Consumo de Energia. ..................... 38
Tabela 4.4 – Descrição dos Investimentos (ALT-01). ................................................. 41
Tabela 4.5 – Descrição dos Investimentos (ALT-02). ................................................. 44
Tabela 4.6 – Fluxo de Caixa. ....................................................................................... 49
Tabela 5.1 – Análise de sensibilidade ao mercado (CASO-01). ................................. 51
Tabela 5.2 – VPL esperado e análise de risco (CASO-01). ......................................... 52
Tabela 5.3 – Análise de sensibilidade ao mercado (CASO-02). ................................. 52
Tabela 5.4 – VPL esperado e análise de risco (CASO-02). ......................................... 53
Tabela 5.5 – Resultados da Alternativa 01. ................................................................. 54
Tabela 5.6 – Resultados da Alternativa 02. ................................................................. 54
10
1. INTRODUÇÃO
O planejamento da expansão de uma rede elétrica de distribuição tem por objetivo
realizar o diagnóstico do desempenho sob os critérios básicos (queda de tensão,
carregamentos de equipamentos e redes de distribuição, perdas elétricas nos elementos
da rede, etc.). Isto é necessário para assegurar boas condições técnico-econômicas das
instalações e a qualidade do serviço de energia elétrica através de investimentos
adequados, atendendo aos critérios e padrões estabelecidos pelo órgão regulador
(GONEN, 2008).
De acordo com o exposto acima, no planejamento é avaliada a necessidade de
construção/reforço de redes de distribuição, substituição de transformadores ou
instalação de novos transformadores de subestações, construção de novas subestações,
instalação de equipamentos especiais, etc. (GONEN, 2008).
Estas análises são realizadas através de softwares específicos para simulação de
planejamento da expansão e o desempenho do sistema elétrico é verificado por cálculos
de fluxo de potência.
Com as condições técnicas aceitas, há necessidade de uma avaliação econômica
dos investimentos a serem realizados através de alternativas viáveis.
Para estudos de expansão de rede de distribuição, a maioria das concessionárias de
energia elétrica utiliza análises de curto prazo envolvendo empreendimentos com menor
custo, porém este tipo de análise pode direcionar o investidor a, nem sempre, escolher a
melhor alternativa econômica.
Neste trabalho, será demonstrada um modelo para escolha da melhor opção de
investimento no planejamento de expansão do sistema elétrico através de utilização de
técnicas de engenharia econômica em longo prazo, considerando análise de
sensibilidade e quantificação de risco através de probabilidades.
Primeiramente, são realizadas simulações (DIgSILENT, 2000) do sistema elétrico
para todo período de análise incluindo alternativas de investimento para adequá-lo aos
critérios técnicos necessários para atendimento ao crescimento de mercado previsto.
11
Esta análise é discutida no capítulo 3 considerando possíveis horizontes de
planejamento, e definindo cenários e estabelecendo as principais etapas do processo.
Após a seleção das alternativas com melhor viabilidade técnica nas simulações,
faz-se uma análise para determinar qual a melhor alternativa viável economicamente.
Esta análise está baseada no capítulo 2 onde se descreve os métodos de engenharia
econômica.
Além da avaliação econômica das alternativas, utiliza-se análise de sensibilidade
considerando diferentes cenários com variações na previsão de crescimento do mercado
de energia. O risco de cada alternativa é avaliado através das probabilidades de
ocorrência de cada cenário considerado.
No capítulo 4, apresenta-se o estudo de caso, envolvendo um sistema de
distribuição de uma determinada região pertencente a uma concessionária de
distribuição de energia do Sudeste do País, no qual será demonstrada a aplicação das
fundamentações teóricas de análise econômica e planejamento técnico.
No capítulo 5, apresenta-se a análise de sensibilidade econômica das alternativas
em função da variação do mercado de energia nos próximos anos. Esta análise auxiliará
o investidor a decidir sobre a melhor alternativa, do ponto de vista técnico-econômico,
considerando diferentes cenários simulados.
As conclusões deste estudo são apresentadas no capítulo 6.
No capítulo 7, apresenta-se a bibliografia utilizada para auxiliar neste estudo.
Nos apêndices A e B, são apresentadas algumas terminologias utilizadas no estudo
e as características técnicas dos equipamentos com as simulações realizadas,
respectivamente.
12
2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA – ANÁLISE ECONÔMICA
Este capítulo está baseado na referência (CORREA, 2002) e tem como objetivo
fazer uma revisão de literatura com alguns métodos de engenharia econômica, tais
como:
� Fluxo de Caixa (representa as entradas e saídas de recursos que ocorrem ao
longo do desenvolvimento de um projeto),
� Valor Presente Líquido (valor líquido atual de um investimento utilizando a taxa
interna de retorno e uma série de pagamentos e receitas),
� Taxa Interna de Retorno (taxa de retorno de um investimento na análise do fluxo
de caixa),
� PayBack ou Prazo de Retorno do Capital (mede o tempo de retorno de um
investimento) e
� Análise de Sensibilidade (avalia os resultados através de variação das entradas
do projeto).
2.1. Princípios para Tomada de Decisão
A análise prévia dos investimentos permite que se racionalize a utilização dos
recursos de capital. Para a solução de um problema de análise de investimentos, dentro
da complexidade do mundo atual, é necessário o conhecimento de técnicas especiais
estudadas em uma disciplina conhecida por Engenharia Econômica.
Diante de uma oportunidade de investimento, na análise do projeto é observada
qual a melhor alternativa ou qual a melhor atitude tomar.
Para auxiliar no processo de tomada de decisão, conta-se com os métodos de
engenharia econômica, que conforme (FRANCISCO, 1985), "Dá-se o nome de
13
engenharia econômica ao conjunto de métodos utilizados nas análises de investimentos
e das técnicas empregadas na escolha da melhor alternativa".
A análise de um projeto deve levar em consideração fatores econômicos e
financeiros, tais como a rentabilidade do projeto e a disponibilidade de recursos; além
de fatores técnicos de qualidade e operação do sistema elétrico que devem ser
considerados satisfatórios em todas alternativas analisadas.
Para se proceder a análise de um projeto, deve-se ter, de acordo com
(FRANCISCO, 1985):
a) um investimento a ser realizado;
b) deve haver as alternativas tecnicamente viáveis;
c) comparação das alternativas;
d) escolha da melhor alternativa.
A decisão final deverá recair sobre a melhor alternativa técnica/econômica
disponível, levando em consideração os critérios acima mencionados.
Neste estudo serão avaliados os critérios do ponto de vista econômico para tomada
de decisão, pois as alternativas já foram escolhidas considerando os critérios técnicos,
bem como a capitalização das perdas de energia (CIPOLI, 1993).
2.2. Fluxo de Caixa
O fluxo de caixa é a representação gráfica do conjunto de entradas (receitas) e
saídas (despesas) relativo a um certo intervalo de tempo definido, algumas vezes ligado
a um projeto específico. Destaca-se dois aspectos importantes dentro do conceito da
engenharia econômica:
� O tempo, que se refere à longevidade do projeto e é um item importante
no processo de análise e tomada de decisão; e,
� O valor do dinheiro, ou seja, os juros, que neste estudo de caso será
chamado de Taxa Mínima de Atratividade (TMA), mas que também é
conhecida por taxa de desconto.
O fluxo de caixa pode ser representado através de um diagrama conforme a
Figura 2.1, onde no eixo horizontal são marcados os períodos de tempo e as setas
verticais, as saídas e entradas de recursos. As setas para baixo representam as saídas de
recursos e as setas para cima, as entradas de recursos.
14
Figura 2.1 – Fluxo de Caixa. O fluxo de caixa é uma ótima ferramenta para auxiliar nas tomadas de decisões.
É através dele que os custos fixos e variáveis ficam evidentes, permitindo-se desta
forma um controle efetivo sobre determinadas questões empresariais.
O valor presente líquido, a taxa interna de retorno, a taxa interna de retorno
modificada e o payback são obtidos através das informações do fluxo de caixa com base
na taxa mínima de atratividade.
2.3. Taxa Mínima de Atratividade
Para avaliação das alternativas de investimento, esta taxa apresenta como principal
característica o reconhecimento da variação do valor do dinheiro no tempo (que está
associado ao fluxo de caixa). Este fato evidência a necessidade de se utilizar uma taxa
de juros quando a análise for efetuada através de um deles. A questão é definir qual será
a taxa a ser empregada.
Neste trabalho, considera-se a taxa empregada como base nos estudos das empresas
de energia elétrica.
A taxa mínima de atratividade é a taxa que faz o investidor optar ou não por um
projeto, assumindo um certo grau de risco e por um tempo geralmente determinado.
Entretanto, um investidor pode optar por um rendimento ou taxa de retorno menor,
assumindo consequentemente um grau de risco também menor.
Para se avaliar um determinado investimento, são aplicados três tipos de taxas de
juros com significados diferentes, a saber (LAPPONI, 1999):
a) Taxa mínima requerida, que é a taxa de juros que o investidor exige para
aceitar um investimento:
15
b) Taxa esperada é a taxa de juros que surge do fluxo de caixa do investimento.
Refere-se a uma medida de rentabilidade do investimento.
c) Taxa realizada é a taxa de juros obtida depois da conclusão do investimento,
isto é, refere-se a uma medida exata da rentabilidade do investimento.
De fato, um projeto provavelmente terá taxas diferentes como resultado final, do
que aquelas inicialmente estimadas. Essas taxas podem ser maiores ou menores,
dependendo das variações ocorridas no fluxo de caixa ao longo da realização do projeto,
tanto no lado das receitas, como no lado das despesas.
Portanto, ao se falar de taxa mínima de atratividade, deve-se ter sempre bem
claro a seguinte definição: uma unidade monetária no presente vale mais do que uma
unidade monetária no futuro.
2.4. Método da Taxa Interna de Retorno (TIR)
Por definição, a Taxa Interna de Retorno é a taxa de juros que torna nulo o valor
presente líquido do projeto, isto é, uma taxa de juros onde as receitas e despesas se
igualam.
Apesar de ser amplamente utilizada como ferramenta de apoio às decisões de
investimento, a TIR, ao contrário do VPL, é um pouco mais complicada de se obter. É
um método exato e também se enquadra no princípio de equivalência.
A partir de um determinado fluxo de caixa é estabelecida uma taxa de juros, que
pode ser a taxa mínima de atratividade. A TIR de um projeto é calculada por tentativa e
erro (ou iterações) segundo a expressão abaixo:
TIR= ∑=
n
0j
Fj . (1+i)-j = 0 ... (2.1)
Onde: Fj = Fluxo de caixa; i = Taxa de juros; n= número de períodos.
16
Normalmente, a TIR não pode ser resolvida analiticamente, e sim apenas através
de iterações, ou seja, através de interpolações com diversas taxas de juros até chegar
àquela que apresente um VPL igual a zero.
Um defeito crítico do método de cálculo da TIR é que múltiplos valores podem
ser encontrados se o fluxo anual de caixa mudar de sinal mais de uma vez (ir de
negativo para positivo e para negativo novamente, ou vice-versa) durante o período de
análise. "Poderão aí ocorrer algumas situações de difícil solução, como é o caso dos
fluxos de caixa que não admitem TIR no campo real ou que admitem TIRs múltiplas"
(CASAROTTO; KOPITTKE, 1998).
Ao se proceder uma análise de investimento, a melhor alternativa do ponto de
vista deste método, é a que tiver a maior taxa de retorno, sendo que esta taxa de retorno,
deverá ser sempre maior que a taxa mínima de atratividade. Assim, para se tomar uma
decisão com base no método da TIR, deve-se levar em consideração os seguintes
critérios:
• TIR > TMA => as entradas são maiores que as saídas, então, o projeto é
economicamente atrativo;
• TIR = TMA => as entradas são iguais as saídas, então, deve-se avaliar se os
riscos envolvidos no projeto são compensatórios;
• TIR < TMA => as entradas são menores do que as saídas, então, o projeto
não é economicamente atrativo;
A Figura 2.2 mostra a Taxa Interna de Retorno, e conforme descrito, esta taxa
evidencia em que ponto o Valor Presente Líquido do investimento será igual a zero.
17
Figura 2.2 – Taxa Interna de Retorno.
Tem-se que ter atenção quanto aos aspectos abaixo:
• Uma TIR de X% para um projeto não significa que esse projeto vai dar
retorno de X%. Significa apenas que esse fluxo de caixa terá VPL positivo
enquanto a taxa de desconto utilizada for menor que X%.
• A TIR e o VPL são indicadores complementares e devem ser analisados em
conjunto dado que cada um fornece uma informação diferente sobre a
viabilidade de um projeto.
2.4.1. Vantagens do Método da Taxa Interna de Retorno (TIR)
• Fácil sua visualização de resultado por ser expresso em percentuais.
• Leva em consideração o valor do dinheiro no tempo.
2.4.2. Desvantagens do Método da Taxa Interna de Retorno (TIR)
18
• O resultado não é consistente em análises quando ocorrem diversas trocas de
sinal com o fluxo de caixa.
• O resultado é consistente apenas em análises onde o primeiro desembolso
seja negativo, indicando saídas.
2.5. Método da Taxa Interna de Retorno Modificada (TIR-M)
A TIR-M é uma nova versão da TIR convencional e procura corrigir seus
problemas estruturais relacionados às questões das raízes múltiplas ou inexistentes e das
taxas de financiamento e de reinvestimentos dos lucros; bem como os fluxos de caixas
incomuns.
Neste método, o fluxo de caixa é modificado, trazendo os fluxos negativos para
valor presente e levando os fluxos positivos para valor futuro no último período do
fluxo, considerando a TMA. Com os valores concentrados no instante zero e no período
final, o cálculo da taxa interna de retorno se torna fácil e direto conforme expressão
abaixo:
TIR-M = 1VPinvVFentr )ini_Anofim_Ano(
1
−−−−
−−−−
...(2.2)
Onde: TIR-M = Taxa Interna de Retorno Modificada: VFentr = é o valor futuro, ou um saldo de caixa, que se deseja obter no
final do período de análise. VPinv = valor presente de um investimento Ano_fim = ano final da análise Ano_ini = ano inicial da análise
Através deste método, chega-se a uma taxa interna de retorno, na qual os lucros
são remunerados a uma taxa condizente com a realidade da empresa e os investimentos
são financiados a taxas compatíveis com às do mercado; consequentemente, uma taxa
de retorno mais realista.
Recomenda-se, para verificar a possibilidade de utilização da TIRM, que se
responda a duas perguntas:
1 - Existe raiz real?
19
2 - Se existe, é possível reaplicar à mesma taxa?
Se as duas respostas forem sim, ter-se-á uma TIR adequada, porém com qualquer
outra resposta não se terá solução para o problema se o cálculo for baseado na TIR
convencional.
E é neste ponto que a TIR-M pode ajudar. Em primeiro lugar contornando o
problema das raízes não reais e, em segundo lugar, possibilitando um amplo espectro de
análise em função de variadas formas de reaplicação.
2.5.1. Vantagens do Método da Taxa Interna de Retorno Modificada (TIR-M)
• Cálculo fácil e direto.
• Corrige os problemas de troca de sinais no fluxo de caixa, raízes múltiplas e
refinanciamento para o cálculo da TIR.
2.5.2. Desvantagens do Método da Taxa Interna de Retorno Modificada (TIR-M)
• Embora os resultados sejam mais reais, eles dificultam o entendimento dos
resultados por parte dos gestores, não sendo assim tão utilizados como a TIR
convencional.
2.6. Método do Valor Presente Líquido (VPL)
O método do valor presente líquido é considerado um método exato e que se
encaixa no conceito de equivalência, onde para se fazer uma comparação os valores
devem estar numa mesma data no tempo.
Caracteriza-se pela transferência para o instante presente de todas as variações de
caixa esperadas, descontadas à taxa mínima de atratividade. Em outras palavras, é o
transporte para a data zero de um diagrama de fluxos de caixa, de todos os recebimentos
e desembolsos esperados, descontados à taxa de juros considerada.
20
O método do valor presente líquido, leva em consideração o valor temporal dos
recursos financeiros. Este método mede o saldo atual, após se descontar o investimento
e o juro que o projeto retornará ao investidor após a sua realização, tal método pode ser
visto como “o montante pelo qual aumenta o valor da firma depois de ser realizada a
alternativa - de investimento - que se estuda. Portanto, o valor presente líquido permite
estabelecer mecanismos que aumentem ou maximizem o valor da firma.” (PAREJA,
1999).
O valor presente líquido pode ser calculado conforme expressão a seguir:
VPL = ∑=
n
0j
Fj . (1+i)-j ... (2.3)
Onde: Fj = Fluxo de caixa; i = Taxa de juros = TMA; n = número de períodos.
Assim, segundo a expressão (2.3), é mostrada a relação inversa entre a taxa
mínima de atratividade e o valor presente líquido, ou seja, à medida que a taxa mínima
de atratividade se eleva o valor presente líquido diminui.
O método do valor presente líquido segue os seguintes critérios para tomada de
decisão:
• VPL > 0 : entradas são maiores que as saídas, portanto, este é um bom
projeto e que pode ser aceito;
• VPL = 0 : as entradas são iguais as saídas, portanto, deve-se analisar se os
riscos envolvidos no projeto compensam;
• VPL < 0 : as entradas são menores que as saídas, portanto, o projeto não é
bom e não deve ser aceito.
As alternativas acima expostas se aplicam somente no caso de se aceitar ou não
uma proposta, todavia se houverem várias alternativas a escolher, a melhor alternativa
será a que apresentar o maior valor presente líquido, considerando que todas as
alternativas serão analisadas a partir de uma mesma taxa mínima de atratividade.
A Figura 2.3 mostra o perfil do VPL de acordo com esta descrição. O gráfico
evidencia que quanto maior a taxa de juros para um mesmo projeto, menor será o Valor
Presente Líquido.
21
Figura 2.3 – Perfil do VPL.
2.6.1. Vantagens do Método do Valor Presente Líquido (VPL)
• pode ser aplicado a fluxos de caixa que contenham mais de uma variação de
sinal, tanto de entrada, como de saída.
• leva em consideração o valor do dinheiro no tempo, ou seja, uma unidade
monetária hoje tem um valor maior do que uma unidade monetária a ser
possuída no futuro.
• Considera a depreciação, por utilizar fluxo de caixa (lucros líquidos +
depreciação).
2.6.2. Desvantagens do Método do Valor Presente Líquido (VPL)
• Determinação da taxa mínima de atratividade, ou seja, determinar qual taxa
de juros o investidor usará como referência para calcular se é vantajoso ou
não optar pelo investimento.
22
• Admitir que as taxas não variam com o tempo, o que não é verdade na
maioria dos casos.
2.7. Método do PayBack
O Método do PayBack consiste na identificação do prazo necessário para
recuperar o capital investido, ignorando as consequências além do período de
recuperação e o valor do dinheiro no tempo. Quando é utilizado o valor presente dos
fluxos de caixa, este critério é chamado de Payback Descontado.
A empresa define previamente um prazo máximo para que o projeto reponha o
custo dos investimentos necessários, sendo que este prazo é chamado de período de
corte. A decisão é tomada comparando-se o Payback do projeto com o período de corte
adotado pela empresa.
Ao se usar este método, não são levados em consideração os valores residuais
para os investimentos em máquinas e equipamentos após o término do projeto.
A Figura 4 a seguir, mostra o comportamento do PayBack, onde no eixo x,
ocorrerá o exato momento em que o capital investido é recuperado (~4 anos).
Figura 2.4 – Comportamento do PayBack.
23
2.7.1. Vantagens do Método do PayBack
• Auxilia na tomada de decisão, quando utilizado em conjunto com outros
métodos, tais como o VPL e da TIR
• O projeto pode ser recusado quando não for possível a recuperação do
capital investido dentro de sua vida útil;
• É de grande poder de argumentação, quando o investimento for realizado em
períodos de incertezas;
• Método simples e fácil de calcular. Além disso, dá uma indicação rudimentar
do risco do projeto.
2.7.2. Desvantagens do Método do PayBack
• Não leva em consideração o valor do dinheiro no tempo e tampouco os juros
envolvidos no projeto;
• Não leva em consideração a vida do investimento;
• De difícil aplicação, para o caso onde o fluxo de caixa analisado tenha várias
inversões de sinal e quando os projetos comparados tiverem investimentos
iniciais diferentes.
• Ignora todos os fluxos de caixa posteriores ao período de corte.
• O uso de um mesmo período de corte pode levar uma empresa a aceitar
muitos projetos de curto prazo, mas que não maximizam sua riqueza.
• Pode ser um alto grau de investimento no curto prazo e levar a não
maximização do valor para o acionista.
2.8. Análise de Sensibilidade
Na elaboração de fluxos de caixas, espera-se que as previsões sejam realizadas
efetivamente, pois os mesmos foram elaborados a partir de projeções mais prováveis.
Contudo, como a realização de um projeto leva um determinado tempo para a sua
execução, este tempo envolve riscos e consequentemente incertezas.
24
Vários são os fatores que levam a incerteza, entre eles:
• Fatores econômicos: super ou subdimensionamento de oferta e demanda,
alterações de preços de produtos e matérias-primas, investimentos
imprevistos, etc.
• Fatores financeiros: falta de capacidade de pagamento, insuficiência de
capital, etc.
• Fatores técnicos: inadequabilidade de processo, material, tecnologia
empregada, etc
• Outros: fatores políticos e institucionais adversos, regulatórios, clima,
problemas de gerenciamento de projetos, etc.
Assim, a análise de sensibilidade de um projeto auxilia na tomada de decisão,
através de uma projeção de cenários, quando de possíveis alterações que possam ocorrer
no fluxo de caixa analisado.
A análise de sensibilidade de um fluxo de caixa nos dá uma indicação da
importância de cada uma das variáveis do projeto na determinação do VPL e da TIR, e
quanto os mesmos se alteram em resposta a uma mudança no valor de cada variável.
"... A análise de sensibilidade procura responder a perguntas do tipo: o que
aconteceria na alternativa se variássemos um determinado parâmetro no fluxo de
caixa?" (HIRSCHFELD, 1998). Esta análise pode ser feita, através da projeção de
cenários, de acordo com as seguintes questões:
• Qual a variação mínima e máxima do mercado de energia elétrica para
viabilizar o projeto?
• Projeção de cenários do tipo: "pessimista", "referência" e "otimista".
• Qual é o custo máximo para se aceitar o projeto?
A análise de sensibilidade auxilia no processo de tomada de decisão, quando as
pequenas alterações dos parâmetros afetam os valores obtidos de forma significativa.
“Quando uma pequena variação num parâmetro altera drasticamente a rentabilidade
de um projeto, diz-se que o projeto é muito sensível a este parâmetro e poderá ser
interessante concentrar esforços para obter dados menos incertos” (CASAROTTO;
KOPITTKE, 1998).
25
2.8.1. Medidas de Risco
Demonstra-se abaixo uma forma de mensurar os riscos e as incertezas em
finanças:
• Desvio Padrão
DP = (((( )))) i
n
1i
2i P.VPLVPL∑∑∑∑
====
−−−− ...(2.4)
Onde:
DP = desvio padrão;
i = índice da probabilidade;
n = quantidade de cenários;
VPLi = valor presente líquido na probabilidade i;
VPL = valor presente líquido esperado;
Pi = probabilidade i em %.
• Coeficiente de Variação
É a medida de risco para se comparar investimentos com diferentes taxas de
retorno e diferentes riscos (desvios-padrão).
CV = VPLDP
...(2.5)
Onde:
CV = coeficiente de variação;
DP = desvio padrão;
VPL = valor presente líquido esperado.
O coeficiente de variação mostra o risco por unidade de retorno e oferece
uma melhor base para a comparação de quando os retornos esperados das duas
variáveis não são iguais. Quanto maior o CV, maior será o risco.
26
2.9. Premissas para Análise do Projeto
Neste trabalho analisam-se alternativas de investimentos considerando
empreendimentos de subestações e redes elétricas de distribuição em determinada
região pertencente a uma concessionária de distribuição de energia do Sudeste do País
devido ao crescimento de mercado.
O horizonte para análise das alternativas considerado é o ano de 2034. Será
escolhida como alternativa vencedora, aquela que apresentar melhor VPL e TIR-M,
considerando a análise de sensibilidade com a quantificação dos riscos.
No que tange a análise de sensibilidade, esta envolve variações plausíveis no
consumo de energia (chamado de mercado neste trabalho), onde, para cada cenário são
obtidos valores diferentes dos índices considerados.
27
3. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA – ANÁLISE TÉCNICA DE PLANEJAMENTO
O planejamento do sistema elétrico de distribuição consiste em estudos baseados
nas projeções do crescimento da demanda de energia elétrica ao longo dos anos, de
modo a se obter diagnósticos de curto, médio e longo prazo sobre as condições de
disponibilidades e operação dos sistemas elétricos.
A maneira tradicional de apresentar diagnósticos está baseada geralmente em um
horizonte de cinco anos para redes de distribuição e dez anos para subestações, no
sentido de se determinar as necessidades de expansão e melhoria do sistema elétrico.
Neste trabalho, será mostrado que, para analisar a melhor alternativa de investimento,
deve-se avaliar um horizonte de longo prazo.
O planejamento do sistema elétrico de distribuição procura determinar os fatores
fundamentais a serem levados em conta nas decisões sobre investimentos, portanto são
necessários métodos organizados para elaborar propostas de expansão e melhoria do
sistema elétrico que sejam baseados no diagnóstico das condições técnicas de
disponibilidade e qualidade de fornecimento (FLETCHER; STRUNZ, 2007); e
posteriormente compará-las economicamente.
3.1. Horizontes de Planejamento
O horizonte de planejamento deve compatibilizar-se com o tipo de estudo a ser
realizado, de forma que, a alternativa escolhida não seja afetada por investimentos além
deste horizonte. Este horizonte deve ser tal, para que a previsão de mercado seja
razoavelmente confiável (ELETROBRÁS, 1982). Esta confiabilidade pode ser
melhorada através de análises de sensibilidade e medidas de risco mostradas no capítulo
anterior.
28
Este horizonte de planejamento deve caracterizar as necessidades do consumidor
e fornecer hipóteses de concepção e orientação geral para as decisões (FLETCHER;
STRUNZ, 2007).
De maneira geral, pode-se distinguir os horizontes de planejamento conforme
descrito a seguir:
3.1.1. Estabelecimento de Cenários
O estabelecimento de cenários para estudos de transmissão de energia elétrica
alcança um horizonte de até trinta anos, onde se estabelecem tendências do contexto
sócio-econômico, institucional, político e ambiental.
Para sistemas de distribuição de energia elétrica, normalmente as empresas
realizam estudos de curto prazo para redes (até cinco anos) e médio prazo para
subestações (até dez anos) principalmente devido às possíveis variações nos cenários
comparado aos altos níveis de investimentos previstos. As obras previstas no plano de
investimento são revistas anualmente atualizando o horizonte.
A possibilidade de se avaliar empreendimentos através de alternativas de altos
investimentos com estudos de longo prazo é viável considerando os métodos
demonstrados neste trabalho.
3.1.2. Estudos de Longo Prazo
Com horizonte de até trinta anos se procuram analisar as estratégias de
desenvolvimento do sistema elétrico, os principais troncos, estabelecendo-se um
programa de desenvolvimento tecnológico e industrial; são definidas as diretrizes para
os estudos de médio e curto prazos e determinados os custos marginais de expansão a
longo prazo.
Os componentes condicionantes para estes estudos são a evolução do mercado, a
disponibilidade de fontes energéticas, as tendências de evolução tecnológicas e os
impactos ambientais dos projetos.
29
3.1.3. Estudos de Curto e Médio Prazo
Com horizonte de 5 anos para curto prazo e de 5 a 10 anos para médio prazo, são
apresentadas as decisões relativas à expansão do sistema elétrico, definido os
empreendimentos e sua alocação temporal, sendo realizadas as análises das condições
de atendimento ao mercado. É definido o plano de investimento, em metas físicas e
financeiras.
3.2. Etapas Principais do Processo de Planejamento
Os estudos de planejamento de sistemas elétricos consistem, basicamente, em
comparações entre duas ou mais alternativas previamente formuladas. Essas
comparações são, fundamentalmente, de duas naturezas:
• Técnica: desempenho da alternativa sob o ponto de vista elétrico;
• Econômica: custo e benefício da alternativa.
De uma maneira geral os estudos desenvolvem-se em uma sequência da qual se
destacam as seguintes fases:
• Preparação de dados;
• Formulação de alternativas;
• Estudos elétricos (simulação ou cálculos teóricos);
• Estudos econômicos;
• Avaliação final.
3.2.1. Preparação de Dados
Para a realização de estudos de planejamento, são coletados os seguintes dados
(ELETROBRÁS, 1982):
• Topologia da rede:
- Comprimento dos condutores por bitola entre os principais blocos
de carga e equipamentos especiais;
- Conexão dos alimentadores nos barramentos das subestações.
• Condutores primários:
30
- Bitola e características técnicas do cabo (ex.: resistência,
reatância, limite operativo de corrente);
- Tensão média de operação;
- Corrente máxima e média realizada no último ano;
• Transformadores das subestações:
- Tensão nominal e relação de tap existente;
- Potência nominal;
- Impedância entre enrolamentos;
- Perdas no cobre e no ferro;
- Defasagem angular;
- Potência máxima e média realizada no último ano;
• Equipamentos especiais (regulador de tensão, banco de capacitor, etc);
- Potência e tensão nominal;
- Relação de taps;
- Defasagem angular.
• Potência (MW e MVAr) dos blocos de carga e principais clientes
existentes no sistema em estudo;
• Crescimento do mercado de energia para cada região no período
considerado.
3.2.2. Formulação de Alternativas
De posse da configuração básica do sistema de distribuição e conhecendo-se as
projeções de mercado, podem-se formular alternativas para a expansão e melhoria do
sistema elétrico.
As alternativas de investimentos (obras) serão analisadas através de estudos de
simulação e deverão atender a qualidade de fornecimento adequada, nível de tensão,
carregamento de condutores e equipamentos através do crescimento de mercado no
horizonte previsto.
31
3.2.3. Estudos Elétricos
A partir da definição da configuração, para as diversas alternativas consideradas,
pode-se proceder a uma análise técnica e econômica dos investimentos propostos.
A evolução das diversas alternativas de expansão até o ano horizonte é definida
pela análise técnica de seu desempenho, por simulação digital ou cálculos teóricos, onde
o modelo considerado depende do horizonte de estudo analisado (cenário, longo prazo,
médio prazo e curto prazo).
Nos estudos de longo prazo, geralmente são utilizadas redes em modelo
simplificado onde pode-se concentrar as cargas contidas nos ramais de distribuição de
um alimentador, sendo este um aspecto intrínseco ao processo de simulação.
Nos estudos de médio prazo, são utilizados modelos mais elaborados, quanto à
representação dos elementos do sistema, sendo mais detalhada a análise elétrica do
sistema.
No planejamento de curto prazo, são utilizados os mesmos modelos de análise
empregados nos estudos de médio prazo, no entanto são considerados modelos mais
representativos de carga e equipamento.
A evolução da expansão do sistema elétrico é determinada pela análise técnica
de seu desempenho em regime permanente.
Esta análise consiste no cálculo da queda de tensão, das perdas e do
carregamento dos condutores e equipamentos, através de simulação digital ou cálculos
teóricos. Os resultados são comparados com os limites pré-estabelecidos pela empresa
ou pela legislação vigente. Quando esses valores não atendem aos limites, são previstas
propostas de melhorias/expansão do sistema elétrico, como instalação de bancos de
reguladores de tensão e bancos de capacitores, substituição de cabos, construção de
novos alimentadores ou subestações, substituição de transformadores de subestações,
etc. (ELETROBRÁS, 1982).
As diversas alternativas em estudo até o ano horizonte são analisadas em regime
normal de carga pesada para avaliar as condições de carregamento, queda de tensão e
resultado das perdas. Através das perdas simuladas em carga máxima podem-se calcular
as perdas em carga média através do fator de perda e fator de carga (OLIVEIRA;
FELTRIN; DE OLIVEIRA; CAMARGO; CANDIAN; PEREIRA, 2006, CODI , 1996).
32
Como produto final da análise técnica é estabelecido um programa de obras para
cada alternativa até o ano horizonte, definindo os tipos de reforços e suas respectivas
datas de implantação.
Após a análise técnica, faz-se uma análise econômica para determinar qual
melhor alternativa técnico-econômica.
3.2.4. Estudos Econômicos
Definidas as alternativas de investimento e efetuado os estudos elétricos, as
etapas seguintes consistem na elaboração da análise econômica conforme metodologia
apresentada no capítulo 2.
Em síntese, é realizado o levantamento de todos os custos e investimentos
associados às alternativas ao longo do horizonte analisado, e a determinação do seu
valor total. Como estes investimentos e custos ocorrem em datas diferentes, utilizam-se
técnicas de Engenharia Econômica, objetivando-se referenciá-los a uma mesma data.
Depois, são computados de forma a se obter o valor final de cada alternativa
(ELETROBRÁS, 1982).
Para análise econômica, utilizam-se como base de cálculo os seguintes dados:
• Tarifas de compra e venda de energia;
• Crescimento de mercado previsto;
• Custo das perdas de energia;
• PIS/COFINS;
• Depreciação dos ativos;
• Taxas de operação e manutenção;
• Recuperação de ICMS;
• RGR (Reserva Global de Reversão): quota anual recolhida pelas concessionárias de energia elétrica com base em 2,5% dos investimentos;
• Imposto de renda;
• Taxa de fiscalização.
Como resultado, deverá ser selecionado para compor o plano de investimento
aquela alternativa que apresentar o maior valor presente líquido (VPL) e TIR-
Modificada, considerando os riscos na análise de sensibilidade.
33
3.2.5. Diagrama de Blocos do Estudo
Abaixo é apresentado um diagrama de blocos contendo um resumo do processo
de análise realizado neste estudo.
Formulação de alternativas técnicas para expansão ou
melhoria do sistema elétrico.
Região com problemas técnicos (queda tensão,
carregamento, etc).
Levantamento dos dados de equipamentos, cargas
e redes.
Simulação do fluxo de potência para análise dos
critérios técnicos.
Análise econômica das alternativas de obras
aprovadas tecnicamente.
Análise de sensibilidade do sistema elétrico e
quantificação dos riscos.
Definição da melhor alternativa de melhoria
técnica/econômica.
34
4. ESTUDO DE CASO
O caso analisado corresponde a uma região de concessão de uma distribuidora
do Estado de São Paulo, englobando três cidades que serão consideradas como três
mercados, e serão denominadas nesta dissertação como: BJP, NAZ e PIR.
Neste capítulo, é avaliado o sistema elétrico da região de BJP considerando o
crescimento de mercado previsto para o período de 2008 a 2018, extrapolado para o ano
de 2034.
O foco principal deste estudo foi o município de NAZ, que devido ao
crescimento do mercado, já estava previsto no plano de investimento da empresa uma
nova fonte de 34,5-13,8 KV. Investimento este previsto através de estudos anteriores,
porém o mesmo está sendo revisto em função das condições verificadas pelo estudo de
mercado atual.
Percebe-se um crescimento maior próximo ao município de BJP, onde se
localiza a subestação de BJP (SE BJP), cujas características elétricas são apresentadas a
seguir. Destaca-se também o mercado do município de PIR que é atendido através da
transformação 138-34,5 KV da SE BJP.
Em relação à seleção das alternativas de atendimento foi considerada além das
informações de mercado, a sensibilidade relativa à evolução dos sistemas elétricos da
concessionária para atendimento às novas demandas nos outros alimentadores que
impactam o carregamento dos transformadores das subestações existentes.
Foram avaliados também os riscos associados a cada alternativa, verificando que
na pior das hipóteses a alternativa que não contempla uma nova fonte de imediato em
NAZ, atenderá de forma satisfatória o crescimento do mercado previsto para essa
localidade.
Assim é importante ressaltar ainda que as demandas se encontram distribuídas
entre a SE BJP e a localidade de NAZ, sendo as maiores cargas próximas a SE BJP; e
entre as referências citadas, o sistema possui clientes predominantemente rurais.
35
Outro ponto de atenção é a possibilidade de entrada de blocos de cargas de
características industriais nas proximidades de BJP, em função das condições logísticas
favoráveis da região. Neste caso, um crescimento marginal (cargas industriais)
expressivo alteraria as lógicas de planejamento previstas para o sistema em análise, com
rentabilidades diferenciadas em relação ao planejado. Para situações como esta, análises
específicas devem ser realizadas no ano da ocorrência, o que não está contemplado
neste estudo.
Para avaliação da melhor alternativa de investimento, será realizado estudo de
longo prazo, com isso será utilizado um modelo simplificado do sistema elétrico onde
serão consideradas as subestações com seus transformadores de potência, as redes
primárias de distribuição e equipamentos especiais de rede. Excluem-se deste estudo os
transformadores de distribuição, as redes secundárias e os ramais de ligação; os quais
são avaliados diariamente através das necessidades individuais de cada setor.
4.1. Características do Sistema
4.1.1. Dados dos Transformadores
Na Tabela 4.1, são apresentados os dados técnicos dos transformadores da SE
BJP utilizados na simulação e na Figura 4.1, o diagrama unifilar correspondente.
Figura 4.1 – Diagrama Unifilar dos Transformadores da SE BJP.
36
Tabela 4.1 – Dados Técnicos dos Transformadores da SE BJP.
4.1.2. Dados dos Alimentadores
Na Tabela 4.2, é apresentado os dados técnicos dos alimentadores da SE BJP
utilizados na simulação.
Tabela 4.2 – Dados Técnicos dos Alimentadores da SE BJP.
37
4.1.3. Sistema em Estudo
Na Figura 4.2 é mostrado o sistema elétrico em estudo contendo as subestações
e alimentadores destacando as SE’s BJP, ATI e PIR, e a região de NAZ, que atualmente
é atendida pelo AL 08 (13,8 KV) da SE BJP.
Figura 4.2 – Sistema Elétrico da Região.
38
4.1.4. Dados de Mercado
Na Tabela 4.3 e na Figura 4.3 é mostrada a previsão de crescimento do mercado
de consumo de energia elétrica nas três regiões compreendidas no estudo, os quais
foram realizados pela distribuidora. No período entre os anos de 2.019 e 2.034,
considerou-se o crescimento permanecendo constante e igual ao valor do ano de 2.018.
Tabela 4.3 – Crescimento Anual do Mercado de Consumo de Energia.
Figura 4.3 – Crescimento do Mercado da Região.
É importante ressaltar que o estudo de mercado sinaliza uma expectativa de
maior redução no crescimento previsto para os sistemas de NAZ e PIR do que para BJP.
39
4.1.5. Diagrama Unifilar
Na Figura 4.4 é apresentado o diagrama unifilar atual do sistema de BJP
utilizado para análise técnica através do software de simulação (DIgSILENT, 2000),
destacando o objeto principal de análise que é o alimentador 08 que atende NAZ
(alimentador em 13,8 KV que estará trabalhando acima do limite operativo no horizonte
próximo devido ao crescimento do mercado), bem como as duas alternativas de
empreendimento que serão detalhadas a seguir.
Figura 4.4 – Diagrama Unifilar do Sistema Elétrico.
4.2. Alternativas
Devido ao crescimento do mercado previsto para a região de NAZ, mostrou-se
necessário um novo empreendimento para suprir esta demanda.
Região de NAZ
40
Dentre as possíveis alternativas para o atendimento ao crescimento do mercado
do sistema em estudo pode-se citar:
� alternativa 01: construção de 12 Km de rede compacta em 34,5 KV derivando-se
de um novo cubículo da SE BJP 138-34,5 KV e a construção de uma nova fonte
de 34,5-13,8 KV com um transformador de 5/6,25 MVA e dois cubículos em
NAZ;
� vantagens: - alívio do sistema 13,8 KV, postergando investimentos nas
transformações 138-13,8 KV; - redução das perdas técnicas;
� desvantagens: - alto investimento inicial, considerando o risco de redução do
mercado em relação ao previsto;
� alternativa 02: construção de 12 Km de rede compacta em 13,8 KV isolada para
34,5 KV derivando-se de um novo cubículo da SE BJP138-13,8 KV
considerando a troca do TR-01 de 15/18,75 MVA para 25/33,33 MVA e a
inclusão de um banco de regulador de tensão, postergando a construção de uma
nova fonte de 34,5-13,8 KV em NAZ.
� vantagens: - menor investimento inicial, considerando o risco de redução do
mercado em relação ao previsto; - possibilidade de migrar para alternativa 01 caso haja aumento do
mercado em relação ao previsto; � desvantagens:
- risco de aumento do mercado em pouco tempo na região de NAZ gerando necessidade de investimento em uma nova fonte ficando os transformadores de BJP com pouca carga;
� alternativa 03: inserir novo regulador de tensão de 300 A na rede deslocando o
de 200 A existente adiante, postergando a construção do novo alimentador
� vantagens: - menor investimento inicial, considerando o risco de redução do
mercado em relação ao previsto; � desvantagens:
- postergação da construção de um novo alimentador em pouco tempo;
- equipamentos adicionais em série possibilitando aumento das taxas de falhas;
- não haverá ganho com as perdas técnicas.
41
Independente da alternativa escolhida haverá necessidade de expansão para um
novo alimentador devido à capacidade dos cubículos.
Devido principalmente as desvantagens técnicas, a alternativa 03 não será
avaliada economicamente.
Dentre as possíveis alternativas para o atendimento ao crescimento do mercado
do sistema em estudo, selecionou-se para avaliação econômica as alternativas que
apresentaram melhor viabilidade técnica nas simulações realizadas.
No apêndice B são mostrados os estudos técnicos realizados bem como as
simulações das alternativas.
4.2.1. Alternativa – 01
Essa alternativa refere-se à construção de 12 Km de rede compacta em 34,5 KV
derivando-se de um novo cubículo da SE BJP 138-34,5 KV e a construção de uma nova
fonte de 34,5-13,8 KV com transformador de 5/6,25 MVA e dois cubículos em NAZ.
Na Tabela 4.4 a seguir é discriminada a seqüência de investimentos (corrigidos
pelo IGPM para o ano previsto) para essa alternativa conforme violação dos parâmetros
de carregamento dos elementos/equipamentos envolvidos.
Tabela 4.4 – Descrição dos Investimentos (ALT-01).
Ano Equipamento/obraR$ corr. x
1.000
2013 Terreno NAZ 37,74
2014 Cubículo 34,5 KV - SE BJP 237,11
2014 Rede compacta – 12 km em 34,5 KV 987,96
2014 SE NAZ c/ TR 5/6,25 MVA e 1 Cubículo 1.580,74
2014 Troca dos TR3 e TR4 por 40MVA 2.502,84
2018 Troca TR-01 para 33,3 MVA 2.057,83
2020 Cubículo 13,8 KV - SE BJP 312,34
2025 Novo AL para PIA 34,5 KV – 13 km 2.030,38
2030 Instalar o TR 12,5 MVA (34,5 KV) 123,612032 Instalar o TR 18,75 MVA (13.8 KV) 135,50
2031 Cubículo 13,8 KV - SE BJP 517,66
TOTAL 10.523,73
O gráfico da Figura 4.5 representa o carregamento dos transformadores TR-01,
TR-03 e TR-04 da SE BJP e do TR-01 da nova SE NAZ ao longo do período de estudo,
mostrando que a primeira obra seria necessária apenas em 2014.
42
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
110%
2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034
Carr
eg
am
en
to (
%)
TR-01 TR03-04 NAZ
Troca do TR-01 para 33,33MVA
Troca do TR-03 e 04 para 40MVA
SE NAZ 34,5-13,8kV
Insere o TR 12,5MVA 138-34,5kV que foi
Insere o TR 18,75MVA 138-13,8kV que foi
Figura 4.5 – Carregamento SEs (ALT-01).
43
Na Figura 4.6 é mostrado o gráfico da evolução do carregamento dos
transformadores em MVA durante o período de estudo:
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
Ca
rreg
am
en
to (
MV
A)
TR-01 TR03-04 NAZ
Figura 4.6 – Carregamento dos Transformadores (ALT-01).
4.2.2. Alternativa – 02
Essa alternativa refere-se à construção de 12 Km de rede compacta em 13,8 KV
isolada para 34,5 KV derivando-se de um novo cubículo da SE BJP138-13,8 KV
considerando a troca do TR-01 de 15/18,75 MVA para 25/33,33 MVA e a inclusão de
um banco de RT de 200 A com dois equipamentos.
Na Tabela 4.5 a seguir é discriminada a seqüência de investimentos (corrigidos
pelo IGPM para o ano previsto) para essa alternativa conforme violação dos parâmetros
de carregamento dos elementos/equipamentos envolvidos.
44
Tabela 4.5 – Descrição dos Investimentos (ALT-02).
Ano Equipamento/obraR$ corr. x
1.0002014 Cubículo 13,8 KV - SE BJP 237,11
2014 Troca TR-01 para 33,3 MVA 1.712,472014 Rede compacta 13,8 kV- 12 km 987,96
2014 Banco de RT c/ 2 eqs. de 200 A 256,87
2016 Troca dos TR3 e TR4 por 40MVA 2.743,642020 Cubículo 13,8 KV - SE BJP 312,34
2022 Mais um RT no banco 104,622025 Novo AL para PIA 34,5 KV – 13 km 2.030,38
2028 Terreno NAZ 75,17
2029 SE NAZ c/ TR 5/6,25 MVA e 1 Cubículo 3.148,192030 Instalar o TR 12,5 MVA (34,5 KV) 123,61
2032 Instalar o TR 18,75 MVA (13.8 KV) 135,502031 Cubículo 13,8 KV - SE BJP 517,66
TOTAL 12.385,53 Na Figura 4.7 é mostrado o gráfico da evolução do carregamento dos
transformadores em MVA durante o período de estudo:
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
Carr
eg
am
en
to (
MV
A)
TR-01 TR03-04 NAZ
Figura 4.7 – Carregamento dos Transformadores (ALT-02).
Na Figura 4.8 é apresentado o gráfico que representa o carregamento dos
transformadores TR-01, TR-03 e TR-04 da SE BJP e do TR-01 da nova SE NAZ ao
longo do período de estudo, mostrando também que a primeira obra seria necessária
apenas em 2014.
45
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
110%
2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034
Carr
eg
am
en
to (
%)
TR-01 TR03-04 NAZ
Troca do TR-01 para 33,33MVA
Troca do TR-03 e 04 para 40MVA
SE NAZ 34,5-13,8kV
Insere o TR 12,5MVA 138-34,5kV que foi
Insere o TR 18,75MVA 138-13,8kV que foi
Figura 4.8 – Carregamento SEs (ALT-02).
46
4.3. Análise Econômica
Destacam-se abaixo as considerações realizadas para análise econômica das
alternativas:
Os investimentos anuais representam a somatória dos desembolsos, corrigidos
pelo IGP-M, mostrados nas Tabelas 4.4 e 4.5.
Foi considerado, neste primeiro momento, que o mercado se comportará
conforme previsto inicialmente (sensibilidade de mercado = 100%, ou seja, sem
variação).
Foi considerada a taxa mínima de atratividade de 15% e o custeio das perdas em
R$ 75,00 por MWh (preço médio referencial de compra da energia).
Nas projeções de resultados foram considerados todos os custos/despesas fixas e
outras variáveis envolvidas conforme demonstrado no item 3.2.4.
Não foram considerados os investimentos em baixa tensão, pois os mesmos
ocorrem naturalmente através da entrada de novos clientes e, independente da
alternativa, serão os mesmos. Com isso não impactam na análise da escolha da melhor
alternativa de investimento.
Abaixo são mostradas as formulações utilizadas para o cálculo do fluxo de
caixa, VPL e TIR-M:
� Receita bruta:
Rb = Cm * 8.640 * 0,92 * Tv ...(3.1)
Onde:
Rb = receita bruta (R$);
Cm = crescimento de mercado (MVA);
8.640 = quantidade de horas em um ano (horas);
0,92 = fator de potência;
Tv = tarifa de venda de energia no ano (R$).
47
� Custo da energia:
Ce = Cm * 8.640 * 0,92 * Tc ...( 3.2)
Onde:
Ce = custo da energia (R$);
Tc = tarifa de compra da energia no ano (R$).
� PIS/COFINS:
PC = 3,65% * Rb ...( 3.3)
� Receita líquida:
Rl = Rb - Ce - PC ...( 3.4)
� Custo das perdas:
Cp = PMW * 8.640 * PR$/MWh ...( 3.5)
Onde:
Cp = custo das perdas (R$);
PMW = perdas médias (MW);
PR$/MWh = custo das perdas por MWh (R$/MWh).
� Margem de contribuição:
Mc = Rl - Cp ...( 3.6)
� Depreciação:
DR$ = Inv * D% ...( 3.7)
Onde:
DR$ = depreciação dos investimentos no ano (R$);
Inv = total de investimentos no ano corrigidos pelo IGPM (R$);
D% = taxa de depreciação anual do bem (%).
� Operação e Manutenção:
OPR$ = Inv * OP% ...( 3.8)
Onde:
OPR$ = custo de operação e manutenção dos investimentos no ano (R$);
OP% = taxa de operação e manutenção anual do bem (2%).
48
� RGR (Reserva Global de Reversão):
RG_TFR$ = Inv * RG_TF% …( 3.9)
Onde:
RG_TFR$ = quota de RGR recolhida sobre os investimentos no ano (R$);
RG_TF% = taxa da RGR (2,5%).
� Lucro operacional:
Lop = Mc - DR$ - OPR$ - RG_TFR$ …( 3.10)
� Imposto de renda:
IRR$ = Lop * IR% …( 3.11)
Onde:
IRR$ = valor de imposto de renda a ser descontado (R$);
IR% = taxa de imposto de renda de pessoa jurídica (%).
� Lucro líquido:
Ll = Lop - IRR$ …( 3.12)
� Fluxo de Caixa:
FC = Ll - Inv - DR$ - RECICMS …( 3.13)
Onde:
FC = fluxo de caixa anual (R$);
RECICMS = recuperação de 60% a 65% ao ano de ¼ do ICMS referente ao
investimento (R$).
� Valor presente líquido e TIR-Modificada:
Calculados conforme equações: 2.1 e 2.3.
Na Tabela 4.6 são apresentados os investimentos e o fluxo de caixa resultante
para cada alternativa considerando as projeções de resultados com base nas receitas e
investimentos esperados de acordo com as formulações descritas acima.
49
Tabela 4.6 – Fluxo de Caixa.
Comparando as duas alternativas verifica-se que, para esse mercado, a
alternativa 02 é a que possui maior VPL e TIR modificada sendo a que apresenta o
melhor resultado.
Entradas
Saídas
50
Na Figura 4.9 é mostrada a variação do VPL obtido para cada alternativa em
diferentes horizontes de análise.
Figura 4.9 – Valor Presente Líquido (VPL) das Alternativas.
Pode-se observar através do comportamento do VPL, que o horizonte de análise
é muito importante; pois nota-se variação quanto ao melhor VPL durante o período,
pois há cruzamentos entre as curvas.
Se a análise for realizada:
- até 2015, a ALT-02 é melhor,
- até 2017, a ALT-01 é melhor,
- após 2018, a ALT-02 é melhor e permanece até 2034.
51
5. ANÁLISE DE SENSIBILIDADE
Complementando a análise básica, efetuou-se uma análise da sensibilidade do
sistema elétrico em relação ao crescimento do mercado de energia para as três regiões.
Para cálculo dos resultados, esta variação é aplicada sobre os valores mostrados
na Tabela 4.3 (ex.: para um crescimento de mercado previsto de 4,5% : 100% significa
que não houve variação e 110% significa que o valor altera-se para 4,95%).
Para quantificação dos riscos, utiliza-se probabilidade de ocorrência para cada
cálculo de sensibilidade, determinadas pelo investidor através da avaliação do cenário
atual e premissas adotadas pela empresa considerando o horizonte do estudo.
• Caso – 01:
Neste caso, foi considerada a mesma variação de crescimento do mercado para
as três localidades desde 2008 até 2034.
Na Tabela 5.1 é mostrado o resultado do VPL e TIR-M para as duas alternativas,
obtido através da análise econômica considerando as variações no mercado de cada
localidade.
Tabela 5.1 – Análise de sensibilidade ao mercado (CASO-01).
52
Na Tabela 5.2 é mostrada a análise de risco considerando o VPL esperado para
cada alternativa de acordo a probabilidade de cada caso ocorrer, destacando seus
respectivos desvios padrões e coeficientes de variação, definidos nas equações 2.4 e 2.5.
Tabela 5.2 – VPL esperado e análise de risco (CASO-01).
• Caso – 02:
Neste caso, foi considerada variação de crescimento do mercado diferente para
as três localidades desde 2008 até 2034.
Na Tabela 5.3 é mostrado o resultado do VPL e TIR-M para as duas alternativas,
obtido através da análise econômica considerando as variações no mercado de cada
localidade.
Tabela 5.3 – Análise de sensibilidade ao mercado (CASO-02).
53
Na Tabela 5.4 é mostrada a análise de risco considerando o VPL esperado para cada alternativa de acordo a probabilidade de cada caso ocorrer, destacando seus respectivos desvios padrões e coeficientes de variação, definidos nas equações 2.4 e 2.5.
Tabela 5.4 – VPL esperado e análise de risco (CASO-02).
54
5.1. Análise dos Resultados
Mostra-se nas Tabelas 5.5 e 5.6, o resumo dos resultados da análise contendo a
comparação entre as alternativas para cada caso considerando o valor agregado, o risco
e a sensibilidade ao mercado.
Tabela 5.5 – Resultados da Alternativa 01.
Alternativa 01 Caso 01 Caso 02
Valor Agregado (VPL) - R$x1.000 R$ 5.525,12 R$ 6.256,83
Risco (CVvpl) 13,48% 15,01%
Sensibilidade à variação de mercado (DVvpl) - R$x1.000
R$ 744,99 R$ 939,11
Tabela 5.6 – Resultados da Alternativa 02.
Alternativa 02 Caso 01 Caso 02
Valor Agregado (VPL) - R$x1.000 R$ 7.186,14 R$ 7.386,51
Risco (CVvpl) 10,29% 6,06%
Sensibilidade à variação de mercado (DVvpl) - R$x1.000
R$ 739,48 R$ 447,59
De acordo com os resultados obtidos, observa-se que a alternativa 02 é a de maior
valor agregado (Caso 01: R$ 7.186 mil e Caso 02: R$ 7.387 mil), sendo a opção de
menor risco (Caso 01: CVvpl = 10,3% e Caso 02: CVvpl = 6,1%) e menor sensibilidade
à variação de mercado (Caso 01: DVvpl = R$ 739 mil e Caso 02: DVvpl = R$ 448 mil).
A alternativa 01, relativa à ampliação inicial da transformação de 138-34,5 KV
para atendimento ao município de NAZ através da construção de uma nova fonte 34,5-
13,8 KV, possui maior risco nos dois casos (Caso 01: CVvpl = 13,5% e Caso 02: CVvpl
= 15,0%).
Ressalta-se também a importância do período de análise, onde uma avaliação de
curto prazo poderá sinalizar um plano de investimentos de menor valor agregado (vide
gráfico da Figura 4.9).
55
É oportuno destacar que a análise foi desenvolvida considerando-se basicamente o
crescimento vegetativo da região. Em caso de crescimentos marginais (grandes
indústrias) aos percentuais projetados, faz-se necessário o desenvolvimento de uma
nova avaliação. Para situações como esta, análises específicas devem ser realizadas no
ano da ocorrência, o que não está contemplado neste estudo.
Constatou-se, que em raras exceções, a alternativa 01 (construção inicial da SE
NAZ) apresentou melhores resultados conforme pode-se observar na Tabela 5.3. Esses
casos particulares coincidem com uma maior taxa de aumento dos valores planejados de
crescimento do mercado de BJP em relação a NAZ. Caso algumas dessas situações
sejam consolidadas, pode-se, através do cronograma de investimentos propostos,
realizar uma correção de direção das obras sem maiores prejuízos.
A alternativa 02 prevê um plano de expansão mais otimizado, pois possibilita a
migração para alternativa 01 com prejuízos minimizados em relação ao projeto de
planejamento do sistema elétrico em estudo.
Pelas características elétricas do sistema da região, essa opção nos permite o
atendimento da região de NAZ através da simples expansão do sistema de 13,8 KV
(isolado para 34,5 KV) e instalação de equipamentos de correção de tensão (RT´s).
O planejamento proposto está aberto a várias opções de otimização, como
exemplo pode-se evidenciar outra possibilidade alternativa à ampliação da
transformação 138-13,8 KV, TR-01 de 15/18,75 MVA para 25/33,33 MVA, que
contempla a instalação do segundo bay de transformação utilizando-se outro
transformador de 15/18,75 MVA proveniente de rodízio devido a ampliação de outras
SE´s. Neste exemplo ter-se-ia um maior valor agregado para a alternativa 02 sob os
pontos de vistas técnico e econômico.
O estudo considerado não contempla o plano de investimentos no sistema de baixa
tensão, logo para efeito de valor financeiro agregado real, os VPLs não podem ser
utilizados, uma vez que sua finalidade é a comparação entre valores agregados previstos
para as alternativas propostas. A inserção destes investimentos não alteraria a conclusão
do estudo.
56
6. CONCLUSÃO
O objetivo deste trabalho foi demonstrar uma metodologia para escolha da melhor
opção de investimento para expansão do sistema elétrico através de utilização de
técnicas de engenharia econômica em longo prazo.
Além das análises técnicas para verificação dos critérios de disponibilidade,
carregamento e queda de tensão realizadas através de simulações (DIgSILENT, 2000),
apresentadas no capítulo 3, pode-se verificar a aplicação da engenharia econômica e
métodos de análise de sensibilidade com quantificação dos riscos para auxiliar nas
escolhas de investimentos em empreendimentos de expansão do sistema elétrico de
distribuição.
Esta aplicação é muito importante, principalmente nas análises de médio e longo
prazo envolvendo diretamente as perdas técnicas de energia das alternativas em estudo.
Para análise econômica, foi desenvolvida uma planilha em EXCEL
(MICROSOFT, 2003) no qual os métodos apresentados no capítulo 2 foram inseridos
gerando os resultados apresentados nos capítulos 4 e 5.
Com este estudo, pode-se concluir que é necessário avaliar a longo prazo os altos
investimentos de determinadas regiões considerando os critérios técnicos aceitáveis e
regulados, o retorno do investimento, os riscos associados a cada alternativa utilizando
análise econômica com fatores de probabilidade e custo de perdas técnicas obtidas
através de simulações.
Estas análises podem ser atualizadas anualmente mantendo o período previsto,
onde as principais variáveis (taxas, preços, previsão de mercado, etc.) podem ser
alteradas permitindo que seja realizada nova simulação e avaliação do plano de
investimento.
Foram apresentados os resultados parciais deste estudo no Simpósio Brasileiro de
Sistemas Elétricos (CANDIAN; FELTRIN, 2008), em abril de 2008.
57
Para sequência deste trabalho, pode-se alterar outras variáveis que influenciam a
análise econômica e sensibilidade do sistema elétrico, que neste estudo foi utilizado o
mercado de energia e inserir variações do crescimento de mercado diferentes ao longo
do horizonte previsto.
58
7. REFERÊNCIAS
CANDIAN, F. J.; PADILHA-FELTRIN, A. Utilização de análise econômica com fatores de riscos na expansão de sistemas de distribuição. In: SIMPÓSIO BRASILEIRO DE SISTEMAS ELÉTRICOS. SBSE, 2008, Belo Horizonte, Anais.. Belo Horizonte: [s.n], 2008.
CANDIAN, F. J.; PADILHA-FELTRIN, A. Utilização de análise econômica com fatores de riscos na expansão de sistemas de distribuição. In: SIMPÓSIO BRASILEIRO DE SISTEMAS ELÉTRICOS- SBSE, 2008, Belo Horizonte, Anais.. Belo Horizonte: [s.n], 2008.
CASAROTTO, N.; KOPITTKE, B. H. Análise de investimentos: matemática financeira, engenharia econômica, tomada de decisão, estratégia empresarial. 8. ed. São Paulo: Atlas, 1998.
CIPOLI, J. A. Engenharia de Distribuição. Rio de Janeiro: Ed. Qualitymark, 1993. 340 p.
COMITÊ DE DISTRIBUIÇÃO - CODI. Método para determinação, análise e
otimização das perdas técnicas em sistemas de distribuição. Rio de Janeiro: Eletrobrás. 1996. (Doc. Técnico, CODI-3.2.19.34).
CORREA, E. L.. A viabilidade econômica do gás natural. 2002. 83 f. Dissertação (Mestrado em Engenharia de Produção) – Faculdade de Engenharia de Produção, Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis, 2002.
DE FRANCISCO, W. Matemática financeira. 5. ed. São Paulo: Atlas, 1985.
DIgSILENT: power factory. 13.0. Gomaringen, Germany: Digital Simulation and Electrical Network Calculation Program, 2000. (Software).
ELETROBRÁS. Planejamento de sistemas de distribuição. Rio de Janeiro: Editora Campus ,1982. v.1 Coleção distribuição de energia elétrica.
FLETCHER, R. H.; STRUNZ, K.. Optimal distribution system horizon planning - part I: Formulation. IEEE Transactions on Power Systems, New York, v.22, n.2, p.791-799, 2007.
FLETCHER, R. H.; STRUNZ, K.. Optimal distribution system horizon planning - part II: Application. IEEE Transactions on Power Systems, New York, v.22, n.2, p.862-870, 2007.
GONEN, T. Electric power distribution system engineering. 2. ed. Boca Raton FL EUA: CRC Press, 2008.
59
HIRSCHFELD, H. Engenharia econômica e análise de custos. 6. ed. São Paulo: Atlas, 1998.
LAPPONI, J. C. Projetos de investimento. São Paulo: Lapponi, 1999.
MICROSOFT Office Excel 2003 (11.8211.8202) SP3. (s.l.): Microsoft Corporation, 2003. (Software).
OLIVEIRA, M. E.; PADILHA-FELTRIN, A.; OLIVEIRA, S. A.; CAMARGO, D. B.; CANDIAN, F. J.; PEREIRA, M. A. Metodologia para calcular indicadores de perdas técnicas na distribuição. In: CIDEL. Buenos Aires: [s.n], 2006.
PAREJA, I. V. Construction of cashflow a pedagogical.[s.l.]:[s.n], 1999. p. (note)
60
8. APÊNDICE A – Terminologia (Diretrizes de Planejamento)
Para clareza de entendimento da diretriz são definidos alguns termos técnicos comumente utilizados:
- SISTEMA ELÉTRICO - circuito elétrico ou conjunto de circuitos elétricos de distribuição interrelacionados que possibilitam o transporte de energia elétrica. - SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO - parte de um sistema elétrico, dotado de dispositivos de manobras, controle, proteção e transformação, da qual derivam os alimentadores. - ALIMENTADOR - rede elétrica destinada a levar energia de uma subestação de distribuição, através das redes primárias que suprem os transformadores de distribuição. - REDE PRIMÁRIA - parte de um alimentador que supre diretamente ou por intermédio de ramais primários os transformadores de distribuição. - REDE SECUNDÁRIA - rede elétrica destinada a transportar energia dos transformadores de distribuição aos pontos de consumo (clientes). - TRANSFORMADOR DE DISTRIBUIÇÃO - transformador de potência utilizado em sistemas de distribuição para atendimento de clientes em baixa tensão (ex.: TR 13,8 KV – 0,220 KV). - CARGA INSTALADA - somatória das potências nominais das cargas ligadas ao sistema elétrico. - CONSUMO - quantidade de energia elétrica absorvida em um dado intervalo de tempo. - DEMANDA - quantidade de potência da carga utilizada durante um intervalo de tempo definido. - DEMANDA MÁXIMA - maior demanda verificada durante um intervalo de tempo especificado. - FATOR DE CARGA - relação entre a demanda média de potência e a demanda máxima ocorrida em um determinado período de tempo.
61
- FATOR DE DEMANDA - relação entre a demanda máxima de potência e a sua correspondente carga instalada. - FATOR DE POTÊNCIA - relação entre a potência ativa e a potência aparente. - QUEDA DE TENSÃO - é a diferença entre as tensões elétricas existentes entre dois pontos de um circuito elétrico, observado num mesmo instante. OBS.: Para efeito desta diretriz em particular, os valores citados nas análises e simulações elétricas dizem respeito a “QUEDA DE TENSÃO BALANCEADA”; - RAMAL DE LIGAÇÃO - conjunto de condutores e acessórios que liga uma rede secundária de distribuição a uma ou mais unidades de consumo. - MERCADO DE ENERGIA – demanda consumida pelos clientes (KW).
62
9. APÊNDICE B – Estudo Elétrico e Simulações
Neste apêndice será apresentada a metodologia utilizada para simulações técnicas das alternativas e as características elétricas dos equipamentos. Foi utilizado o software (DIgSILENT, 2000) para as simulações do fluxo de carga utilizando o diagrama unifilar e componentes elétricos abaixo:
- - - - - - => equipamentos e rede novos
Figura B.1 – Diagrama Unifilar do Sistema Elétrico.
63
Nas Figuras B.2 a B.7 são demonstradas as entradas de dados do software (DIgSILENT, 2000) contendo as características técnicas dos transformadores das subestações.
Figura B.2 – Transformador TR-01 de 15/18,75 MVA – 138-13,8 KV.
Figura B.3 – Transformador TR-02 de 25/33 MVA – 138-13,8 KV.
Figura B.4 – Transformador TR-03 de 12,5 MVA – 138-34,5 KV.
64
Figura B.5 – Transformador TR-04 de 12,5 MVA – 138-34,5 KV.
Figura B.6 – Transformador TR-05 de 40 MVA – 138-34,5 KV.
Figura B.7 – Transformador TR-06 de 5/6,25 MVA – 34,5-13,8 KV.
65
Na Figura B.8 é demonstrada a entrada de dados do software (DIgSILENT, 2000) contendo as características técnicas dos condutores primários.
Figura B.8 – Condutores Primários.
Na Figura B.9 é demonstrada a entrada de dados do software (DIgSILENT, 2000) contendo as características técnicas dos reguladores de tensão.
Figura B.9 – Regulador de Tensão 200 A – 2 equipamentos e 3 equipamentos.
66
Na Figura B.10 é demonstrada a entrada de dados do software (DIgSILENT, 2000) contendo as características técnicas do banco de capacitores.
Figura B.10 – Banco de Capacitores (1.200 KVAr).
A Figura B.11 representa a simulação do sistema elétrico atual e a Figura B.12, a
simulação para o ano 2014 sinalizando a primeira necessidade de melhoria no sistema elétrico.
Nas Figuras B.13 a B.15 são demonstradas as simulações do sistema elétrico com as principais obras da alternativa 01 para os anos que necessitam de melhorias.
Nas Figuras B.16 a B.18 são demonstradas as simulações do sistema elétrico com as principais obras da alternativa 02 para os anos que necessitam de melhorias.
67
Na Figura B.11, é mostrado o resultado do fluxo de potência considerando as cargas atuais (ano 2008). Observa-se que o sistema se comporta sem problemas de queda de tensão e carregamento.
TR
1_18.7
5M
VA
_138-1
3.8
kV
15.314 MVA13.658 MW6.927 Mvar
0.064 kA81.677 %
0.8920.062 MW
14.775 MVA-13.596 MW-5.783 Mvar
0.617 kA81.677 %
-0.9200.062 MW
-3
TR
1_6.2
5M
VA
_34.5
-13.8
kV
0
TR
1_6.2
5M
VA
_34.5
-13.8
kV
0
0.000 MVA0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA
1.0000.000 MW
1
1.226 MVA-0.000 MW-1.226 Mvar
0.051 kA
-0.0000.000 MW
1
Empresa 05
0.900 MVA0.765 MW0.474 Mvar
0.038 kA
0.8500.000 MW
CARGA 5
0.750 MVA0.637 MW0.395 Mvar
0.030 kA
0.8500.000 MW
Empresa 06
1.350 MVA1.148 MW0.711 Mvar
0.055 kA
0.8500.000 MW
10.00 km#AL 336
2.0
0 k
m#A
L 3
36
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA0.000 %-1.000
0.000 MW
0.000 MVA0.000 MW
-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %
1.0000.000 MW
12.00 km#AL 336_34.5
6.30 km#AL 2/0
0.768 MVA0.649 MW0.410 Mvar
0.033 kA14.532 %
0.8450.011 MW
0.753 MVA-0.638 MW-0.400 Mvar
0.033 kA14.532 %
-0.8470.011 MW
2.5
0 k
m#A
L 2
/0
1.438 MVA1.217 MW0.766 Mvar
0.060 kA26.839 %
0.8460.015 MW
1.418 MVA-1.201 MW-0.752 Mvar
0.060 kA26.839 %
-0.8480.015 MW
2.50 km#AL 2/0
1.791 MVA1.788 MW
-0.092 Mvar0.073 kA32.556 %
0.9990.022 MW
1.770 MVA-1.766 MW0.112 Mvar
0.073 kA32.556 %
-0.9980.022 MW
2.5
0 k
m#A
L 2
/0
0.371 MVA0.315 MW0.196 Mvar
0.015 kA6.796 %
0.8500.001 MW
0.370 MVA-0.315 MW-0.195 Mvar
0.015 kA6.796 %-0.850
0.001 MW
2.5
0 k
m#A
L 2
/0
0.726 MVA0.617 MW0.384 Mvar
0.030 kA13.203 %
0.8490.004 MW
0.721 MVA-0.613 MW-0.380 Mvar
0.030 kA13.203 %
-0.8500.004 MW
1.8
0 k
m#A
L 3
36
2.649 MVA2.612 MW0.438 Mvar
0.108 kA21.542 %
0.9860.012 MW
2.633 MVA-2.601 MW-0.413 Mvar
0.108 kA21.542 %
-0.9880.012 MW
1.80 km#AL 2/0
2.088 MVA1.766 MW1.114 Mvar
0.086 kA38.411 %
0.8460.022 MW
2.058 MVA-1.744 MW-1.093 Mvar
0.086 kA38.411 %
-0.8470.022 MW
CARGA 4
0.650 MVA0.553 MW0.342 Mvar
0.028 kA
0.8500.000 MW
CARGA 3
0.620 MVA0.527 MW0.327 Mvar
0.026 kA
0.8500.000 MW
CARGA 2
0.370 MVA0.315 MW0.195 Mvar
0.015 kA
0.8500.000 MW
CARGA 1
0.350 MVA0.298 MW0.184 Mvar
0.014 kA
0.8500.000 MW
Empresa 07
0.230 MVA0.196 MW0.121 Mvar
0.009 kA
0.8500.000 MW
0.0
0 k
m#A
L 3
36
5.468 MVA5.034 MW2.135 Mvar
0.228 kA45.638 %
0.9210.000 MW
5.468 MVA-5.034 MW-2.135 Mvar
0.228 kA45.638 %
-0.9210.000 MW
RT - 200A - 3eqs
0
RT
_10
0 A
0.753 MVA0.638 MW0.400 Mvar
0.033 kA32.564 %
0.8470.000 MW
0.750 MVA-0.637 MW-0.395 Mvar
0.030 kA32.564 %
-0.8500.000 MW
-7
RT
- 200A
- 2
eqs
3.945 MVA3.763 MW1.185 Mvar
0.172 kA85.886 %
0.9540.003 MW
3.932 MVA-3.760 MW-1.149 Mvar
0.160 kA85.886 %
-0.9560.003 MW
-11
3.0
0 k
m#A
L 3
36
4.025 MVA3.813 MW1.290 Mvar
0.172 kA34.351 %
0.9470.050 MW
3.945 MVA-3.763 MW-1.185 Mvar
0.172 kA34.351 %
-0.9540.050 MW
1.0
0 k
m#A
L 3
36
4.094 MVA-3.872 MW-1.327 Mvar
0.175 kA34.933 %
-0.9460.017 MW
4.122 MVA3.890 MW1.363 Mvar
0.175 kA34.933 %
0.9440.017 MW
1.5
0 k
m#
AL
33
6
4.561 MVA4.257 MW1.637 Mvar
0.191 kA38.209 %
0.9330.031 MW
4.508 MVA-4.226 MW-1.572 Mvar
0.191 kA38.209 %
-0.9370.031 MW
27.670 MVA24.853 MW12.166 Mvar
0.116 kA0.898
0.4
0 k
m#A
L 3
36
5.468 MVA5.034 MW2.135 Mvar
0.228 kA45.638 %
0.9210.012 MW
5.447 MVA-5.022 MW-2.111 Mvar
0.228 kA45.638 %
-0.9220.012 MW
SE_13.8_2011SE_13.8_2010SE_13.8_2009
SE_34.5_2033 SE_34.5_2034
SE_13.8_2033
SE_13.8_2008
SE_13.8_2034
SE_34.5_2028 SE_34.5_2031SE_34.5_2030SE_34.5_2029 SE_34.5_2032SE_34.5_2026SE_34.5_2025SE_34.5_2024
SE_13.8-Atual
9.307 MVA8.562 MW3.648 Mvar
0.388 kA
0.9200.000 MW
SE_34.5_2023
SE_13.8_2031SE_13.8_2030SE_13.8_2029SE_13.8_2028 SE_13.8_2032SE_13.8_2026SE_13.8_2025 SE_13.8_2027
SE_13.8_2024
SE_34.5_2027
SE_13.8_2023
SE_34.5_2018 SE_34.5_2021SE_34.5_2020SE_34.5_2019 SE_34.5_2022SE_34.5_2016SE_34.5_2015SE_34.5_2014SE_34.5_2013 SE_34.5_2017
SE_13.8_2021SE_13.8_2020SE_13.8_2019SE_13.8_2018 SE_13.8_2022SE_13.8_2016SE_13.8_2015SE_13.8_2014SE_13.8_2013 SE_13.8_2017
SE_34.5_2012SE_34.5_2011SE_34.5_2010SE_34.5_2009SE_34.5_2008
SE_13.8_2012
SE_34.5-Atual
12.148 MVA11.176 MW4.761 Mvar
0.203 kA
0.9200.000 MW
Empresa 02
0.150 MVA0.127 MW0.079 Mvar
0.006 kA
0.8500.000 MW
Empresa 04
0.115 MVA0.098 MW0.061 Mvar
0.005 kA
0.8500.000 MW
Empresa 01
0.070 MVA0.060 MW0.037 Mvar
0.003 kA
0.8500.000 MW
Empresa 03
0.130 MVA0.111 MW0.068 Mvar
0.006 kA
0.8500.000 MW
0.0
0 k
m#
AL
33
6_
34
.5
0.000 ..0.000 ..-0.000..0.000 kA0.000 %
1.0000.000 ..
0.000 ..-0.000..0.000 ..0.000 kA0.000 %-1.000
0.000 ..
0.0
0 k
m#
AL
33
6
0.000 MVA0.000 MW
-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %
1.0000.000 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA0.000 %-1.000
0.000 MW
TR
5_40M
VA
_138-3
4.5
kV
0
TR
2_33.3
MV
A_138-1
3.8
kV
-2
TR
4_12.5
MV
A_138-3
4.5
kV
5.691 MVA5.579 MW1.122 Mvar
0.024 kA45.526 %
0.9800.007 MW
5.649 MVA-5.572 MW-0.930 Mvar
0.095 kA45.526 %
-0.9860.007 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA45.526 %
-1.0000.007 MW
-1
TR
3_12.5
MV
A_138-3
4.5
kV
6.963 MVA5.615 MW4.116 Mvar
0.029 kA55.701 %
0.8070.011 MW
6.789 MVA-5.605 MW-3.831 Mvar
0.114 kA55.701 %
-0.8260.011 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA55.701 %
-1.0000.011 MW
-2
Station8/Terci..
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg
Station7/Tercia..
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg Station5/Terci..
19.924 kV1.001 p.u.27.952 deg
Station4/Tercia..
19.898 kV0.999 p.u.27.933 deg
Station9/Ano 2019 a 2026
13.835 kV1.003 p.u.-33.880 deg
Station6/Barra AL's_13.8k..
13.834 kV1.002 p.u.
-33.880 deg
Station3/Barra 13.8kV
13.835 kV1.003 p.u.
-33.880 deg
CC 07230
13.782 kV0.999 p.u.
-34.071 deg
Station1/SE BJP138.000 kV1.000 p.u.-0.000 deg
Ano 2017 a 2026
34.500 kV1.000 p.u.-1.893 deg
AT_SE NAZ
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg
RL03929
13.553 kV0.982 p.u.
-38.223 deg
CF01796 - MT_SE NAZ
13.747 kV0.996 p.u.
-38.071 deg
B15(1)
13.970 kV1.012 p.u.
-37.325 deg
B15
14.019 kV1.016 p.u.
-37.286 deg
CC 00895
14.114 kV1.023 p.u.
-37.212 deg
CC02641
13.948 kV1.011 p.u.
-37.916 deg
BRT-novo
13.747 kV0.996 p.u.
-38.071 deg
BRT2
14.199 kV1.029 p.u.
-68.533 deg
BRT-1_CC 00684
14.199 kV1.029 p.u.
-36.722 deg
AR
T-n
ovo
0.0
00 k
V0.0
00 p
.u.
0.0
00 d
eg
ART-2_CF 0731..
13.287 kV0.963 p.u.
-38.433 deg
ART-1_CF 04542
13.260 kV0.961 p.u.
-36.310 deg
CC 01790
13.531 kV0.981 p.u.
-35.098 deg
CO 3502
13.625 kV0.987 p.u.
-34.700 deg
34.500 kV1.000 p.u.-1.893..
Station2/Barra 34.5kV
34.500 kV1.000 p.u.-1.893 deg
DIg
SIL
EN
T
Figura B.11 – Simulação: 2008 – sem obra.
68
Na Figura B.12 é mostrado o resultado do fluxo de potência considerando o crescimento de mercado até o ano 2014 (sem obra). Observa-se sobrecarga nos TRs 01, 03 e 04 e no RT-200 A e queda de tensão nas barras antes dos RTs.
TR
1_18.7
5M
VA
_138-1
3.8
kV
20.845 MVA18.150 MW10.252 Mvar
0.087 kA111.173 %
0.8710.097 MW
19.825 MVA-18.053 MW-8.193 Mvar
0.827 kA111.173 %
-0.9110.097 MW
-4
TR
1_6.2
5M
VA
_34.5
-13.8
kV
0
TR
1_6.2
5M
VA
_34.5
-13.8
kV
0
0.000 MVA0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA
1.0000.000 MW
1
1.202 MVA-0.000 MW-1.202 Mvar
0.050 kA
-0.0000.000 MW
1
Empresa 05
1.157 MVA0.983 MW0.609 Mvar
0.049 kA
0.8500.000 MW
CARGA 5
0.964 MVA0.819 MW0.508 Mvar
0.039 kA
0.8500.000 MW
Empresa 06
1.735 MVA1.475 MW0.914 Mvar
0.071 kA
0.8500.000 MW
10.00 km#AL 336
2.0
0 k
m#A
L 3
36
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA0.000 %-1.000
-0.000 MW
0.000 MVA0.000 MW
-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %
1.000-0.000 MW
12.00 km#AL 336_34.5
6.30 km#AL 2/0
0.993 MVA0.839 MW0.531 Mvar
0.043 kA19.173 %
0.8450.020 MW
0.967 MVA-0.820 MW-0.513 Mvar
0.043 kA19.173 %
-0.8480.020 MW
2.5
0 k
m#A
L 2
/0
1.865 MVA1.576 MW0.996 Mvar
0.079 kA35.308 %
0.8450.026 MW
1.829 MVA-1.550 MW-0.972 Mvar
0.079 kA35.308 %
-0.8470.026 MW
2.50 km#AL 2/0
2.348 MVA2.331 MW0.285 Mvar
0.096 kA42.832 %
0.9930.039 MW
2.306 MVA-2.292 MW-0.249 Mvar
0.096 kA42.832 %
-0.9940.039 MW
2.5
0 k
m#A
L 2
/0
0.478 MVA0.406 MW0.252 Mvar
0.020 kA8.799 %
0.8500.002 MW
0.476 MVA-0.405 MW-0.251 Mvar
0.020 kA8.799 %-0.850
0.002 MW
2.5
0 k
m#A
L 2
/0
0.936 MVA0.795 MW0.495 Mvar
0.038 kA17.080 %
0.8490.006 MW
0.928 MVA-0.789 MW-0.489 Mvar
0.038 kA17.080 %
-0.8500.006 MW
1.8
0 k
m#A
L 3
36
3.537 MVA3.399 MW0.980 Mvar
0.144 kA28.766 %
0.9610.021 MW
3.505 MVA-3.377 MW-0.936 Mvar
0.144 kA28.766 %
-0.9640.021 MW
1.80 km#AL 2/0
2.713 MVA2.292 MW1.452 Mvar
0.113 kA50.400 %
0.8450.039 MW
2.662 MVA-2.254 MW-1.416 Mvar
0.113 kA50.400 %
-0.8470.039 MW
CARGA 4
0.836 MVA0.711 MW0.440 Mvar
0.036 kA
0.8500.000 MW
CARGA 3
0.797 MVA0.677 MW0.420 Mvar
0.034 kA
0.8500.000 MW
CARGA 2
0.476 MVA0.405 MW0.251 Mvar
0.020 kA
0.8500.000 MW
CARGA 1
0.450 MVA0.382 MW0.237 Mvar
0.019 kA
0.8500.000 MW
Empresa 07
0.296 MVA0.252 MW0.156 Mvar
0.012 kA
0.8500.000 MW
0.0
0 k
m#A
L 3
36
7.357 MVA6.574 MW3.303 Mvar
0.307 kA61.404 %
0.8940.000 MW
7.357 MVA-6.574 MW-3.303 Mvar
0.307 kA61.404 %
-0.8940.000 MW
RT - 200A - 3eqs
0
RT
_10
0 A
0.967 MVA0.820 MW0.513 Mvar
0.043 kA42.963 %
0.8480.000 MW
0.964 MVA-0.819 MW-0.508 Mvar
0.039 kA42.963 %
-0.8500.000 MW
-10
RT
- 200A
- 2
eqs
5.255 MVA4.878 MW1.953 Mvar
0.233 kA116.711 %
0.9280.005 MW
5.229 MVA-4.873 MW-1.894 Mvar
0.213 kA116.711 %
-0.9320.005 MW
-14
3.0
0 k
m#A
L 3
36
5.415 MVA4.971 MW2.148 Mvar
0.233 kA46.680 %
0.9180.093 MW
5.255 MVA-4.878 MW-1.953 Mvar
0.233 kA46.680 %
-0.9280.093 MW
1.0
0 k
m#A
L 3
36
5.504 MVA-5.048 MW-2.195 Mvar
0.237 kA47.448 %
-0.9170.032 MW
5.561 MVA5.080 MW2.262 Mvar
0.237 kA47.448 %
0.9140.032 MW
1.5
0 k
m#
AL
33
6
6.167 MVA5.569 MW2.649 Mvar
0.259 kA51.746 %
0.9030.057 MW
6.064 MVA-5.511 MW-2.530 Mvar
0.259 kA51.746 %
-0.9090.057 MW
44.786 MVA39.530 MW21.051 Mvar
0.187 kA0.883
0.4
0 k
m#A
L 3
36
7.357 MVA6.574 MW3.303 Mvar
0.307 kA61.404 %
0.8940.021 MW
7.318 MVA-6.552 MW-3.258 Mvar
0.307 kA61.404 %
-0.8950.021 MW
SE_13.8_2011SE_13.8_2010SE_13.8_2009
SE_34.5_2033 SE_34.5_2034
SE_13.8_2033
SE_13.8_2008
SE_13.8_2034
SE_34.5_2028 SE_34.5_2031SE_34.5_2030SE_34.5_2029 SE_34.5_2032SE_34.5_2026SE_34.5_2025SE_34.5_2024
SE_13.8-Atual
SE_34.5_2023
SE_13.8_2031SE_13.8_2030SE_13.8_2029SE_13.8_2028 SE_13.8_2032SE_13.8_2026SE_13.8_2025 SE_13.8_2027
SE_13.8_2024
SE_34.5_2027
SE_13.8_2023
SE_34.5_2018 SE_34.5_2021SE_34.5_2020SE_34.5_2019 SE_34.5_2022SE_34.5_2016SE_34.5_2015
SE_34.5_2014
23.170 MVA21.316 MW9.081 Mvar
0.388 kA
0.9200.000 MW
SE_34.5_2013 SE_34.5_2017
SE_13.8_2021SE_13.8_2020SE_13.8_2019SE_13.8_2018 SE_13.8_2022SE_13.8_2016SE_13.8_2015
SE_13.8_2014
12.477 MVA11.479 MW4.890 Mvar
0.521 kA
0.9200.000 MW
SE_13.8_2013 SE_13.8_2017
SE_34.5_2012SE_34.5_2011SE_34.5_2010SE_34.5_2009SE_34.5_2008
SE_13.8_2012
SE_34.5-Atual
Empresa 02
0.193 MVA0.164 MW0.102 Mvar
0.008 kA
0.8500.000 MW
Empresa 04
0.148 MVA0.126 MW0.078 Mvar
0.006 kA
0.8500.000 MW
Empresa 01
0.090 MVA0.077 MW0.047 Mvar
0.004 kA
0.8500.000 MW
Empresa 03
0.167 MVA0.142 MW0.088 Mvar
0.007 kA
0.8500.000 MW
0.0
0 k
m#
AL
33
6_
34
.5
0.000 ..0.000 ..-0.000..0.000 kA0.000 %1.000
0.000 ..
0.000 ..-0.000..0.000 ..0.000 kA0.000 %-1.000
0.000 ..
0.0
0 k
m#
AL
33
6
0.000 MVA0.000 MW
-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %
1.0000.000 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA0.000 %-1.000
0.000 MW
TR
5_40M
VA
_138-3
4.5
kV
0
TR
2_33.3
MV
A_138-1
3.8
kV
-2
TR
4_12.5
MV
A_138-3
4.5
kV
12.506 MVA10.606 MW6.626 Mvar
0.052 kA100.047 %
0.8480.034 MW
12.008 MVA-10.572 MW-5.695 Mvar
0.201 kA100.047 %
-0.8800.034 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA100.047 %
-1.0000.034 MW
-3
TR
3_12.5
MV
A_138-3
4.5
kV
11.554 MVA10.774 MW4.173 Mvar
0.048 kA92.433 %
0.9330.030 MW
11.265 MVA-10.745 MW-3.385 Mvar
0.189 kA92.433 %
-0.9540.030 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA92.433 %
-1.0000.030 MW
-2
Station8/Terci..
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg
Station7/Tercia..
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg Station5/Terci..
19.891 kV0.999 p.u.25.997 deg
Station4/Tercia..
19.914 kV1.000 p.u.26.011 deg
Station9/Ano 2019 a 2026
13.835 kV1.003 p.u.
-35.074 deg
Station6/Barra AL's_13.8k..
13.834 kV1.002 p.u.
-35.074 deg
Station3/Barra 13.8kV
13.835 kV1.003 p.u.
-35.074 deg
CC 07230
13.761 kV0.997 p.u.
-35.311 deg
Station1/SE BJP138.000 kV1.000 p.u.0.000 deg
Ano 2017 a 2026
34.500 kV1.000 p.u.-3.682 deg
AT_SE NAZ
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg
RL03929
13.295 kV0.963 p.u.
-40.436 deg
CF01796 - MT_SE NAZ
13.550 kV0.982 p.u.
-40.234 deg
B15(1)
13.881 kV1.006 p.u.
-39.413 deg
B15
13.945 kV1.010 p.u.
-39.363 deg
CC 00895
14.069 kV1.019 p.u.
-39.266 deg
CC02641
13.813 kV1.001 p.u.
-40.031 deg
BRT-novo
13.550 kV0.982 p.u.
-40.234 deg
BRT2
14.199 kV1.029 p.u.
-70.848 deg
BRT-1_CC 00684
14.199 kV1.029 p.u.
-38.667 deg
AR
T-n
ovo
0.0
00 k
V0.0
00 p
.u.
0.0
00 d
eg
ART-2_CF 0731..
12.944 kV0.938 p.u.
-40.720 deg
ART-1_CF 04542
12.998 kV0.942 p.u.
-38.138 deg
CC 01790
13.395 kV0.971 p.u.
-36.597 deg
CO 3502
13.532 kV0.981 p.u.
-36.097 deg
34.500 kV1.000 p.u.-3.682..
Station2/Barra 34.5kV
34.500 kV1.000 p.u.-3.682 deg
DIg
SIL
EN
T
Figura B.12 – Simulação: 2014 – sem obra.
69
Na Figura B.13 é mostrado o resultado do fluxo de potência considerando o crescimento de mercado até o ano 2014 (com obra - ALT-01: construção de 12 Km de rede compacta em 34,5 KV e nova fonte de 34,5-13,8 KV com um transformador de 5/6,25 MVA conectando-se no final do AL-08 para atender as cargas da região de NAZ. Troca do TR-03 e TR-04 - 138-34,5 KV de 12,5MVA por 40MVA).
TR
1_18.7
5M
VA
_138-1
3.8
kV
17.423 MVA15.631 MW7.696 Mvar
0.073 kA92.923 %
0.8970.075 MW
16.756 MVA-15.557 MW-6.225 Mvar
0.699 kA92.923 %
-0.9280.075 MW
-3
TR
1_6.2
5M
VA
_34.5
-13.8
kV
0
TR
1_6.2
5M
VA
_34.5
-13.8
kV
2.710 MVA2.262 MW
1.493 Mvar0.046 kA42.105 %
0.8350.012 MW
2.658 MVA-2.251 MW-1.413 Mvar
0.110 kA42.105 %
-0.8470.012 MW
0
0.000 MVA0.000 MW
0.000 Mvar0.000 kA
1.0000.000 MW
1
1.292 MVA-0.000 MW-1.292 Mvar
0.052 kA
-0.0000.000 MW
1
Empresa 05
1.157 MVA0.983 MW0.609 Mvar
0.048 kA
0.8500.000 MW
CARGA 5
0.964 MVA0.819 MW0.508 Mvar
0.039 kA
0.8500.000 MW
Empresa 06
1.735 MVA1.475 MW
0.914 Mvar0.071 kA
0.8500.000 MW
10.00 km#AL 336
2.0
0 k
m#
AL
33
6
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA0.000 %-1.000
0.000 MW
0.000 MVA0.000 MW
-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %
1.0000.000 MW
12.00 km#AL 336_34.5 2.710 MVA
-2.262 MW-1.493 Mvar
0.046 kA9.167 %-0.835
0.014 MW
2.739 MVA2.277 MW1.523 Mvar
0.046 kA9.167 %
0.8310.014 MW
6.30 km#AL 2/0
0.992 MVA0.838 MW0.530 Mvar
0.042 kA18.590 %
0.8450.018 MW
0.967 MVA-0.820 MW-0.513 Mvar
0.042 kA18.590 %
-0.8480.018 MW
2.5
0 k
m#
AL
2/0
1.861 MVA1.573 MW
0.994 Mvar0.077 kA34.259 %
0.8460.025 MW
1.828 MVA-1.549 MW-0.971 Mvar
0.077 kA34.259 %
-0.8470.025 MW
2.50 km#AL 2/0
1.282 MVA0.011 MW
-1.282 Mvar0.052 kA23.154 %
0.0090.011 MW
1.292 MVA0.000 MW1.292 Mvar
0.052 kA23.154 %
0.0000.011 MW
2.5
0 k
m#
AL
2/0
0.478 MVA0.406 MW0.252 Mvar
0.020 kA8.712 %
0.8500.002 MW
0.476 MVA-0.405 MW-0.251 Mvar
0.020 kA8.712 %-0.850
0.002 MW
2.5
0 k
m#
AL
2/0
0.936 MVA0.795 MW0.495 Mvar
0.038 kA16.912 %
0.8490.006 MW
0.928 MVA-0.789 MW
-0.489 Mvar0.038 kA16.912 %
-0.8500.006 MW
1.8
0 k
m#
AL
33
6
1.231 MVA1.060 MW
-0.626 Mvar0.050 kA10.011 %
0.8610.003 MW
1.232 MVA-1.058 MW0.631 Mvar
0.050 kA10.011 %
-0.8590.003 MW
1.80 km#AL 2/0
CARGA 4
0.836 MVA0.711 MW0.440 Mvar
0.035 kA
0.8500.000 MW
CARGA 3
0.797 MVA0.677 MW
0.420 Mvar0.033 kA
0.8500.000 MW
CARGA 2
0.476 MVA0.405 MW0.251 Mvar
0.020 kA
0.8500.000 MW
CARGA 1
0.450 MVA0.382 MW0.237 Mvar
0.018 kA
0.8500.000 MW
Empresa 07
0.296 MVA0.252 MW0.156 Mvar
0.012 kA
0.8500.000 MW
0.0
0 k
m#
AL
33
6
4.291 MVA4.078 MW1.335 Mvar
0.179 kA35.813 %
0.9500.000 MW
4.291 MVA-4.078 MW-1.335 Mvar
0.179 kA35.813 %
-0.9500.000 MW
RT - 200A - 3eqs
0
RT
_10
0 A
0.967 MVA0.820 MW0.513 Mvar
0.042 kA41.657 %
0.8480.000 MW
0.964 MVA-0.819 MW-0.508 Mvar
0.039 kA41.657 %
-0.8500.000 MW
-7
RT
-
20
0A
- 2
eq
s
2.555 MVA2.536 MW
0.307 Mvar0.109 kA54.552 %
0.9930.001 MW
2.551 MVA-2.535 MW-0.288 Mvar
0.104 kA54.552 %
-0.9940.001 MW
-8
3.0
0 k
m#
AL
33
6
2.580 MVA2.556 MW0.349 Mvar
0.109 kA21.819 %
0.9910.020 MW
2.555 MVA-2.536 MW-0.307 Mvar
0.109 kA21.819 %
-0.9930.020 MW
1.0
0 k
m#
AL
33
6
2.663 MVA-2.633 MW-0.397 Mvar
0.113 kA22.516 %
-0.9890.007 MW
2.672 MVA2.640 MW0.412 Mvar
0.113 kA22.516 %
0.9880.007 MW
1.5
0 k
m#A
L 3
36
3.168 MVA3.087 MW0.711 Mvar
0.133 kA26.511 %
0.9750.015 MW
3.146 MVA-3.072 MW-0.679 Mvar
0.133 kA26.511 %
-0.9760.015 MW
44.743 MVA39.329 MW21.335 Mvar
0.187 kA0.879
0.4
0 k
m#
AL
33
6
4.291 MVA4.078 MW1.335 Mvar
0.179 kA35.813 %
0.9500.007 MW
4.279 MVA-4.070 MW-1.320 Mvar
0.179 kA35.813 %
-0.9510.007 MW
SE_13.8_2011SE_13.8_2010SE_13.8_2009
SE_34.5_2033 SE_34.5_2034
SE_13.8_2033
SE_13.8_2008
SE_13.8_2034
SE_34.5_2028 SE_34.5_2031SE_34.5_2030SE_34.5_2029 SE_34.5_2032SE_34.5_2026SE_34.5_2025SE_34.5_2024
SE_13.8-Atual
SE_34.5_2023
SE_13.8_2031SE_13.8_2030SE_13.8_2029SE_13.8_2028 SE_13.8_2032SE_13.8_2026SE_13.8_2025 SE_13.8_2027
SE_13.8_2024
SE_34.5_2027
SE_13.8_2023
SE_34.5_2018 SE_34.5_2021SE_34.5_2020SE_34.5_2019 SE_34.5_2022SE_34.5_2016SE_34.5_2015
SE_34.5_2014
23.170 MVA21.316 MW9.081 Mvar
0.388 kA
0.9200.000 MW
SE_34.5_2013 SE_34.5_2017
SE_13.8_2021SE_13.8_2020SE_13.8_2019SE_13.8_2018 SE_13.8_2022SE_13.8_2016SE_13.8_2015
SE_13.8_2014
12.477 MVA11.479 MW4.890 Mvar
0.521 kA
0.9200.000 MW
SE_13.8_2013 SE_13.8_2017
SE_34.5_2012SE_34.5_2011SE_34.5_2010SE_34.5_2009SE_34.5_2008
SE_13.8_2012
SE_34.5-Atual
Empresa 02
0.193 MVA0.164 MW0.102 Mvar
0.008 kA
0.8500.000 MW
Empresa 04
0.148 MVA0.126 MW0.078 Mvar
0.006 kA
0.8500.000 MW
Empresa 01
0.090 MVA0.077 MW0.047 Mvar
0.004 kA
0.8500.000 MW
Empresa 03
0.167 MVA0.142 MW
0.088 Mvar0.007 kA
0.8500.000 MW
0.0
0 k
m#A
L 3
36_34.5
0.000 ..0.000 ..-0.000..0.000 kA0.000 %1.000
0.000 ..
0.000 ..-0.000..0.000 ..0.000 kA0.000 %-1.000
0.000 ..
0.0
0 k
m#A
L 3
36
0.000 MVA0.000 MW
-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %
1.000-0.000 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA0.000 %-1.000
-0.000 MW
TR
5_40M
VA
_138-3
4.5
kV
27.343 MVA23.698 MW13.639 Mvar
0.114 kA68.356 %
0.8670.105 MW
25.866 MVA-23.593 MW-10.603 Mvar
0.433 kA68.356 %
-0.9120.105 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA68.356 %
-1.0000.105 MW
-4
TR
2_33.3
MV
A_138-1
3.8
kV
-2
TR
4_12.5
MV
A_138-3
4.5
kV
0
TR
3_12.5
MV
A_138-3
4.5
kV
-2
Station8/Terci..
19.881 kV0.999 p.u.23.802..
Station7/Tercia..
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg Station5/Terci..
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg
Station4/Tercia..
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg
Station9/Ano 2019 a 2026
13.835 kV1.003 p.u.-34.430 deg
Station6/Barra AL's_13.8k..
13.834 kV1.002 p.u.
-34.430 deg
Station3/Barra 13.8kV
13.835 kV1.003 p.u.
-34.430 deg
CC 07230
13.797 kV1.000 p.u.
-34.593 deg
Station1/SE BJP138.000 kV1.000 p.u.0.000 deg
Ano 2017 a 2026
34.500 kV1.000 p.u.-5.738 deg
AT_SE NAZ
34.140 kV0.990 p.u.-6.095 deg
RL03929
13.690 kV0.992 p.u.
-37.613 deg
CF01796 - MT_SE NAZ
13.938 kV1.010 p.u.
-37.422 deg
B15(1)
14.019 kV1.016 p.u.
-36.968 deg
B15
14.082 kV1.020 p.u.
-36.918 deg
CC 00895
14.205 kV1.029 p.u.
-36.823 deg
CC02641
14.320 kV1.038 p.u.
-37.329 deg
BRT-novo
13.938 kV1.010 p.u.
-37.422 deg
BRT2
14.199 kV1.029 p.u.
-68.008 deg
BRT-1_CC 00684
14.199 kV1.029 p.u.
-36.548 deg
AR
T-n
ovo
0.0
00
kV
0.0
00
p.u
.0
.00
0 d
eg
ART-2_CF 0731..
13.350 kV0.967 p.u.
-37.880 deg
ART-1_CF 04542
13.519 kV0.980 p.u.
-36.265 deg
CC 01790
13.655 kV0.989 p.u.
-35.384 deg
CO 3502
13.703 kV0.993 p.u.
-35.088 deg
34.500 kV1.000 p.u.-5.738..
Station2/Barra 34.5kV
34.500 kV1.000 p.u.-5.738 deg
DIg
SIL
EN
T
Figura B.13 – Simulação: 2014 – com obra - ALT-01.
70
Na Figura B.14 é mostrado o resultado do fluxo de potência considerando o crescimento de mercado até o ano 2018 (sem obra). Observa-se sobrecarga no TR-01.
TR
1_1
8.7
5M
VA
_138-1
3.8kV
20.789 MVA18.428 MW9.623 Mvar
0.087 kA110.875 %
0.8860.097 MW
19.830 MVA-18.331 MW-7.563 Mvar
0.828 kA110.875 %
-0.9240.097 MW
-4
TR
1_6.2
5M
VA
_34.5
-13.8
kV
0
TR
1_6.2
5M
VA
_34.5
-13.8
kV
3.138 MVA2.612 MW1.739 Mvar
0.053 kA48.636 %
0.8320.013 MW
3.070 MVA-2.599 MW-1.634 Mvar
0.127 kA48.636 %
-0.8470.013 MW
0
0.000 MVA0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA
1.0000.000 MW
1
1.291 MVA-0.000 MW-1.291 Mvar
0.052 kA
-0.0000.000 MW
1
Empresa 05
1.332 MVA1.132 MW0.702 Mvar
0.056 kA
0.8500.000 MW
CARGA 5
1.110 MVA0.944 MW0.585 Mvar
0.045 kA
0.8500.000 MW
Empresa 06
1.998 MVA1.698 MW
1.053 Mvar0.081 kA
0.8500.000 MW
10.00 km#AL 336
2.0
0 k
m#
AL
33
6
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA0.000 %-1.000
-0.000 MW
0.000 MVA0.000 MW
-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %
1.000-0.000 MW
12.00 km#AL 336_34.5 3.138 MVA
-2.612 MW-1.739 Mvar
0.053 kA10.633 %
-0.8320.019 MW
3.177 MVA2.632 MW1.780 Mvar
0.053 kA10.633 %
0.8280.019 MW
6.30 km#AL 2/0
1.147 MVA0.969 MW0.614 Mvar
0.049 kA21.557 %
0.8450.025 MW
1.114 MVA-0.944 MW
-0.591 Mvar0.049 kA21.557 %
-0.8480.025 MW
2.5
0 k
m#
AL
2/0
2.153 MVA1.819 MW
1.151 Mvar0.089 kA39.640 %
0.8450.033 MW
2.109 MVA-1.786 MW-1.121 Mvar
0.089 kA39.640 %
-0.8470.033 MW
2.50 km#AL 2/0
1.280 MVA0.011 MW
-1.280 Mvar0.052 kA23.139 %
0.0090.011 MW
1.291 MVA0.000 MW1.291 Mvar
0.052 kA23.139 %
0.0000.011 MW
2.5
0 k
m#
AL
2/0
0.550 MVA0.467 MW0.290 Mvar
0.023 kA10.039 %
0.8490.002 MW
0.547 MVA-0.465 MW-0.288 Mvar
0.023 kA10.039 %
-0.8500.002 MW
2.5
0 k
m#
AL
2/0
1.079 MVA0.915 MW
0.570 Mvar0.044 kA19.496 %
0.8490.008 MW
1.068 MVA-0.907 MW-0.563 Mvar
0.044 kA19.496 %
-0.8500.008 MW
1.8
0 k
m#
AL
33
6
1.327 MVA1.219 MW
-0.524 Mvar0.054 kA10.789 %
0.9190.003 MW
1.326 MVA-1.216 MW0.531 Mvar
0.054 kA10.789 %
-0.9170.003 MW
1.80 km#AL 2/0
CARGA 4
0.962 MVA0.818 MW0.507 Mvar
0.041 kA
0.8500.000 MW
CARGA 3
0.917 MVA0.779 MW
0.483 Mvar0.038 kA
0.8500.000 MW
CARGA 2
0.547 MVA0.465 MW0.288 Mvar
0.023 kA
0.8500.000 MW
CARGA 1
0.518 MVA0.440 MW0.273 Mvar
0.021 kA
0.8500.000 MW
Empresa 07
0.340 MVA0.289 MW0.179 Mvar
0.014 kA
0.8500.000 MW
0.0
0 k
m#
AL
33
6
5.022 MVA4.704 MW1.758 Mvar
0.210 kA41.912 %
0.9370.000 MW
5.021 MVA-4.704 MW-1.758 Mvar
0.210 kA41.912 %
-0.9370.000 MW
RT - 200A - 3eqs
0
RT
_10
0 A
1.114 MVA0.944 MW0.591 Mvar
0.049 kA48.307 %
0.8480.000 MW
1.110 MVA-0.944 MW-0.585 Mvar
0.045 kA48.307 %
-0.8500.000 MW
-7
RT
-
20
0A
- 2
eq
s
2.970 MVA2.918 MW0.551 Mvar
0.128 kA63.824 %
0.9830.001 MW
2.964 MVA-2.917 MW
-0.528 Mvar0.121 kA63.824 %
-0.9840.001 MW
-9
3.0
0 k
m#
AL
33
6
3.009 MVA2.946 MW0.609 Mvar
0.128 kA25.527 %
0.9790.028 MW
2.970 MVA-2.918 MW-0.551 Mvar
0.128 kA25.527 %
-0.9830.028 MW
1.0
0 k
m#
AL
33
6
3.106 MVA-3.035 MW-0.664 Mvar
0.132 kA26.358 %
-0.9770.010 MW
3.121 MVA3.045 MW0.684 Mvar
0.132 kA26.358 %
0.9760.010 MW
1.5
0 k
m#
AL
33
6
3.709 MVA3.562 MW
1.035 Mvar0.155 kA31.060 %
0.9600.021 MW
3.677 MVA-3.541 MW
-0.992 Mvar0.155 kA31.060 %
-0.9630.021 MW
51.852 MVA45.132 MW
25.529 Mvar0.217 kA
0.870
0.4
0 k
m#
AL
33
6
5.021 MVA4.704 MW
1.758 Mvar0.210 kA41.912 %
0.9370.010 MW
5.005 MVA-4.694 MW
-1.737 Mvar0.210 kA41.912 %
-0.9380.010 MW
SE_13.8_2011SE_13.8_2010SE_13.8_2009
SE_34.5_2033 SE_34.5_2034
SE_13.8_2033
SE_13.8_2008
SE_13.8_2034
SE_34.5_2028 SE_34.5_2031SE_34.5_2030SE_34.5_2029 SE_34.5_2032SE_34.5_2026SE_34.5_2025SE_34.5_2024
SE_13.8-Atual
SE_34.5_2023
SE_13.8_2031SE_13.8_2030SE_13.8_2029SE_13.8_2028 SE_13.8_2032SE_13.8_2026SE_13.8_2025 SE_13.8_2027
SE_13.8_2024
SE_34.5_2027
SE_13.8_2023
SE_34.5_2018
26.027 MVA23.945 MW
10.200 Mvar0.436 kA
0.9200.000 MW
SE_34.5_2021SE_34.5_2020SE_34.5_2019 SE_34.5_2022SE_34.5_2016SE_34.5_2015
SE_34.5_2014
SE_34.5_2013 SE_34.5_2017
SE_13.8_2021SE_13.8_2020SE_13.8_2019
SE_13.8_2018
14.812 MVA13.627 MW5.805 Mvar
0.618 kA
0.9200.000 MW
SE_13.8_2022SE_13.8_2016SE_13.8_2015
SE_13.8_2014
SE_13.8_2013 SE_13.8_2017
SE_34.5_2012SE_34.5_2011SE_34.5_2010SE_34.5_2009SE_34.5_2008
SE_13.8_2012
SE_34.5-Atual
Empresa 02
0.222 MVA0.189 MW0.117 Mvar
0.009 kA
0.8500.000 MW
Empresa 04
0.170 MVA0.145 MW
0.090 Mvar0.007 kA
0.8500.000 MW
Empresa 01
0.104 MVA0.088 MW
0.055 Mvar0.004 kA
0.8500.000 MW
Empresa 03
0.192 MVA0.163 MW0.101 Mvar
0.008 kA
0.8500.000 MW
0.0
0 k
m#
AL
33
6_
34
.5
0.000 ..0.000 ..-0.000..0.000 kA0.000 %1.000
0.000 ..
0.000 ..-0.000..0.000 ..0.000 kA0.000 %-1.000
0.000 ..
0.0
0 k
m#
AL
33
6
0.000 MVA0.000 MW
-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %
1.000-0.000 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA0.000 %-1.000
-0.000 MW
TR
5_40M
VA
_138-3
4.5
kV
31.082 MVA26.704 MW
15.907 Mvar0.130 kA77.706 %
0.8590.127 MW
29.152 MVA-26.577 MW-11.980 Mvar
0.488 kA77.706 %
-0.9120.127 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA77.706 %
-1.0000.127 MW
-5
TR
2_33
.3M
VA
_138-1
3.8kV
-2
TR
4_1
2.5
MV
A_138-3
4.5
kV
0
TR
3_1
2.5
MV
A_138-3
4.5
kV
-2
Station8/Terci..
19.876 kV0.998 p.u.22.950..
Station7/Tercia..
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg Station5/Terci..
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg
Station4/Tercia..
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg
Station9/Ano 2019 a 2026
13.835 kV1.003 p.u.
-35.175 deg
Station6/Barra AL's_13.8k..
13.834 kV1.002 p.u.
-35.175 deg
Station3/Barra 13.8kV
13.835 kV1.003 p.u.
-35.175 deg
CC 07230
13.789 kV0.999 p.u.
-35.359 deg
Station1/SE BJP138.000 kV1.000 p.u.0.000 deg
Ano 2017 a 2026
34.500 kV1.000 p.u.-6.531 deg
AT_SE NAZ
34.082 kV0.988 p.u.-6.943 deg
RL03929
13.651 kV0.989 p.u.
-38.690 deg
CF01796 - MT_SE NAZ
13.938 kV1.010 p.u.
-38.469 deg
B15(1)
13.982 kV1.013 p.u.
-38.020 deg
B15
14.055 kV1.018 p.u.
-37.963 deg
CC 00895
14.196 kV1.029 p.u.
-37.853 deg
CC02641
14.311 kV1.037 p.u.
-38.359 deg
BRT-novo
13.938 kV1.010 p.u.
-38.469 deg
BRT2
14.199 kV1.029 p.u.
-69.148 deg
BRT-1_CC 00684
14.199 kV1.029 p.u.
-37.556 deg
AR
T-n
ovo
0.0
00
kV
0.0
00
p.u
.0
.00
0 d
eg
ART-2_CF 0731..
13.257 kV0.961 p.u.
-39.000 deg
ART-1_CF 04542
13.435 kV0.974 p.u.
-37.232 deg
CC 01790
13.609 kV0.986 p.u.
-36.244 deg
CO 3502
13.671 kV0.991 p.u.
-35.913 deg
34.500 kV1.000 p.u.-6.531..
Station2/Barra 34.5kV
34.500 kV1.000 p.u.-6.531 deg
DIg
SIL
EN
T
Figura B.14 – Simulação: 2018 – sem obra - ALT-01.
71
Na Figura B.15 é mostrado o resultado do fluxo de potência considerando o crescimento de mercado até o ano 2018 (com obra - ALT-01: troca do TR-01 de BJP de 15/18,75MVA por 25/33,3MVA).
TR
1_18.7
5M
VA
_138-1
3.8
kV
0
TR
1_6.2
5M
VA
_34.5
-13.8
kV
0
TR
1_6.2
5M
VA
_34.5
-13.8
kV
3.138 MVA2.612 MW1.739 Mvar
0.053 kA48.636 %
0.8320.013 MW
3.070 MVA-2.599 MW-1.634 Mvar
0.127 kA48.636 %
-0.8470.013 MW
0
0.000 MVA0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA
1.0000.000 MW
1
1.291 MVA-0.000 MW-1.291 Mvar
0.052 kA
-0.0000.000 MW
1
Empresa 05
1.332 MVA1.132 MW0.702 Mvar
0.056 kA
0.8500.000 MW
CARGA 5
1.110 MVA0.944 MW0.585 Mvar
0.045 kA
0.8500.000 MW
Empresa 06
1.998 MVA1.698 MW1.053 Mvar
0.081 kA
0.8500.000 MW
10.00 km#AL 336
2.0
0 k
m#A
L 3
36
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA0.000 %-1.000
0.000 MW
0.000 MVA0.000 MW
-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %
1.0000.000 MW
12.00 km#AL 336_34.5 3.138 MVA
-2.612 MW-1.739 Mvar
0.053 kA10.633 %
-0.8320.019 MW
3.177 MVA2.632 MW1.780 Mvar
0.053 kA10.633 %
0.8280.019 MW
6.30 km#AL 2/0
1.147 MVA0.969 MW0.614 Mvar
0.049 kA21.557 %
0.8450.025 MW
1.114 MVA-0.944 MW-0.591 Mvar
0.049 kA21.557 %
-0.8480.025 MW
2.5
0 k
m#A
L 2
/0
2.153 MVA1.819 MW1.151 Mvar
0.089 kA39.640 %
0.8450.033 MW
2.109 MVA-1.786 MW-1.121 Mvar
0.089 kA39.640 %
-0.8470.033 MW
2.50 km#AL 2/0
1.280 MVA0.011 MW
-1.280 Mvar0.052 kA23.139 %
0.0090.011 MW
1.291 MVA0.000 MW1.291 Mvar
0.052 kA23.139 %
0.0000.011 MW
2.5
0 k
m#A
L 2
/0
0.550 MVA0.467 MW0.290 Mvar
0.023 kA10.039 %
0.8490.002 MW
0.547 MVA-0.465 MW-0.288 Mvar
0.023 kA10.039 %
-0.8500.002 MW
2.5
0 k
m#A
L 2
/0
1.079 MVA0.915 MW0.570 Mvar
0.044 kA19.496 %
0.8490.008 MW
1.068 MVA-0.907 MW-0.563 Mvar
0.044 kA19.496 %
-0.8500.008 MW
1.8
0 k
m#A
L 3
36
1.327 MVA1.219 MW
-0.524 Mvar0.054 kA10.789 %
0.9190.003 MW
1.326 MVA-1.216 MW0.531 Mvar
0.054 kA10.789 %
-0.9170.003 MW
1.80 km#AL 2/0
CARGA 4
0.962 MVA0.818 MW0.507 Mvar
0.041 kA
0.8500.000 MW
CARGA 3
0.917 MVA0.779 MW0.483 Mvar
0.038 kA
0.8500.000 MW
CARGA 2
0.547 MVA0.465 MW0.288 Mvar
0.023 kA
0.8500.000 MW
CARGA 1
0.518 MVA0.440 MW0.273 Mvar
0.021 kA
0.8500.000 MW
Empresa 07
0.340 MVA0.289 MW0.179 Mvar
0.014 kA
0.8500.000 MW
0.0
0 k
m#A
L 3
36
5.022 MVA4.704 MW1.758 Mvar
0.210 kA41.912 %
0.9370.000 MW
5.021 MVA-4.704 MW-1.758 Mvar
0.210 kA41.912 %
-0.9370.000 MW
RT - 200A - 3eqs
0
RT
_10
0 A
1.114 MVA0.944 MW0.591 Mvar
0.049 kA48.307 %
0.8480.000 MW
1.110 MVA-0.944 MW-0.585 Mvar
0.045 kA48.307 %
-0.8500.000 MW
-7
RT
- 200A
- 2
eqs
2.970 MVA2.918 MW0.551 Mvar
0.128 kA63.824 %
0.9830.001 MW
2.964 MVA-2.917 MW-0.528 Mvar
0.121 kA63.824 %
-0.9840.001 MW
-9
3.0
0 k
m#A
L 3
36
3.009 MVA2.946 MW0.609 Mvar
0.128 kA25.527 %
0.9790.028 MW
2.970 MVA-2.918 MW-0.551 Mvar
0.128 kA25.527 %
-0.9830.028 MW
1.0
0 k
m#A
L 3
36
3.106 MVA-3.035 MW-0.664 Mvar
0.132 kA26.358 %
-0.9770.010 MW
3.121 MVA3.045 MW0.684 Mvar
0.132 kA26.358 %
0.9760.010 MW
1.5
0 k
m#
AL
33
6
3.709 MVA3.562 MW1.035 Mvar
0.155 kA31.060 %
0.9600.021 MW
3.677 MVA-3.541 MW-0.992 Mvar
0.155 kA31.060 %
-0.9630.021 MW
51.705 MVA45.114 MW25.262 Mvar
0.216 kA0.873
0.4
0 k
m#A
L 3
36
5.021 MVA4.704 MW1.758 Mvar
0.210 kA41.912 %
0.9370.010 MW
5.005 MVA-4.694 MW-1.737 Mvar
0.210 kA41.912 %
-0.9380.010 MW
SE_13.8_2011SE_13.8_2010SE_13.8_2009
SE_34.5_2033 SE_34.5_2034
SE_13.8_2033
SE_13.8_2008
SE_13.8_2034
SE_34.5_2028 SE_34.5_2031SE_34.5_2030SE_34.5_2029 SE_34.5_2032SE_34.5_2026SE_34.5_2025SE_34.5_2024
SE_13.8-Atual
SE_34.5_2023
SE_13.8_2031SE_13.8_2030SE_13.8_2029SE_13.8_2028 SE_13.8_2032SE_13.8_2026SE_13.8_2025 SE_13.8_2027
SE_13.8_2024
SE_34.5_2027
SE_13.8_2023
SE_34.5_2018
26.027 MVA23.945 MW10.200 Mvar
0.436 kA
0.9200.000 MW
SE_34.5_2021SE_34.5_2020SE_34.5_2019 SE_34.5_2022SE_34.5_2016SE_34.5_2015
SE_34.5_2014
SE_34.5_2013 SE_34.5_2017
SE_13.8_2021SE_13.8_2020SE_13.8_2019
SE_13.8_2018
14.812 MVA13.627 MW5.805 Mvar
0.618 kA
0.9200.000 MW
SE_13.8_2022SE_13.8_2016SE_13.8_2015
SE_13.8_2014
SE_13.8_2013 SE_13.8_2017
SE_34.5_2012SE_34.5_2011SE_34.5_2010SE_34.5_2009SE_34.5_2008
SE_13.8_2012
SE_34.5-Atual
Empresa 02
0.222 MVA0.189 MW0.117 Mvar
0.009 kA
0.8500.000 MW
Empresa 04
0.170 MVA0.145 MW0.090 Mvar
0.007 kA
0.8500.000 MW
Empresa 01
0.104 MVA0.088 MW0.055 Mvar
0.004 kA
0.8500.000 MW
Empresa 03
0.192 MVA0.163 MW0.101 Mvar
0.008 kA
0.8500.000 MW
0.0
0 k
m#
AL
33
6_
34
.5
0.000 ..0.000 ..-0.000..0.000 kA0.000 %1.000
0.000 ..
0.000 ..-0.000..0.000 ..0.000 kA0.000 %-1.000
0.000 ..
0.0
0 k
m#
AL
33
6
0.000 MVA0.000 MW
-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %
1.0000.000 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA0.000 %-1.000
0.000 MW
TR
5_40M
VA
_138-3
4.5
kV
31.082 MVA26.704 MW15.907 Mvar
0.130 kA77.706 %
0.8590.127 MW
29.152 MVA-26.577 MW-11.980 Mvar
0.488 kA77.706 %
-0.9120.127 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA77.706 %
-1.0000.127 MW
-5
TR
2_33.3
MV
A_138-1
3.8
kV
20.651 MVA18.410 MW9.355 Mvar
0.086 kA62.014 %
0.8920.079 MW
19.830 MVA-18.331 MW-7.563 Mvar
0.828 kA62.014 %
-0.9240.079 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA62.014 %
-1.0000.079 MW
-3
TR
4_12.5
MV
A_138-3
4.5
kV
0
TR
3_12.5
MV
A_138-3
4.5
kV
-2
Station8/Terci..
19.876 kV0.998 p.u.22.950..
Station7/Tercia..
7.981 kV1.001 p.u.25.092 deg Station5/Terci..
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg
Station4/Tercia..
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg
Station9/Ano 2019 a 2026
13.835 kV1.003 p.u.-4.535 deg
Station6/Barra AL's_13.8k..
13.834 kV1.002 p.u.-4.535 deg
Station3/Barra 13.8kV
13.835 kV1.003 p.u.-4.535 deg
CC 07230
13.789 kV0.999 p.u.-4.718 deg
Station1/SE BJP138.000 kV1.000 p.u.0.000 deg
Ano 2017 a 2026
34.500 kV1.000 p.u.-6.531 deg
AT_SE NAZ
34.082 kV0.988 p.u.-6.943 deg
RL03929
13.651 kV0.989 p.u.
-38.690 deg
CF01796 - MT_SE NAZ
13.938 kV1.010 p.u.
-38.469 deg
B15(1)
13.982 kV1.013 p.u.-7.379 deg
B15
14.055 kV1.018 p.u.-7.322 deg
CC 00895
14.196 kV1.029 p.u.-7.213 deg
CC02641
14.311 kV1.037 p.u.-7.718 deg
BRT-novo
13.938 kV1.010 p.u.
-38.469 deg
BRT2
14.199 kV1.029 p.u.
-69.148 deg
BRT-1_CC 00684
14.199 kV1.029 p.u.-6.915 deg
AR
T-n
ovo
0.0
00 k
V0.0
00 p
.u.
0.0
00 d
eg
ART-2_CF 0731..
13.257 kV0.961 p.u.
-39.000 deg
ART-1_CF 04542
13.435 kV0.974 p.u.-6.591 deg
CC 01790
13.609 kV0.986 p.u.-5.603 deg
CO 3502
13.671 kV0.991 p.u.-5.272 deg
34.500 kV1.000 p.u.-6.531..
Station2/Barra 34.5kV
34.500 kV1.000 p.u.-6.531 deg
DIg
SIL
EN
T
Figura B.15 – Simulação: 2018 – com obra - ALT-01.
72
Na Figura B.16 é mostrado o resultado do fluxo de potência considerando o crescimento de mercado até o ano 2014 (com obra - ALT-02: construção de 12 Km de rede compacta em 13,8 KV isolada para 34,5 KV com um banco de RT de 200 A com dois equipamentos conectando-se no final do AL-08 para atender as cargas da região de NAZ. Troca do TR-01 de 15/18,75 MVA para 25/33,33 MVA.
TR
1_18.7
5M
VA
_138-1
3.8
kV
0
TR
1_6.2
5M
VA
_34.5
-13.8
kV
0
TR
1_6.2
5M
VA
_34.5
-13.8
kV
0
0.000 MVA0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA
1.0000.000 MW
1
1.267 MVA-0.000 MW-1.267 Mvar
0.052 kA
-0.0000.000 MW
1
Empresa 05
1.157 MVA0.983 MW0.609 Mvar
0.048 kA
0.8500.000 MW
CARGA 5
0.964 MVA0.819 MW0.508 Mvar
0.039 kA
0.8500.000 MW
Empresa 06
1.735 MVA1.475 MW
0.914 Mvar0.071 kA
0.8500.000 MW
10.00 km#AL 336
2.159 MVA2.003 MW0.806 Mvar
0.090 kA18.020 %
0.9280.046 MW
2.0
81
MV
A-1
.95
7 M
W-0
.70
9 M
va
r0
.09
0 k
A1
8.0
20
%-0
.94
00
.04
6 M
W
2.0
0 k
m#
AL
33
6
2.076 MVA1.956 MW0.695 Mvar
0.084 kA16.882 %
0.9420.008 MW
2.063 MVA-1.948 MW-0.678 Mvar
0.084 kA16.882 %
-0.9440.008 MW
12.00 km#AL 336_34.5
6.30 km#AL 2/0
0.991 MVA0.838 MW0.530 Mvar
0.041 kA18.346 %
0.8450.018 MW
0.967 MVA-0.820 MW-0.513 Mvar
0.041 kA18.346 %
-0.8480.018 MW
2.5
0 k
m#
AL
2/0
1.859 MVA1.572 MW
0.993 Mvar0.076 kA33.820 %
0.8460.024 MW
1.827 MVA-1.548 MW-0.970 Mvar
0.076 kA33.820 %
-0.8470.024 MW
2.50 km#AL 2/0
0.610 MVA0.308 MW
-0.527 Mvar0.025 kA11.059 %
0.5040.003 MW
0.611 MVA-0.305 MW0.529 Mvar
0.025 kA11.059 %
-0.4990.003 MW
2.5
0 k
m#
AL
2/0
0.478 MVA0.406 MW0.252 Mvar
0.020 kA8.741 %
0.8500.002 MW
0.476 MVA-0.405 MW-0.251 Mvar
0.020 kA8.741 %-0.850
0.002 MW
2.5
0 k
m#
AL
2/0
0.936 MVA0.795 MW0.495 Mvar
0.038 kA16.967 %
0.8490.006 MW
0.928 MVA-0.789 MW
-0.489 Mvar0.038 kA16.967 %
-0.8500.006 MW
1.8
0 k
m#
AL
33
6
1.363 MVA1.357 MW
0.130 Mvar0.055 kA11.088 %
0.9950.003 MW
1.360 MVA-1.354 MW
-0.124 Mvar0.055 kA11.088 %
-0.9960.003 MW
1.80 km#AL 2/0
0.798 MVA0.305 MW0.737 Mvar
0.032 kA14.439 %
0.3820.003 MW
0.794 MVA-0.302 MW
-0.734 Mvar0.032 kA14.439 %
-0.3800.003 MW
CARGA 4
0.836 MVA0.711 MW0.440 Mvar
0.035 kA
0.8500.000 MW
CARGA 3
0.797 MVA0.677 MW
0.420 Mvar0.033 kA
0.8500.000 MW
CARGA 2
0.476 MVA0.405 MW0.251 Mvar
0.020 kA
0.8500.000 MW
CARGA 1
0.450 MVA0.382 MW0.237 Mvar
0.019 kA
0.8500.000 MW
Empresa 07
0.296 MVA0.252 MW0.156 Mvar
0.012 kA
0.8500.000 MW
0.0
0 k
m#
AL
33
6
7.043 MVA6.398 MW2.944 Mvar
0.294 kA58.783 %
0.9080.000 MW
7.043 MVA-6.398 MW-2.944 Mvar
0.294 kA58.783 %
-0.9080.000 MW
RT - 200A - 3eqs
2.0
81
MV
A1
.95
7 M
W0
.70
9 M
va
r0
.09
0 k
A4
5.0
54
%0
.94
00
.00
1 M
W
2.076 MVA-1.956 MW-0.695 Mvar
0.084 kA45.054 %
-0.9420.001 MW
-7
RT
_1
00
A
0.967 MVA0.820 MW0.513 Mvar
0.041 kA41.110 %
0.8480.000 MW
0.964 MVA-0.819 MW-0.508 Mvar
0.039 kA41.110 %
-0.8500.000 MW
-5
RT
-
20
0A
- 2
eq
s
3.028 MVA2.833 MW1.068 Mvar
0.131 kA65.443 %
0.9360.002 MW
3.018 MVA-2.832 MW
-1.044 Mvar0.123 kA65.443 %
-0.9380.002 MW
-10
3.0
0 k
m#
AL
33
6
3.077 MVA2.863 MW1.129 Mvar
0.131 kA26.175 %
0.9300.029 MW
3.028 MVA-2.833 MW-1.068 Mvar
0.131 kA26.175 %
-0.9360.029 MW
1.0
0 k
m#
AL
33
6
3.166 MVA-2.939 MW-1.176 Mvar
0.135 kA26.928 %
-0.9280.010 MW
3.183 MVA2.950 MW1.198 Mvar
0.135 kA26.928 %
0.9270.010 MW
1.5
0 k
m#
AL
33
6
3.722 MVA3.402 MW
1.509 Mvar0.156 kA31.172 %
0.9140.021 MW
3.685 MVA-3.381 MW
-1.465 Mvar0.156 kA31.172 %
-0.9180.021 MW
44.298 MVA39.335 MW
20.373 Mvar0.185 kA
0.888
0.4
0 k
m#
AL
33
6
4.887 MVA4.395 MW
2.138 Mvar0.204 kA40.794 %
0.8990.009 MW
4.870 MVA-4.386 MW
-2.118 Mvar0.204 kA40.794 %
-0.9000.009 MW
SE_13.8_2011SE_13.8_2010SE_13.8_2009
SE_34.5_2033 SE_34.5_2034
SE_13.8_2033
SE_13.8_2008
SE_13.8_2034
SE_34.5_2028 SE_34.5_2031SE_34.5_2030SE_34.5_2029 SE_34.5_2032SE_34.5_2026SE_34.5_2025SE_34.5_2024
SE_13.8-Atual
SE_34.5_2023
SE_13.8_2031SE_13.8_2030SE_13.8_2029SE_13.8_2028 SE_13.8_2032SE_13.8_2026SE_13.8_2025 SE_13.8_2027
SE_13.8_2024
SE_34.5_2027
SE_13.8_2023
SE_34.5_2018
SE_34.5_2021SE_34.5_2020SE_34.5_2019 SE_34.5_2022
SE_34.5_2016
SE_34.5_2015
SE_34.5_2014
23.170 MVA21.316 MW9.081 Mvar
0.388 kA
0.9200.000 MW
SE_34.5_2013 SE_34.5_2017
SE_13.8_2021SE_13.8_2020SE_13.8_2019
SE_13.8_2018
SE_13.8_2022
SE_13.8_2016
SE_13.8_2015
SE_13.8_2014
12.477 MVA11.479 MW4.890 Mvar
0.521 kA
0.9200.000 MW
SE_13.8_2013 SE_13.8_2017
SE_34.5_2012SE_34.5_2011SE_34.5_2010SE_34.5_2009SE_34.5_2008
SE_13.8_2012
SE_34.5-Atual
Empresa 02
0.193 MVA0.164 MW0.102 Mvar
0.008 kA
0.8500.000 MW
Empresa 04
0.148 MVA0.126 MW
0.078 Mvar0.006 kA
0.8500.000 MW
Empresa 01
0.090 MVA0.077 MW
0.047 Mvar0.004 kA
0.8500.000 MW
Empresa 03
0.167 MVA0.142 MW0.088 Mvar
0.007 kA
0.8500.000 MW
0.0
0 k
m#
AL
33
6_
34
.5
0.000 ..0.000 ..-0.000..0.000 kA0.000 %1.000
0.000 ..
0.000 ..-0.000..0.000 ..0.000 kA0.000 %-1.000
0.000 ..
0.0
0 k
m#
AL
33
6
0.000 MVA0.000 MW
-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %
1.0000.000 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA0.000 %-1.000
0.000 MW
TR
5_4
0M
VA
_138-3
4.5
kV
0
TR
2_33.3
MV
A_
138-1
3.8
kV
20.348 MVA17.954 MW9.574 Mvar
0.085 kA61.104 %
0.8820.078 MW
19.518 MVA-17.877 MW-7.834 Mvar
0.815 kA61.104 %
-0.9160.078 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA61.104 %
-1.0000.078 MW
-3
TR
4_12
.5M
VA
_13
8-3
4.5
kV
12.506 MVA10.606 MW6.626 Mvar
0.052 kA100.047 %
0.8480.034 MW
12.008 MVA-10.572 MW-5.695 Mvar
0.201 kA100.047 %
-0.8800.034 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA100.047 %
-1.0000.034 MW
-3
TR
3_1
2.5
MV
A_13
8-3
4.5
kV
11.554 MVA10.774 MW4.173 Mvar
0.048 kA92.433 %
0.9330.030 MW
11.265 MVA-10.745 MW-3.385 Mvar
0.189 kA92.433 %
-0.9540.030 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA92.433 %
-1.0000.030 MW
-2
Station8/Terci..
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg
Station7/Tercia..
7.980 kV1.001 p.u.25.210 deg Station5/Terci..
19.891 kV0.999 p.u.25.997 deg
Station4/Tercia..
19.914 kV1.000 p.u.26.011 deg
Station9/Ano 2019 a 2026
13.835 kV1.003 p.u.-4.424 deg
Station6/Barra AL's_13.8k..
13.834 kV1.002 p.u.-4.424 deg
Station3/Barra 13.8kV
13.835 kV1.003 p.u.-4.424 deg
CC 07230
13.786 kV0.999 p.u.-4.584 deg
Station1/SE BJP138.000 kV1.000 p.u.0.000 deg
Ano 2017 a 2026
34.500 kV1.000 p.u.-3.682 deg
AT_SE NAZ
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg
RL03929
13.863 kV1.005 p.u.-7.180 deg
CF01796 - MT_SE NAZ
14.108 kV1.022 p.u.-6.993 deg
B15(1)
13.974 kV1.013 p.u.-6.948 deg
B15
14.037 kV1.017 p.u.-6.898 deg
CC 00895
14.160 kV1.026 p.u.-6.802 deg
CC02641
14.177 kV1.027 p.u.-7.124 deg
BRT-novo
14.199 kV1.029 p.u.-6.626 deg
BRT2
14.199 kV1.029 p.u.
-37.568 deg
BRT-1_CC 00684
14.199 kV1.029 p.u.-6.539 deg
AR
T-n
ovo
13
.33
7 k
V0
.96
6 p
.u.
-6.4
12
de
g
ART-2_CF 0731..
13.528 kV0.980 p.u.-7.440 deg
ART-1_CF 04542
13.358 kV0.968 p.u.-6.230 deg
CC 01790
13.575 kV0.984 p.u.-5.359 deg
CO 3502
13.651 kV0.989 p.u.-5.068 deg
34.500 kV1.000 p.u.-3.682..
Station2/Barra 34.5kV
34.500 kV1.000 p.u.-3.682 deg
DIg
SIL
EN
T
Figura B.16 – Simulação: 2014 – com obra - ALT-02.
73
Na Figura B.17 é mostrado o resultado do fluxo de potência considerando o crescimento de mercado até o ano 2016 (sem obra). Observa-se sobrecarga nos TRs 03 e 04.
TR
1_18.7
5M
VA
_138
-13.8
kV
0
TR
1_
6.2
5M
VA
_34
.5-1
3.8
kV
0
TR
1_
6.2
5M
VA
_34
.5-1
3.8
kV
0
0.000 MVA0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA
1.0000.000 MW
1
1.265 MVA-0.000 MW-1.265 Mvar
0.052 kA
-0.0000.000 MW
1
Empresa 05
1.244 MVA1.057 MW0.655 Mvar
0.052 kA
0.8500.000 MW
CARGA 5
1.037 MVA0.881 MW0.546 Mvar
0.042 kA
0.8500.000 MW
Empresa 06
1.866 MVA1.586 MW0.983 Mvar
0.076 kA
0.8500.000 MW
10.00 km#AL 336
2.358 MVA2.165 MW0.933 Mvar
0.098 kA19.682 %
0.9180.055 MW
2.2
63
MV
A-2
.11
0 M
W-0
.81
8 M
va
r0
.09
8 k
A1
9.6
82
%-0
.93
20
.05
5 M
W
2.0
0 k
m#
AL
33
6
2.257 MVA2.109 MW0.803 Mvar
0.092 kA18.355 %
0.9350.010 MW
2.241 MVA-2.100 MW-0.783 Mvar
0.092 kA18.355 %
-0.9370.010 MW
12.00 km#AL 336_34.5
6.30 km#AL 2/0
1.068 MVA0.903 MW0.572 Mvar
0.045 kA19.818 %
0.8450.021 MW
1.040 MVA-0.882 MW
-0.552 Mvar0.045 kA19.818 %
-0.8480.021 MW
2.5
0 k
m#
AL
2/0
2.005 MVA1.695 MW
1.071 Mvar0.082 kA36.493 %
0.8450.028 MW
1.967 MVA-1.667 MW-1.045 Mvar
0.082 kA36.493 %
-0.8470.028 MW
2.50 km#AL 2/0
0.616 MVA0.330 MW
-0.520 Mvar0.025 kA11.159 %
0.5350.003 MW
0.616 MVA-0.327 MW0.522 Mvar
0.025 kA11.159 %
-0.5310.003 MW
2.5
0 k
m#
AL
2/0
0.515 MVA0.437 MW0.271 Mvar
0.021 kA9.415 %
0.8500.002 MW
0.512 MVA-0.435 MW-0.270 Mvar
0.021 kA9.415 %-0.850
0.002 MW
2.5
0 k
m#
AL
2/0
1.008 MVA0.856 MW
0.533 Mvar0.041 kA18.272 %
0.8490.007 MW
0.999 MVA-0.848 MW
-0.526 Mvar0.041 kA18.272 %
-0.8500.007 MW
1.8
0 k
m#
AL
33
6
1.471 MVA1.459 MW
0.188 Mvar0.060 kA11.963 %
0.9920.004 MW
1.466 MVA-1.455 MW-0.181 Mvar
0.060 kA11.963 %
-0.9920.004 MW
1.80 km#AL 2/0
0.812 MVA0.327 MW0.743 Mvar
0.033 kA14.696 %
0.4030.003 MW
0.807 MVA-0.324 MW-0.740 Mvar
0.033 kA14.696 %
-0.4010.003 MW
CARGA 4
0.899 MVA0.764 MW0.474 Mvar
0.038 kA
0.8500.000 MW
CARGA 3
0.857 MVA0.728 MW
0.451 Mvar0.035 kA
0.8500.000 MW
CARGA 2
0.512 MVA0.435 MW0.270 Mvar
0.021 kA
0.8500.000 MW
CARGA 1
0.484 MVA0.411 MW0.255 Mvar
0.020 kA
0.8500.000 MW
Empresa 07
0.318 MVA0.270 MW0.168 Mvar
0.013 kA
0.8500.000 MW
0.0
0 k
m#
AL
33
6
7.646 MVA6.898 MW3.296 Mvar
0.319 kA63.814 %
0.9020.000 MW
7.646 MVA-6.898 MW-3.296 Mvar
0.319 kA63.814 %
-0.9020.000 MW
RT - 200A - 3eqs
2.2
63
MV
A2
.11
0 M
W0
.81
8 M
va
r0
.09
8 k
A4
9.2
09
%0
.93
20
.00
1 M
W
2.257 MVA-2.109 MW
-0.803 Mvar0.092 kA49.209 %
-0.9350.001 MW
-7
RT
_10
0 A
1.040 MVA0.882 MW0.552 Mvar
0.045 kA44.409 %
0.8480.000 MW
1.037 MVA-0.881 MW-0.546 Mvar
0.042 kA44.409 %
-0.8500.000 MW
-6
RT
-
20
0A
- 2
eq
s
3.274 MVA3.047 MW1.198 Mvar
0.142 kA71.004 %
0.9310.002 MW
3.263 MVA-3.045 MW
-1.171 Mvar0.133 kA71.004 %
-0.9330.002 MW
-10
3.0
0 k
m#
AL
33
6
3.333 MVA3.081 MW1.270 Mvar
0.142 kA28.399 %
0.9250.034 MW
3.274 MVA-3.047 MW-1.198 Mvar
0.142 kA28.399 %
-0.9310.034 MW
1.0
0 k
m#
AL
33
6
3.428 MVA-3.164 MW-1.321 Mvar
0.146 kA29.215 %
-0.9230.012 MW
3.449 MVA3.176 MW1.346 Mvar
0.146 kA29.215 %
0.9210.012 MW
1.5
0 k
m#
AL
33
6
4.033 MVA3.664 MW1.684 Mvar
0.169 kA33.792 %
0.9090.024 MW
3.990 MVA-3.640 MW-1.634 Mvar
0.169 kA33.792 %
-0.9120.024 MW
47.732 MVA42.200 MW
22.305 Mvar0.200 kA
0.884
0.4
0 k
m#
AL
33
6
5.290 MVA4.733 MW
2.363 Mvar0.221 kA44.154 %
0.8950.011 MW
5.270 MVA-4.722 MW
-2.340 Mvar0.221 kA44.154 %
-0.8960.011 MW
SE_13.8_2011SE_13.8_2010SE_13.8_2009
SE_34.5_2033 SE_34.5_2034
SE_13.8_2033
SE_13.8_2008
SE_13.8_2034
SE_34.5_2028 SE_34.5_2031SE_34.5_2030SE_34.5_2029 SE_34.5_2032SE_34.5_2026SE_34.5_2025SE_34.5_2024
SE_13.8-Atual
SE_34.5_2023
SE_13.8_2031SE_13.8_2030SE_13.8_2029SE_13.8_2028 SE_13.8_2032SE_13.8_2026SE_13.8_2025 SE_13.8_2027
SE_13.8_2024
SE_34.5_2027
SE_13.8_2023
SE_34.5_2018
SE_34.5_2021SE_34.5_2020SE_34.5_2019 SE_34.5_2022
SE_34.5_2016
24.597 MVA22.629 MW9.640 Mvar
0.412 kA
0.9200.000 MW
SE_34.5_2015
SE_34.5_2014
SE_34.5_2013 SE_34.5_2017
SE_13.8_2021SE_13.8_2020SE_13.8_2019
SE_13.8_2018
SE_13.8_2022
SE_13.8_2016
13.599 MVA12.511 MW5.330 Mvar
0.568 kA
0.9200.000 MW
SE_13.8_2015
SE_13.8_2014
SE_13.8_2013 SE_13.8_2017
SE_34.5_2012SE_34.5_2011SE_34.5_2010SE_34.5_2009SE_34.5_2008
SE_13.8_2012
SE_34.5-Atual
Empresa 02
0.207 MVA0.176 MW0.109 Mvar
0.009 kA
0.8500.000 MW
Empresa 04
0.159 MVA0.135 MW0.084 Mvar
0.007 kA
0.8500.000 MW
Empresa 01
0.097 MVA0.082 MW0.051 Mvar
0.004 kA
0.8500.000 MW
Empresa 03
0.180 MVA0.153 MW0.095 Mvar
0.008 kA
0.8500.000 MW
0.0
0 k
m#
AL
33
6_
34
.5
0.000 ..0.000 ..-0.000..0.000 kA0.000 %
1.0000.000 ..
0.000 ..-0.000..0.000 ..0.000 kA0.000 %-1.000
0.000 ..
0.0
0 k
m#
AL
33
6
0.000 MVA0.000 MW
-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %
1.0000.000 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA0.000 %-1.000
0.000 MW
TR
5_4
0M
VA
_138-3
4.5
kV
0
TR
2_33.3
MV
A_138-1
3.8
kV
22.244 MVA19.498 MW
10.707 Mvar0.093 kA66.800 %
0.8770.088 MW
21.240 MVA-19.410 MW-8.626 Mvar
0.886 kA66.800 %
-0.9140.088 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA66.800 %
-1.0000.088 MW
-4
TR
4_1
2.5
MV
A_
138-3
4.5
kV
13.462 MVA11.242 MW7.405 Mvar
0.056 kA107.696 %
0.8350.040 MW
12.865 MVA-11.202 MW-6.326 Mvar
0.215 kA107.696 %
-0.8710.040 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA107.696 %
-1.0000.040 MW
-4
TR
3_1
2.5
MV
A_138-3
4.5
kV
12.203 MVA11.460 MW4.192 Mvar
0.051 kA97.621 %
0.9390.033 MW
11.898 MVA-11.427 MW-3.314 Mvar
0.199 kA97.621 %
-0.9600.033 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA97.621 %
-1.0000.033 MW
-2
Station8/Terci..
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg
Station7/Tercia..
7.979 kV1.001 p.u.24.773 deg Station5/Terci..
19.887 kV0.999 p.u.25.738 deg
Station4/Tercia..
19.916 kV1.000 p.u.25.755 deg
Station9/Ano 2019 a 2026
13.835 kV1.003 p.u.-4.828 deg
Station6/Barra AL's_13.8k..
13.834 kV1.002 p.u.-4.828 deg
Station3/Barra 13.8kV
13.835 kV1.003 p.u.-4.828 deg
CC 07230
13.781 kV0.999 p.u.-5.000 deg
Station1/SE BJP138.000 kV1.000 p.u.0.000 deg
Ano 2017 a 2026
34.500 kV1.000 p.u.-3.920 deg
AT_SE NAZ
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg
RL03929
13.833 kV1.002 p.u.-7.772 deg
CF01796 - MT_SE NAZ
14.098 kV1.022 p.u.-7.571 deg
B15(1)
13.954 kV1.011 p.u.-7.527 deg
B15
14.022 kV1.016 p.u.-7.473 deg
CC 00895
14.154 kV1.026 p.u.-7.370 deg
CC02641
14.169 kV1.027 p.u.-7.698 deg
BRT-novo
14.199 kV1.029 p.u.-7.180 deg
BRT2
14.199 kV1.029 p.u.
-38.191 deg
BRT-1_CC 00684
14.199 kV1.029 p.u.-7.092 deg
AR
T-n
ovo
13
.27
9 k
V0
.96
2 p
.u.
-6.9
50
de
g
ART-2_CF 0731..
13.472 kV0.976 p.u.-8.054 deg
ART-1_CF 04542
13.311 kV0.965 p.u.-6.761 deg
CC 01790
13.551 kV0.982 p.u.-5.828 deg
CO 3502
13.634 kV0.988 p.u.-5.517 deg
34.500 kV1.000 p.u.-3.920..
Station2/Barra 34.5kV
34.500 kV1.000 p.u.-3.920 deg
DIg
SIL
EN
T
Figura B.17 – Simulação: 2016 – sem obra - ALT-02.
74
Na Figura B.18 é mostrado o resultado do fluxo de potência considerando o crescimento de mercado até o ano 2016 (com obra - ALT-02: Troca do TR-03 e TR-04 - 138-34,5 KV de 12,5MVA por 40MVA.
TR
1_18.7
5M
VA
_138-1
3.8
kV
0
TR
1_6.2
5M
VA
_34.5
-13.8
kV
0
TR
1_6.2
5M
VA
_34.5
-13.8
kV
0
0.000 MVA0.000 MW
0.000 Mvar0.000 kA
1.0000.000 MW
1
1.265 MVA-0.000 MW-1.265 Mvar
0.052 kA
-0.0000.000 MW
1
Empresa 05
1.244 MVA1.057 MW0.655 Mvar
0.052 kA
0.8500.000 MW
CARGA 5
1.037 MVA0.881 MW0.546 Mvar
0.042 kA
0.8500.000 MW
Empresa 06
1.866 MVA1.586 MW
0.983 Mvar0.076 kA
0.8500.000 MW
10.00 km#AL 336
2.358 MVA2.165 MW0.933 Mvar
0.098 kA19.682 %
0.9180.055 MW
2.2
63
MV
A-2
.11
0 M
W-0
.81
8 M
va
r0
.09
8 k
A1
9.6
82
%-0
.93
20
.05
5 M
W
2.0
0 k
m#
AL
33
6
2.257 MVA2.109 MW0.803 Mvar
0.092 kA18.355 %
0.9350.010 MW
2.241 MVA-2.100 MW-0.783 Mvar
0.092 kA18.355 %
-0.9370.010 MW
12.00 km#AL 336_34.5
6.30 km#AL 2/0
1.068 MVA0.903 MW0.572 Mvar
0.045 kA19.818 %
0.8450.021 MW
1.040 MVA-0.882 MW
-0.552 Mvar0.045 kA19.818 %
-0.8480.021 MW
2.5
0 k
m#
AL
2/0
2.005 MVA1.695 MW
1.071 Mvar0.082 kA36.493 %
0.8450.028 MW
1.967 MVA-1.667 MW-1.045 Mvar
0.082 kA36.493 %
-0.8470.028 MW
2.50 km#AL 2/0
0.616 MVA0.330 MW
-0.520 Mvar0.025 kA11.159 %
0.5350.003 MW
0.616 MVA-0.327 MW0.522 Mvar
0.025 kA11.159 %
-0.5310.003 MW
2.5
0 k
m#
AL
2/0
0.515 MVA0.437 MW0.271 Mvar
0.021 kA9.415 %
0.8500.002 MW
0.512 MVA-0.435 MW-0.270 Mvar
0.021 kA9.415 %-0.850
0.002 MW
2.5
0 k
m#
AL
2/0
1.008 MVA0.856 MW
0.533 Mvar0.041 kA18.272 %
0.8490.007 MW
0.999 MVA-0.848 MW-0.526 Mvar
0.041 kA18.272 %
-0.8500.007 MW
1.8
0 k
m#
AL
33
6
1.471 MVA1.459 MW
0.188 Mvar0.060 kA11.963 %
0.9920.004 MW
1.466 MVA-1.455 MW-0.181 Mvar
0.060 kA11.963 %
-0.9920.004 MW
1.80 km#AL 2/0
0.812 MVA0.327 MW0.743 Mvar
0.033 kA14.696 %
0.4030.003 MW
0.807 MVA-0.324 MW-0.740 Mvar
0.033 kA14.696 %
-0.4010.003 MW
CARGA 4
0.899 MVA0.764 MW0.474 Mvar
0.038 kA
0.8500.000 MW
CARGA 3
0.857 MVA0.728 MW
0.451 Mvar0.035 kA
0.8500.000 MW
CARGA 2
0.512 MVA0.435 MW0.270 Mvar
0.021 kA
0.8500.000 MW
CARGA 1
0.484 MVA0.411 MW0.255 Mvar
0.020 kA
0.8500.000 MW
Empresa 07
0.318 MVA0.270 MW0.168 Mvar
0.013 kA
0.8500.000 MW
0.0
0 k
m#
AL
33
6
7.646 MVA6.898 MW3.296 Mvar
0.319 kA63.814 %
0.9020.000 MW
7.646 MVA-6.898 MW-3.296 Mvar
0.319 kA63.814 %
-0.9020.000 MW
RT - 200A - 3eqs
2.2
63
MV
A2
.11
0 M
W0
.81
8 M
va
r0
.09
8 k
A4
9.2
09
%0
.93
20
.00
1 M
W
2.257 MVA-2.109 MW
-0.803 Mvar0.092 kA49.209 %
-0.9350.001 MW
-7
RT
_1
00
A
1.040 MVA0.882 MW0.552 Mvar
0.045 kA44.409 %
0.8480.000 MW
1.037 MVA-0.881 MW-0.546 Mvar
0.042 kA44.409 %
-0.8500.000 MW
-6
RT
-
20
0A
- 2
eq
s
3.274 MVA3.047 MW
1.198 Mvar0.142 kA71.004 %
0.9310.002 MW
3.263 MVA-3.045 MW-1.171 Mvar
0.133 kA71.004 %
-0.9330.002 MW
-10
3.0
0 k
m#
AL
33
6
3.333 MVA3.081 MW1.270 Mvar
0.142 kA28.399 %
0.9250.034 MW
3.274 MVA-3.047 MW-1.198 Mvar
0.142 kA28.399 %
-0.9310.034 MW
1.0
0 k
m#
AL
33
6
3.428 MVA-3.164 MW-1.321 Mvar
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3.449 MVA3.176 MW1.346 Mvar
0.146 kA29.215 %
0.9210.012 MW
1.5
0 k
m#
AL
33
6
4.033 MVA3.664 MW1.684 Mvar
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3.990 MVA-3.640 MW
-1.634 Mvar0.169 kA33.792 %
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48.112 MVA42.224 MW23.063 Mvar
0.201 kA0.878
0.4
0 k
m#
AL
33
6
5.290 MVA4.733 MW2.363 Mvar
0.221 kA44.154 %
0.8950.011 MW
5.270 MVA-4.722 MW-2.340 Mvar
0.221 kA44.154 %
-0.8960.011 MW
SE_13.8_2011SE_13.8_2010SE_13.8_2009
SE_34.5_2033 SE_34.5_2034
SE_13.8_2033
SE_13.8_2008
SE_13.8_2034
SE_34.5_2028 SE_34.5_2031SE_34.5_2030SE_34.5_2029 SE_34.5_2032SE_34.5_2026SE_34.5_2025SE_34.5_2024
SE_13.8-Atual
SE_34.5_2023
SE_13.8_2031SE_13.8_2030SE_13.8_2029SE_13.8_2028 SE_13.8_2032SE_13.8_2026SE_13.8_2025 SE_13.8_2027
SE_13.8_2024
SE_34.5_2027
SE_13.8_2023
SE_34.5_2018
SE_34.5_2021SE_34.5_2020SE_34.5_2019 SE_34.5_2022
SE_34.5_2016
24.597 MVA22.629 MW9.640 Mvar
0.412 kA
0.9200.000 MW
SE_34.5_2015
SE_34.5_2014
SE_34.5_2013 SE_34.5_2017
SE_13.8_2021SE_13.8_2020SE_13.8_2019
SE_13.8_2018
SE_13.8_2022
SE_13.8_2016
13.599 MVA12.511 MW5.330 Mvar
0.568 kA
0.9200.000 MW
SE_13.8_2015
SE_13.8_2014
SE_13.8_2013 SE_13.8_2017
SE_34.5_2012SE_34.5_2011SE_34.5_2010SE_34.5_2009SE_34.5_2008
SE_13.8_2012
SE_34.5-Atual
Empresa 02
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0.009 kA
0.8500.000 MW
Empresa 04
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0.084 Mvar0.007 kA
0.8500.000 MW
Empresa 01
0.097 MVA0.082 MW
0.051 Mvar0.004 kA
0.8500.000 MW
Empresa 03
0.180 MVA0.153 MW
0.095 Mvar0.008 kA
0.8500.000 MW
0.0
0 k
m#
AL
33
6_
34
.5
0.000 ..0.000 ..-0.000..0.000 kA0.000 %
1.0000.000 ..
0.000 ..-0.000..0.000 ..0.000 kA0.000 %-1.000
0.000 ..
0.0
0 k
m#
AL
33
6
0.000 MVA0.000 MW
-0.000 Mvar0.000 kA0.000 %
1.0000.000 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA0.000 %-1.000
0.000 MW
TR
5_4
0M
VA
_138-3
4.5
kV
25.867 MVA22.726 MW
12.355 Mvar0.108 kA64.668 %
0.8790.097 MW
24.597 MVA-22.629 MW-9.640 Mvar
0.412 kA64.668 %
-0.9200.097 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar0.000 kA64.668 %
-1.0000.097 MW
-4
TR
2_33.3
MV
A_
138-1
3.8
kV
22.244 MVA19.498 MW
10.707 Mvar0.093 kA66.800 %
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21.240 MVA-19.410 MW-8.626 Mvar
0.886 kA66.800 %
-0.9140.088 MW
0.000 MVA-0.000 MW0.000 Mvar
0.000 kA66.800 %
-1.0000.088 MW
-4
TR
4_12
.5M
VA
_13
8-3
4.5
kV
0
TR
3_1
2.5
MV
A_13
8-3
4.5
kV
-2
Station8/Terci..
19.886 kV0.999 p.u.24.087..
Station7/Tercia..
7.979 kV1.001 p.u.24.773 deg Station5/Terci..
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg
Station4/Tercia..
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg
Station9/Ano 2019 a 2026
13.835 kV1.003 p.u.-4.828 deg
Station6/Barra AL's_13.8k..
13.834 kV1.002 p.u.-4.828 deg
Station3/Barra 13.8kV
13.835 kV1.003 p.u.-4.828 deg
CC 07230
13.781 kV0.999 p.u.-5.000 deg
Station1/SE BJP138.000 kV1.000 p.u.0.000 deg
Ano 2017 a 2026
34.500 kV1.000 p.u.-5.474 deg
AT_SE NAZ
0.000 kV0.000 p.u.0.000 deg
RL03929
13.833 kV1.002 p.u.-7.772 deg
CF01796 - MT_SE NAZ
14.098 kV1.022 p.u.-7.571 deg
B15(1)
13.954 kV1.011 p.u.-7.527 deg
B15
14.022 kV1.016 p.u.-7.473 deg
CC 00895
14.154 kV1.026 p.u.-7.370 deg
CC02641
14.169 kV1.027 p.u.-7.698 deg
BRT-novo
14.199 kV1.029 p.u.-7.180 deg
BRT2
14.199 kV1.029 p.u.
-38.191 deg
BRT-1_CC 00684
14.199 kV1.029 p.u.-7.092 deg
AR
T-n
ovo
13
.27
9 k
V0
.96
2 p
.u.
-6.9
50
de
g
ART-2_CF 0731..
13.472 kV0.976 p.u.-8.054 deg
ART-1_CF 04542
13.311 kV0.965 p.u.-6.761 deg
CC 01790
13.551 kV0.982 p.u.-5.828 deg
CO 3502
13.634 kV0.988 p.u.-5.517 deg
34.500 kV1.000 p.u.-5.474..
Station2/Barra 34.5kV
34.500 kV1.000 p.u.-5.474 deg
DIg
SIL
EN
T
Figura B.18 – Simulação: 2016 – com obra - ALT-02.