ESTUDOS RELATIVOS AOS GRANDES APROVEITAMENTOS ... · Paulo Altaur da Costa Diretor do Departamento de Planejamento Energético Iran de Oliveira Pinto ESTUDOS RELATIVOS ... José Luiz

Ministério deMinas e Energia

ESTUDOS RELATIVOS AOS GRANDES APROVEITAMENTOS

HIDRELÉTRICOS NA REGIÃO AMAZÔNICA

Análise do sistema de integração dos aproveitamentos hidrelétricos do rio

Madeira e reforços no SIN

Relatório R1 - Detalhamento das Alternativas

GOVERNO FEDERAL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA MME/SPE Ministério de Minas e Energia Ministro Edison Lobão

Secretário Executivo Márcio Pereira Zimmermann Secretário Adjunto de Planejamento e Desenvolvi-mento Energético Paulo Altaur da Costa Diretor do Departamento de Planejamento Energético Iran de Oliveira Pinto

ESTUDOS RELATIVOS AOS GRANDES

APROVEITAMENTOS HIDRELÉTRICOS NA

REGIÃO AMAZÔNICA

Análise do sistema de inte-gração dos aproveitamentos

hidrelétricos do rio Madeira e reforços no SIN

Relatório R1- Detalhamento das Alterna-tivas

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

Diretor de Estudos Econômicos e Energéticos Amilcar Guerreiro

Diretor de Estudos de Energia Elétrica José Carlos de Miranda Farias

Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustível Gelson Serva (interino) Diretor de Gestão Corporativa Ibanês César Cássel

Coordenação Geral Mauricio Tiomno Tolmasquim José Carlos de Miranda Farias

Coordenação Executiva Paulo César Vaz Esmeraldo

Equipe Técnica

Daniela Souza Edna Araújo

Alexandre Melo Flavia Serran

Hermani de Moares Vieira Katia Matosinho

Robson de Oliveira Matos

URL: http://www.epe.gov.br

Sede SAN – Quadra 1 – Bloco “B” – 1º andar 70051-903 - Brasília – DF

Escritório Central Av. Rio Branco, 01 – 11º Andar 20090-003 - Rio de Janeiro – RJ

No EPE-DEE-RE-055/2008-r0Data: 06 de março de 2008

IDENTIFICAÇÃO CONTRATUAL

Contrato Data de assinatura

MME-001/2006

05.12.2008

Projeto

4 ESTUDOS RELATIVOS AOS GRANDES APROVEITAMENTOS HIDRELÉTRICOS NA REGIÃO AMAZÔNICA

Área de estudo

4.2 Estudos do Sistema de Transmissão

Sub-área de estudo

4.2.2 Análise do Sistema de Integração dos Aproveitamentos Hidre-létricos do Rio Madeira e Reforços no SIN – Detalhamento das Alternativas para o R1 do Leilão

Produto (Nota Técnica ou Relatório)

4.2.2.4

Revisões Data Descrição sucinta

r0 29.02.2008 Emissão original

EPE-DEE-RE-055/2008-r0 Análise do sistema de integração dos aproveitamentos hidrelétricos do rio Madeira e reforços no SIN

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GRUPO DE APOIO TÉCNICO

PARTICIPANTE EMPRESA Edna Maria de Almeida Araújo EPE-STE Daniela Souza EPE-STE Alexandre de Melo Silva EPE-STE José Luiz Scavassa MME Clarissa Santos Ferreira ELETROBRAS Carlos Eduardo Lopes ELETROBRAS Paulo Max Portugal ELETROBRAS Arnaldo Dias Júnior FURNAS Luiza Maria de Sousa Carijó FURNAS Valdson Simões de Jesus CHESF Sebastião Vidigal Fernandes Junior CEMIG Maria José Ximenes ONS


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SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO e HISTóRICO ................................................................................... 7

2. OBJETIVO ............................................................................................................... 8

3. PREMISSAS, CRITÉRIOS E DADOS ........................................................................ 9 3.1 Premissas Gerais ................................................................................................ 9 3.2 Critérios .............................................................................................................. 9 3.3 Compensação de Potência Reativa .................................................................. 10 3.4 Cenários ............................................................................................................ 11 3.5 Período Estudado.............................................................................................. 11 3.6 Mercado ............................................................................................................ 12 3.7 Geração ............................................................................................................. 12 3.8 Topologia e Sistemas Referenciais ................................................................... 12 3.9 Configurações de Linhas de Transmissão ........................................................ 13 3.10 Custos ........................................................................................................... 14

4. DIAGNÓSTICO PRÉ-MADEIRA ............................................................................. 15 4.1 Atendimento ao Sistema Acre / Rondônia ....................................................... 16 4.1.1 Histórico e Objetivo .......................................................................................... 16 4.1.2 Premissas ......................................................................................................... 18 4.1.3 Reforços de Transmissão ................................................................................... 19 4.1.4 Aumento do Intercâmbio versus Geração Térmica .............................................. 21 4.1.5 Investimento e custo global de Transmissão ....................................................... 24

4.2 Escoamento das Usinas do Mato Grosso e Atendimento a Goiás ..................... 27 4.2.1 Base de Dados.................................................................................................. 28 4.2.2 Desempenho do sistema ................................................................................... 29 4.2.3 Sensibilidade quanto ao montante de PCHs ........................................................ 30 4.2.4 Resultaldos ....................................................................................................... 32

4.3 Plano de Obras Pré - Madeira ........................................................................... 33

5. DESCRIÇÃO DAS ALTERNATIVAS......................................................................... 36 5.1 Obras comuns às 3 alternativas ....................................................................... 36 5.2 Descrição da Alternativa 765 kV ...................................................................... 37 5.2.1 Definição da potência dos transformadores ........................................................ 38 5.2.2 Definição dos reatores limitadores de curto ........................................................ 38 5.2.3 Definição da configuração da linha e das compensações ..................................... 39

5.3 Descrição da Alternativa CC ............................................................................. 42 5.3.1 Definição da tensão de transmissão ................................................................... 43 5.3.2 Definição da potência das conversoras ............................................................... 44 5.3.3 Definição da potência das conversoras back-to-back: .......................................... 45 5.3.4 Escolha dos transformadores ............................................................................. 45 5.3.5 Possibilidades de operação reversa .................................................................... 45 5.3.6 Possibilidades de operação combinada dos elos .................................................. 45


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5.3.7 Outros ............................................................................................................. 46 5.4 Descrição da Alternativa Híbrida ...................................................................... 49 5.4.1 Definição da potência dos transformadores ........................................................ 49 5.4.2 Definição da configuração da linha e das compensações ..................................... 50

6. ANÁLISE EM REGIME PERMANENTE .................................................................... 53 6.1 Condição Normal .............................................................................................. 53 6.2 Condições de Emergência Analisadas .............................................................. 53

7. ANÁLISE DE CURTO–CIRCUITO ........................................................................... 53

8. ANÁLISE DE DESEMPENHO DINÂMICO ............................................................... 56

9. CRONOGRAMA DAS OBRAS .................................................................................. 57

10. ANÁLISE ECONÔMICA .......................................................................................... 58 10.1 Investimento ................................................................................................. 58 10.2 Análise de Perdas .......................................................................................... 60 10.3 Custos Globais ............................................................................................... 62

11. COMPARAÇÕES DAS ALTERNATIVAS ................................................................... 64 11.1 Quantidade de Equipamentos ....................................................................... 64 11.2 Arranjos de Subestações............................................................................... 65 11.3 Compensação Shunt ..................................................................................... 65 11.4 Desempenho Técnico entre as Tecnologias CA e CC ..................................... 67

12. ANÁLISE AMBIENTAL ........................................................................................... 69 12.1 Macro-caracterização da Região de Estudo .................................................. 69 12.2 Alternativas Identificadas ............................................................................. 70 12.3 Indicadores Socioambientais ........................................................................ 73 12.4 Conclusões da Análise Ambiental ................................................................. 73

13. RECOMENDAÇÕES ................................................................................................ 77

14. REFERÊNCIAS ...................................................................................................... 78

ANEXO 1 – Análise do Escoamento das Usinas do Sistema do Mato Grosso ................. 79

ANEXO 2 – Escolha dos Transformadores da SE Araraquara ...................................... 101

ANEXO 3 – Operação Combinada dos Elos ................................................................... 103

ANEXO 4 - Resultados das Avaliações de Condutores Econômicos ............................. 110

ANEXO 6 – Diagramas Preliminares - Expansão Futura das SEs ................................. 117

ANEXO 7 – Programa de Obras e Custos ...................................................................... 123

ANEXO 8 – Metodologia para Estimativa das Perdas Elétricas .................................... 137


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1. INTRODUÇÃO E HISTÓRICO

A definição do sistema de transmissão para a integração das usinas de Santo Antônio e Jirau à Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN) vem sendo estudada pela EPE, em conjunto com diversas empresas do setor, desde meados de 2005.

Várias alternativas foram analisadas, para diferentes tecnologias de transmissão e, em março de 2006, foi publicado o primeiro relatório (EPE-DEE- RE-148/2006 R0) que identificava a alternativa de transmissão em corrente contínua (2 bipolos de + 600 kV, 3150 MW) como a mais adequada para a transmissão das usinas. Esta recomendação foi baseada, entre outras, nas seguintes cons-tatações:

• Menor custo de investimento e menor custo global (modicidade tarifária);

• Menor impacto ambiental (quantidade de linhas e de subestações);

• Vantagens da operação assíncrona, tanto para o sistema interligado nacional (minimização da transferência de distúrbios entre sistemas), quanto para as máquinas de baixa inércia das usinas de Santo Antônio e Jirau;

• Maior flexibilidade operativa, por permitir um maior controle de potência no elo CC para correção de distúrbios;

• Não contribui para o aumento da potência de curto – circuito;

• Diferença percentual de custos suficiente para não se vislumbrar alterações significativas na comparação econômica entre as alternativas, mesmo fazendo sensibilidades de varia-ções de custos baseados em deságios/descontos observados nos diversos leilões de insta-lações de transmissões, até aquela época, realizados.

Numa fase seguinte do estudo, foram feitos os seguintes aprimoramentos:

• Implantação da metodologia de atualização de custos utilizada pela ANEEL, baseada na NT/04 e no banco de dados da Eletrobrás, versão de junho/2004;

• Atualização de custos a partir de consultas a fabricantes de equipamentos de compensação reativa;

• Sensibilidades por meio da aplicação de descontos nos investimentos de acordo com os contratos de concessão assinados pelos vencedores de leilões passados;

• Aprimoramentos na alternativa em corrente contínua com relação ao atendimento regional, com a adoção de conversoras back-to-back para desacoplamento com o sistema fraco de 230 kV em paralelo, em substituição à abertura desse tronco de 230 kV na SE Jiparaná.

A conclusão, no final de novembro de 2006, quando foi publicada a revisão do relatório EPE-DEE-RE-148r1 [1], foi a confirmação da alternativa de corrente contínua, como a solução de menor custo global, com diferenças percentuais de 20 a 40% com relação às alternativas em corrente alternada e híbridas dimensionadas e analisadas.


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Durante o ano de 2007, foram também desenvolvidos estudos de detalhamento dessa alternativa com o suporte de consultores externos, alguns com larga experiência internacional. Por meio des-sa consultoria ficou confirmada a necessidade de implantação de conversoras back-to-back, basi-camente para proteger as máquinas existentes no Acre/Rondônia, dos esforços torcionais provo-cados pela inversão de potência nas situações de falha de comutação e perda dos elos.

No entanto, considerando o elevado montante de investimento a ser feito, mesmo na alternativa de menor custo global (cerca de 7 bilhões de reais), e com o objetivo de promover maior concor-rência, o Ministério de Minas e Energia (MME) decidiu avaliar a possibilidade de licitar, simultâ-neamente, as tecnologias Corrente Alternada (CA) e Corrente Contínua (CC), assim como uma combinação das duas (Híbrida - HB), garantindo como teto máximo aquele correspondente à al-ternativa de mínimo custo (CC).

Em vista disso, novos aprimoramentos/detalhamentos e otimizações foram aplicados também às alternativas de corrente alternada e híbrida. Os planos de obras foram atualizados, assim como os custos associados, gerando novas configurações na busca do menor custo global para as alternati-vas CA e CC. O detalhamento e os resultados dessas análises estão contidos no relatório comple-mentar [2], onde foram identificadas as alternativas de mínimo custo global entre as alternativas de transmissão em corrente alternada e híbrida (HB).

A partir dessas análises contidas nos relatórios R0 [1] e R0 complementar [2], o presente relatório (R1) apresenta o detalhamento das 3 alternativas de menor custo global de cada um dos conjun-tos CC, CA e Híbrida (CA+CC).

2. OBJETIVO

Considerando a decisão do MME de promover um leilão com as 3 alternativas de transmissão as-sociadas às usinas de Jirau e Santo Antônio (CA 765 kV, CC+600kV e HB CC+600kV+CA500kV), é objetivo desse Relatório R1 detalhar as alternativas mais promissoras a fim de prover os dados necessários para a elaboração dos relatórios R2, R3 e R4 que irão subsidiar à ANEEL no processo de licitação, estando o leilão previsto para o segundo semestre de 2008.

Em síntese, este Relatório R1 tem os seguintes objetivos:

• Diagnosticar o atendimento aos sistemas do Acre/Rondônia e Mato Grosso no período anterior à implantação da UHE Santo Antônio (período Pré-Madeira), e definir um sistema de reforço para essas regiões que seja compatível com a evolução de cada uma das 3 alternativas. Esse reforço deverá ser incorporado ao programa de obras de cada uma das alternativas para que seja leiloado em conjunto;

• Analisar as alternativas CC, CA e HB escolhidas, sob o enfoque de desempenho em regime permanente, incorporando os resultados das análises de regime dinâmico, para os dados de carga e geração atualizados;

• Detalhar estas 3 alternativas, apresentando os programas de obras, as características básicas dos equipamentos e instalações, os custos de investimentos associados e as respectivas esti-mativas de perdas elétricas (MW médio) de cada uma delas.


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3. PREMISSAS, CRITÉRIOS E DADOS

3.1 Premissas Gerais

A seguir são listados os dados, premissas e critérios que complementam ou substituem aqueles utilizados na elaboração do R0 [1] e seu complemento [2]:

• As usinas serão licitadas separadamente, mas o plano de integração deverá contemplar a potência definida para as 2 usinas (Santo Antônio e Jirau);

• A distância máxima entre as subestações seccionadoras de 500 e 765 kV foi limitada a 400 km, procurando localizá-las próximas às SEs existentes no SIN, de modo a possibilitar expansões futuras. No trecho entre Cuiabá e Araraquara, no entanto, procurou-se o cami-nho mais curto de forma a reduzir a rota e prescindir de uma subestação seccionadora;

• Ficou acordado que, nessa etapa de detalhamento dos estudos para elaboração do leilão, o sistema será analisado até a SE Araraquara. Os reforços da Rede Básica associados ao sis-tema de transmissão do Madeira a partir de 2014 (SE Atibaia, SE Nova Iguaçu, etc) serão revistos em um estudo específico de desempenho global do sudeste a ser desenvolvido pe-la EPE. Esses reforços serão estudados considerando os impactos do CHE Belo Monte, Te-les Pires, das novas hidrelétricas do sul de Goiás e novos montantes de PCH, usinas a bio-massa, entre outros.

3.2 Critérios

As análises desenvolvidas seguiram, de um modo geral, os critérios e procedimentos de planeja-mento consolidados nas referências [4] e [5]. No entanto, é importante ressaltar os seguintes pon-tos referentes à análise em regime permanente:

• No período pré-Madeira, será admitida a geração de térmicas nos estados de Acre e Rondônia, caso os reforços previstos não apresentem vantagens econômicas para serem implantados;

• Ainda no período pré-Madeira, para escoamento das usinas previstas para o Mato Grosso, será admitido corte de geração em situações de contingências no tronco Cuiabá – Itumbiara;

• Durante o período de implantação das máquinas de Jirau e Santo Antônio, considerou-se que no primeiro semestre (período úmido), com exceção do primeiro ano, não será admitido corte de geração. Para o segundo semestre, por ser período seco, considerou-se a possibilidade de alívio automático de geração para valores de despacho maiores que os considerados no pri-meiro semestre, para emergências no tronco associado à transmissão das usinas do rio Madei-ra;

• Após a motorização plena das usinas, não será considerada a possibilidade de alívio automáti-co de geração para emergências no tronco de transmissão associado à transmissão do rio Ma-deira. No caso da transmissão CC, as configurações devem suportar a perda de um pólo e a-tender essa premissa;


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• Para ambas as tecnologias, o sistema não poderá entrar em colapso para a perda de bipolo ou de circuito duplo. Nessa situação, o sistema poderá contar com o alívio de geração como solu-ção para garantir o bom desempenho do sistema;

• Foi admitida a possibilidade de redespacho após 30 minutos para indisponibilidade de linha de corrente alternada ou de um pólo de corrente contínua, diminuindo os custos da compensação série e das conversoras. No caso dos sistemas em corrente contínua, essa premissa é mais conservativa à considerada na época do dimensionamento do sistema de Itaipu, onde os con-troles dos elos atuam automaticamente em 2 segundos, na perda de um pólo, com corte de geração, caso necessário;

• Na alternativa de 765 kV, na condição normal e de emergência, a tensão máxima admitida foi de 1,046 p.u, tendo em vistas a experiência do sistema de Itaipu;

• Na alternativa híbrida, a tensão máxima admitida foi de 1,1 pu na condição normal de opera-ção, que está em sintonia com o valor máximo operativo de 550 kV. No entanto, em condição de emergência, mesmo permanecendo a LT em carga máxima, foi considerado o limite de 1,2 pu, por meia hora, no terminal da compensação série, semelhante ao que é praticado para e-nergização de linha em vazio. Com isso o reator próximo ao capacitor série deverá suportar uma tensão de 600 kV durante meia hora. Destaca-se que esse critério não constitui o padrão para a especificação de LTs e equipamentos em 500 kV e, portanto, deverá ser realizado estu-do específico (Relatório R2) das linhas e equipamentos para adoção dessa premissa e levan-tamento de impactos no custo da alternativa;

• Os limites de tensão usados nesse trabalho são apresentados na Tabela 1.

Tabela 1 Limites de tensão

Tensão (kV)

Mínima (p.u.)

Máxima (p.u.)

765 0,95 1,046 500 (novo) 0,95 1,20 (*)

500 (existente) 0,95 1,10 440 0,95 1,045 345 0,95 1,05

(*) Em condição de emergência, por meia hora, no terminal da compensação série

• Em situações de contingência simples, foram admitidas tensões mínimas de 0,9 p.u. para bar-ramentos sem carga.

3.3 Compensação de Potência Reativa

Na definição da compensação reativa, em derivação e série, foram adotadas as premissas e os dados a seguir:

• Compensação em derivação de aproximadamente 100 % da susceptância da linha (fluxo mí-nimo no eixo), distribuída em torno de 80 % na linha e 20 % na barra (reatores, compensado-res estáticos e as próprias máquinas);


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• O total de reatores a ser instalado deverá contemplar os cenários mais críticos de carregamen-to, ou seja, despacho mínimo de 1400 MW nas usinas, sem considerar abertura de linha para controle de tensão;

• Valor máximo para a compensação série: 70% da reatância de cada trecho entre subestações (admitindo sobrecarga de 35% durante meia hora). Ressalta-se que esse grau de compensa-ção série, e os respectivos montantes de Mvar, só serão consolidados após estudos específicos (Relatório R2), principalmente estudos de ressonâncias, que podem indicar a utilização da par-te capacitiva dos compensadores estáticos como filtros para evitar esse fenômeno. No trecho Coletora Porto Velho – Jiparaná a compensação série máxima foi de 65% devido a proximida-de com as máquinas do Madeira e de forma a reduzir os riscos de ressonância.

3.4 Cenários

Com base nas análises dos fluxos nas interligações, resultantes das simulações energéticas, vários cenários de despacho de geração foram estabelecidos como relevantes para avaliação do impacto dos aproveitamentos de Jirau e Santo Antônio no SIN. A filosofia para estabelecimento desses cenários buscou situações prováveis e que, de algum modo, estressam o sistema de transmissão nas áreas de interesse, conforme mostrado de forma detalhada no relatório R0 [1]

Os cenários que ocasionaram maior impacto no dimensionamento do sistema de transmissão em foco estão descritos a seguir, e foram conjugados com os cenários de carga (pesada e leve) para elaborar as análises desse trabalho.

Cenário Úmido – Representa a situação do primeiro semestre do ano, quando se está no período úmido do ciclo hidrológico do rio Madeira e nas demais bacias hidrográficas da região Norte. As usinas do rio Madeira foram consideradas com despacho pleno e as usinas da região Norte com despacho máximo, respeitando a limitação da interligação Norte/Sul. As regiões Nordeste e Sul foram consideradas importadoras nesse cenário. A região Sudeste está com 90% da geração hi-dráulica na carga pesada, importa da região Norte e exporta para a região Sul.

Cenário Seco - Neste cenário, foram considerados despachos baixos (3000 MW) nas usinas do rio Madeira, na região Acre / Rondônia e Mato Grosso e na Região Norte do Brasil.

3.5 Período Estudado

O período analisado equivale ao intervalo de 2012 a 2018, sendo representativos, para as configu-rações do sistema Madeira, os seguintes anos:

• Ano inicial 2012, equivalente ao ano de entrada das 2 primeiras máquinas de Santo Antônio. Como o início de implantação está previsto para dezembro, esse ano (2012) representa o ano base para elaboração do diagnóstico Pré-Madeira, para se identificar as obras necessárias ao atendimento para os estados do Acre, Rondônia e Mato Grosso;

• Anos 2013, 2014 e 2015, representativos para avaliação da motorização das usinas;

• Ano horizonte 2016, equivalente ao último ano disponível na base de dados do Plano Decenal e que servirá de base para representação dos AHE Jirau e Santo Antônio com 6450 MW e Belo Monte com 5000 MW instalados.


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Mesmo considerando possíveis alterações nas datas de entrada das usinas de Jirau e Santo Antô-nio, os anos e configurações estudados permitem uma análise abrangente do comportamento do sistema, tornando válidas as conclusões deste trabalho.

3.6 Mercado

A carga adotada nos casos de fluxo de potência simulados foi aquela representada nos casos do Plano Decenal ciclo 2007/2016 [10]. Para o sistema regional Acre / Rondônia, no entanto, foi con-siderada uma previsão maior fornecida pela Eletronorte e já representada no PD ciclo 2008/2017, em andamento na EPE. Essa evolução de carga, que sinaliza um crescimento bastante acentuado, e sua evolução é mostrada na Tabela 2. Informações extra oficiais vislumbram valores ainda maio-res para a carga na região de Porto Velho, em função dos impactos d construção das usinas. Em vista disso o estudo traz uma sensibilidade para uma carga aproximadamente 10% maior a utiliza-da no estudo (Tabela 2)

Tabela 2 Evolução da carga do sistema Acre/ Rondônia

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017LEVE 276 309 342 370 398 442 448 473 500MÉDIA 414 464 513 556 596 634 669 711 750PESADA 551 619 684 741 795 831 897 947 1000

3.7 Geração

Da mesma forma, o Plano de Geração utilizado neste trabalho foi atualizado de acordo com o Pla-no Decenal ciclo 2007/2016 [3]. Para as usinas de Jirau e Santo Antônio os montantes semestrais de potência previstos são mostrados na Tabela 3.

Tabela 3 Previsão de entrada em operação das usinas. No Máquinas 2012

Dezembro Junho Dezembro Junho Dezembro Junho Dezembro Junho DezembroSanto Antônio 2 8 14 20 26 32 38 44 44Jirau 0 8 14 16 16 22 31 40 44

Potência (MW) 2012Dezembro Junho Dezembro Junho Dezembro Junho Dezembro Junho Dezembro

Santo Antônio 143 573 1002 1432 1862 2291 2721 3150 3150Jirau 0 600 1050 1200 1200 1650 2325 3000 3300Total (MW) 143 1173 2052 2632 3062 3941 5046 6150 6450

2013 2014 2015 2016

2013 2014 2015 2016

3.8 Topologia e Sistemas Referenciais

A topologia do SIN considerada foi aquela constante nos casos de fluxo de potência do ciclo do PD 2007-2016, com as seguintes alterações:

• A transmissão das usinas de Teles Pires (3700 MW / 2015) deverá ser objeto de estudo especí-fico e não será considerada em nenhuma das alternativas representadas neste trabalho;

• O atendimento à Rio Branco deverá ser reforçado através do 2º circuito de 230 kV, semelhante ao existente, permitindo o atendimento do critério N-1 para aquela região;


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• O atendimento a Porto Velho deverá ser reforçado para eliminar/reduzir a necessidade de ge-ração térmica por restrição elétrica, no período anterior a implantação das usinas do rio Madei-ra. Duas alternativas foram analisadas: Reforços em 230 kV ou em 500 kV entre Jauru e Porto Velho. Para qualquer das alternativas, foi feita uma avaliação econômica considerando o custo total, incluindo o custo das obras de transmissão e o custo do combustível das usinas térmicas para o período anterior a entrada das usinas do Madeira;

• O valor mínimo de recebimento pelos estados do Acre e Rondônia (RACRO) estimado pela área energética é de 500 MW;

• Os estudos de atendimento ao sistema AC/RO, antes da implantação das LTs de escoamento da energia do Madeira, não consideraram a PCH Apertadinho, cuja barragem foi destruída;

• Para escoar as PCHs do Mato Grosso no período pré-Madeira foi reavaliada a necessidade de implantação das linhas 500 kV Jauru – Cuiabá e do 2o circuito Cuiabá – Ribeirãozinho - Rio Verde, em cada alternativa e como obra comum às 3 alternativas deverá ser considerado o circuito 500 kV Rio Verde – Trindade, reforço definido para atendimento a Goiás/Brasília.

3.9 Configurações de Linhas de Transmissão

O sistema de transmissão da Rede Básica para escoar as usinas do rio Madeira é caracterizado pela necessidade de linhas de transmissão extensas e de grande porte. O alto custo dos empreen-dimentos de transmissão, associado às restrições e as incertezas envolvidas para a obtenção de faixas de passagem, com mínimo impacto ambiental, tornaram essencial o aumento da capacidade das LTs e a redução da impedância de transferência. Assim, para as 3 alternativas, buscou-se con-figurações de linhas (LPNE) mais otimizadas, com torre mais leves, de forma a diminuir os custos dos projetos. Entre as premissas adotadas, utilizou-se também LTs com 80% das torres estaiadas.

Salienta-se que já existem em operação, no Japão e na Coréia, linhas com de 6 condutores por fase, no entanto as configurações das LTs CA 500 e 765 kV propostas nesse estudo são inéditas e demandarão análises e ensaios para sua efetiva implantação.

Os novos condutores a serem utilizados nas 3 alternativas, listados na Tabela 4, foram determina-dos em estudos desenvolvidos pelo CEPEL [13] e resumidos no anexo 4. Essas análises de condu-tor ótimo se basearam nos custos referenciais do banco de dados da Eletrobras de dezem-bro/2006, com custos de perdas de R$ 138,00/MWh.

Tabela 4 Resumo das características das configurações de linhas

Tensão (kV) Alternativa Bitola (MCM) Condutor Faixa de passa-gem (m)

500 HB 6x1033 Ortolan 87

765 CA 6x954 Rail 38

600 CC e HB 4x2312 Trasher 49

230 CC CA e HB 2x795 Drake 40


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3.10 Custos

Como esse trabalho envolve tecnologias diferentes e ainda não se dispõe de uma base de custos que reflita os resultados dos últimos leilões, foram utilizadas três metodologias para a determina-ção dos custos de investimentos em equipamentos e instalações:

• Custos referenciais do banco de dados da ELETROBRÁS, jun/2004 [7];

• Custos referenciais do banco de dados da ELETROBRÁS, dezembro/2006 [8], para os equi-pamentos sem custos disponíveis nessa metodologia, foram adotados os mesmos custos do banco de dados da ELETROBRÁS, jun/2004 (metodologia anterior);

• Custos do banco de dados da ANEEL, de acordo com a resolução 181 [9], que atualizam os custos ELETROBRÁS de jun/2004 com as variações do dólar (1 US$ = 1,78 R$) e do IGPM (20,51%) e aplicam descontos médios em função dos resultados dos leilões realizados. Nesse trabalho, esses custos foram trazidos para dezembro/2007.

• Os custos dos capacitores série e compensadores estáticos foram adotados como a média daqueles fornecidos pelos fabricantes (US$ 1 = R$ 2,15, valor médio de out/2006).

Os custos das linhas de transmissão do tronco das 3 alternativas foram calculados pelo CEPEL e foram baseados nas mesmas premissas, ou seja, custo referencial do banco de dados da ELETRO-BRÁS de jun/2006, com 20% de torres autoportantes e 80% estaiadas.

Para o orçamento das conversoras, compensadores estáticos e capacitores série foram utilizados valores médios obtidos através de coleta de preços aos fabricantes, considerando relação cambial de US$ 1 = R$ 2,15, e acrescidos dos seguintes percentuais:

• Impostos = 37%;

• Taxas de administração = 5%;

• Eventuais = 10%;

Foram considerados os seguintes custos extras:

• Transformadores reserva (2 unidades monofásica por bipolo, 1 unidade por estação con-versora), custeados como 5% do investimento da conversora ou conforme informação do fabricante;

• Para efeito de custeamento foi considerada sobrecarga de 33% por meia hora nas conver-soras, com um sobrecusto fornecido pelo fabricante de aproximadamente 7%.

De acordo com informações dos fabricantes, após a instalação do primeiro bipolo os subseqüentes poderiam ter um desconto de 10%. Essa consideração, no entanto, não foi utilizada no trabalho, tendo em vista que os bipolos poderão ser leiloados separadamente

Além disso, na análise econômica considerou-se:

• Custo marginal de expansão (custo de perdas): R$ 138 / MWh;

• Taxa de desconto: 11 %;


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• Tempo de vida útil das instalações: 30 anos.

Salienta-se que nos custos das alternativas que envolvem tecnologia CC não foram considerados os eletrodos de aterramento dos bipolos de corrente contínua nem o adicional para a sua operação com retorno metálico, adotando-se como premissa que esses custos estão cobertos pelos 10% de eventuais considerados nos custos das conversoras.

4. DIAGNÓSTICO PRÉ-MADEIRA

No período imediatamente anterior à implantação das usinas do rio Madeira, o sistema regional é dependente de geração térmica para o atendimento satisfatório das cargas do Acre e de Rondônia. Por outro lado, o grande potencial de usinas previsto para o estado do Mato Grosso, principalmen-te na região de Jauru, faz com que o sistema, a partir dessa barra, tenha função de escoamento dessa geração, como ilustrado pelas setas da Figura 1.

Atendimento ao Sistema Regional Acre / Rondônia / Mato Grosso no período PRÉ Madeira –

Configuração já Licitada

Jauru

Coletora Porto Velho

Rio Branco

Ribeirãozinho

Samuel

Pimenta Bueno

Vilhena

Cuiabá

Itumbiara

JiparanáAriquemes

R.Verde242 km

202 km

165 km 1x795

150 km 1x795

41 km 1x954

118 km 2x795

160 km 2x795

305 km 2x795

354 km 2x795

160 km 2x795

Abunã Universidade

30 km 2x795

~~Necessidade de Geração

Térmica por restrições

elétricasNão atende N-1

Escoar usinas MT período

úmido – carga leve

Atender carga AC/RO

Período seco – carga pesada

Necessidade de Geração

Térmica por restrições

elétricasNão atende N-1

Escoar usinas MT período

úmido – carga leve

Atender carga AC/RO

Período seco – carga pesada

1500 MW

Figura 1 Sistema de atendimento aos estados do Acre / Rondônia e Mato Grosso

Dessa forma, foi feito um diagnóstico do desempenho desse sistema visando atender essas duas funções distintas:


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Atendimento às cargas do Acre/Rondônia, sem restrições elétricas que levem à ge-ração de usinas termelétricas economicamente não justificadas. O cenário mais crí-tico para essa situação é representado pelo período hidrológico seco e patamar de carga pesada;

Escoamento das usinas regionais do estado do Mato Grosso, com e sem a possibili-dade de corte de geração, para o cenário mais crítico: carga leve e período hidroló-gico úmido.

Salienta-se que será considerada nas análises, a possibilidade de geração térmica, assim como de corte de geração, tendo em vista o curto prazo que o sistema operará com essas restrições.

Após a entrada das usinas do rio Madeira, o sistema regional, em qualquer das 3 alternativas de transmissão das usinas do rio Madeira, atenderá o critério N-1.

4.1 Atendimento ao Sistema Acre / Rondônia

4.1.1 Histórico e Objetivo

Visando atender a um crescimento expressivo do consumo de energia elétrica dos estados do Acre e Rondônia (ACRO), a ELETRONORTE contratou, em 2000, por um prazo de 10 anos, um Produtor Independente de Energia Elétrica (PIE) para a instalação de uma termelétrica de 64 MW de potên-cia (Termo Norte I), com unidades bi-combustível, de modo a viabilizar a utilização futura do gás natural, proveniente de Urucu. No ano 2000 a ELETRONORTE assinou outro contrato por um prazo de 20 anos, com o Consórcio Termo Norte para a implantação de uma termelétrica de 345 MW de potência (Termo Norte II), instalada em três etapas, tendo o fechamento da planta em ciclo com-binado em 2003. A geração dessas usinas, por obrigações contratuais, são inflexíveis em até 85% de sua capacidade instalada.

No ano 2000, foi sinalizada a ocorrência de excedente de energia nesse sistema ACRO, uma vez que o gás natural proveniente da região de Urucu estaria disponível, em Porto Velho, a partir de julho de 2003. Esse fato foi associado a uma perspectiva de queda do mercado consumidor no longo prazo e a implantação das usinas termelétricas Termo Norte I e II empreendimentos hidrelé-tricos. Neste contexto, foi avaliada em meados de 2001, a oportunidade de antecipação da interli-gação do sistema Acre-Rondônia ao Sistema Interligado Nacional para julho de 2003 de modo a disponibilizar o excedente de energia ao SIN [11].

Em 2003, foram realizados estudos energéticos considerando a energia elétrica contratada das UTE’s TermoNorte e uma quantidade expressiva de PCH’s na região Sudoeste do Estado de Mato Grosso, que indicaram a atratividade econômica da interligação Acre - Rondônia com o Sistema Interligado Nacional.

Estudos de planejamento posteriores [16] identificaram, a partir de avaliações técnicas e econômi-cas, os requisitos da interligação do Sistema Acre-Rondônia com o Sistema do Mato Grosso frente às perspectivas de exportação/importação de energia, no período de 2006 a 2012. A consideração das incertezas quanto a disponibilização ou não do gás natural na região, a substituição da gera-ção à óleo diesel e a economia na Conta de Consumo de Combustível (CCC) subsidiaram a indica-ção do conjunto de obras, que compõem essa interligação, licitadas em novembro de 2006, perfa-zem aproximadamente 950 km de extensão e são relacionadas a seguir (Tabela 5).


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Tabela 5 LTs da Interligação Acre – Rondônia – Mato Grosso

Empreendimento Tensão (kV) Extensão Aproximada (km) LT Jauru (MT) – Vilhena (RO) CD 230 354

LT Vilhena (RO) – Pimenta Bueno (RO) 230 160

LT Pimenta Bueno (RO) – Ji-Paraná (RO) 230 118

LT Ji-Paraná (RO) – Ariquemes (RO) 230 164

LT Ariquemes (RO) – Samuel (RO) 230 153

Total 949

A configuração licitada, mostrada na Figura 2, apresenta um recebimento máximo de 310 MW, com o despacho das usinas hidráulicas de 125 MW e a necessidade de geração térmica, em carga pesada, de 300 MW (período seco).

P. Velho Samuel Ariquemes Ji-Paraná P. Bueno

Rio Branco

UTE Porto Velho

UHE Samuel

CER Vilhena

51 km 150 km

Jaru

85 km 118 km

160 km

354 km

Vilhena

Jauru

UHE Guapore UHE Jaurú

Coxipó

MT

230

Abunã

CER Rio Branco

P. Velho Samuel Ariquemes Ji-Paraná P. Bueno

Rio Branco

UTE Porto Velho

UHE Samuel

CER Vilhena

51 km 150 km

Jaru

85 km 118 km

160 km

354 km

Vilhena

Jauru

UHE Guapore UHE Jaurú

Coxipó

MT

230

Abunã

CER Rio Branco

Figura 2 Sistema de interligação dos estados do Acre / Rondônia e Mato Grosso

A operação comercial do gasoduto Urucu – Porto Velho estava prevista para dezembro/2007, mas o projeto desse gasoduto foi sinalizado, por seus empreendedores, como descontinuado, o que faz com que parte da carga do subsistema Acre/Rondônia seja atendida com geração térmica a óleo combustível. Dessa forma, para suprir a demanda dessa região a custos compatíveis com o restan-te do Sistema Interligado Nacional (SIN) no período anterior a entrada em operação das usinas do rio Madeira, foi indicada a necessidade de expansão da capacidade instalada, que pode ser feita por meio de Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs ou por reforços da interligação ainda para 2009.

Em vista disso, é objetivo desse item definir a expansão do sistema de transmissão ACRO a partir da comparação dos custos dessa expansão com aqueles da geração térmica local, necessária para atender a carga.


18 / 149

4.1.2 Premissas

• Mercado e Patamares de carga

Tendo em vista a sinalização dos aumentos de carga dessa região, foi considerada a previ-são de carga do Plano Decenal da Transmissão ciclo 2008-2017 (Tabela 2) que se apresen-ta maior do que o PD de referência ciclo 2007-2016. Como as previsões da Eletronorte pa-ra essa região, a serem utilizadas pelo ONS e pela EPE nos próximos ciclos de estudo, são ainda maiores (em torno de 10%), foram feitas análises de sensibilidade com relação ao montante de importação, reforço no sistema de transmissão e geração térmica, para esses potenciais de carga.

Com relação à curva de carga, adotou-se os fatores correspondentes aos períodos de per-manência da carga conforme Programa Mensal de Operação – PMO (carga pesada = 11%, carga média = 52% e carga leve = 37%).

• Limites de interligação

De acordo com os estudos energéticos realizados pela EPE, para essa carga prevista, o li-mite mínimo de intercâmbio na interligação deverá ser de 500 MW. É interessante ressaltar que, para o novo ciclo, esse limite mínimo solicitado pelo energético deverá aumentar ten-do em vista as novas previsões de mercado.

• Geração e Curva de sazonalidade

As usinas do sistema AC/RO consideradas nesta análise estão mostradas na Tabela 6.

A disponibilidade de geração hidráulica no sistema Acre/Rondônia foi calculada com base nos valores de despacho médios mensais verificados da UHE Samuel.

• Custo da geração térmica

Foi considerado o custo unitário de geração térmica de 481,59 R$/MWh para a UTE Ter-monorte, fornecido pela Eletrobrás [15] considerando apenas o custo do combustível, 100% ICMS e Tarifa de Energia Hidráulica Equivalente – TEHE.


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Tabela 6 Capacidade instalada das usinas do Acre/Rondônia (ref PD 2007/2016)

Usinas Potência instalada (MW)

UHE Samuel 216

UHE Rondon II 73,5

PCH Sta Cruz 17

PCH Cachoeira 10

PCHs Rolim 21,8

PCHs Vilhena 37,4

PCHPrimavera (P.Bueno) 18,2

PCHC.Formosa(Ariquemes) 12,3

PCH Machadinho (Jaru) 10,5

PCH Cassol 3,6

PCH A.Floresta 5

PCH Alto 1,7

PCH Montebelo 4

PCH Cascata 7

PCH Canaã 17

PCH Jamari 20

TOTAL 475

4.1.3 Reforços de Transmissão

As avaliações efetuadas mostraram que os reforços de transmissão para atendimento à região, Recebimento do Acre / Rondônia (RACRO), dependem do montante de geração térmica que será considerado, de acordo com as premissas adotadas:

1 – Para eliminar a geração térmica, torna-se necessária a implantação do 3º circuito Jauru – Por-to Velho 230 kV, com circuito duplo no trecho entre Jauru e Vilhena e compensação reativa con-forme mostrado na Figura 3.


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Figura 3 Atendimento ao Acre /Rondônia sem geração térmica

2 – Caso seja considerada uma geração térmica de 70 MW, a configuração do reforço é a mesma do caso 1, mas não seria necessária a implantação de toda compensação reativa adicional, con-forme mostrado na Figura 4.

Figura 4 Atendimento ao Acre /Rondônia com 70 MW de geração térmica

3 – Caso se admita 150 MW de geração térmica, torna-se necessário apenas o trecho Jauru – Jipa-raná 230 kV, associado a um compensador estático conforme ilustrado na Figura 5.

Geração Térmica = 70 MW

RACRO = 570 MW

Jauru


Samuel

Pimenta Bueno

Vilhena

Ji-Paraná

Ariquemes

165 km 2x795

150 km 2x795

41 km 1x795

118 km 2x795

305 km 2x795

354 km 2x795

160 km 2x795

Abunã Universidade

30 km 2x795

CE -25/50

160 km 2x795

Rio Branco

CE -25/50


(RACRO=660 MW

Jauru


Samuel

Pimenta Bueno

Vilhena

Ji-Paraná

Ariquemes

165 km 2x795

150 km 2x795

41 km 1x795

118 km 2x795

305 km 2x795

354 km 2x795

160 km 2x795

AbunãUniversidade

30 km 2x795

2 x CE -25/50

160 km 2x795

Rio Branco

CS -80/100

CS -80/100


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Figura 5 Atendimento ao Acre /Rondônia com 150 MW de geração térmica

Além das alternativas acima, foi feita, para a alternativa Híbrida, uma análise similar considerando a antecipação da linha de 500 kV de 6x1033 MCM e a compensação reativa adicional para os di-versos montantes de geração.

4.1.4 Aumento do Intercâmbio versus Geração Térmica

No item anterior, foi determinada a expansão do sistema de transmissão de 230 kV necessária para atendimento do sistema Acre e Rondônia (ACRO). Esses reforços irão permitir um RACRO de 480 MW, 570 MW e 660 MW, para montantes de geração térmica local de 150 MW, 70 MW e 0 MW, respectivamente, com as premissas consideradas de mercado e geração hidráulica local. Es-tes reforços foram determinados considerando cada uma das três alternativas de transmissão de escoamento do Madeira e seus custos associados (investimento + perdas).

O montante de geração térmica local necessário para cada valor de RACRO foi determinado mês a mês e por patamar de carga, para um período de dois anos (2010 e 2011). Para se determinar esse montante de geração considerou-se a diferença entre o mercado e a geração hidráulica local, calculada com base nos valores de despacho médios mensais verificados da UHE Samuel. A ener-gia equivalente foi calculada com fatores de 0,11, 0,53 e 0,36, respectivamente, para os períodos de carga pesada, media e leve. O custo unitário da geração térmica adotado foi de 481,59 R$/MWh, para a UTE Termonorte. Verificou-se que sob este ponto de vista a geração térmica ge-rou somente no patamar de carga pesada.

As Figura 6, Figura 7 e Figura 8 mostram, para as três alternativas de transmissão do rio Madeira, o custo da geração térmica local, para o período de dois anos, o custo global de transmissão e o custo total (geração térmica + reforço de transmissão) para determinados valores de recebimento do ACRO.

Jauru

Coletora Porto Velho Samuel

Pimenta Bueno

Vilhena

Ji-Paraná

Ariquemes

Abunã Universidade

30 km

CE -25/50

Rio Branco


RACRO = 480 MW


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Para todas as alternativas de escoamento do Madeira, pode-se observar que o menor custo total (investimento + perdas + geração térmica) ocorre para RACRO de 480 MVA que equivale, aproxi-madamente, aos 500 MW definidos como limite pela área energética,.

Geração Térmica versus Reforços de Transmissão -

Alternativa 765 kV

-100.00

0.00

100.00

200.00

300.00

400.00

500.00

600.00

700.00

300 480 575 660 RACRO (MW)

R$ x Milhões

TotalGTReforço

Figura 6 Geração Térmica e reforços transmissão – Alternativa CA

Geração Térmica versus Reforços de Transmissão - Alternativa CC

-100.00

0.00

100.00

200.00

300.00

400.00

500.00

600.00

700.00

300 480 575 660 RACRO (MW)

R$ x Milhões

TotalGTReforço

Figura 7 Geração Térmica e reforços transmissão – Alternativa CC


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Geração Térmica versus Reforços de Transmissão - Alternativa Hibrida

-100.00

0.00

100.00

200.00

300.00

400.00

500.00

600.00

700.00

300 480 575 660 RACRO (MW)

R$ x Milhões

TotalGTReforço

Figura 8 Geração Térmica e reforços transmissão – Alternativa HB

Fazendo uma sensibilidade do tempo de permanência do período pré-Madeira, considerando um eventual atraso da entrada do reforço do sistema de 230 kV para atendimento ao ACRO, verifica-se que, caso este período se reduza para 1 ano, o reforço correspondente a um RACRO de 500 MW continua próximo ao menor custo total (Figura 9).

Geração Térmica versus Reforços de Transmissão - Alternativa 765 kV - Pré-Madeira - 1 ano

-100.00

0.00

100.00

200.00

300.00

400.00

500.00

600.00

700.00

800.00

300 480 575 660 RACRO (MW)

R$ x Milhões

TotalGTReforço

Figura 9 Geração Térmica e reforços transmissão – pré-Madeira 1 ano


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4.1.5 Investimento e custo global de Transmissão

Para a linha de 230 kV foram testados 2 tipos de configuração de linha: 2x795MCM e 3x397MCM. A escolha do condutor 2x795 MCM baseou-se no menor custo global, além de se tratar de uma linha semelhante às existentes, dos circuitos 1 e 2.

Os investimentos e custos globais associados aos atendimentos analisados são mostrados no grá-fico da Figura 10. Ressalta-se que alguns trechos de 230 kV foram considerados, na alternativa de CC como antecipação. Da mesma forma, para a alternativa HB são consideradas antecipações dos trechos de 500 kV.

0

100

200

300

400

500

600

Investimentos 231 492 561 57 457 528 332 397 580

Perdas (MW) 39 64 103 39 64 103 0 21 5

custo global 274 563 675 100 528 643 332 462 583

765 150 MW 765 70 MW 765 0 MW CC 150 MW CC 70 MW CC 0 MW HB 150 MW HB 70 MW HB 0 MW

Alternativa CA Alternativa de CC Alternativa HB

Construção LT 230kV + UTE150MW antecipa LT 230kV + UTE150MW

antecipa LT 500kV + UTE150MW

Figura 10 Atendimento ao Acre /Rondônia em função da geração térmica

O gráfico da Figura 10 apresenta as alternativas de menor custo global para os 3 patamares de geração térmica (150, 70 e 0) analisados, nas diferentes alternativas de escoamento do Madeira (CA, CC e HB).

O primeiro conjunto de barras representa a construção de um 3º circuito de 230 kV até Ji Paraná, que representa o reforço pré Madeira para a alternativa CA. O segundo conjunto equivale ao mesmo reforço em 230 kV, porém com alguns trechos considerados como antecipação de circui-tos já previstos na alternativa CC. Finalmente no 3º conjunto foram consideradas antecipações de circuitos de 500 kV de Jauru até Porto Velho, previstos na alternativa HB.

A partir dessa análise de mínimo custo global (investimento + perdas) pode-se concluir que a construção de um circuito de 230 kV é economicamente mais vantajosa que a antecipação das linhas de 500 kV da alternativa HB.

Para garantir o escoamento das primeiras máquinas do Madeira, foi necessário complementar o 3º circuito no trecho entre Ji-Paraná e Porto Velho. Ressalta-se que esse reforço possibilitou também


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o recebimento do Acre/Rondônia pelo Sudeste e com conseqüente redução da geração térmica local de 150MW ( Figura 5) para 120 MW, conforme mostra o croqui da Figura 11.

Dessa forma, recomenda-se a implantação, em 2011, do 3º circuito 230 kV entre Jauru – Porto Velho (2x795 MCM). A Figura 12 mostra os resultados dos fluxos obtidos para esse sistema reco-mendado.

Jauru

Coletora

Porto Velho

Samuel

Pimenta Bueno

Vilhena

Jiparaná

Ariquemes

165 km

150 km

41 km

118 km

160 km

354 km

510 MW

~

1 x CE -25/50 ~

1 x CE -25/50

~

120MW térmicas

124MW hidráulicas

Figura 11 Reforço proposto ao Acre/ Rondônia para o período pré Madeira


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1.048 -15.203 172 458

120 -26 -231.050 1.053 1.035

0 40 90 72 463 507 1.033

-15 -27 -9 -30

1.033-13.

0.

1.034-48

117-23

1.037 -31

1.054

JPR

PVESAM

JAR 1

ARI

JAR 2

PBUVIL

PCH

JAU

CE

CE 1x

1x

CS1x

Mato Grosso

Figura 12 Resultado dos fluxos para o sistema recomendado e carga 740 MW

Para essa mesma configuração da Figura 11Considerando a previsão de um aumento de carga de 10% para o sistema ACRO, que equivale a uma carga de 810 MW, vislumbrada pelo setor, foi de-terminado o máximo recebimento do AC/RO (RACRO). Verifica-se que neste caso, o valor de RA-CRO é de 540 MW que correspondente à geração térmica local de 200 MW (Figura 13).


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-21.238 204 492

201 15 151.033 1.040 1.054

0 40 122 102 498 540 1.052

-11 -24 6 -27

1.049-6.

0.

1.04771

1.055

1.047 -2499-29

JPR

PVESAM

JAR 1

ARI

JAR 2

PBUVIL

PCH

JAU

CE

CE1x

1x

CS1x

MATO GROSSO

Figura 13 Resultado dos fluxos para o sistema recomendado e carga 810 MW

4.2 Escoamento das Usinas do Mato Grosso e Atendimento a Goiás

O sistema de transmissão do Mato Grosso sofrerá influência considerável com a entrada do grande parque de pequenas centrais hidrelétricas previstas para o estado, podendo ocasionar a necessi-dade da expansão do seu sistema de transmissão num horizonte anterior à implantação das usinas do Rio Madeira.

Em virtude disso, é apresentada a seguir uma análise mais detalhada do sistema principal de transmissão do Mato Grosso para o ano de 2012, sem considerar as usinas do Rio Madeira e sua transmissão associada, para que seja dado um diagnóstico sobre o comportamento do sistema local cujo diagrama unifilar simplificado pode ser visto na Figura 14.


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Figura 14 Diagrama unifilar do sistema de transmissão do Mato Grosso - Ano 2012

4.2.1 Base de Dados

O caso base dos estudos de regime permanente foi o do Plano Decenal, ciclo 2007 a 2016, utili-zando o ano de 2012, no cenário de carga leve, período úmido. Considerou-se ainda o despacho das usinas hidrelétricas em 80% e a UTE Cuiabá plena, conseqüentemente o Mato Grosso expor-tador, ocorrendo os maiores fluxos neste sistema de transmissão e, portanto, as piores condições. A geração das usinas do Mato Grosso no caso base em questão está apresentada na Tabela 7.

A base de dados para o estudo de estabilidade eletromecânica foi a mesma utilizada na concepção das usinas do Rio Madeira, com as devidas adequações para o ano em questão.

O montante total de geração das pequenas centrais hidrelétricas na região do MT foi concentrado nas SE Maggi e Juba, sendo admitida a modelagem de impedância constante nas simulações pelo fato da grande incerteza do comportamento dessas usinas (comportamento dinâmico e conexão ao sistema).


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Tabela 7 Geração das Usinas do MT

Usina Geração (MW) Jauru 90 Dardanelos 210 Alto Jauru 64 Guaporé 95 Itiquira 124 Manso 168 Jaciara 48 Upara PCH 80 PCHs ligadas em Juba 175 PCHs ligadas em Maggi 420 TOTAL 1475

4.2.2 Desempenho do sistema

Regime Permanente

Para atendimento ao critério N-1 foram efetuadas todas as emergências do sistema de transmis-são de 230kV do Mato Grosso e das linhas de transmissão em 500 kV Ribeirãozinho-Intermediária (Rio Verde), Cuiabá-Ribeirãozinho e Cuiabá-Jaurú. Para a geração prevista no estudo, as emergên-cias mais críticas são as de 500 kV, que levaram a cortes de geração da ordem de 360 MW nas usinas de Cuiabá (vapor), Ponte de Pedras e Itiquira. Ressalta-se que o trecho Jauru – Cuiabá já apresenta sobrecarga em regime normal de operação conforme previsto no estudo.

Regime Dinâmico

Apenas as emergências no tronco Jauru – Cuiabá- Ribeirãozinho – Rio Verde foram analisadas em regime dinâmico, pelo fato de terem se apresentado como as piores contingências. O comporta-mento dinâmico do sistema frente a estas situações críticas pode ser visualizado nas curvas conti-das no anexo 1.

Assim como as análises em regime permanente (pré-Madeira), foi necessário adotar corte de má-quinas em regime dinâmico para que o sistema pudesse apresentar comportamento aceitável fren-te às emergências. Considerando a rejeição de geração, considerando o regime dinâmico, está indicado na Tabela 8.

Tabela 8 Corte de máquinas na UTE Cuiabá para cada tipo de estudo

EMERGÊNCIA MW Ribeirãozinho – Intermediária 480

Cuiabá – Ribeirãozinho 480 Cuiabá - Jaurú -

Cabe ressaltar que as simulações consideraram a rejeição de geração na UTE Cuiabá devido aos cortes nesta usina terem apresentado maior influência no desempenho do sistema.

Na impossibilidade de rejeição de máquinas a gás, foram simulados alternativamente alguns cortes de geração em hidrelétricas das proximidades para a contingência mais severa (Ribeirãozinho-Intermediária 500kV). Esta análise indicou que é possível o corte de geração envolvendo a unida-


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de a vapor da UTE Cuiabá e outras unidades de usinas hidráulicas da região (As curvas ilustrando o comportamento dinâmico obtido estão contidas no anexo 1.

4.2.3 Sensibilidade quanto ao montante de PCHs

Nas simulações efetuadas foram considerada sensibilidade quanto ao montante de PCHs previstas no sistema do Mato Grosso de cerca de 380 MW de forma a avaliar se o sistema previsto antes da entrada do AHE Madeira teria capacidade de escoar esse excedente.

209 206 202

1.054 12. -30 1.053 -14

222 56 140 252. 400. 3060 -2 2 10 272 -54

1.032 1.038 1.030 1.025 -12 1.039 482 396 -41

173 65 53 182 1.041 -52 -24 -1 -65 -0.

-12 -20 -6 37. 1.024 1.042 -7 1.030

1.031 1.030 204 4200. 578 220 -16 124

41. -122 -28

1.030 303 141. 1113 MW523 -75 141

350 -13

515 6104 1.024 -308

1.019

-70 134 154

797 80 570 -31 528 0

60 -109 1.025 -316

GU-SM 3729 71 847 6731.044

SE-SUL= 1566 -83 -186 -294

1181. 0.999

0

1.074

-171785

1.021168.

606-10

1.067

1.027

122-48

Intercâmbio(MW)

282

1.016

56

1.020

1.014

ITM

INT

RIB

CUI CDORVR

BPX

CMG

RONCOXJPR

PVESAM

JAR 1

ARI

JAR 2

PBUVIL

NOB SIN

MAN

LCV SOR

ITI

PPEPCH

MAG

swing

CE

CE

NMU

CBA

JAU

JUB

DEMAIS PCH

SIN

DAR JUI

PCH PCHCE

CE 1x

1x

TRI

TOTAL PCH MT

Figura 15 Resultados de Fluxo de Potência do sistema de transmissão do Mato Grosso - Ano 2011

Sistema do Mato Grosso e Acre-Rondônia. Carga leve. Cenário úmido considerando um excedente de PCHs no Mato Grosso de 380 MW além do previsto no PD 2006-2017.

O cenário analisado foi carga leve, cenário úmido, que representa o cenário mais crítico para o eixo 230 kV Acre/Rondônia e Mato Grosso, considerando ainda a presença da UTE CBA (Termo Cuiabá) com despacho de 320 MW.

Sob o ponto de vista de regime permanente não se vislumbra estrangulamento para escoamento deste excedente até a entrada do sistema de transmissão do AHE Madeira. Contudo, as análises dinâmicas mostrarm uma necessidade de um montante expressivo de geração, principalmente na perda do trecho Cuiabá-Ribeirãozinho-Intermediária.


31 / 149

Sendo assim, nas simulações efetuadas, foi adotado corte de máquina nas da UTE CBA (Termo Cuiabá) e UHE P. Pedra e Itiquira que exercem maiores influências na potência injetada nas subes-tações a partir de Cuibá, além da UHE Dardanelos, Juba, Jauru, Guaporé e Manso de modo a evi-tar afundamento de tensão após defeito. A figura a seguir apresenta a perda simples da LT 500 kV Cuiabá-Ribeirãozinho e LT 500 kV Cuiabá-Ribeirãozinho. Foi considerado tempo de atuação do esquema de cerca de 250 ms.

0.692

0.784

0.877

0.969

1.062

1.154

1.247

0. 2.5 5. 7.5 10.Tempo (s)

VOLT 3288 JAURU -2-230

VOLT 3276 COXIPO-2-230

VOLT 1406 ITIQUI-2-230

VOLT 4283 CUIABA---230

(a)

0.82

0.897

0.974

1.052

1.129

1.206

1.283

0. 2.5 5. 7.5 10.Tempo (s)


VOLT 3260 RONDON-2-230

VOLT 1406 ITIQUI-2-230


(b)

Figura 16 Tensões nas subestações de 230 kV do sistema do Mato Grosso. Perda da LT 500 kV Cuiabá-Ribeirãozinho (a) e perda LT 500 kV Ribeirãozinho-Rio Verde, coniderando corte de

máquina.


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Na perda simples da LT 500 kV Jauru – Cuiabá não foi necessário considerar corte de máquinas.

0.587

0.663

0.738

0.814

0.889

0.965

1.041

0. 2.5 5. 7.5 10.Tempo (s)

VOLT 9535 VILHENA 230

VOLT 3288 JAURU -2-230

VOLT 3286 JAURU----500


VOLT 3260 RONDON-2-230


Figura 17 Tensões nas subestações de 230 kV do sistema do Mato Grosso. Perda da LT 500 kV Jauru – Cuiabá sem corte de máquinas.

4.2.4 Resultaldos

As simulações das emergências no regime permanente e dinâmico do sistema de transmissão do Mato Grosso, considerando os montantes previstos de PCH, cenário úmido, bem como geração da térmica de Cuiabá, mostraram que foi necessária a adoção de medidas operativas, cortes de gera-ção, para que o sistema permanecesse em sincronismo ou evitasse problemas de subtensão no sistema de 230kV remanescente (emergências no tronco de 500 kV).

Para evitar as medidas operativas necessárias, considerando o excedente de geração das usinas de Mato Grosso, pode-se concluir a necessidade dos reforços para a fase pré-Madeira apresenta-dos a seguir.

• LT de 500 kV Jauru – Cuiabá e Transformação 500/230kV em Jauru

A implantação da LT Jauru – Cuiabá, definida em [11], foi recomendada para quando o montante de geração (PCHs e Dardanelos) fosse superior a 600 MW, o que se verifica em 2010 para as refe-rências de geração utilizadas nesse trabalho. Essa LT 500 kV, Jaurú – Cuiabá, e a transformação de Jauru 500/230 kV (750 MVA) já estão previstas no PET e espera-se que estejam incluídas no 2o leilão de 2008. Cabe ressaltar que na compatibilização do PAR-PET esse reforço deverá ser con-templado.


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• LT 500 kV Rio Verde – Trindade

Além de permitir o escoamento das usinas do estado do Mato Grosso, a LT 500 kV Rio Verde –Trindade tem a função de atender a região de Brasília, conforme indicado nos estudos de atendi-mento à área Goiás/Brasília, em fase de finalização no âmbito do GET/SE.

Além desses reforços, observou-se a necessidade implantação da 2ª LT 500 kV Cuiabá - Ribeirão-zinho - Rio Verde, que evitaria a utilização do esquema de corte de geração, nas contingências entre Jaurú e Ribeirãozinho, conforme análise detalhada no anexo 1. Apesar disso, decidiu-se pela não construção dessa LT para o período pré-Madeira, tendo em vista o curto período de exposição a esse possível corte de geração (aproximadamente 360 MW) e às muitas incertezas com relação ao montante de geração que efetivamente irá se concretizar nessa região.

Com a entrada das usinas do rio Madeira esse trecho torna-se naturalmente reforçado em função das diferentes obras que compõem cada uma das alternativas. Nas alternativas CA e HB, o reforço será feito pelo compartilhamento do próprio tronco de 500 kV e 765 kV. Na alternativa CC, a cons-trução da 2ª LT Cuiabá – Ribeirãzinho – Rio Verde já está contemplada no seu plano de obras. Ressalta-se que a partir de avaliações de custo realizadas, recomenda-se para esse trecho, a con-figuração de 4 x 954 MCM que se justifica pelos ganhos de perdas proporcionados, e pela maior compatibilização com a expansão futura do sistema.

Como conclusão desse item 4, confirma-se a necessidade de reforços no sistema regional no perí-odo pré Madeira para atendimento das cargas do Acre / Rondônia e escoamento das usinas do Mato Grosso. A recomendação é que seja implantado um reforço mínimo, comum às 3 alternati-vas, que minimize os problemas de atendimento pré Madeira mas que seja compatível com o sis-tema pós Madeira.

4.3 Plano de Obras Pré - Madeira

Em vista dos resultados das análises apresentados nos itens 4.1 e 4.2, é mostrado de forma es-quemática na Figura 18, a configuração recomendada para o período pré Madeira, a ser implanta-do no menor prazo possível.

Essa configuração equivale ao mínimo reforço a ser implantado que atende as 3 alternativas. O montante de térmicas necessário vai depender da carga. Para a carga de referência do Acre /Rondônia em 2012, 740 MW esse montante é de 120 MW. Caso a carga se apresente 10% maior (810MW) a geração térmica local seria da ordem de 200 MW.

O plano de obras do sistema de reforço pré Madeira é apresentado na 0, e o detalhamento dos equipamentos e das instalações, incluindo sua estimativa de custos com base nos valores da reso-lução 181 da ANEEL. Ressalta-se que os arranjos e os módulos de manobras estarão apresenta-dos, na sua forma final que irão à leilão, nos unifilares constantes do relatório R4 [6].


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SE

Vilhena

P. VelhoP.BuenoJ. ParanáAriq. Coxipo Ribeirãozinho

ItumbiaraMTMT

Samuel

-25/50 MvarCE

-25/50 MvarCERio Branco

Abunã

Univers.

CuiabáJauru

150km 118km 160km 354km41km 165km

Critério N-1

305km 160km 30km

Atendimento da carga (de 120 a +200 MW térmica)

Rio Verde

3x954MCM335 km

Trindade

3x954MCM200km

1x750MVA

Elimina sobrecarga em condição normal

Atendimento àGoiás/Brasília

Corte de geração ~360 MW

Figura 18 Reforços regionais previsto para o período pré-Madeira


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Tabela 9 Plano de obras recomendado para o reforço ao Acre/ Rondônia no período pré-Madeira

Reforço recomendado Pré Madeira, constante do PAR/PET para dez de 2010

Quantidade (unid./km)

LT 230 kV Coletora PV - Samuel, cabo 2 x 795 MCM 41LT 230 kV Samuel - Ariquemes, cabo 2 x 795 MCM 150LT 230 kV Ariquemes - Jiparaná, cabo2 x 795 MCM 165LT 230 kV Jiparaná-Pimenta Bueno, cabo 2 x 795 MCM 118LT 230 kV Pimenta Bueno-Vilhena, cabo 2 x 795 MCM 160LT 230 kV Vilhena-Jauru, cabo 2 x 795 MCM 354SE Porto Velho - 230 kVVão de Linha 230 kV, BD para Samuel 1SE Samuel - 230 kVVão de Linha 230 kV, BD para P.Velho e Ariquemes 2SE Ariquemes - 230 kVReator de linha 6,6 Mvar, 230 kV, monof, saída para Samuel 3Reator de linha 6,6 Mvar, 230 kV, monof, saída para Ji Paraná 3Vão de Linha 230 kV, BD para Samuel e Jiparana 2SE Jiparaná 230 kVVão de LT 230 kV, BD, saída para Ariquemes e P.Bueno 2Compensador Estático -25/50Mvar 1Reator de LT 6.6 Mvar, 230 kV, mono, saída para Pimenta Bueno 3SE Pimenta Bueno 230 kVVão de Linha 230 kV, BD, saída para Jiparaná e Vilhena 2Reator de linha 6,6 Mvar, 230 kV, monofásico, saída para Vilhena 3SE Vilhena 230 kVVão de Linha 230 kV,BD, saída p/ Jauru e P.Bueno 2Reator de LT 6,6 Mvar, 230 kV, mono, saída para Pimenta Bueno 3Reator de linha 10 Mvar, 230 kV, monofásico, saída para Jauru 3SE Jauru 230 kVVão de Linha 230 kV, BD 1Reator de linha 10 Mvar, 230 kV, monofásico, saída para Vilhena 3Capacitores shunt manobráveisSE Pimenta Bueno 18,6 Mvar 3LT 500 kV Jauru - CuiabáLT 500 kV, cabo 3 x 954 MCM, RAIL 335SE Jauru 500 kVMódulo Geral, SE 500 kV , Porte Média 1Autotransformadores 500/230 kV, 250 MVA, monofásicos 3Vão de Linha 500 kV, DJM para Cuiabá 1Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Cuiabá 3SE Cuiabá 500 kVVão de Linha 500 kV, DJM para Jauru 1Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Jauru 3


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5. DESCRIÇÃO DAS ALTERNATIVAS

Das 16 alternativas analisadas em [1] e apresentadas na Figura 14, as mais promissoras de cada ca-tegoria foram detalhadas analisando-se outras configurações conforme referência [2]. Finalmente, as 3 alternativas de menor custo global foram selecionadas para serem leiloadas. A relação de todas as alternativas analisadas pode ser vista no esquemático da Figura 19.

Alternativaspara escoamento

6300 MW para o SE

CA

CA / CC

CC3CC600 - SP 3 bipolos 2100 MW + 600 kV - 3 x 1192 MCM chegando em São Paulo

2CC600 - SP 2 bipolos 3150 MW + 600 kV – 4 x 1590 MCM chegando em São Paulo

3CC600 - SP 3 bipolos 2100 MW + 600 kV - 3 x 1192 MCM chegando em São Paulo


3CC600 - SP 3 bipolos 2100 MW + 600 kV - 3 x 1192 MCM chegando em São Paulo


2CA2CC - SP

2CC2CA - SP

2 circ 500kV – 6 x 477 MCM e 2 bipolos 2100 MW + 600 kV -3 x 1192 MCM chegando em São Paulo

2CA2CC - MG

2CC2CA - MG

2 circ 500kV – 6 x 477 MCM chegando em Minas Gerais e 2 bipolos 2100 MW + 600 kV - 3 x 1192 MCM chegando em SP

2 bipolos 2100 MW + 600 kV 3 x 1192 MCM e 2 circ 500kV -6 x 477 MCM chegando em São Paulo

3CA1CC - SP1 bipolo 3150 MW + 600 kV - 4 x 1590 MCM e 3 circ 500 kV -6 x 477 MCM chegando em São Paulo

2CA1CC - SP 1 bipolo 3150 MW + 600 kV - 4 x 1590 MCM e 2 circ 500kV -6 x 954 MCM chegando em São Paulo

70%

CC

e

30%

CA

50%

CC

e

50%

CA

2 bipolos 2100 MW + 600 kV - 3 x 1192 MCM chegando em SP e 2 circ 500kV – 6 x 477 MCM chegando em Minas Gerais

2CA2CC - SP

2CC2CA - SP

2 circ 500kV – 6 x 477 MCM e 2 bipolos 2100 MW + 600 kV -3 x 1192 MCM chegando em São Paulo

2CA2CC - MG

2CC2CA - MG

2 circ 500kV – 6 x 477 MCM chegando em Minas Gerais e 2 bipolos 2100 MW + 600 kV - 3 x 1192 MCM chegando em SP

2 bipolos 2100 MW + 600 kV 3 x 1192 MCM e 2 circ 500kV -6 x 477 MCM chegando em São Paulo

3CA1CC - SP1 bipolo 3150 MW + 600 kV - 4 x 1590 MCM e 3 circ 500 kV -6 x 477 MCM chegando em São Paulo

2CA1CC - SP 1 bipolo 3150 MW + 600 kV - 4 x 1590 MCM e 2 circ 500kV -6 x 954 MCM chegando em São Paulo

70%

CC

e

30%

CA

50%

CC

e

50%

CA

2 bipolos 2100 MW + 600 kV - 3 x 1192 MCM chegando em SP e 2 circ 500kV – 6 x 477 MCM chegando em Minas Gerais

765kV

500kV

4 circuitos 765 kV- 4x1510 MCM chegando em São Paulo (com e sem reator limitador)

3 circuitos 765 kV- 8x795 MCM chegando em Minas Gerais

3 circuitos 765 kV- 8x795 MCM chegando em São Paulo (com e sem reator limitador)

5 circuitos 500 kV - 4x1113 MCM chegando em São Paulo

4 circuitos 500 kV - 6x954 MCM chegando em São Paulo (com e sem reator limitador)

Alternativa CA3CA765SP - 3 circuitos

70% de compensação série6 x 954 MCM rota alternativa

Alternativa CC2CC600 SP - 2 bipolos 3150 MW

4 x 2312 MCM rota alternativa

Alternativa HB2CC600 SP - 1 bipolo 3150 MW

2 LT 500 kV4 x 2312 MCM e 6 x 1033 MCM

rota alternativa

Alternativa CA3CA765SP - 3 circuitos

70% de compensação série6 x 954 MCM rota alternativa

Alternativa CC2CC600 SP - 2 bipolos 3150 MW

4 x 2312 MCM rota alternativa

Alternativa HB2CC600 SP - 1 bipolo 3150 MW

2 LT 500 kV4 x 2312 MCM e 6 x 1033 MCM

rota alternativa

4CA765- SP

3CA765 - MG

3CA765 - SP

5CA500 - SP

4CA500cr - SP

4CA500 - SP

3CA765cr - SP

4CA765cr- SP

Figura 19 Alternativas mais promissoras de cada tecnologia

5.1 Obras comuns às 3 alternativas

• Implantação de uma SE Coletora Porto Velho 500 kV para conexão do AHE Jirau através de 3 LTs 500 kV - 105 km e para conexão do AHE Santo Antônio através de 2 LTs 500 kV - 5 km;

• Obras de reforço interno à região Sudeste feito através de 2 eixos de 500 kV entre a SE Araraqua-ra (SP) e a SE Atibaia (SP) e um eixo entre essa SE até a SE Nova Iguaçu (RJ), propiciando o a-tendimento aos dois maiores centros de carga do Brasil, São Paulo e Rio de Janeiro. Essas interli-gações foram estabelecidas através de análises técnicas-econômicas nos estudos de regime per-manente. Salienta-se, no entanto, que esses reforços deverão ser consolidados em estudos espe-cíficos de reforços ao Sudeste, previstos para serem realizados ainda em 2008;


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• Implantação de aproximadamente 800 Mvar adicionais de capacitores nas proximidades de Arara-quara para suporte de tensão. Esses capacitores também deverão ser consolidados em estudos específicos de reforços ao sudeste.

• Implantação do 2º circuito de 230 kV da SE Porto Velho até a SE Rio Branco para atender o crité-rio N-1 nesse sistema.

• Implantação da LT 500 kV Rio Verde – Trindade para atender à região de Brasília, conforme resul-tado de estudo de planejamento em fase de finalização no âmbito do GET SE.

5.2 Descrição da Alternativa 765 kV

A alternativa 3CA765–SP prevê a integração do CHE Madeira através de 3 circuitos em 765 kV, 6 con-dutores de 954 MCM/fase, da SE Coletora Porto Velho (RO) até a SE Araraquara (SP), em uma exten-são de aproximadamente 2375 km. O croqui da Figura 20, mostra a configuração proposta.

O escoamento da potência total utiliza uma configuração de 765 kV, com 3 circuitos que, dentre as configurações analisadas em [2], foi a que apresentou o menor custo global.

Araraquara

440 kV

N. Iguaçu

345 kV

250 km

350 km

Cuiabá

5 X 1400

3 x 1500

400 km

320 km

380 km

440 kV 138 kV

765 kV

500 kV

Rio Araguaia

320 km

320 km

300 kmJiparaná

C.Oeste

335 km

Jauru

765 kV

3 X300

6X 1250


Atibaia

Jauru

1 x 1200

R.Branco

Samuel

Pimenta Bueno

Vilhena

Cuiabá

Itumbiara

Jiparaná

Ariquemes

230 kV

A. Vermelha

500 kV

Alternativa 3CA765–SP3 circuitos de 6 x 954 MCM

Trindade

Rio Verde

Ribeirãozinho

1X900

305 km160 km

30km

41km

150km

118km

160km

354km

335km

200km

A.Vermelhaexistente

165km

Jirau 3300MW

S.Antônio 3150MW

Figura 20 Alternativa de transmissão em Corrente Alternada 765 kV


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5.2.1 Definição da potência dos transformadores

• Subestações terminais de Coletora Porto Velho e Araraquara

O atendimento regional em Porto Velho deverá ser feito por 3 transformadores 500/230 kV, 300 MVA cada um. A escolha do número e do porte dos transformadores baseou-se nas respostas das simula-ções de fluxo para o final do período. Salienta-se que foi também estudada a transformação de 2x450 MW. No entanto, nessa configuração, o carregamento do transformador remanescente em emergên-cia de uma unidade, seria de 520 MW para a carga referencial. Nessas condições, um aumento de carga de 100 MW, aproximadamente 14% superior, o fluxo no transformador remanescente chegaria a 580 MW, maior que a sobrecarga de 20% admissível para uma transformação de 450 MVA, o que inviabilizou a adoção dessa configuração.

Os 3 bancos de 300 MVA devem ser implantados com as primeiras máquinas da usina, pois, caso se considere apenas 2 unidades em 2013, a perda de uma unidade levaria a sobrecargas maiores que a admissível no transformador remanescente. Pode-se observar que, mesmo considerando corte de todas as máquinas do Madeira, continuaria sendo injetada a potência das usinas do Mato Grosso em Porto Velho através das linhas de 765 kV.

Para a transformação de 500/440 kV da SE de Araraquara, foram analisadas as respostas de fluxo para as 3 alternativas em situações normal e de contingência, conforme mostram as tabelas do anexo 2. A partir desses resultados conclui-se que, para a alternativa de 765 kV, são necessários 3 bancos de 1500 MW a serem instalados em 2013, 2015 e 2016, um por ano.

• Subestações de acoplamento de Cuiabá e Água Vermelha

Os transformadores de Cuiabá e Água Vermelha têm função de acoplamento com o sistema existente, permitindo o escoamento das usinas do Mato Grosso. Esse escoamento contribui para a redução de perdas sistêmicas em qualquer cenário e para a redução de compensação nas situações de rejeição de carga. O porte estimado para a SE Cuiabá é de 1400 MVA e para Água Vermelha é de 1200 MW.

5.2.2 Definição dos reatores limitadores de curto

Para limitação do curto-circuito da barra de 500 kV da Coletora Porto Velho, foi instalado um reator série de 22 ohms. Para fins de orçamento e comparação de alternativas foi utilizado o mesmo arranjo de Tucuruí ( Erro! Fonte de referência não encontrada.), o arranjo definitivo será proposto no relatório R4.

Figura 21 Detalhes do arranjo de Tucuruí relativo ao reator limitador de curto


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5.2.3 Definição da configuração da linha e das compensações

A escolha da configuração de 6 condutores de 954 MCM baseou-se nos menores custos globais, con-siderando uma faixa de variação de 5% .

A compensação série do primeiro trecho é de 65% e os demais trechos estão compensados em 70% da reatância da linha.

Na SE Araraquara foi necessária a instalação de 1800 Mvar de compensação shunt para suporte de tensão.

O diagrama da Figura 22 apresenta, com maiores detalhes, os equipamentos e instalações que com-põem essa alternativa. A Tabela 10 apresenta o plano de obras dessa alternativa, detalhado no anexo 7 com custos e datas associados.


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S. Antônio

Jirau

Coletora P. Velho

5x200 Mvar

300 Mvar

Araraquara 2

500 Mvar 500 Mvar

500 Mvar 500 Mvar

J.Paraná

500 Mvar 500 Mvar

Jauru Cuiabá Rio Araguaia

4x250 Mvar4x250 Mvar

500 Mvar 500 Mvar

3x(-120/250) MvarCE

3x(-120/250) MvarCE

A. Vermelha 2

600 Mvar600 Mvar 400 Mvar 450 Mvar


500 Mvar 500 Mvar 600 Mvar600 Mvar

500 Mvar 500 Mvar 600 Mvar600 Mvar

SEVilhenaP. Velho P.BuenoJ. ParanáAriq. Coxipo

Ribeirãozinho

Itumbiara

Rio Verde

4x95

4MCM

-TC

-105

km

2x954MCM12 km

44x75MW

6x954MCM - 320km 6x954 MCM - 300km 6x954 MCM - 320km 6x954 MCM - 335km 6x954MCM - 380km 6x954MCM - 400km 6x954MCM - 320km

3x1500MVA44x71,6MW

3x300 MVA

MTMTRio Branco

500 Mvar500 Mvar

500 Mvar 500 Mvar

500 Mvar 500Mvar

5x1500MVA

CE1x(-120/250) Mvar

Araraquara Araraquara(Furnas) (CTEEP)

500 Mvar 500 Mvar

70%25%70% 45%70%65% 70% 70%

500 Mvar 500 Mvar 500 Mvar 500 Mvar 600 Mvar600 Mvar

6x1250MVA

A. Vermelha


Jauru

3x250 Mvar

Samuel

Trindade

-25/50 MvarCE

-25/50 MvarCE

1x1200MVA

1x1400MVA

Abuna Univers.

4x954MCM5km

3x954MCM200km

1x750MVA

Compensação Série no primeiro trecho: 65% e demais trechos 70%

Atibaia

1x250 Mvar 1x250

Mvar

1x250 Mvar

3x954MCM360km

3x954MCM242km

3x954MCM335 km

150km 118km 160km 35441km 165km

2x795MCM

305km 160km 30km

Colorado Oeste

1x136 Mvar

1x750MVA

Figura 22 Alternativa de transmissão em CA 765 kV


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Tabela 10 Plano de Obras da alternativa CA 765 kV

Plano de Obras - Alternativa 765 kV Quantidade (unid./km)

LT 230 kV SE Porto Velho-Coletora Porto VelhoLT 230 kV, 2 x 954 MCM 2 x 12SE Coletora Porto Velho 765 kVMódulo Geral, SE 765 kV , Porte Grande 1Autotransformadores 765/500 kV, 417 MVA, monofásicos, com LTC 18Autotransformadores 500/230 kV, 100 MVA, monofásicos, com LTC 9Reator Limitador 50 Mvar, 500 kV, monofásico, série 3Reator de linha 166,6 Mvar, 765 kV, monofásico, saída para Jiparaná 9LT 765 kV Coletora Porto Velho-Jiparaná3 circuitos 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta, RAIL 3 x 320SE Jiparaná, 765 kVMódulo Geral, SE 765 kV , Porte Média 1Reator de linha 166 Mvar, 765 kV, monofásico, saída para Col. P. Velho 9Reator de linha 166 Mvar, 765 kV, monofásico, saída para C.Oeste 9Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 12Compensação Série 765 kV, 520 Mvar, saída p/ Coletora Porto Velho 3LT 765 kV Jiparaná-Colorado Oeste3 circuitos 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta, RAIL 3 x 300SE Colorado Oeste, 765 kVMódulo Geral, SE 765 kV , Porte Média 1Reator de linha 166 Mvar, 765 kV, monofásico, saída p/ Jiparaná 9Reator de linha 166 Mvar, 765 kV, monofásico, saída p/ Jauru 9Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 3Compensação Série 765 kV, 510 Mvar,saída para Jiparaná 3Compensador Estático -120/+250 Mvar 3LT 765 kV Colorado Oeste-Jaurú3 circuitos 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 3 x 320SE Jauru, 765 kVMódulo Geral, SE 765 kV , Porte Média 1Reatores de LT 166 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Colorado Oeste 9Reatores de LT 166 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Cuiabá 9Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 12Compensação Série 765 kV, 521 Mvar, saída para Colorado Oeste 3LT 765 kV Jauru-Cuiabá3 circuitos 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 3 x 335LT 765 kV Cuiabá-Rio Araguaia3 circuitos 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 3 x 380SE Cuiabá, 765 kVMódulo Geral, SE 765 kV , Porte Média 1Reatores de linha 166 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Jauru 9Reatores de linha 200 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Rio Araguaia 9Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 3Autotransformadores 765/500 kV, 467 MVA, monof. com LTC 3Compensador Estático -120/+250 Mvar 3Compensação Série 765 kV, 519 Mvar, p/ Jauru 3Compensação Série 765 kV, 723 Mvar, p/ Rio Araguaia 3SE Rio Araguaia, 765 kVMódulo Geral, SE 765 kV , Porte Média 1Reatores de linha 200 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Cuiabá 9Reatores de linha 200 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Água Vermelha 9Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 9Compensação Série 765 kV, 342 Mvar, p/ Agua Vermelha 3LT 765 kV Rio Araguaia-Água Vermelha3 circuitos 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 3 x 400SE Água Vermelha, 765 kVMódulo Geral, SE 765 kV , Porte Média 1Autotrafo 765/500 kV, 400 MVA, monof., com LTC 3Reator de linha 200 Mvar, 765 kV, monof, LT p/ Rio Araguaia 9Reator de linha 133 Mvar, 765 kV, monof, LT p/ Araraquara 9Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 3Compensador Estático -120/+250 Mvar 1Compensação Série 765 kV, 182 Mvar, LT p/ Rio Araguaia 3LT 765 kV A. Vermelha-Araraquara3 circuitos 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 3 x 320SE Araraquara 765 kVMódulo Geral, SE 765 kV , Porte Grande 1Reator de linha 150 Mvar, 765 kV, monof., LT p/ Água Vermelha 9Autotransformadores 765/500 kV, 500 MVA, monofásicos, com LTC 15Reator de barra 100 Mvar, 440 kV, monofásico 3Autotransformadores 500/440 kV, 500 MVA, monofásicos, com LTC 9Compensação Série 765 kV, 565 Mvar, LT p/ Água Vermelha 3LT 500 kV Água Vermelha 2-Água Vermelha LT 500 kV, cabo 4 x 954 MCM 5LT 500 kV Araraquara 2- Araraquara (Furnas)2 circuitos 500 kV, cabo 4 x 954 MCM 2 x 15LT 440 kV Araraquara 2- Araraquara (CTEEP)2 circuitos 440 kV, cabo 4 x 954 MCM 2 x 15Compensação Capacitiva ShuntBanco de Capacitores 5 X 200 Mvar, 440 kV, SE Araraquara 5


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5.3 Descrição da Alternativa CC

Esta alternativa prevê a integração do CHE Madeira através de 2 bipolos de corrente contínua de 3150 MW + 600 kV, 4 x 2312 MCM, entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), em uma extensão aproximada de 2375 km, conforme apresentado no croqui da Figura 23 . Essa alternativa representa, dentre todas as alternativas analisadas, a de menor investimento e de mínimo custo global.

A existência de um sistema de transmissão em 230 kV que interliga o sistema do Acre / Rondônia ao Sudeste, permite a integração dos novos agentes previstos ao longo desse sistema regional em corrente alternada, conferindo a essa alternativa uma configuração naturalmente híbrida (CA/CC), dentro dos limites de capacidade de cada sistema. De acordo com as necessidades de cada cená-rio, pode-se ter diferentes distribuições de fluxos entre o elo e o tronco de 230 kV, tendo em vista o controle disponível nas instalações CC (conversoras e back-to-back).

No plano de obras dessa alternativa está contemplada a implantação de 2 linhas de 500 kV: Cuia-bá – Ribeirãozinho e Ribeirãozinho – Rio Verde para o escoamento das usinas do Mato Grosso. Essa expansão reforça a característica híbrida dessa alternativa, que cresce na sua parte CA, na medida e no tempo em que o sistema regional demanda. Os estudos realizados ainda no âmbito de CCPE, já indicavam a 2ª LT em 500 kV (3x954 MCM) entre Cuiabá e Itumbiara em função do aumento de geração no estado de Mato Grosso. Devido a previsão atual de aumento de geração local, foi realizada uma comparação de desempenho global entre essa configuração referencial e a de 4 x 954 MCM. Os resultados mostraram que a redução de perdas (R$ 96 milhões) compensa o aumento de investimento (R$ 80 milhões). Além disso, essa configuração mais robusta é mais compatível com a evolução de longo prazo da geração no estado.


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Araraquara 500 kV

440 kV

Atibaia N. Iguaçu

345 kV

250 km

350 km

3 x 1250 440 kV 138 kV

Jauru

Alternativa 2CC600-SP 2 bipolos 3150 MW - 4 x 2312 MCM

Jirau 3300MW

S.Antônio 3150MW


Rio Branco

Ribeirãozinho

Samuel

Pimenta Bueno

Vilhena

Cuiabá

Itumbiara

Jiparaná

Ariquemes

500 kV

230 kV

Rio Verde

+600 kV

Back-to-back 2x400MW

2 x 3150 MW - 2375 km

Trindade

305 km

160 km

30km

41km

150km

118km

160km

354km

335km

360km

242km 200km

165km

Figura 23 Alternativa em Corrente Contínua

5.3.1 Definição da tensão de transmissão

A escolha do nível 600 kV baseou-se na comparação dos custos globais dos níveis de transmissão em 500, 600 e 800 kV CC. O gráfico da Figura 24 mostra os percentuais de investimentos associa-dos à implantação de 2 bipolos em cada nível de tensão. Observa-se, como era de se esperar, que o investimento em tensões mais baixas são inferiores. As perdas, no entanto, têm comporta-mento inverso e uma análise do custo global (investimento e perdas) mostrada na Figura 25 con-clui que a transmissão em 500 e 800 kV apresentam custos globais aproximadamente 10% supe-riores à transmissão em 600 kV.

0, 0

2 0, 0

4 0, 0

6 0, 0

8 0, 0

10 0, 0

12 0, 0

% 1 0 0 ,0 1 0 7 ,4 1 1 4 ,1

2 C C 5 0 0 2 C C 60 0 2 C C 8 0 0

Figura 24 Investimentos não comuns para os níveis de tensão CC+500, +600 e +800 kV


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0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

% 110,5 100,0 108,7

2CC500 2CC600 2CC800

Figura 25 Custos globais para os níveis de tensão CC+500, +600 e +800 kV

As perdas foram calculadas para um carregamento de 6300 MW e estão mostradas na Tabela 11. O menor percentual de perdas, em função do carregamento (6%), é apresentado pela alternativa de 800 kV.

Tabela 11 Perdas (MW)

Ten são (kV ) MW% da potência

transm itida500 C C 644 10600 C C 447 7800 C C 358 6

Perd as

É interessante ressaltar que não foi considerada a implantação de apenas 1 bipolo como alternati-va de transmissão da potência de 6300 MW, pois, mesmo não sendo critério de planejamento, a perda desse único bipolo levaria o sistema brasileiro ao colapso. Caso fosse possível a instalação de um só bipolo, a tensão de 800 kV teria maiores vantagens econômicas e essa passaria a ser a alternativa de menor custo global.

Para as premissas utilizadas, portanto, conclui-se que a alternativa de +600 kV é a alternativa de menor custo global.

5.3.2 Definição da potência das conversoras

O atendimento mínimo ao sistema Acre / Rondônia, de 150 MW, foi definido como premissa na primeira etapa do trabalho [1]. Com a aferição desse valor, considerando os novos reforços defini-dos para o sistema regional no período do pré-Madeira (3º circuito de 230 kV Jauru – Porto Velho e da LT Jauru-Cuiabá 500 kV), constatou-se um aumento dessa injeção mínima para 250 MW. Esses valores mínimos foram obtidos para o patamar de carga leve, no cenário de máxima expor-tação da energia das usinas do rio Madeira para o Sudeste, sem restrições nas demais gerações hidroelétricas regionais existentes. Como conseqüência desse fluxo mínimo para o Acre /Rondônia, pode-se definir a potência mínima considerada para o dimensionamento do tronco do sistema de transmissão em termos de fluxo para o Sudeste. A capacidade do tronco, portanto, seria de 6.200 MW, correspondente a uma geração total das usinas de Jirau e Santo Antônio de 6.450 MW, descontada do escoamento mínimo regional de 250 MW. No entanto, decidiu-se manter a capaci-dade de 6300 MW estudada na primeira fase, ficando com potência equivalente a potência defini-da para o bipolo da alternativa HB foi também de 3150 MW.


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Para a identificação da sobrecarga a ser especificada para o elo, considerou-se a perda de um pólo e foi analisada a possibilidade de escoar, em situação de contingência, 500 MW via sistema de 230 kV de modo a reduzir a sobrecarga de 33%, considerada anteriormente no relatório R0, para 25%. Contudo essa medida deverá ser reavaliada nos estudos do R2, para consolidação da sobrecarga a ser especificada.

Para a definição da potência da inversora, considerou-se a potência da retificadora deduzida das perdas ôhmicas do elo (aproximadamente 400 MW). Assim a potência da inversora deverá ser de 2x2950 MW cada.

5.3.3 Definição da potência das conversoras back-to-back:

Para o atendimento local do sistema Acre/Rondônia foram consideradas duas conversoras back-to-back de 400 MW cada.

Devido à baixa potência de curto verificada na barra de 230 kV de Porto Velho, foi necessário a instalação de 3 compensadores síncronos de 100 Mvar cada um para elevar o nível de SCR (Short Circuit Ration = potência de curto 3Ø/potência do back-to-back) e garantir seu funcionamento satisfatório.

5.3.4 Escolha dos transformadores

Para a transformação de 500/440 kV da SE Araraquara foram analisadas as respostas de fluxo para as 3 alternativas em situações normal e de contingência, conforme mostram as tabelas do anexo 2. A partir desses resultados conclui-se que, para a alternativa CC, são necessários 3 bancos de 1250 MW a serem instalados em 2013, 2015 e 2016, um por ano. Ressalta-se que todos os transformadores possuem LTC

5.3.5 Possibilidades de operação reversa

Prever operação reversa para as conversoras, de forma a permitir um possível atendimento do Acre / Rondônia via Sudeste.

5.3.6 Possibilidades de operação combinada dos elos

A implementação do sistema de transmissão das usinas do rio Madeira, em etapas, possibilita di-versas opções operacionais durante os estágios iniciais e, posteriormente, durante contingências. Com a instalação de 4 chaves secionadoras em cada pólo seria possível oferecer os seguintes mo-dos de operação:

• Operação com linhas em paralelo: Essa operação seria permitida durante operação mono-polar (retorno via terra ou retorno metálico) e também durante operação bipolar, caso se tenha mais linhas disponíveis do que conversores. Isso poderia acontecer, por exemplo, durante os primeiros estágios de construção, se a implantação das linhas de Bipolo 2 ocor-rer antes da implantação das válvulas do próprio Bipolo 2. Também pode acontecer duran-te contingências ou manutenção quando se tem um pólo fora de serviço. Essa operação com linhas paralelas permite:

o Manter os condutores das linhas sempre energizadas, minimizando o risco de furto, o Reduzir perdas, o Reduzir o tempo de operação com retorno pela terra.


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• Operação com pólos em paralelo: Na indisponibilidade prolongada de uma linha, quando se tem mais pólos do que linhas, a operação com pólos paralelos possibilita a utilização da ca-pacidade de sobrecarga inerente nos condutores da linha (tipicamente > 2 pu).

Observa se que as chaves secionadoras são comparativamente lentas (alguns segundos) e podem ser substituídas por disjuntores para realizar seqüências rápidas.

O anexo 5 mostra algumas configurações que podem ser realizadas com a instalação de 4 chaves.

5.3.7 Outros

Reservas: Para cada pólo das estações conversoras foi considerado um transformador reserva, perfazendo um total de 4 transformadores.

Compensação reativa: Estima-se que a demanda de potência reativa das conversoras é cerca de 50% da sua potência ativa, ou seja 3000 Mvar na conversora e 400 Mvar nos back-to-backs. No lado da inversora deverá ser prevista compensação reativa de forma a compensar todo consumo dos elos. No lado da retificadora, no entanto, foi considerado que somente 60% dessa demanda seria suprida pelos filtros e que a geração das usinas iria atender ao restante de Mvar, de forma a reduzir a possibilidade de sobre excitação das máquinas. O valor exato dessa compensação, no entanto, deverá ser definido no relatório R2.

O diagrama da Figura 26 apresenta, com maiores detalhes, os equipamentos e instalações que compõem essa alternativa.


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S. Antônio

Jirau

Coletora P. Velho AraraquaraFiltro AC

Filtro AC

4x95

4MCM

-TC

-10

5km

4x2312MCM – 2375km

4x2312MCM – 2375km

+600kV CC

-600kV CC

Polo 11575MW

Polo 21575MW

1550 MVA

44x75MW

3x1250MVA

44x71,6MW


Ribeirãozinho

Itumbiara

Rio Verde

2x954MCM12 km

Back-to-back

MTMT

Samuel

Trindade

Araraquara

Araraquara

(Furnas)

(CTEEP)

1550 MVA

Filtro AC

Filtro AC

4x2312MCM – 2375km

4x2312MCM – 2375km

+600kV CC

-600kV CC

Polo 11575MW

Polo 21575MW

1575 MVA

1575 MVA

-25/50 MvarCE

-25/50 MvarCERio BrancoAbuna Univers.

400 MVA

400 MVA

3x954MCM200km

CuiabáJauru4x954MCM

360km4x954MCM

242km3x954MCM335 km1x750MVA

Atibaia

Polo 11475MW

Polo 21475MW

Polo 11475MW

Polo 21475MW

-120/250 Mvar

3x(-70/100) MvarSI

150km 118km 160km 35441km 165km

2x795MCM

305km 160km 30km

1x136 Mvar 1x750MVA

Figura 26 Alternativa de transmissão em Corrente Contínua - detalhamento


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A Tabela 12 a seguir apresenta o plano de obras para a alternativa CC. No plano de obras não foram mostradas as unidades reserva consideradas para os equipamentos. O anexo 7 detalha as obras, da-tas e custos dessa alternativa.

Tabela 12 Plano de Obras da alternativa de Corrente Contínua

Plano de Obras - Alternativa 2 Bipolos CC Quantidade (unid./km)

SE Porto Velho - 230 kV3 compensadores síncronos 3x100 Mvar 3Trafos síncronos 230-13,8 kV, 100 MVA 3LT 230 kV SE Coletora Porto Velho - SE Porto Velho2 circuitos 230 kV, 2 x 954 MCM 2 x 12LT 600 kV CC Coletora Porto Velho - SE Araraquara2 elos 600 kVCC, 4 x 2312 MCM, TRASHER 2 x 2375Coletora Porto Velho 500 kVMódulo Geral, SE 500 kV, Porte Grande 1Conversora CC, Potência 3150 MW 2Back to Back 400 MW 2SE Araraquara 500 kVMódulo Geral, SE 500 kV , Porte Grande 1Conversora CC, Potência 2950 MW 2Compensador Estático -120/+250 Mvar 1Autotransformadores 500/440 kV, 417 MVA, monofásicos, com LTC 9LT 500 kV Araraquara 2- Araraquara (Furnas)2 circuitos 500 kV, cabo 4 x 954 MCM 2 x 15LT 440 kV Araraquara 2- Araraquara (CTEEP)2 circuitos 440 kV, cabo 4 x 954 MCM 2 x 15SE Cuiabá 500 kVReator de barra 45 Mvar, 500 kV, monofásico 3Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Ribeirãozinho 3LT 500 kV Cuiabá-Ribeirãozinho1 circuito 500 kV, cabo 4 x 954 MCM 360SE Ribeirãozinho 500 kVReator de linha 45 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Cuiabá 3Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Rio Verde 3LT 500 kV Ribeirãozinho-Rio Verde1 circuito 500 kV, cabo 4 x 954 MCM 242SE Rio Verde 500 kVReator de linha 33 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Ribeirãozinho 3


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5.4 Descrição da Alternativa Híbrida Essa alternativa prevê o escoamento de 50% da potência para o Sudeste utilizando tecnologia CC (1 bipolo de 3150 MW) e 50% em corrente alternada (2 LTs de 500 kV, 70% compensadas). O a-tendimento ao sistema regional é feito por 3 transformadores em Porto Velho de 500/230kV.

A configuração proposta para essa alternativa é mostrada no croqui da Figura 27.

Araraquara

500 kV

440 kV

Atibaia N. Iguaçu

345 kV

250 km 350 km

3 x 1500

440 kV 138 kV

Cuiabá

Rio Araguaia

Ribeirãozinho

3 X300


Alternativa 2CA1CC – SP

C.Oeste

380 km

320 km

320 km

300 km

335 kmJauru

Samuel

P.Bueno

Vilhena

Itumbiara

Jiparaná

Ariquemes

500 kV

230 kV3x954M

CM

Jiparaná

+600 kV

1 x 3150 MW - 2375 km

Rio Verde

Trindade

320 km

A. Vermelha

400 km

A. Vermelha existente5 km

200km

305 km160 km

30km

41km150km

118km

160km

354km

165km

Jirau 3300MW

S.Antônio 3150MW

R.Branco

Figura 27 Alternativa de transmissão Híbrida

5.4.1 Definição da potência dos transformadores

• Subestações terminais - Coletora Porto Velho e Araraquara

O atendimento regional em Porto Velho de 500/230 kV deverá ser feito por 3 autotransformadores de 300 MVA cada. A escolha do número e do porte das unidades (3x300 versus 2x450 MVA) baseou-se nas respostas das simulações de fluxo de potência para o final do período.

Os 3 bancos de 300 MVA, da mesma forma que na alternativa de 765 kV, devem entrar juntos com as primeiras máquinas da usina, pois caso se considere apenas 2 unidades em 2013, a perda de uma unidade levaria a sobrecargas maiores que a admissível no transformador remanescente, mesmo con-


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siderando corte de todas as máquinas do Madeira. Observa-se que, nessas condições, a potência das usinas do Mato Grosso continuariam a ser injetadas em Porto Velho através das linhas de 500 kV.

Para a transformação de 500/440 kV da SE de Araraquara foram analisadas as respostas de fluxo para as 3 alternativas em situações normal e de contingência, conforme mostram as tabelas do anexo 2. A partir desses resultados conclui-se que, para a alternativa HB, são necessários 3 bancos de 1500 MW a serem instalados em 2013, 2015 e 2016.

• Subestações de acoplamento de Cuiabá e Água Vermelha 2

Os transformadores de 500/230 kV de Cuiabá e a interligação de Água Vermelha 2 com a SE Água Vermelha existente têm função de acoplamento com o sistema existente, permitindo o escoamento da energia das usinas do Mato Grosso. Essas interligações contribuem para a redução de perdas sistêmi-cas em qualquer cenário e para a redução de compensação nas situações de rejeição de carga. A transformação de Cuiabá representa uma ampliação da unidade de 750 MVA existente.

5.4.2 Definição da configuração da linha e das compensações

A escolha da configuração de 6 condutores de 1033 MCM (cabo Ortolan) baseou-se nos menores cus-tos globais, considerando uma faixa de variação de 5% .

Foi considerada uma compensação série de 70% da reatância da linha, exceto para o primeiro trecho da linha, onde foi de 65% devido a proximidade com as máquinas do Madeira.

O diagrama da Figura 28 apresenta, com maiores detalhes, os equipamentos e instalações que com-põem essa alternativa.

A Tabela 13 a seguir apresenta o plano de obra da alternativa HB. O anexo 7 detalha esse plano de obras com os custos e datas associados.


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S. Antônio

Jirau

Coletora P. Velho AraraquaraFiltro AC

Filtro AC

280 Mvar 280 Mvar

280 Mvar 280 Mvar

J.Paraná

260 Mvar 260 Mvar

260 Mvar 260 Mvar 280 Mvar 280 Mvar

Jauru Cuiabá Rio Araguaia


280 Mvar 280 Mvar

3x(-120/250) MvarCE

2x(-120/250) MvarCE

A. Vermelha 2





4x95

4MCM

-TC

-105

km

4x2312MCM – 2375km

4x2312MCM – 2375km

+600kV CC

-600kV CC

Polo 11575MW

Polo 21575MW

1575 MVA

44x75MW

6x1033MCM - 320km 6x1033MCM - 300km 6x1033MCM - 320km 6x1033MCM - 335km 6x1033MCM - 380km 6x1033MCM - 400km 6x1033MCM - 320km

3x1500MVA

25%45% 45%25%45%45% 25%25%45% 25%65%

44x71,6MW

70%


Ribeirãozinho

Itumbiara

Rio Verde

2x954MCM12 km MTMT

A.Vermelha existente

Samuel

150km 118km 160km 354 km

Trindade

Araraquara

Araraquara

(Furnas)

(CTEEP)

1575 MVA

-25/50 MvarCE

-25/50 MvarCE

4x954MCM5km

Rio Branco Abunã

2x795MCM

Univers.

3x954MCM200km

1x750MVA

3x954MCM335km

Atibaia

Polo 11475MW

Polo 21475MW


3x954MCM360km

3x954MCM242km

41km 165km

305km 160km 30km

Colorado Oeste

3x300 MVA

1x136 Mvar

2x136 Mvar

1x136 Mvar

Filtro AC

Filtro AC

1x750MVA

Figura 28 Alternativa de transmissão Híbrida – detalhamento


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Tabela 13 Plano de Obras da alternativa Híbrida Plano de Obras - Alternativa 1 Bipolo CC, 2 LT 500 kV CA Quantidade

(unid./km)LT 230 kV SE Coletora Porto Velho-SE Porto Velho2 circuitos 230 kV, 2 x 954 MCM 2 x 12LT 600 kV CC Coletora Porto Velho - SE AraraquaraLT 600 kVCC, 4 x 2312 MCM, TRASHER 2375SE Coletora Porto Velho 500 kVMódulo Geral, SE 500 kV, Porte Grande 1Conversora, Potência 3150 MW 1Autotransformadores 500/230 kV, 100 MVA, monofásicos, com LTC 9Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Jiparaná 6LT 500 kV Coletora Porto Velho - Jiparaná2 circuitos 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 2 x 320SE Jiparaná 500 kVMódulo Geral, SE 500 kV , Porte Média 1Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monof., saída para Coletora P.Velho 6Reator de linha 87 Mvar, 500 kV, monof., saída para Colorado Oeste 6Reator de barra 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico 9Compensação Série 500 kV, 696 Mvar, LT p/ Coletora Porto Velho 2LT 500 kV Jiparaná-Colorado Oeste2 circuitos 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 2 x 300SE Colorado Oeste 500 kVMódulo Geral, SE 500 kV , Porte Média 1Reator de linha 87 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Jiparana 6Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Jauru 6Reator de barra 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico 3Compensador Estático -120/+250 Mvar 2Compensação Série 500 kV, 681 Mvar, LT p/ Jiparaná 2Compensação Série 500 kV, 267 Mvar, LT p/ Jaurú 2LT 500 kV Colorado Oeste-Jaurú2 circuitos 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 2 x 320SE Jaurú 500 kVMódulo Geral, SE 500 kV , Porte Media 1Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para C. Oeste 6Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Cuiabá 6Reator de barra 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico 6Compensação Série 500 kV, 255 Mvar, LT p/ Colorado Oeste 2Compensação Série 500 kV, 556 Mvar, LT p/ Cuiabá 2LT 500 kV Jaurú-Cuiabá2 circuitos 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 2 x 335SE Cuiabá 500 kVCompensador Estático -120/+250 Mvar 3Compensação Série 500 kV, 297 Mvar, LT p/ Jauru 2Compensação Série 500 kV, 797 Mvar, LT p/ Rio Araguaia 2Reator de barra 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico 3Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Jaúru 6Reator de linha 107 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Rio Araguaia 6LT 500 kV Cuiabá-Rio Araguaia2 circuitos 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 2 x 380SE Rio Araguaia 500 kVMódulo Geral, SE 500 kV , Porte Médio 1Reator de linha 107 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Cuiabá 6Reator de linha 117 Mvar, 500 kV, monofásico, p/ Água Vermelha 6Reator de barra 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico 3Compensação Série 500 kV, 426 Mvar, LT p/ Cuiabá 2Compensação Série 500 kV, 839 Mvar, LT p/ Água Vermelha 2LT 500 kV Rio Araguaia-Água Vermelha 22 circuitos 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 2 x 400SE Água Vermelha 2 500 kVMódulo Geral, SE 500 kV , Porte Médio 1Compensação Série 500 kV, 444 Mvar, LT p/ Rio Araguaia 2Compensação Série 500 kV, 658 Mvar, LT p/ Araraquara 2Compensador Estático -120/+250 Mvar 1Reator de barra 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico 6Reator de linha 117 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Rio Araguaia 6Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Araraquara 6LT 500 kV Água Vermelha2-Água Vermelha 1circuito 500 kV, cabo 4 x 954 MCM 5LT 500 kV A.Vermelha 2-Araraquara2 circuitos 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 320SE Araraquara 500 kVMódulo Geral, SE 500 kV , Porte Grande 1Conversora CC, Potência 2950 MW 1Autotransformadores 500/440 kV, 500 MVA, monofásicos, com LTC 9Compensação Série 500 kV, 349 Mvar, LT p/ Água Vermelha 2Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Água Vermelha 6LT 500 kV Araraquara 2- Araraquara (Furnas)2 circuitos 500 kV, cabo 4 x 954 MCM 2 x 15LT 440 kV Araraquara 2- Araraquara (CTEEP)2 circuitos 440 kV, cabo 4 x 954 MCM 2 x 15


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6. ANÁLISE EM REGIME PERMANENTE

As configurações de cada alternativa foram estabelecidas de forma a apresentar desempenho sa-tisfatório em regime permanente, dentro dos critérios estabelecidos pelo setor, tanto em condição normal como em condição de contingência, para os casos de referência, 2013 e 2015, carga pesa-da. De um modo geral, todas as alternativas em corrente alternada apresentam baixo carrega-mento no tronco de transmissão em relação ao limite térmico, tendo em vista a necessidade de implantação de um maior número de circuitos para aproximação elétrica dos sistemas, demandada para garantir a estabilidade dinâmica em situações de contingência.

Os resultados de fluxo de potência para o cenário definidor da maioria das obras (cenário úmido), para os diversos anos analisados, são mostrados no anexo 3.

6.1 Condição Normal

Como as alternativas foram concebidas de forma a atender os critérios item 3, todas apresentam os fluxos nas linhas e transformações e as tensões nos barramentos dentro dos limites de regime permanente.

6.2 Condições de Emergência Analisadas

Para análise do comportamento do sistema em condições de emergência, em regime permanente, foram simuladas contingências simples em todas as LTs e transformadores que compõem cada alternativa, incluindo a interligação Acre-Rondônia. Além disso, foram simuladas contingências em várias partes do sistema interligado, nas redes existentes de 765, 500, 440, 345 e 230 kV, e em transformadores que sofrem influência mais direta das alternativas em análise.

As contingências foram analisadas nos casos de 2013 e 2016, para diversos estágios de motoriza-ção das usinas do rio Madeira. Em cada ano, foram analisados os cenários representativos dos períodos úmido e seco.

O sistema apresentou desempenho satisfatório nas emergências analisadas, nas 3 alternativas, respeitando na rede básica os limites de operação permissíveis em situação de emergência [4],[5].

No desenvolvimento das alternativas, o cenário úmido foi o definidor das obras, por apresentar os maiores carregamentos nos circuitos de transmissão da energia do sistema Madeira. Já no cenário seco, devido as suas características, os circuitos encontram-se com carregamentos bastante bai-xos, mas este foi o cenário definidor do porte do back-to-back e dos transformadores em Porto Velho.

7. ANÁLISE DE CURTO–CIRCUITO

Com o intuito de comparação de desempenho das alternativas, sob o ponto de vista de impacto no nível de curto–circuito devido à implantação dos AHE Jirau e Santo Antônio, foram realizadas simu-lações no Programa ANAFAS do CEPEL.

As configurações para os casos base com horizonte 2016 foram criadas a partir do caso base de curto-circuito (dezembro/2009) disponibilizado pelo ONS, em cima dos quais se acrescentou os novos empreendimentos previstos para o período até 2016. Nessas configurações, foram conside-


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radas as usinas UHE Jirau e UHE Santo Antônio com potência plena, além dos reforços nos siste-mas de 345 kV, 440 kV e 500 kV das regiões Sudeste e Centro-Oeste.

Baseando-se nessas premissas e visando a verificação de superação de equipamentos, obteve-se a evolução dos níveis de curto-circuito trifásico e monofásico em kA para as principais barras das redes de 765 kV, 500 kV e 440 kV no horizonte 2016, mostrados pela Tabela 14.

Tabela 14 Curto-circuito em (kA) na Coletora, no Acre-Rondônia e Mato Grosso e no sistema receptor.

3 1 3 1 3 1Jirau--500 500 17.94 21.52 17.96 21.58 13.98 17.59

S.Antônio 500 500 19.85 24.20 20.29 24.74 13.98 18.30

Coletora 230 kV 230 18.28 18.73 18.26 18.90 7.30 8.82

Coletora 500 kV 500 20.56 23.90 21.09 24.72 13.83 18.15

Coletora B 500kV 500 21.04 23.28 - - - -

Coletora 765 kV 765 14.50 17.03 - - - -

765 13.82 11.12 - - - -

500 - - 16.30 7.67 - -

765 13.74 10.17 - - - -

500 - - 15.51 5.71 - -

Jauru 765 kV 765 14.08 10.86 - - - -

Cuiabá 765kV 765 15.00 12.36 - - - -

765 16.77 12.63 - - - -

500 - - 19.89 7.82 - -

A.Vermelha 765 kV 765 19.87 15.26 32.23 20.34 - -

Araraquara 765 kV 765 21.77 19.87 - - - -

Araraquara 500 kV 500 40.15 38.01 39.99 33.33 31.91 32.36

Água Vermelha 500 kV 500 22.16 19.02 31.52 21.49 15.79 13.11

Água Vermelha 440 kV 440 22.38 21.87 24.79 22.76 19.66 18.44

Araraquara 440 kV 440 36.59 32.45 36.26 30.43 32.99 30.73

Alternativa 765 kV

Corrente (kA)

Alternativa DC

R. Araguaia

C.Oeste

Ji Paraná

Corrente (kA)

Alternativa HíbridaNome Tensão (kV)

Corrente (kA)

Para as alternativas de corrente contínua, o nível de potência de curto 3Ø na SE Araraquara se encontra na faixa de 27600 MVA (32 kA), Tabela 14, levando a uma relação SCR (Short Circuit Ration = potência de curto 3Ø / potência do elo CC), da ordem de 4. Valores de SCR maiores que 2,5 representam uma expectativa de bom desempenho do elo de corrente contínua. Deve-se des-tacar que foi considerada geração plena nas usinas e configuração de rede completa.

Para o sistema Acre / Rondônia não foram verificadas superações de equipamentos no sistema existente. Contudo, para a alternativa CC, avaliou-se o nível de curto-circuito mínimo desse siste-ma visando garantir um desempenho aceitável nas conversoras back-to-back. Na Tabela 15 são apresentados os valores encontrados para as condições mais severas, ou seja, a operação das conversoras com menores níveis de curto, ou seja:

• Sem as usinas térmicas do sistema Acre/Rondônia • Somente uma unidade na UHE Samuel


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Tabela 15 Nível de curto-circuito do sistema Acre-Rondônia (2013)

3 1 3 1Jirau 500 kV 12107.2 15231.0 12107.2 15231.0

S. Antônio 500kV 12107.2 15852.1 12107.2 15852.1

Coletora 230 kV 1035.2 1429.8 2159.5 2953.0Coletora 500 kV 11972.9 15718.8 11972.9 15718.8

Rio Branco 230 kV 535.1 683.5 652.0 806.7

Samuel 230 kV 1131.6 1450.9 1997.4 2309.7

Ariquemes 230 kV 1294.1 1263.0 1717.3 1504.8

Pimenta Bueno 230 kV 2039.6 1940.8 2180.9 2023.8

JI Paraná 230 kV 1973.6 2166.1 2216.5 2355.0

Vilhena 230 kV 2420.3 2450.9 2494.6 2501.2

Cuiabá 230 kV 4650.0 4428.8 4653.3 4430.8

Cuiabá 500 kV 4517.1 4334.7 4521.4 4337.4

Com 3xCS -70/100Sem CSNomePotência (MVA)

φ φ φ φ

Back-to-back SN=800 MVACom 3 xCS –70/100 Mvar => SCR > 2.5

3 1 3 1Jirau 500 kV 12107.2 15231.0 12107.2 15231.0

S. Antônio 500kV 12107.2 15852.1 12107.2 15852.1

Coletora 230 kV 1035.2 1429.8 2159.5 2953.0Coletora 500 kV 11972.9 15718.8 11972.9 15718.8

Rio Branco 230 kV 535.1 683.5 652.0 806.7

Samuel 230 kV 1131.6 1450.9 1997.4 2309.7

Ariquemes 230 kV 1294.1 1263.0 1717.3 1504.8

Pimenta Bueno 230 kV 2039.6 1940.8 2180.9 2023.8

JI Paraná 230 kV 1973.6 2166.1 2216.5 2355.0

Vilhena 230 kV 2420.3 2450.9 2494.6 2501.2

Cuiabá 230 kV 4650.0 4428.8 4653.3 4430.8

Cuiabá 500 kV 4517.1 4334.7 4521.4 4337.4

Com 3xCS -70/100Sem CSNomePotência (MVA)

φ φ φ φ

Back-to-back SN=800 MVACom 3 xCS –70/100 Mvar => SCR > 2.5

Observa-se que a potência de curto-circuito na SE Coletora 230 kV, sem a presença dos compen-sadores síncronos, é bastante reduzida para a condição avaliada. Desta forma, na alternativa CC foi considerada a implantação de 3 compensadores síncronos de 100 Mvar cada para elevar o nível de SCR (Short Circuit Ration = potência de curto 3Ø/potência do back-to-back).

Observa-se também que, como as conversoras back-to-back não contribuem para o aumento da corrente de curto-circuito, sua inclusão reduz consideravelmente as solicitações no tronco de 230 kV do sistema Acre/Rondônia. Os cálculos mostraram ainda que a inclusão dos compensado-res síncronos tende a compensar parcialmente a remoção da geração local, conforme assumido no cenário mais crítico acima estudado.


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8. ANÁLISE DE DESEMPENHO DINÂMICO

Paralelamente as análises de regime permanente, foram realizadas simulações do desempenho dinâmico das alternativas, apresentadas em relatório específico com os estudos de Sobretensões à Freqüência Industrial e Análise do Desempenho Dinâmico [14].

Os resultados dessas simulações levaram à indicação de reforços adicionais e alterações no grau de compensação série, incorporados às alternativas. Destacam-se os reforços mostrados na Tabela 16.

Tabela 16 Reforços nas alternativas exigidos pelas simulações de dinâmica

Alternativa Reforço Adicional Justificativa

CA

CE 3x-120/250 Mvar em C. Oeste CE 3x-120/250 Mvar em Cuiabá CE 1x-120/250 Mvar em Água Vermelha

Estabilidade transitória para defeitos na Coleto-ra P.Velho, principalmente nas proximidades do reator limitador de curto-circuito acarretando perda do mesmo.

ATR Água Vermelha 765/500 kV, 900 MVA

Estabilidade transitória para defeitos na Coleto-ra P.Velho, principalmente nas proximidades do reator limitador de curto-circuito acarretando perda do mesmo. Reduz sobretensão quando da rejeição total em Araraquara ou em Cuiabá.

Reator Limitador de curto-circuito no barramen-to 500kV da SE Coletora

Diminuir impacto de defeitos na Coletora P.Velho

Compensação série 70% Evitar afundamento de tensão em Jauru e Cui-abá 765 kV devido a defeitos que levem a per-da do reator limitador de curto-circuito.

Montante de 11x200 Mvar de capacitores shunt em Araraquara 440 kV.

Estabilidade transitória para defeitos na Coleto-ra P.Velho, principalmente nas proximidades do reator limitador de curto-circuito e oferecer suporte de tensão no sistema receptor

CC

2 Conversoras back-to-back 400MW

Controle da variação de freqüência nas máqui-nas CHE Madeira sem impacto no sistema Acre-Rondônia e limitação da potência acelerante nas máquinas do AC/RO

3 CS 3 x -70/100 Mvar

Elevar o nível de SCR principalmente nas situa-ções mais adversas de despacho no Acre-Rondônia

1 CE -120/250 Mvar Suporte de tensão para defeitos na inversora que acarreta interrupção temporária da trans-missão da potência CC

Sobrecarga de curta duração de 55% no Elo Perda de um pólo na configuração com 1 bipolo de modo a limitar sobrefrequência a 66Hz

HB

CE 2x-120/250 Mvar em C. Oeste CE 3x-120/250 Mvar em Cuiabá

Estabilidade transitória para defeitos na inver-sora que acarreta interrupção temporária da transmissão da potência CC

Montante de 6x200 Mvar de capacitores Mvar em Araraquara 440 kV.

Estabilidade transitória para defeitos na inver-sora que acarreta interrupção temporária da transmissão da potência CC


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9. CRONOGRAMA DAS OBRAS

O cronograma de entrada das obras do tronco de transmissão entre Porto Velho e Araraquara, mostrado na Tabela 17, foi baseado nas seguintes considerações:

• As 2 primeiras máquinas de Santo Antônio, previstas para dezembro de 2012, deverão ope-rar para atendimento local através da implantação do primeiro transformador 500/230 kV da SE Coletora Porto Velho para as alternativas CA e HB. No caso da alternativa CC, o pri-meiro back-to-back 400 MVA deverá fazer a integração das 2 máquinas ao sistema Acre / Rondônia;

• Para o primeiro ano de implantação (2013), foi considerada a possibilidade de corte de ge-ração para as condições de emergência, tendo em vista que o sistema interligado suporta a perda dessa geração (2000 MW);

• Para o demais anos do período de implantação dos AHEs Santo Antônio e Jirau, o reforço foi proposto para o escoamento (sem corte de geração) da potência esperada para o pri-meiro semestre (cenário úmido);

• Para o segundo semestre de cada ano (período seco), durante o período de implantação das usinas, foi considerada a possibilidade de cortes de geração;

• Na alternativa CA foram considerados, para efeito de custo, transformadores de 765/500 kV para a conexão dos estáticos. Essa conexão, no entanto, pode ficar a cargo da trans-missora proprietária, desde que seja garantida a disponibilidade de potência reativa no ní-vel de 765 kV.

Tabela 17 Escalonamento das obras

alternativa 2012

Alternativa CC 1 btb

Alternativa HB 1 tr PV

Alternativa CA 1 tr PV

2013 2014 2015 2016

1o bipolo+2o btb + LT 500kV CUI-RIB-RVE 3o polo 4o polo

2o tr PV+ 2 LT COLETORA PV-ARARAQ 3o tr PV 1o polo 2o polo

2o tr PV+ 2 LT COLETORA PV-ARARAQ 3o tr PV 3a LT PV-ARARA


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10. ANÁLISE ECONÔMICA

10.1 Investimento

Para a determinação dos valores de investimentos das alternativas foram utilizados as premissas apresentadas no item 3.10.

Os investimentos estimados para as três alternativas apresentadas a seguir consideram apenas as obras do eixo Madeira a serem licitadas, ou seja, do eixo de transmissão de integração das usinas de Jiraú e Santo Antônio desde a SE Porto Velho até a SE Araraquara. Para a alternativa de trans-missão CC foi incluído também no custo, o eixo 500 kV Cuiabá-Riberãozinho-Rio Verde, obra con-siderada necessária para igualar o benefício das alternativas de escoar as usina do Mato Grosso.

Figura 29 e Figura 30 apresentam os custos de investimentos das alternativas para as três meto-dologias de custos consideradas, trazidos a Valor Presente no ano 2012, para as 3 metodologias de custos avaliadas. Observa-se que os custos da alternativa HB é quase 20% superior ao da al-ternativa CC, enquanto para a alternativa CA essa diferença se situa entre 35 a 40%.

Investimentos Totais (milhões R$) - VP 2012(Entre Coletora e Araraquara)

6.000

6.400

6.800

7.200

7.600

8.000

8.400

8.800

9.200

9.600

10.000

10.400

10.800

ELB 04ELB 06ANEEL

ELB 04 9.861 7.091 8.391

ELB 06 9.578 7.046 8.179

ANEEL 9.309 6.940 8.099

CA CC HB

Figura 29 Custos de investimentos das alternativas – Eixo Madeira (milhões R$)


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Investimentos Totais (%) - VP 2012 (Entre Coletora e Araraquara)

95,0

100,0

105,0

110,0

115,0

120,0

125,0

130,0

135,0

140,0

145,0

150,0

155,0

ELB 04ELB 06ANEEL

ELB 04 139,1 100,0 118,3

ELB 06 135,9 100,0 116,1

ANEEL 134,1 100,0 116,7

CA CC HB

Figura 30 Custos de investimentos das alternativas – Eixo Madeira (%).

Figura 31 apresenta os desembolsos anuais para as três alternativas. Pode-se observar que:

• O desembolso total da alternativa de menor custo (alternativa CC) atinge R$ 9,2 bilhões;

• A alternativa CA apresenta um maior desembolso inicial, ano 2013 (o ano de 2012 apresen-ta apenas um mês de desembolso, em dez/2012).

dez/12

2013

2014

2015

2016

Total

dez/12

2013

2014 2015

2016

Total

dez/12

2013

2014

2015

2016

Total

0

1.500

3.000

4.500

6.000

7.500

9.000

10.500

12.000

13.500

15.000 Desembolso Anual (milhões R$) - Custos ANEEL

dez/12 118 305 93

2013 7.452 4.345 6.092

2014 905 1.733 757

2015 3.285 2.143 3.033

2016 69 700 611

Total 11.830 9.227 10.585

CA CC HB

Figura 31 Desembolso Anual das alternativas – Eixo Madeira (milhões R$).


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10.2 Análise de Perdas

Na determinação das perdas para as 3 alternativas, foi utilizada a geração esperada nas usinas do Rio Madeira em função da motorização prevista para os dois empreendimentos e a produtividade esperada para estes empreendimentos de Jirau e Santo Antônio. Foram utilizadas então as médias das vazões do histórico da ANA a partir de 1972.

O gráfico da Figura 32 resume estes valores, para cada ano de motorização das usinas.

Geração esperada

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

mês

MW

2012 2013 2014 2015 2016 2017

Figura 32 Geração média esperada (MW.médios)

Premissas consideradas na estimativa das perdas totais devidas a cada tecnologia utilizada:

• Os despachos esperados das usinas foram agrupados em seis cenários; • Períodos hidrológicos: seco e úmido; • Patamares de carga pesada e leve. O patamar de carga média foi considerado igual ao de car-

ga pesada; • Cronograma de motorização das usinas do Rio Madeira: segundo a Tabela 3. • Cronograma de obras para cada alternativa: desde o inicio da motorização das usinas (Tabela

17); • Perdas das conversoras nas alternativas com tecnologia em corrente continua: média dos valo-

res informados pelos fabricantes e de Itaipu; • Em função do montante de compensação shunt nas alternativas que possuem LTs em corrente

alternada, procurou-se estimar estas perdas a partir do fator de qualidade destes equipamen-tos;


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• Estimou-se as perdas na transformação 765/500 kV, a partir do fator de qualidade destes e-quipamentos nas alternativas CA em 765 kV.

Foram utilizados 6 patamares de despachos e os resultados acentuam o sinal de perdas e favore-cem os resultados para a tecnologia de menor perda sistêmica (765 kV).

É interessante observar que, no cenário úmido - CHE Madeira Pleno, os menores valores de perdas são obtidos para a alternativa 765 kV, enquanto que no cenário seco, com o complexo gerando 3000 MW, exceto para as alternativas em 765 kV, a influência da rede confere perdas mais reduzi-das às alternativas que criam um caminho paralelo.

A título de complementação foi realizado um cálculo teórico de perdas ôhmicas para as 3 concep-ções de transmissão entre a SE Coletora Porto Velho e a SE Araraquara, 2375 km, com o despacho pleno das usinas do Rio Madeira e considerando o sistema de escoamento até a região Sudeste de cada alternativa isolado da rede existente. A Figura 33 apresenta os resultados absolutos de per-das ôhmicas obtidos para um fluxo de 6300 MW, que não levam em consideração a influência do escoamentos intermediários. Esses resultados mostram que a alternativa HB atinge valores de perdas maiores que 10% da potência transmitida. As alternativas CC apresentam os menores valo-res que estão bem próximos aos valores calculados para a alternativa CA. Pode-se concluir que os escoamentos intermediários apresentam influência significativa para a redução das perdas.

100

300

500

700

Perdas Teóricas (MW)

MW 494.9 438.6 651.0

% 107.9 107.0 110.3

Alt CA Alt CC Alt HB

Figura 33 Perdas teóricas no tronco SE Coletora Porto Velho – Região SE

Na determinação dos custos de perdas, especificamente para os custos de perdas apresentados a seguir, foram considerados os seguintes parâmetros básicos:

• Perdas nas conversoras (valores informados pelos fabricantes foram aproximados daqueles das conversoras de Itaipu): 0,8167% variáveis com a potência + 0,15% fixas;

• Perdas nos transformadores CA: considerado um fator de qualidade de 50 (relação X/R);

• Reatores: perdas constantes e correspondentes a 3,33% da sua potência. Para os reatores em derivação de barra, manobráveis, as perdas foram determinadas considerando os rea-tores em operação durante 5 meses do ano (42% do tempo).


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A Tabela 18 e a Tabela 19 apresentam os valores de perdas (MW e R$) determinados para as três alternativas. Observa-se que:

• As perdas das alternativas ficaram abaixo de 1,2% da potência assegurada da usina.

• A partir do último ano considerado nas análises (2018), quando o sistema Jiraú e Santo An-tônio estará com todas as maquinas em operação, as perdas na alternativa CC apresentam apenas 0,6 MW superior a alternativa de menor nível de perdas (CA), enquanto este valor atinge 43,7 MW para a alternativa HB.

• A diferença de custos para a alternativa de menor nível de perdas atinge, em 30 anos, cer-ca de R$ 290 milhões para a alternativa CC e 680 milhões para a alternativa HB.

Tabela 18 Perdas Anuais Diferenciais para as três alternativas (MW)

2013 2014 2015 2016 2017 2018 VP (2012)* VP/PU**CA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.00%CC 210.5 2.9 39.2 37.9 22.5 17.3 345.7 0.88%HB 111.1 45.8 92.6 14.8 67.4 64.3 575.8 1.47%

Perdas totais diferenciais por ano (MW)

Tabela 19 Perdas Totais Diferenciais para as três alternativas (milhões R$) f(I)

Alternativas VP 2012 (milhões R$)CA 0,0CC 269,9HB 662,0

Custos de perdas totais (diferenciais)

Para o cálculo das perdas das conversoras houve uma divergência com relação metodologia para cálculo da parte variável das perdas das conversoras. A Tabela 19 apresenta essas perdas varian-do linearmente com a corrente. A seguir na Tabela 20, a diferença de perdas entre as alternativas quando se considera a variação das perdas das conversoras com o quadrado da corrente Calcu-lando as perdas das inversoras

Tabela 20 Perdas Totais Diferenciais para as três alternativas (milhões R$) f(I2)

Alternativas VP 2012 (milhões R$)CA 0,0CC 97,7HB 645,6

Custos de perdas totais (diferenciais)

10.3 Custos Globais

Considerando a metodologia de investimentos e perdas apresentadas nos itens anteriores, pode-se determinar os custos globais das alternativas, mostrados nas Figura 34 e Figura 35. Pode-se ob-servar que:


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• Com o critério de perdas utilizado, a alternativa CA apresentou custos globais de 27 a 34% superiores ao da alternativa CC, enquanto a alternativa HB atingiu valores de 24 a 27%.

• Os custos de investimentos e perdas (custo ANEEL) são mostrados na Figura 35, permitin-do observar o impacto dos custos das perdas de cada alternativa no custo global.

Custos Globais (milhões R$) - VP 2012(Entre Coletora e Araraquara)

6.000

6.400

6.800

7.200

7.600

8.000

8.400

8.800

9.200

9.600

10.000

10.400

10.800

ELB 04ELB 06ANEEL

ELB 04 9.861 7.361 9.053

ELB 06 9.578 7.316 8.841

ANEEL 9.309 7.210 8.761

CA CC HB

Figura 34 Valor Presente dos Custos globais das alternativas (milhões R$)

Custos Globais (%) - VP 2012

95,0

100,0

105,0

110,0

115,0

120,0

125,0

130,0

135,0

140,0

145,0

150,0

155,0

ELB 04ELB 06ANEEL

ELB 04 134,0 100,0 123,0

ELB 06 130,9 100,0 120,8

ANEEL 129,1 100,0 121,5

CA CC HB

Figura 35 Valor Presente dos Custos globais das alternativas (%)


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0

1.500

3.000

4.500

6.000

7.500

9.000

10.500

12.000

Custos Globais (milhões R$) - VP 2012 Obras no Eixo Madeira

Investimentos 9.309 6.940 8.099Perdas 0 270 662

CUSTOS GLOBAIS 9.309 7.210 8.761

% 129,1 100,0 121,5

CA CC HB

Figura 36 VP dos investimentos e perdas das alternativas (milhões) – Custo ANEEL

11. COMPARAÇÕES DAS ALTERNATIVAS

Neste item são feitas comparações entre as alternativas em termos de características técnicas e desempenho, de forma a explicitar as vantagens e desvantagens das alternativas CA e CC.

11.1 Quantidade de Equipamentos

A Tabela 21 apresenta o quantitativo de equipamentos utilizados nas alternativas. Devido às lon-gas distâncias envolvidas, observa-se uma maior quantidade de equipamentos e instalações ne-cessárias nas alternativas com tecnologia CA. Isso é um indicativo que as alternativas CA devem apresentar maiores custos de operação e manutenção, com maior número de falhas e um maior impacto ambiental. Salienta-se que o total de linhas e transformações previstos para serem insta-lados na alternativa 3CA765 equivale a mais da metade do que o Brasil tem hoje instalados.

Tabela 21 Quantidade de equipamentos


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2 SE terminais

+ 6 seccionadora

2 SE terminais 2 SE terminais

+ 6 seccionadora

QUANTIDADE 3LT765Equipamento MVA(r) - km

LT 765 kV 7.125LT 500 kV 5LT 230 kV -LT CC -Trafos 30.012C. Estático 2.590C. Série 11.646C. Shunt 2.200Reator Shunt 25.230

Equipamento MVA(r) - kmLT 765 kV -LT 500 kV 4.755LT 230 kV -LT CC 2.375Trafos 8.601C. Estático 1.850C. Série 12.530C. Shunt 800Reator Shunt 10.037Bipolos 1 x 3150 MW

QUANTIDADE HBEquipamento MVA(r) - km

LT 765 kV -LT 500 kV 602LT 230 kV -LT CC 4.750Trafos 8.553C. Síncrono 300C. Estático 370C. Série 0C. Shunt 0Reator Shunt 750Bipolos 2 x 3150 MW

QUANTIDADE CC

11.2 Arranjos de Subestações

A escolha dos arranjos, adotados para as subestações e usados para custear as alternativas, foi feita considerando os Procedimentos de Rede e procurando estabelecer a disposição mais harmo-niosa possível dos vãos de manobra. O anexo 6 apresenta as principais premissas utilizadas na definição dos arranjos das SE e um conjunto de diagramas unifilares preliminares associados a cada alternativa. Ressalta-se que os arranjos finais para leilão serão dfinidos nos diagramas unifila-res do relatório R4.

11.3 Compensação Shunt

O montante de compensação shunt resultante para cada alternativa é mostrado nas tabelas a se-guir.

Para a alternativa CA foram necessários cerca de 1800 Mvar na barra de Araraquara até o final do período. Para as alternativa CC e HB esse valor estava próximo de 800 Mvar. Como a definição desses capacitores depende de um maior detalhamento (estudos a serem desenvolvidos para o sudeste) decidiu-se representar apres=nas a diferenção de 1000 Mvar indicados na alternativa CA.


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Tabela 22 Balanço de compensação na alternativa 765 kV (Mvar)

Trecho B (Mvar) Reator De (MVAR)

Reator Para (MVAR)

Compensação (%)

Coletora-Ji Paraná 1227,2 500 500 81,5Ji Paraná-C. Oeste 1148,5 450 450 78,4

C. Oeste-Jauru 1227,2 500 500 81,5Jauru-Cuiabá 1247 500 500 80,2

Cuiabá-R. Araguaia 1425,8 600 600 84,2R. Araguaia-A. Vermelha 1546,0 600 600 77,6A. Vermelha-Araraquara 1227,0 400 450 69,3

Soma B (Mvar) 27.146Soma reatores de Linha 21.450

Excedente 5.696Reator de Barra 4.750

Reativo Máquina 395Compensador Estático 420 <= 50% da capacidade de absorção dos CE (Tota

Restam 131

Tabela 23 Balanço de compensação na alternativa HB (Mvar)

Trecho B (Mvar) Reator De (MVAR)

Reator Para (MVAR)

Compensação (%)

Coletora-Ji Paraná 695 280 280 80,6Ji Paraná-C. Oeste 650 260 260 80,0

C. Oeste-Jauru 695 280 280 80,6Jauru-Cuiabá 706 280 280 79,3

Cuiabá-R. Araguaia 807 320 320 79,3R. Araguaia-A. Vermelha 876 320 320 73,1A. Vermelha-Araraquara 695 280 280 80,6

Soma B (Mvar) 10.247Soma reatores de Linha 8.080

Excedente 2.167Reator de Barra 1.224

Reativo Máquina 395Compensador Estático 420 <= 50% da capacidade de absorção dos CE (Tota

Restam 128

Tabela 24 Balanço de compensação na alternativa CC (Mvar)

Back-to-back 800

Filtro Retificadora 163Filtro Inversora 325

Excedente 488Reator de Barra 0

Reativo Máquina 395Compensador Estático 0

Restam 93


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11.4 Desempenho Técnico entre as Tecnologias CA e CC

A Tabela 25 e a Tabela 26 apresentam uma comparação entre as tecnologias CA e CC em termos técnicos, vantagens e desvantagens.

Tabela 25 Comparação Técnica CA x CC

CA CC

Tecnologias CA x CC 765 kV HB kV +600 kV

Faixa de passagem 87 m 38 m 48 m

nº de equipamentos alto médio baixo

nº de subestações alto alto baixo

nº de LT médio alto baixo Custos Globais

alto médio baixo

Confiabilidade média menor maior

Efeito Corona maior médio menor

Interferência em Telecomunicações maior média menor

Corrente de terra (necessidade de eletrodos) não não sim

Contribuição para nível de curto-circuito sim sim não

Inserção regional (apenas de cargas) média menor maior

Tecnologia de domínio nacional média média média

Perdas menor maior média

Controle de tensão (normal e emergência) pior pior melhor

Níveis de sobretensões alto médio baixo

Possibilidade de ressonância maior maior menor

Possibilidade de distorção harmônica sim sim sim

Possibilidade de oscilações inter-áreas (baixa freqüência) sim sim não

Possibilidade de operação assíncrona (com back-to-back) não não sim

Custos de operação maior maior menor

Custos de manutenção médio médio maior

Capacidade de modulação de potência não não sim


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Tabela 26 Vantagens e Desvantagens CA x CC

Alternativas Vantagens Desvantagens

3CA765-SP - Alternativa de menores perdas

- Alternativa de maior investimento - Maior nº de equipamentos - Ineditismo na configuração das LTs necessidade de testes de laboratório

2CC600-SP

- Alternativa de menor investimento e menor custo global - Menor impacto ambiental - Operação assíncrona entre sistemas (com back-to-back) - Menor nº de linhas e equipamentos - Não aumenta o nível CC - Melhor controle de fluxo e tensão na interligação

- Menor número de fornecedores (maior incerteza no deságio) - Menor inserção regional (para cargas) - Tecnologia com menor domínio nacional - expectativa de maior custo de manutenção

2CA1CC-SP

- Possibilidade de maior inserção regional na alimentação de cargas

- maior desligamento de máquinas na perda de bipolo - expectativa de maior custo de O&M

Quando se faz uma comparação técnica entre as alternativas CA e CC e, conseqüentemente, são relacionadas as vantagens e desvantagens entre essas duas tecnologias, é interessante comple-mentar algumas características dos sistemas propostos:

1. A alternativa CC, da forma como foi construída com a presença do back-to-back, é uma conexão assíncrona entre sistemas que não precisam ter a mesma freqüência para manter as condições de estabilidade eletromecânica. Em outras palavras, enquanto que na trans-missão CA há um compromisso entre o comprimento da linha, potência transmitida e a es-tabilidade do sistema, na transmissão CCAT este compromisso não existe.

No que se refere à sua possível aplicação ao CHE Madeira, a transmissão CC possibilitará a operação segura do sistema, sem os problemas associados à preservação da estabilidade eletromecânica e à necessidade de amortecimento de modos de oscilação entre áreas (de baixa freqüência, como no caso da Interligação N/S), comuns quando da transmissão de potência em corrente alternada e por grandes distâncias.

2. O tempo de resposta do controle de um elo CC é bastante reduzido, sendo possível utilizá-lo para auxiliar no desempenho dinâmico das redes CA durante distúrbios, através da vari-ação rápida e controlada da potência CC. Por exemplo, o emprego de controles suplemen-tares com a função de modulação de potência pode contribuir para o amortecimento de oscilações eletromecânicas e, com isso, ajudar a manter a freqüência da rede CA constan-te.

3. Elos CC não contribuem para o acréscimo do nível de curto-circuito da rede em corrente al-ternada. No entanto, para seu desempenho adequado, é recomendada uma relação míni-ma de SCR de 2,5.

4. As alternativas CA têm tecnologia com maior domínio, principalmente no que se refere ao nível de tensão de 500 kV.


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5. As alternativas CA permitem uma maior quantidade de lotes para o leilão, possibilitando uma maior competição entre os empreendedores.

12. ANÁLISE AMBIENTAL

As análises ambientais associadas a cada alternativa constituem relatório específico [12] sendo aqui apresentado um resumo das atividades desenvolvidas e das principais conclusões, assim co-mo a alternativa de corredor selecionado.

Os estudos realizados tiveram como objetivo identificar a alternativa de corredor com o melhor desempenho socioambiental para a implementação da Interligação Porto Velho – Araraquara, bus-cando subsidiar a seleção da melhor alternativa de corredor de passagem.

As principais atividades desenvolvidas: Realização de uma macro-caracterização socioambiental da região a ser atravessada pelo sistema, o mapeamento dos aspectos socioambientais mais relevan-tes, a identificação das alternativas de corredor possíveis e uma análise socioambiental expedita de cada uma delas, uma seleção de indicadores socioambientais para comparação ambiental das alternativas identificadas, a comparação efetiva das alternativas e a descrição do corredor de pas-sagem selecionado.

12.1 Macro-caracterização da Região de Estudo

Os estudos foram elaborados tomando como base a cartografia existente, imagens de satélite e dados secundários disponíveis em fontes oficiais. Foram identificados os corredores prováveis a partir de imagens de satélite. Foi considerado um corredor com 30 km de largura total, sendo ado-tada uma largura inferior para evitar interferências em unidades de conservação e terras indíge-nas. Em seguida, foi feito uma macro-caracterização da região atravessada pelo corredor, desta-cando os seguintes aspectos:

o uso do solo;

o número de municípios atravessados;

o densidade demográfica;

o interferência ou proximidade de Unidades de Conservação, observada pela existên-cia dessas unidades nos municípios atravessados;

o interferência ou proximidade de Terras Indígenas.

Procurou-se identificar a possibilidade de implantação do sistema em áreas mais favoráveis ou menos sensíveis do ponto de vista socioambiental, em busca da minimização dos impactos decor-rentes da futura implantação do sistema. Os dados e informações coletados foram sistematizados de forma a possibilitar uma visão ampla das alternativas para o corredor de passagem, por trecho e por unidade da federação. Essa abordagem foi considerada suficiente para a caracterização das regiões que poderão ser atravessadas, o que permite a indicação da melhor alternativa para o corredor. O resultado desse trabalho permitirá indicar as condições para o prosseguimento dos estudos na próxima etapa, que será a definição da diretriz do traçado da linha de transmissão.


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O Projeto da Interligação Porto Velho – Araraquara se insere nas regiões Norte, Centro-Oeste e Sudeste, atravessando áreas de floresta e cerrado, além de vastas extensões ocupadas pela agro-pecuária. A região do projeto é considerada bastante complexa, contando com a presença de di-versas Terras Indígenas, Unidades de Conservação, Projetos de Assentamento e núcleos urbanos. Entretanto, os principais fatores de complexidade diferem muito, dependendo da região atraves-sada, podendo ser dividida em três áreas:

• Área 1 – abrange a área do corredor que parte do município de Porto Velho, no estado de Rondônia, até o município de Jauru, no sudoeste do estado de Mato Grosso. Esta área ca-racteriza-se pela intensa ocupação agropecuária e agroflorestal, com a presença de proje-tos de assentamento rurais estabelecidos na década de 1970, principalmente nos municí-pios das regiões central e sudeste do estado de Rondônia. Nesta área, inserem-se cerca de 20 sedes de municípios que ocupam regiões planas ou levemente onduladas, e são interli-gados por estradas, em sua maioria, de leito natural. Em Rondônia, trata-se de área com estrutura produtiva consolidada, caracterizada pelo clima úmido e com presença de frag-mentos florestais de tamanhos diversos. Já no estado do Mato Grosso, a área caracteriza-se pela necessidade de reordenação do uso territorial, com grandes parcelas de ocupação agropecuária, entremeadas por áreas com vegetação florestal e de várzea. As planícies que formam a várzea do rio Guaporé dominam boa parte da paisagem neste trecho no Mato Grosso. Contudo, próximo ao município de Jauru, predomina um relevo ondulado com forte ocupação agropecuária e clima semi-úmido.

• Área 2 – abrange a área do corredor a partir do município de Jauru (MT) seguindo até o município de Iturama, em Minas Gerais, na margem direita do rio Grande onde situa-se a usina hidrelétrica de Água Vermelha. O corredor nesta área atravessa 19 sedes municipais, localizadas no sul dos estados do Mato Grosso e Goiás, e em Minas Gerais, entre os rios Paranaíba e Grande. Entre as cidades atravessadas, o destaque fica para a capital do Mato Grosso, Cuiabá, com mais de 500.000 habitantes. A região é caracterizada pela paisagem de cerrado, com intensa ocupação agropecuária. O relevo é diversificado, com áreas agrí-colas planas no alto dos planaltos e trechos acidentados nas bordas e depressões entre os mesmos. O clima muda de semi-úmido em Mato Grosso para úmido no sul de Goiás e em Minas Gerais.

• Área 3 – abrange a área do corredor desde o município de Ouroeste, em São Paulo, na barragem da usina de Água Vermelha, até o município de Araraquara, na região central do estado. A área caracteriza-se pela presença de muitos núcleos urbanos, cobrindo cerca de 30 sedes municipais, com destaque para as cidades de Catanduva, São José do Rio Preto e Araraquara, todas com população superior a 100.000 habitantes. Nesta área predomina o relevo ondulado, associado ao planalto do rio Paraná, com terras ocupadas por muitas á-reas de plantio. O clima é úmido, com vegetação e paisagem associadas aos biomas de Mata Atlântica e Cerrado.

12.2 Alternativas Identificadas

Na identificação das possíveis alternativas de corredor de transmissão ligando Porto Velho a Araraquara (um percurso que em linha reta tem aproximadamente 2.400 km), foram conside-rados todos os elementos hoje existentes que se constituem em condições de contorno impor-tantes para a boa elaboração do projeto, buscando-se, sempre que possível, evitar interferên-cias com Terras Indígenas (TI) e Unidades de Conservação (UC), assim como com núcleos ur-


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banos, com grandes travessias de rios e outros aspectos relevantes.

As alternativas de corredor estudadas possuem largura máxima de 30 km, onde dentro desta área serão estabelecidas, nas fases posteriores de estudo, faixas de passagem de aproxima-damente 60 a 100 metros de largura. Portanto, as interferências apontadas neste texto pode-rão, na maioria das vezes, ser evitadas.

Para a identificação das alternativas de corredor, foram consideradas as três áreas de estudo identificadas pela macro-caracterização. Inicialmente, foram identificadas alternativas de tre-chos para cada uma destas áreas que, na etapa de comparação das alternativas, foram agru-pados compondo as alternativas de corredor a serem analisadas.

Os trechos identificados e suas principais características são descritas a seguir:

• Trecho Porto Velho – Ji-Paraná (Trecho 1A) - Este trecho apresenta uma extensão de apro-ximadamente 305 km, totalmente incluída no estado de Rondônia, partindo da subestação co-letora de Porto Velho indo até o município de Ji-Paraná. A partir de Porto Velho, o corredor se-gue para sudeste, passando pela cidade de Alto Paraíso em direção a Ariquemes, onde corta o remanso do reservatório da Usina Hidrelétrica Samuel, no rio Jamari. Entre Ariquemes e Ji-Paraná, o corredor segue junto a BR-364 passando pelos municípios de Cacaulândia, Jaru e Ouro Preto do Oeste, cidades constituídas a partir de projetos de assentamentos consolidados. Neste trecho foi identificada somente uma alternativa em função da localização de unidades de conservação (Florestas Nacionais Bom Futuro e Jamari, e Estação Ecológica Samuel) próximas a saída do corredor em Porto Velho. Estas unidades, além da Terra Indígena Karitiana, impen-dem qualquer outra passagem do corredor na região entre Porto Velho e Alto Paraíso.

• Trecho Ji Paraná – Jauru – Neste trecho foram identificadas duas alternativas, por Colorado do Oeste (Trecho 2A) e por Vilhena (Trecho 2B)

Trecho 2A, por Colorado do Oeste - este trecho apresenta uma extensão de aproximada-mente 630 km, atravessando o centro e o sul de Rondônia e o sudoeste de Mato Grosso, partindo do município de Ji-Paraná-RO indo até o município de Jauru-MT. Este corredor parte de Ji-Paraná, acompanhando a BR-364, por aproximadamente 70 km, até as imedia-ções da cidade de Castanheiras. A partir deste ponto, segue reto na direção sudeste até Cabixi, na divisa de Rondônia com o Mato Grosso. Neste trajeto, o corredor passa pelos municípios de São Felipe do Oeste e Chupinguaia, neste último cruza entre as Terras Indí-genas Tubarão Latundê e Rio Omerê, chegando à região dos assentamentos de Colorado do Oeste. Atravessando a divisa entre os estados, o corredor segue pela planície do Guapo-ré, evitando as Terras Indígenas Vale do Guaporé, Pequizal e Sararé, até alcançar a cidade de Pontes Lacerda e daí seguir a BR-364 até atingir Jauru.

Trecho 2B, por Vilhena (Trecho 2B) - este trecho apresenta uma extensão de aproximada-mente 620 km, partindo do município de Ji-Paraná indo até o município de Jauru. Este cor-redor acompanha em toda sua extensão o eixo da BR-364. Sai de Ji-Paraná, passando em território rondoniense por Cacoal e Pimenta Bueno, antes de alcançar Vilhena, já na divisa com o estado de Mato Grosso. Após cruzar a divisa estadual, o corredor atravessa o muni-cípio de Comodoro, cortando parcialmente as Terras Indígenas Vale do Guaporé, Nambik-wara e Tahiantesu. Indo em direção sudeste, o corredor margeia a Chapada dos Parecis, pela esquerda, e os planaltos residuais do Guaporé, pela direita, até alcançar a cidade de Nova Lacerda. Deste ponto, segue pela BR-364, cortando a Terra Indígena Sararé e depois seguindo mais 70 km, por áreas ocupadas por agropecuária, até alcançar Jauru.


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• Trecho Jauru – Água Vermelha (Trecho 3A) - Este trecho apresenta uma extensão de apro-ximadamente 1.100 km, partindo do município de Jauru indo até a divisa dos estados de Minas Gerais e São Paulo, na barragem da usina de Água Vermelha, entre os municípios de Iturama-MG e Ouroeste e Indiaporã, em São Paulo. Saindo de Jauru, o corredor segue em direção les-te, atravessando diversas áreas agrícolas da depressão do rio Paraguai, até alcançar a Serra das Araras, próximo a Barra dos Bugres, cruzando a serra em área de sela topográfica e se-guindo sudeste em direção à Cuiabá. Até este ponto, o corredor atravessa cerca de 300 km dentro do Mato Grosso. Saindo da capital do estado, o corredor segue direção SE até Alto Ara-guaia na divisa com Goiás, percorrendo cerca de 360 km. Nesta região, passa por serras e pla-naltos de topo plano, com intensa ocupação agropecuária, notadamente próximo ao município de Jaciara. Em Rondonópolis, o corredor atravessa entre as Terras Indígenas Tadarimana e Ja-rudore. Deste ponto, segue por área de relevo ondulado e ocupação antrópica intensa até Goi-ás. Atravessando o rio Araguaia, já em Santa Rita do Araguaia, segue reto a sudeste, por 330 km, cruzando o sul goiano até a divisa com Minas Gerais. Em Goiás, o corredor atravessa di-versas áreas agrícolas nos planaltos dos rios Verde e Paraná, recobrindo as sedes municipais de Itarumã e Serranópolis. Após atravessar o rio Paranaíba, na divisa entre Goiás e Minas Ge-rais, segue por 80 km em território mineiro, passando pela área urbana do município de Limei-ra do Oeste, até alcançar a barragem da Usina de Água Vermelha, na divisa com São Paulo.

Neste trecho foi identificada somente uma alternativa em função da UHE Ilha Solteira no Rio Paraná. A UHE Ilha Solteira é maior usina da CESP e do Estado de São Paulo e a terceira maior usina hidrelétrica do Brasil. Está localizada entre os municípios de Selvíria (MS) e Ilha Solteira (SP). O seu reservatório, de 1.195 km2 de extensão se constituiu em um fator limitador desta alternativa. . Antes disso, margeia o limite sul do Parque Nacional das Emas. Além destas limi-tações, este corredor alternativo é aproximadamente 80 km mais extenso do que a primeira al-ternativa estudada, o que demandaria em maiores gastos, maior área desmatada e a necessi-dade da instalação de uma subestação adicional.

• Trecho Água Vermelha – Araraquara - neste trecho foram identificadas duas alternativas:

Trecho 4A – Trecho Água Vermelha – Araraquara - este trecho apresenta uma extensão de aproximadamente 319 km, partindo do município Indiaporã indo até o município de Arara-quara. O corredor segue no sentido SE até o limite norte de São José do Rio Preto, atra-vessando um relevo plano e com paisagem dominada por pastos e por plantações de cana-de-açúcar. Na altura de Nova Granada, ele desvia para Sul até Catanduva, onde segue o sentido da rodovia SP-310. No trajeto, ele atravessa duas mesoregiões paulistas com IDH considerado alto, a de São José do Rio Preto (0,800) e a de Araraquara (0,800). É o trecho mais antropizado e com maior grau de urbanização. São muitos os municípios atravessados por este corredor (58), mas todos têm em comum a característica de terem áreas territori-as modestas. Seu relevo é predominantemente plano, com a exceção do leste de Araraqua-ra, onde há o predomínio da Escarpa Devoniana. A atividade agropecuária vem sofrendo mudanças recentes, quando a área de pastagem, que predominava no trecho entre a UHE de Água Vermelha e São José do Rio Preto, vem sendo substituída pela agroindústria cana-vieira. Entre esta cidade e Araraquara, onde ainda há influência da Terra Roxa (oriunda da escarpa de relevo de cuesta que marca o início da ocorrência das unidades da borda leste da Bacia do Paraná), as áreas agrícolas são ocupadas pela tradicional cultura de cítricos (la-ranja) e da cana-de-Acúcar. A área de mata nativa é, praticamente, inexpressiva.

Trecho 4B – Trecho Água Vermelha – Araraquara – esta alternativa de corredor segue pa-ralelamente a LT 440 kV da CTEEP, energizada em 1990. Apesar de ser mais curta 10 km (308 km de extensão) e de ter boa parte do seu trajeto inserido no corredor proposto, esta


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alternativa apresentou a desvantagem de ter dois “gargalos”, de ± 1,5 km cada, entre as cidades de São José do Rio Preto e Guapiaçu, que estão entremeadas por um condomínio residencial. Sendo assim, foram considerados negativos para a escolha desta alternativa os seguintes aspectos: (i) o grande impacto visual causado pela presença das torres de transmissão de, ao menos, 5 circuitos (1 energizado e 4 planejados); e, (ii) a barreira que estes iriam impor à expansão física destas cidades; a faixa de 3 km (dividido em dois cor-redores de 1,5 km cada), que pode ser considerada modesta e insegura, para a passagem dos circuitos. Desta forma, as Linhas de Transmissão ficariam muito próximas umas das outras e, por conseqüência, próximos das cidades. Adicionalmente, esta alternativa atra-vessa um trecho altamente urbanizado entre São José do Rio Preto e Nova Granada., o que traria complicações técnicas e socioambientais para a sua implantação como já descrito nos parágrafos acima.

12.3 Indicadores Socioambientais

Baseado na combinação dos trechos anteriormente descritos e na macro-caracterização das regi-ões atravessadas foram identificadas e comparadas 4 alternativas de corredor de passagem levan-do em conta os seguintes indicadores:

• Interferência em áreas legalmente protegidas – com este indicador busca-se compa-rar, por meio da indicação das distâncias em quilômetros, a interferência direta ou indireta de cada alternativa de corredor em Terras Indígenas e Unidades de Conservação de uso restrito e de uso sustentado. Como interferência direta foram consideradas duas situações: interferência integral - quando a largura total do corredor (máxima de 30 km) se insere totalmente na área legalmente protegida, ou interferência parcial – quando somente parte da largura do corredor atravessa tais áreas. Considera-se como interferência indireta a situação em que o corredor está localizado próximo às áreas de proteção, numa distância de até 10 km além dos limites do corredor;

• Interferências ambientais por tipo de uso do solo (floresta, área inundável, a-gropecuária) – este indicador permite identificar as diferenças existentes entre as alter-nativas de corredor em termos de sua passagem por áreas com cobertura de floresta natu-ral, áreas inundáveis e agropecuária;

• Extensão das travessias – as travessias dos rios de grande porte na região amazônica representam desafios construtivos e também podem causar interferências significativas nos ecossistemas, em função do porte das estruturas, fundações e escavações necessárias. Com este indicador busca-se comparar as alternativas de corredor levando em conta a ex-tensão das travessias requeridas e do seu porte;

• Densidade de circuitos por extensão de corredor - este indicador objetiva comparar as alternativas em função do número de circuitos de linhas de transmissão planejados para determinados trechos dos corredores. Quanto maior o número de circuitos num determina-do trecho, prevê-se uma abertura maior de faixa de passagem, resultando em aumento de impacto ambiental em função de uma largura maior de área desmatada.

12.4 Conclusões da Análise Ambiental

A avaliação socioambiental realizada, conforme apresentada na Tabela 27, indicou o corredor de


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passagem, apresentado na Figura 1, formado pelos trechos Porto Velho – Ji-Paraná (Trecho 1A), Ji Paraná – Jauru, passando por Colorado do Oeste (Trecho 2A), Jauru – Água Vermelha (Trecho 3A) e Água Vermelha – Araraquara (Trecho 4A) como o mais adequado.

A comparação do impacto causado pelas 3 alternativas de transmissão também é analisada na Tabela 27. Pode-se observar que a alternativa CC apresenta um menor impacto ambiental por possuir apenas 2 circuitos.

Tabela 27 Resultado da Comparação das Alternativas de Corredor

Índices Alternativas de Corredor

Alternativa I Alternativa II Alternativa III Alternativa IV

Uso do solo 3,25 3,19 3,25 3,19

Áreas legalmente protegidas 5,05 9,94 5,05 9,94

Travessias de corpos d’água 1,07 1,00 1,08 1,01

Núcleos urbanos 1,00 1,10 1,27 1,37

Índice Total 10,37 15,23 10,65 15,51

Nº de Circuitos

3 (CA - 765 kV) 31,11 45,69 31,95 46,53

2 (CC - 600 kV) 20,74 30,46 21,30 31,02

3 (HB) 31,11 45,69 31,95 46,53

Para este corredor selecionado pode-se afirmar que, mesmo com base nas análises preliminares, são boas as condições para a sua implantação. As dificuldades e obstáculos identificados nesta etapa dos estudos podem ser considerados passíveis de equacionamento, por não estarem associ-ados a áreas de restrição legal, como por exemplo, a unidades de conservação de proteção inte-gral ou de uso sustentável ou a terras indígenas. Embora essas áreas tenham sido registradas nos mapas da caracterização socioeconômica, elas situam-se, em sua grande maioria, a distâncias suficientes dos corredores de passagem para não se apresentarem como obstáculos a sua localiza-ção. Algumas interferências antevistas poderão ser equacionadas na etapa de projeto do traçado.

Falar sobre as distâncias de 30 km do corredor e 10 km entre os circuitos


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Figura 37 Corredor de Passagem Selecionado

Na Figura 38 são apresentados os traçados dos trechos:

• Porto Velho – Cuiabá, passando por Colorado do Oeste.

• Cuiabá-Araraquara, considerando uma rota alternativa direta até Água Vermelha.


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320 km

300 km

320 km

335 km

Vilhena

Jauru

Ji Paraná

P orto V elh o

380 km

400 km

308 km

Rio Araguaia

Água Vermelha II

5 km Araraquara II 500 kV

Araraquara 440 kV Araraquara 500 kV

Carajás

Xavantes

Figura 38 Traçado considerado


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13. RECOMENDAÇÕES

• Após a finalização dos estudos do R2, rever caso necessário o plano de obras de cada al-ternativa, para compor o conjunto de obras que será enviado para leilão;

• Consolidar no PET as obras de reforços pré-Madeira:

o Eixo 230 kV entre Jauru - Porto Velho para atendimento à carga do Acre / Rondô-nia;

o LT 500 kV Jauru – Cuiabá para escoamento da geração das usinas do Mato Grosso;

o Eixo 230 kV Porto Velho – Rio Branco para atendimento do critério N-1 nesse tron-co.


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14. REFERÊNCIAS

[1] Análise do sistema de integração dos aproveitamentos hidrelétricos do rio Madeira e reforços no SIN - EPE-DEE-RE-148/2006-revisão 1 de 12 de dezembro de 2007 - Re-latório R0.

[2] Análise do sistema de integração dos aproveitamentos hidrelétricos do rio Madeira e reforços no SIN - EPE-DEE-RE-148/2006-revisão 2 de xx de xxx de 2008 - Relatório R0 – complementar com detalhamento alternativas CA

[3] Plano Decenal de Referência de Geração 2006-2015 (versão set/2005). [4] Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Trans-

missão – Volume 2 – CCPE (Nov/2002). [5] Procedimentos de Rede Módulos 4 e 23 do ONS. [6] Relatório de Impactos no sistema existente R4 [7] Custos Referenciais da Eletrobrás – junho de 2004 revisão de dezembro. [8] Custos Referenciais da Eletrobrás – dezembro de 2006. [9] Resolução 181 - ANEEL – junho de 2007. [10] Plano Decenal da Transmissão ciclo 2007 / 2016, EPE. [11] Relatório PTEE 01/01 – “Análise da Antecipação da Interligação Elétrica entre os

sistemas Rondônia e Mato Grosso” - maio de 2001. [12] Estudos relativos aos grandes aproveitamentos hidrelétricos na região Amazônica,

Avaliação socioambiental dos Sistemas de Transmissão. [13] Estudo de Alternativas para Linhas de Transmissão Integrando o Complexo Hidrelé-

trico do rio Madeira ao Sistema Interligado Nacional – Relatório Técnico CEPEL/DIE 29414/07.

[14] Estudos de Integração dos Aproveitamentos Hidrelétricos de Jirau e Santo Antônio no Rio Madeira – Regime Dinâmico.

[15] Custo Unitário da Geração Térmica Eletrobras – DESI-28/jan/2008 [16] Relatório PTEE xxx – “Análise da Antecipação da Interligação Elétrica entre os siste-

mas Rondônia e Mato Grosso” - maio de 20xx


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ANEXO 1 – ANÁLISE DO ESCOAMENTO DAS USINAS DO SISTEMA DO MATO GROSSO


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Relação das emergências analisadas para verificar o desempenho do sistema.

Número Tipo 1 Caso Base 2 Emergencia rondonopolis-c.magalhaes 230kV 3 Emergencia coxipo-rondonopolis 230kV 4 Emergencia coxipo-nobres 230kV 5 Emergencia jauru-vilhena 230kV 6 Emergencia juba-maggi 230kV 7 Emergencia juina-maggi 230kV 8 Emergencia cuiaba-coxipo 230kV 9 Emergencia cuiaba-cuiro 230kV 10 Emergencia jauru-coxipo 230kV 11 Emergencia ribeirao-b.peixe 230kV 12 Emergencia r.verde -b.peixe 230kV 13 Emergencia jauru-juba 230kV 14 Emergencia juina-dardanelos 230kV 15 Emergencia n.mutum-maggi 230kV 16 Emergencia vilhena-p.bueno 230kV 17 Emergencia j.parana-p.bueno 230kV 18 Emergencia b.peixe-rondonopolis 230kV 19 Emergencia j.parana-jaru 1 230kV 20 Emergencia j.parana-jaru 2 230kV 21 Emergencia jaru 1-ariquemes 230kV 22 Emergencia samuel-ariquemes 230kV 23 Emergencia pvelho-samuel 230kV 24 Emergencia nobres-nmutum 230kV 25 Emergencia rio verde-couto magalhães 230kV 26 Emergencia rio verde - cachoeira dourada 230kV 27 Emergencia Itumbiara-Cachoeira Dourada 230kV 28 Emergencia Rio Verde-Itumbiara Dourada 230kV 29 Emerg Ribeir-Interm 500kV- drop 2 mq 30 Emerg Ribeir-Interm 500kV- drop 3 mq 31 Emerg Ribeir-Cuiaba 500kV- drop 2 mq 32 Emerg Jauru-Cuiaba 500kV- drop 1 mq 33 Emerg Jauru-Cuiaba 500kV- drop 2 mq


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Tabela A2.2- Relatório de Comparação de tensões – casos 1 a 7

+------------+------+------+------+------+------+------+------+ | Descricao |Caso 1|Caso 2|Caso 3|Caso 4|Caso 5|Caso 6|Caso 7| +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |Num.| Nome |V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)| +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3860|ITUMBIAR-500| 1.055| 1.054| 1.055| 1.056| 1.055| 1.055| 1.055| | | 94.5:110.5| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4285|INTERMED-500| 1.039| 1.031| 1.038| 1.041| 1.039| 1.039| 1.039| | | 94.5:110.5| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4287|RIBEIRAO-500| 0.985| 0.975| 0.985| 0.985| 0.985| 0.985| 0.985| | | 94.5:110.5| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4284|CUIABA---500| 1.007| 1.001| 1.005| 0.989| 1.006| 1.010| 1.007| | | 94.5:110.5| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4346|UHTORCOE-2GR| 0.985| 0.975| 0.985| 0.985| 0.985| 0.985| 0.985| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4286|RIBEIRAO-230| 1.007| 0.996| 1.007| 1.008| 1.007| 1.007| 1.007| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3236|B.PEIX-2-230| 1.006| 0.995| 1.006| 1.007| 1.006| 1.006| 1.006| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3954|RIOVERDE-230| 1.001| 0.997| 1.002| 1.005| 1.001| 1.002| 1.001| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3965|RVITU2-CS230| 0.956| 0.951| 0.957| 0.961| 0.956| 0.957| 0.956| | | 90.0:110.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3964|RVITU1-CS230| 1.050| 1.048| 1.050| 1.049| 1.050| 1.050| 1.050| | | 90.0:110.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3862|ITUMBIAR-230| 1.000| 1.000| 1.000| 1.002| 1.000| 1.001| 1.000| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4332|C.MAGA-2-230| 1.009| 1.053| 1.009| 1.010| 1.009| 1.010| 1.010| | | 84.5:120.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| 1.010| 1.010| 1.010| 0.993| 1.010| 1.010| 1.010| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3260|RONDON-2-230| 1.003| 1.000| 1.000| 0.999| 1.003| 1.003| 1.003| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3297|NOBRES-2-230| 1.022| 1.022| 1.022| 1.054| 1.022| 1.009| 1.022| | | 89.5:110.5| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3962|MANSO----230| 1.036| 1.036| 1.036| 1.052| 1.036| 1.030| 1.036| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3304|NMUTUM-2-230| 1.053| 1.053| 1.054| 1.084| 1.053| 1.040| 1.054| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3290|JUINA____230| 1.048| 1.048| 1.048| 1.048| 1.048| 1.048| 1.037| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4361|DARDANEL_230| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| 1.045| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3300|MAGGI____230| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3288|JAURU -2-230| 1.030| 1.028| 1.029| 1.002| 1.025| 1.035| 1.030| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4283|CUIABA---230| 1.008| 1.005| 1.007| 0.993| 1.007| 1.008| 1.008| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9535|VILHENA 230| 1.031| 1.030| 1.031| 1.021| 1.021| 1.033| 1.031| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9530|JIPARAN 230| 1.030| 1.031| 1.031| 1.033| 1.032| 1.031| 1.030| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+


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Tabela A2.3- Relatório de Comparação de tensões – casos 8 a 13 +------------+------+------+------+------+------+------+

| Descricao |Caso 8|Caso 9|Caso10|Caso11|Caso12|Caso13| +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |Num.| Nome |V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)| +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3860|ITUMBIAR-500| 1.055| 1.054| 1.055| 1.055| 1.053| 1.055| | | 94.5:110.5| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4285|INTERMED-500| 1.039| 1.029| 1.039| 1.039| 1.025| 1.040| | | 94.5:110.5| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4287|RIBEIRAO-500| 0.985| 0.969| 0.985| 0.985| 0.970| 0.985| | | 94.5:110.5| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4284|CUIABA---500| 1.004| 0.983| 1.003| 1.007| 1.002| 1.007| | | 94.5:110.5| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4346|UHTORCOE-2GR| 0.985| 0.970| 0.985| 0.985| 0.970| 0.985| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4286|RIBEIRAO-230| 1.006| 1.004| 1.007| 1.007| 0.986| 1.007| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3236|B.PEIX-2-230| 1.005| 1.003| 1.006| 1.005| 0.985| 1.006| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3954|RIOVERDE-230| 1.001| 1.002| 1.002| 1.001| 0.994| 1.002| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3965|RVITU2-CS230| 0.955| 0.957| 0.956| 0.955| 0.946| 0.957| | | 90.0:110.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3964|RVITU1-CS230| 1.050| 1.048| 1.050| 1.050| 1.047| 1.050| | | 90.0:110.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3862|ITUMBIAR-230| 1.000| 1.000| 1.000| 1.000| 0.999| 1.001| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4332|C.MAGA-2-230| 1.009| 1.012| 1.010| 1.009| 0.994| 1.011| | | 84.5:120.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| 1.010| 0.995| 1.010| 1.010| 1.010| 1.010| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3260|RONDON-2-230| 1.002| 0.999| 1.003| 1.002| 0.997| 1.003| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3297|NOBRES-2-230| 1.023| 1.015| 1.018| 1.022| 1.022| 1.008| | | 89.5:110.5| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3962|MANSO----230| 1.037| 1.032| 1.034| 1.036| 1.036| 1.029| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3304|NMUTUM-2-230| 1.054| 1.050| 1.049| 1.053| 1.053| 1.038| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3290|JUINA____230| 1.048| 1.048| 1.048| 1.048| 1.048| 1.048| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4361|DARDANEL_230| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3300|MAGGI____230| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3288|JAURU -2-230| 1.029| 1.021| 1.025| 1.030| 1.029| 1.020| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ ||4283|CUIABA---230| 1.005| 0.987| 1.007| 1.008| 1.006| 1.007| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |9535|VILHENA 230| 1.030| 1.028| 1.029| 1.031| 1.030| 1.027| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |9530|JIPARAN 230| 1.031| 1.031| 1.031| 1.030| 1.031| 1.031| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+


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Tabela A2.4- Relatório de Comparação de tensões – casos 14 a 20 +------------+------+------+------+------+------+------+------+

| Descricao |Caso14|Caso15|Caso16|Caso17|Caso18|Caso19|Caso20| +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |Num.| Nome |V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)| +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3860|ITUMBIAR-500| 1.055| 1.055| 1.055| 1.055| 1.054| 1.055| 1.055| | | 94.5:110.5| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4285|INTERMED-500| 1.039| 1.039| 1.039| 1.039| 1.034| 1.039| 1.039| | | 94.5:110.5| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4287|RIBEIRAO-500| 0.985| 0.985| 0.985| 0.985| 0.978| 0.985| 0.985| | | 94.5:110.5| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4284|CUIABA---500| 1.007| 1.006| 1.007| 1.007| 1.001| 1.007| 1.007| | | 94.5:110.5| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4346|UHTORCOE-2GR| 0.985| 0.985| 0.985| 0.985| 0.978| 0.985| 0.985| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4286|RIBEIRAO-230| 1.007| 1.007| 1.007| 1.007| 1.000| 1.007| 1.007| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3236|B.PEIX-2-230| 1.006| 1.006| 1.006| 1.006| 0.999| 1.006| 1.006| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3954|RIOVERDE-230| 1.001| 1.002| 1.001| 1.001| 0.998| 1.001| 1.001| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3965|RVITU2-CS230| 0.956| 0.956| 0.956| 0.956| 0.951| 0.956| 0.956| | | 90.0:110.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3964|RVITU1-CS230| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| | | 90.0:110.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3862|ITUMBIAR-230| 1.000| 1.000| 1.000| 1.000| 0.999| 1.000| 1.000| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4332|C.MAGA-2-230| 1.010| 1.010| 1.009| 1.009| 0.998| 1.010| 1.009| | | 84.5:120.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| 1.010| 1.010| 1.010| 1.010| 1.010| 1.010| 1.010| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3260|RONDON-2-230| 1.003| 1.003| 1.003| 1.003| 1.001| 1.003| 1.003| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3297|NOBRES-2-230| 1.022| 1.027| 1.022| 1.022| 1.022| 1.022| 1.022| | | 89.5:110.5| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3962|MANSO----230| 1.036| 1.039| 1.036| 1.036| 1.036| 1.036| 1.036| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3304|NMUTUM-2-230| 1.054| 1.051| 1.053| 1.053| 1.054| 1.053| 1.053| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3290|JUINA____230| 1.036| 1.048| 1.048| 1.048| 1.048| 1.048| 1.048| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4361|DARDANEL_230| 1.038| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3300|MAGGI____230| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3288|JAURU -2-230| 1.030| 1.026| 1.029| 1.030| 1.028| 1.030| 1.030| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4283|CUIABA---230| 1.008| 1.007| 1.008| 1.008| 1.005| 1.008| 1.008| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9535|VILHENA 230| 1.031| 1.030| 1.027| 1.029| 1.030| 1.029| 1.029| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9530|JIPARAN 230| 1.030| 1.031| 1.035| 1.025| 1.031| 1.026| 1.026| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+


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Tabela A2.5- Relatório de Comparação de tensões – casos 21 a 27 +------------+------+------+------+------+------+------+------+

| Descricao |Caso21|Caso22|Caso23|Caso24|Caso25|Caso26|Caso27| +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |Num.| Nome |V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)| +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3860|ITUMBIAR-500| 1.055| 1.055| 1.055| 1.055| 1.053| 1.054| 1.053| | | 94.5:110.5| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4285|INTERMED-500| 1.039| 1.039| 1.039| 1.039| 1.028| 1.037| 1.037| | | 94.5:110.5| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4287|RIBEIRAO-500| 0.985| 0.985| 0.985| 0.985| 0.971| 0.985| 0.985| | | 94.5:110.5| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4284|CUIABA---500| 1.007| 1.007| 1.007| 0.996| 1.000| 1.007| 1.007| | | 94.5:110.5| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4346|UHTORCOE-2GR| 0.985| 0.985| 0.985| 0.985| 0.971| 0.985| 0.985| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4286|RIBEIRAO-230| 1.007| 1.007| 1.007| 1.008| 0.991| 1.004| 1.005| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3236|B.PEIX-2-230| 1.006| 1.006| 1.006| 1.007| 0.989| 1.003| 1.004| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3954|RIOVERDE-230| 1.001| 1.001| 1.001| 1.004| 0.987| 0.995| 0.998| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3965|RVITU2-CS230| 0.956| 0.956| 0.956| 0.959| 0.936| 0.946| 0.954| | | 90.0:110.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3964|RVITU1-CS230| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| 1.049| 1.055| 1.045| | | 90.0:110.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3862|ITUMBIAR-230| 1.000| 1.000| 1.000| 1.001| 0.997| 0.997| 0.991| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4332|C.MAGA-2-230| 1.009| 1.009| 1.009| 1.012| 1.026| 1.007| 1.008| | | 84.5:120.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| 1.010| 1.010| 1.010| 1.010| 1.010| 1.010| 1.010| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3260|RONDON-2-230| 1.003| 1.003| 1.003| 1.004| 0.999| 1.002| 1.002| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3297|NOBRES-2-230| 1.022| 1.022| 1.022| 1.029| 1.022| 1.022| 1.022| | | 89.5:110.5| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3962|MANSO----230| 1.036| 1.036| 1.036| 1.040| 1.036| 1.036| 1.036| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3304|NMUTUM-2-230| 1.053| 1.053| 1.053| 1.098| 1.053| 1.053| 1.053| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3290|JUINA____230| 1.048| 1.048| 1.048| 1.048| 1.048| 1.048| 1.048| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4361|DARDANEL_230| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3300|MAGGI____230| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3288|JAURU -2-230| 1.030| 1.030| 1.030| 0.998| 1.028| 1.030| 1.030| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ ||4283|CUIABA---230| 1.008| 1.008| 1.008| 1.006| 1.005| 1.007| 1.008| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9535|VILHENA 230| 1.029| 1.030| 1.030| 1.020| 1.030| 1.031| 1.031| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9530|JIPARAN 230| 1.027| 1.029| 1.029| 1.033| 1.031| 1.030| 1.030| | | 95.0:105.0| | | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+


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Tabela A2.6- Relatório de Comparação de tensões – casos 28 a 33 +------------+------+------+------+------+------+------+ | Descricao |Caso28|Caso29|Caso30|Caso31|Caso32|Caso33|

+----+------------+------+------+------+------+------+------+ |Num.| Nome |V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)|V (pu)| +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3860|ITUMBIAR-500| 1.053| 1.060| 1.068| 1.063| 1.059| 1.066| | | 94.5:110.5| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4285|INTERMED-500| 1.032| 1.097| 1.105| 1.055| 1.041| 1.063| | | 94.5:110.5| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4287|RIBEIRAO-500| 0.979| 0.936| 0.985| 0.974| 0.970| 0.999| | | 94.5:110.5| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4284|CUIABA---500| 1.005| 1.006| 1.030| 1.022| 0.933| 0.968| | | 94.5:110.5| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4346|UHTORCOE-2GR| 0.979| 0.937| 0.985| 0.974| 0.970| 0.998| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4286|RIBEIRAO-230| 0.999| 0.955| 1.012| 0.955| 0.990| 1.022| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3236|B.PEIX-2-230| 0.998| 0.954| 1.011| 0.953| 0.989| 1.021| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3954|RIOVERDE-230| 0.988| 0.914| 0.974| 0.982| 1.000| 1.026| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3965|RVITU2-CS230| 0.988| 0.837| 0.915| 0.925| 0.953| 0.989| | | 90.0:110.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3964|RVITU1-CS230| 0.999| 1.089| 1.078| 1.056| 1.050| 1.048| | | 90.0:110.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3862|ITUMBIAR-230| 0.999| 0.958| 0.986| 1.002| 1.005| 1.018| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4332|C.MAGA-2-230| 1.004| 0.946| 1.008| 0.955| 0.988| 1.024| | | 84.5:120.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| 1.010| 1.010| 1.020| 1.010| 0.922| 0.951| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3260|RONDON-2-230| 1.001| 0.990| 1.023| 0.961| 0.966| 0.996| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3297|NOBRES-2-230| 1.022| 1.021| 1.026| 1.019| 0.946| 0.960| | | 89.5:110.5| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3962|MANSO----230| 1.036| 1.037| 1.039| 1.036| 1.004| 1.010| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3304|NMUTUM-2-230| 1.053| 1.051| 1.052| 1.048| 1.006| 1.011| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3290|JUINA____230| 1.048| 1.048| 1.048| 1.048| 1.048| 1.048| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4361|DARDANEL_230| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| 1.050| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3300|MAGGI____230| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| 1.030| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3288|JAURU -2-230| 1.029| 1.032| 1.040| 1.037| 0.977| 0.984| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ ||4283|CUIABA---230| 1.007| 1.009| 1.025| 1.013| 0.924| 0.956| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |9535|VILHENA 230| 1.031| 1.031| 1.036| 1.035| 1.014| 1.015| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |9530|JIPARAN 230| 1.031| 1.030| 1.034| 1.033| 1.034| 1.034| | | 95.0:105.0| | | | | | | +----+------------+------+------+------+------+------+------+


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Valores dos fluxos em regime permanente nos casos base e emergências

Tabela A2.8- Relatório de Comparação de Fluxos em Linhas e Transformadores – casos 1 a 7

+------------+------+------+------+------+------+------+------+ | Descricao |Caso 1|Caso 2|Caso 3|Caso 4|Caso 5|Caso 6|Caso 7| +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |Num.| Nome |IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA| +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3280|JUBA_____230| 273.| 276.| 273.| 266.| 273.| 273.| | FMW |3288|JAURU -2-230| -30.| -28.| -20.| -25.| -30.| -28.| | FMVAR | | | 267.| 269.| 266.| 259.| 267.| 267.| | IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| | CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| -97.| -90.| -97.| | -97.| -97.| -84.| FMW |3288|JAURU -2-230| -1.| -3.| -4.| | -1.| -1.| -1.| FMVAR | | | 96.| 89.| 98.| | 96.| 96.| 84.| IPU | | | 573.| 573.| 573.| | 573.| 573.| 573.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| 281.| | 185.| 253.| 281.| 281.| 289.| FMW |4283|CUIABA---230| -29.| | 16.| -23.| -29.| -15.| -28.| FMVAR | | | 279.| | 186.| 252.| 279.| 279.| 288.| IPU | | | 460.| | 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4283|CUIABA---230| 295.| 268.| | 294.| 295.| 295.| 290.| FMW |3261|CUIRO1-C-230| -75.| -73.| | -77.| -75.| -67.| -76.| FMVAR | | | 302.| 277.| | 302.| 302.| 301.| 297.| IPU | | | 460.| 460.| | 460.| 460.| 460.| 460.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9535|VILHENA 230| -60.| -60.| -60.| -60.| -60.| -60.| -60.| FMW |3288|JAURU -2-230| -3.| -3.| 0.| -1.| -3.| -3.| 0.| FMVAR | | | 58.| 58.| 59.| 59.| 58.| 58.| 59.| IPU | | | 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3236|B.PEIX-2-230| 10.| 12.| -32.| 8.| | 37.| 11.| FMW |4286|RIBEIRAO-230| -58.| -58.| -32.| -56.| | -65.| -56.| FMVAR | | | 58.| 59.| 45.| 57.| | 76.| 57.| IPU | | | 460.| 460.| 460.| 460.| | 460.| 460.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| 97.| 110.| 174.| 95.| 97.| 97.| 96.| FMW |3260|RONDON-2-230| 7.| 8.| 5.| 7.| 8.| 11.| 7.| FMVAR | | | 96.| 109.| 175.| 94.| 96.| 96.| 96.| IPU | | | 248.| 248.| 248.| 248.| 248.| 248.| 248.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| -294.| -291.| -291.| -304.| -294.| -294.| -328.| FMW |3297|NOBRES-2-230| 67.| 65.| 59.| 77.| 67.| 67.| 100.| FMVAR | | | 298.| 295.| 299.| 310.| 298.| 299.| 339.| IPU | | | 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3304|NMUTUM-2-230| -117.| -115.| -117.| -124.| -117.| -117.| -142.| FMW |3300|MAGGI____230| 21.| 21.| 19.| 20.| 21.| 21.| 20.| FMVAR | | | 113.| 110.| 113.| 120.| 113.| 113.| 138.| IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3280|JUBA_____230| -186.| -188.| -186.| -178.| -186.| -186.| -161.| FMW |3300|MAGGI____230| 36.| 37.| 36.| 33.| 36.| 36.| 27.| FMVAR | | | 184.| 186.| 184.| 176.| 184.| 184.| 158.| IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3260|RONDON-2-230| 413.| 417.| 346.| 410.| 413.| 398.| 411.| FMW |3238|ROBPE2-C-230| -35.| -35.| -37.| -35.| -34.| -12.| -35.| FMVAR | | | 414.| 417.| 348.| 410.| 414.| 399.| 411.| IPU | | | 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3260|RONDON-2-230| 131.| 131.| 119.| 130.| 131.| 147.| 129.| FMW |4332|C.MAGA-2-230| -13.| -13.| -17.| -13.| -13.| -7.| -13.| FMVAR | | | 131.| 131.| 120.| 130.| 131.| 147.| 130.| IPU | | | 337.| 337.| 337.| 337.| 337.| 337.| 337.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3967|BPERV2-CS230| 187.| 187.| 186.| 187.| 187.| | 185.| FMW |3966|BPERV1-CS230| -62.| -62.| -64.| -62.| -62.| | -62.| FMVAR | | | 206.| 206.| 207.| 206.| 206.| | 204.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| | 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3300|MAGGI____230| -101.| -101.| -101.| -101.| -101.| -101.| -101.| FMW |3290|JUINA____230| -9.| -9.| -9.| -9.| -9.| -9.| -9.| FMVAR | | | 99.| 99.| 99.| 99.| 99.| 99.| 99.| IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9535|VILHENA 230| 70.| 70.| 70.| 70.| 70.| 70.| 70.| FMW |9534|P BUENO 230| -5.| -5.| -7.| -6.| -5.| -5.| -7.| FMVAR | | | 68.| 68.| 68.| 68.| 68.| 68.| 68.| IPU | | | 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9534|P BUENO 230| 91.| 91.| 91.| 91.| 91.| 91.| 91.| FMW |9530|JIPARAN 230| -3.| -3.| -5.| -4.| -3.| -3.| -5.| FMVAR | | | 88.| 88.| 88.| 88.| 88.| 88.| 89.| IPU | | | 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9530|JIPARAN 230| 53.| 53.| 53.| 53.| 53.| 53.| 53.| FMW |9526|JARU 2 230| -20.| -20.| -20.| -20.| -20.| -20.| -20.| FMVAR


87 / 149

| | | 55.| 55.| 55.| 55.| 55.| 55.| 55.| IPU | | | 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9526|JARU 2 230| 52.| 52.| 52.| 52.| 52.| 52.| 52.| FMW |9520|ARIQUEM1 230| -7.| -7.| -7.| -7.| -7.| -7.| -7.| FMVAR | | | 51.| 51.| 51.| 51.| 51.| 51.| 51.| IPU | | | 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3297|NOBRES-2-230| -199.| -195.| -200.| -213.| -199.| -200.| -247.| FMW |3304|NMUTUM-2-230| 11.| 10.| 8.| 18.| 11.| 11.| 34.| FMVAR | | | 195.| 191.| 197.| 210.| 195.| 196.| 247.| IPU | | | 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4284|CUIABA---500| -446.| -464.| -446.| -505.| -446.| -445.| -411.| FMW |3286|JAURU----500| -50.| -44.| -64.| -24.| -50.| -54.| -47.| FMVAR | | | 446.| 464.| 458.| 503.| 446.| 448.| 410.| IPU | | | 2037.| 2037.| 2037.| 2037.| 2037.| 2037.| 2037.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4284|CUIABA---500| 709.| 701.| 813.| 714.| 709.| 709.| 696.| FMW |4287|RIBEIRAO-500| 49.| 42.| 79.| 45.| 49.| 72.| 44.| FMVAR | | | 706.| 699.| 831.| 713.| 706.| 711.| 692.| IPU | | | 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4287|RIBEIRAO-500| 773.| 770.| 788.| 773.| 773.| 826.| 763.| FMW |4285|INTERMED-500| -152.| -153.| -157.| -152.| -152.| -138.| -156.| FMVAR | | | 800.| 797.| 828.| 800.| 800.| 864.| 791.| IPU | | | 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4332|C.MAGA-2-230| 125.| 125.| 114.| 124.| 125.| 140.| 124.| FMW |3954|RIOVERDE-230| -28.| -28.| -28.| -28.| -28.| -28.| -28.| FMVAR | | | 127.| 127.| 116.| 126.| 127.| 143.| 126.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3965|RVITU2-CS230| 170.| 169.| 166.| 169.| 170.| 154.| 168.| FMW |3964|RVITU1-CS230| -64.| -65.| -64.| -64.| -65.| -69.| -64.| FMVAR | | | 190.| 190.| 186.| 189.| 190.| 179.| 188.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |1153|CDOURA-2-230| 139.| 139.| 138.| 139.| 139.| 137.| 139.| FMW |3862|ITUMBIAR-230| 54.| 54.| 54.| 54.| 54.| 56.| 53.| FMVAR | | | 145.| 145.| 144.| 145.| 145.| 143.| 144.| IPU | | | 259.| 259.| 259.| 259.| 259.| 259.| 259.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |1153|CDOURA-2-230| -63.| -63.| -61.| -63.| -63.| -56.| -62.| FMW |3954|RIOVERDE-230| 20.| 21.| 20.| 20.| 21.| 23.| 20.| FMVAR | | | 64.| 64.| 62.| 64.| 64.| 59.| 63.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3968|RVITU3-CS230| 356.| 355.| 349.| 355.| 356.| 329.| 352.| FMW |3862|ITUMBIAR-230| -181.| -182.| -173.| -180.| -182.| -167.| -176.| FMVAR | | | 360.| 360.| 353.| 360.| 360.| 334.| 356.| IPU | | | 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ FMW - FLUXO POT. ATIVA (MW) FMvar - FLUXO POT. REATIVA (Mvar) IPU - FLUXO POT. APARENTE/V DA BARRA DE CNC - CARREGAMENTO NOM./EMERG. (MVA) TAP - TAP DO TRANSFORMADOR * - TAP NA SEGUNDA BARRA


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Tabela A2.9- Relatório de Comparação de Fluxos em Linhas e Transformadores – casos 8 a 13 +------------+------+------+------+------+------+------+ | Descricao |Caso 8|Caso 9|Caso10|Caso11|Caso12|Caso13| +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |Num.| Nome |IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA| +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3280|JUBA_____230| 274.| 274.| 353.| 273.| 248.| 272.| FMW |3288|JAURU -2-230| -28.| -29.| 3.| -24.| -38.| -30.| FMVAR | | | 267.| 267.| 346.| 266.| 243.| 266.| IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| -96.| -95.| -129.| -97.| -87.| -97.| FMW |3288|JAURU -2-230| -1.| -2.| 17.| 1.| -7.| -2.| FMVAR | | | 95.| 94.| 131.| 96.| 86.| 96.| IPU | | | 573.| 573.| 573.| 573.| 573.| 573.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| 286.| 315.| 225.| 281.| 288.| 280.| FMW |4283|CUIABA---230| -13.| -28.| -35.| -27.| -34.| -30.| FMVAR | | | 283.| 313.| 230.| 279.| 288.| 279.| IPU | | | 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4283|CUIABA---230| 271.| 349.| 275.| 294.| 292.| 294.| FMW |3261|CUIRO1-C-230| -68.| -84.| -95.| -76.| -75.| -75.| FMVAR | | | 278.| 356.| 293.| 302.| 298.| 301.| IPU | | | 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |9535|VILHENA 230| -60.| -60.| -60.| | -60.| -60.| FMW |3288|JAURU -2-230| -3.| -3.| 7.| | -5.| -3.| FMVAR | | | 59.| 58.| 59.| | 58.| 58.| IPU | | | 558.| 558.| 558.| | 558.| 558.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3236|B.PEIX-2-230| 7.| 2.| 7.| 10.| 11.| 10.| FMW |4286|RIBEIRAO-230| -58.| -56.| -55.| -57.| -57.| -57.| FMVAR | | | 58.| 56.| 55.| 58.| 57.| 58.| IPU | | | 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| 91.| | 88.| 97.| 97.| 97.| FMW |3260|RONDON-2-230| 9.| | 0.| 7.| 7.| 7.| FMVAR | | | 91.| | 89.| 96.| 96.| 96.| IPU | | | 248.| | 248.| 248.| 248.| 248.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| -293.| -293.| | -294.| -321.| -293.| FMW |3297|NOBRES-2-230| 67.| 67.| | 68.| 96.| 67.| FMVAR | | | 298.| 297.| | 299.| 332.| 297.| IPU | | | 310.| 310.| | 310.| 310.| 310.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3304|NMUTUM-2-230| -116.| -116.| -34.| -117.| -138.| -116.| FMW |3300|MAGGI____230| 21.| 21.| 21.| 21.| 19.| 21.| FMVAR | | | 112.| 112.| 37.| 113.| 134.| 112.| IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3280|JUBA_____230| -186.| -186.| -265.| -186.| | -185.| FMW |3300|MAGGI____230| 36.| 36.| 62.| 36.| | 35.| FMVAR | | | 184.| 184.| 267.| 184.| | 183.| IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| | 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3260|RONDON-2-230| 476.| 399.| 396.| 413.| 412.| 413.| FMW |3238|ROBPE2-C-230| -20.| -40.| -42.| -35.| -35.| -35.| FMVAR | | | 476.| 401.| 399.| 414.| 412.| 413.| IPU | | | 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3260|RONDON-2-230| | 128.| 126.| 130.| 130.| 130.| FMW |4332|C.MAGA-2-230| | -14.| -16.| -13.| -13.| -13.| FMVAR | | | | 128.| 127.| 131.| 130.| 131.| IPU | | | | 337.| 337.| 337.| 337.| 337.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3967|BPERV2-CS230| 215.| 186.| 181.| 187.| 186.| 187.| FMW |3966|BPERV1-CS230| -65.| -62.| -64.| -62.| -62.| -62.| FMVAR | | | 240.| 205.| 201.| 206.| 205.| 206.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3300|MAGGI____230| -101.| -101.| -101.| -101.| -101.| | FMW |3290|JUINA____230| -9.| -9.| -9.| -9.| -9.| | FMVAR | | | 99.| 99.| 99.| 99.| 99.| | IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| | CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |9535|VILHENA 230| 70.| 70.| 70.| 70.| 70.| 70.| FMW |9534|P BUENO 230| -5.| -5.| -12.| -12.| -4.| -5.| FMVAR | | | 68.| 68.| 69.| 69.| 67.| 68.| IPU | | | 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |9534|P BUENO 230| 91.| 91.| 91.| 91.| 91.| 91.| FMW |9530|JIPARAN 230| -3.| -3.| -9.| -8.| -2.| -3.| FMVAR | | | 88.| 88.| 89.| 89.| 88.| 88.| IPU | | | 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |9530|JIPARAN 230| 53.| 53.| 53.| 53.| 53.| 53.| FMW |9526|JARU 2 230| -20.| -20.| -20.| -20.| -20.| -20.| FMVAR | | | 55.| 55.| 54.| 54.| 55.| 55.| IPU | | | 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |9526|JARU 2 230| 52.| 52.| 52.| 52.| 52.| 52.| FMW |9520|ARIQUEM1 230| -7.| -7.| -7.| -7.| -7.| -7.| FMVAR | | | 51.| 51.| 51.| 51.| 51.| 51.| IPU | | | 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| CNC


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+----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3297|NOBRES-2-230| -199.| -198.| -39.| -200.| -239.| -198.| FMW |3304|NMUTUM-2-230| 11.| 11.| -34.| 11.| 30.| 11.| FMVAR | | | 195.| 194.| 49.| 196.| 239.| 194.| IPU | | | 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4284|CUIABA---500| -449.| -450.| -520.| -444.| -420.| -445.| FMW |3286|JAURU----500| -53.| -49.| 4.| -44.| -65.| -51.| FMVAR | | | 451.| 450.| 526.| 444.| 421.| 444.| IPU | | | 2037.| 2037.| 2037.| 2037.| 2037.| 2037.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4284|CUIABA---500| 745.| 727.| 693.| 707.| 701.| 707.| FMW |4287|RIBEIRAO-500| 72.| 52.| 15.| 47.| 50.| 49.| FMVAR | | | 748.| 724.| 701.| 705.| 696.| 704.| IPU | | | 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4287|RIBEIRAO-500| 801.| 774.| 753.| 772.| 767.| 771.| FMW |4285|INTERMED-500| -147.| -151.| -162.| -152.| -154.| -152.| FMVAR | | | 835.| 801.| 782.| 799.| 795.| 798.| IPU | | | 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4332|C.MAGA-2-230| 0.| 122.| 120.| 125.| 124.| 125.| FMW |3954|RIOVERDE-230| 0.| -29.| -29.| -28.| -28.| -28.| FMVAR | | | 0.| 124.| 123.| 127.| 126.| 127.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3965|RVITU2-CS230| 158.| 168.| 165.| 169.| 169.| 169.| FMW |3964|RVITU1-CS230| -67.| -64.| -63.| -64.| -64.| -64.| FMVAR | | | 180.| 188.| 184.| 190.| 189.| 189.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |1153|CDOURA-2-230| 137.| 139.| 138.| 139.| 139.| 139.| FMW |3862|ITUMBIAR-230| 54.| 54.| 51.| 54.| 54.| 54.| FMVAR | | | 143.| 144.| 142.| 145.| 144.| 145.| IPU | | | 259.| 259.| 259.| 259.| 259.| 259.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |1153|CDOURA-2-230| -57.| -62.| -60.| -63.| -62.| -63.| FMW |3954|RIOVERDE-230| 21.| 20.| 18.| 20.| 20.| 20.| FMVAR | | | 59.| 63.| 61.| 64.| 63.| 64.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3968|RVITU3-CS230| 334.| 353.| 347.| 355.| 354.| 355.| FMW |3862|ITUMBIAR-230| -166.| -178.| -166.| -181.| -178.| -180.| FMVAR | | | 339.| 357.| 350.| 360.| 358.| 360.| IPU | | | 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ FMW - FLUXO POT. ATIVA (MW) FMvar - FLUXO POT. REATIVA (Mvar) IPU - FLUXO POT. APARENTE/V DA BARRA DE CNC - CARREGAMENTO NOM./EMERG. (MVA) TAP - TAP DO TRANSFORMADOR * - TAP NA SEGUNDA BARRA


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Tabela A2.10- Relatório de Comparação de Fluxos em Linhas e Transformadores – casos 14 a 20 +------------+------+------+------+------+------+------+------+ | Descricao |Caso14|Caso15|Caso16|Caso17|Caso18|Caso19|Caso20| +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |Num.| Nome |IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA| +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3280|JUBA_____230| 273.| 290.| 274.| 274.| 274.| 274.| 274.| FMW |3288|JAURU -2-230| -30.| -24.| -29.| -29.| -28.| -29.| -29.| FMVAR | | | 266.| 283.| 267.| 267.| 267.| 267.| 267.| IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| -97.| -104.| -97.| -97.| -95.| -97.| -97.| FMW |3288|JAURU -2-230| -2.| 3.| -1.| -1.| -1.| -2.| -1.| FMVAR | | | 96.| 103.| 96.| 96.| 94.| 96.| 96.| IPU | | | 573.| 573.| 573.| 573.| 573.| 573.| 573.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| 280.| 272.| 281.| 281.| 288.| 280.| 281.| FMW |4283|CUIABA---230| -29.| -27.| -29.| -29.| -12.| -29.| -29.| FMVAR | | | 279.| 271.| 279.| 279.| 286.| 279.| 279.| IPU | | | 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4283|CUIABA---230| 294.| 294.| 295.| 294.| 259.| 294.| 294.| FMW |3261|CUIRO1-C-230| -75.| -76.| -75.| -75.| -68.| -75.| -75.| FMVAR | | | 301.| 302.| 302.| 302.| 267.| 301.| 302.| IPU | | | 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9535|VILHENA 230| -60.| -60.| -61.| -61.| -60.| -62.| -61.| FMW |3288|JAURU -2-230| -3.| -2.| -5.| -4.| -2.| -4.| -4.| FMVAR | | | 58.| 59.| 59.| 59.| 59.| 60.| 59.| IPU | | | 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3236|B.PEIX-2-230| 10.| 9.| 10.| 10.| -15.| 10.| 10.| FMW |4286|RIBEIRAO-230| -57.| -57.| -57.| -57.| -55.| -57.| -57.| FMVAR | | | 58.| 57.| 58.| 58.| 57.| 58.| 58.| IPU | | | 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| 97.| 96.| 97.| 97.| 89.| 97.| 97.| FMW |3260|RONDON-2-230| 7.| 7.| 7.| 7.| 9.| 7.| 7.| FMVAR | | | 96.| 96.| 96.| 96.| 88.| 96.| 96.| IPU | | | 248.| 248.| 248.| 248.| 248.| 248.| 248.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| -293.| -268.| -294.| -294.| -293.| -294.| -294.| FMW |3297|NOBRES-2-230| 67.| 50.| 67.| 67.| 67.| 67.| 67.| FMVAR | | | 298.| 269.| 298.| 298.| 298.| 298.| 298.| IPU | | | 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3304|NMUTUM-2-230| -116.| | -117.| -117.| -116.| -117.| -117.| FMW |3300|MAGGI____230| 21.| | 21.| 21.| 21.| 21.| 21.| FMVAR | | | 112.| | 113.| 113.| 112.| 112.| 112.| IPU | | | 557.| | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3280|JUBA_____230| -185.| -203.| -186.| -186.| -186.| -186.| -186.| FMW |3300|MAGGI____230| 36.| 42.| 36.| 36.| 36.| 36.| 36.| FMVAR | | | 183.| 201.| 184.| 184.| 184.| 184.| 184.| IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3260|RONDON-2-230| 413.| 412.| 413.| 413.| 521.| 413.| 413.| FMW |3238|ROBPE2-C-230| -35.| -35.| -35.| -35.| -21.| -35.| -35.| FMVAR | | | 413.| 412.| 414.| 413.| 521.| 413.| 413.| IPU | | | 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3260|RONDON-2-230| 130.| 130.| 130.| 130.| 147.| 130.| 130.| FMW |4332|C.MAGA-2-230| -13.| -13.| -13.| -13.| -7.| -13.| -13.| FMVAR | | | 131.| 130.| 131.| 131.| 147.| 131.| 131.| IPU | | | 337.| 337.| 337.| 337.| 337.| 337.| 337.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3967|BPERV2-CS230| 187.| 187.| 187.| 187.| 178.| 187.| 187.| FMW |3966|BPERV1-CS230| -62.| -62.| -62.| -62.| -63.| -62.| -62.| FMVAR | | | 206.| 206.| 206.| 206.| 199.| 206.| 206.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3300|MAGGI____230| -100.| -101.| -101.| -101.| -101.| -101.| -101.| FMW |3290|JUINA____230| -1.| -9.| -9.| -9.| -9.| -9.| -9.| FMVAR | | | 97.| 99.| 99.| 99.| 99.| 99.| 99.| IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9535|VILHENA 230| 70.| 70.| | 70.| 70.| 71.| 70.| FMW |9534|P BUENO 230| -5.| -6.| | -3.| -5.| -4.| -4.| FMVAR | | | 68.| 68.| | 69.| 68.| 69.| 69.| IPU | | | 558.| 558.| | 558.| 558.| 558.| 558.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9534|P BUENO 230| 91.| 91.| 91.| | 91.| 92.| 92.| FMW |9530|JIPARAN 230| -3.| -3.| -16.| | -3.| -2.| -1.| FMVAR | | | 88.| 88.| 90.| | 88.| 90.| 89.| IPU | | | 558.| 558.| 558.| | 558.| 558.| 558.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9530|JIPARAN 230| 53.| 53.| 53.| 53.| 53.| 121.| | FMW |9526|JARU 2 230| -20.| -20.| -20.| -21.| -20.| -13.| | FMVAR | | | 55.| 55.| 54.| 55.| 55.| 118.| | IPU | | | 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| | CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9526|JARU 2 230| 52.| 52.| 52.| 52.| 52.| 119.| 0.| FMW |9520|ARIQUEM1 230| -7.| -7.| -6.| -8.| -7.| -9.| 0.| FMVAR | | | 51.| 51.| 51.| 51.| 51.| 117.| 0.| IPU


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| | | 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3297|NOBRES-2-230| -198.| -163.| -199.| -199.| -198.| -199.| -199.| FMW |3304|NMUTUM-2-230| 11.| 5.| 11.| 11.| 11.| 11.| 11.| FMVAR | | | 194.| 159.| 195.| 195.| 194.| 195.| 195.| IPU | | | 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4284|CUIABA---500| -445.| -463.| -445.| -445.| -451.| -445.| -445.| FMW |3286|JAURU----500| -50.| -40.| -49.| -50.| -53.| -50.| -50.| FMVAR | | | 445.| 462.| 445.| 445.| 453.| 444.| 445.| IPU | | | 2037.| 2037.| 2037.| 2037.| 2037.| 2037.| 2037.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4284|CUIABA---500| 708.| 709.| 708.| 708.| 764.| 707.| 708.| FMW |4287|RIBEIRAO-500| 49.| 47.| 49.| 49.| 72.| 49.| 49.| FMVAR | | | 704.| 707.| 705.| 705.| 767.| 704.| 705.| IPU | | | 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4287|RIBEIRAO-500| 772.| 772.| 772.| 772.| 776.| 772.| 772.| FMW |4285|INTERMED-500| -152.| -152.| -152.| -152.| -156.| -152.| -152.| FMVAR | | | 799.| 799.| 799.| 799.| 809.| 799.| 799.| IPU | | | 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4332|C.MAGA-2-230| 125.| 125.| 125.| 125.| 140.| 125.| 125.| FMW |3954|RIOVERDE-230| -28.| -28.| -28.| -28.| -28.| -28.| -28.| FMVAR | | | 127.| 126.| 127.| 127.| 143.| 127.| 127.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3965|RVITU2-CS230| 169.| 169.| 169.| 169.| 167.| 169.| 169.| FMW |3964|RVITU1-CS230| -64.| -64.| -64.| -64.| -66.| -64.| -64.| FMVAR | | | 190.| 190.| 190.| 190.| 190.| 190.| 190.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |1153|CDOURA-2-230| 139.| 139.| 139.| 139.| 139.| 139.| 139.| FMW |3862|ITUMBIAR-230| 54.| 54.| 54.| 54.| 56.| 54.| 54.| FMVAR | | | 145.| 145.| 145.| 145.| 146.| 145.| 145.| IPU | | | 259.| 259.| 259.| 259.| 259.| 259.| 259.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |1153|CDOURA-2-230| -63.| -63.| -63.| -63.| -62.| -63.| -63.| FMW |3954|RIOVERDE-230| 20.| 20.| 20.| 20.| 22.| 20.| 20.| FMVAR | | | 64.| 64.| 64.| 64.| 64.| 64.| 64.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3968|RVITU3-CS230| 355.| 355.| 355.| 355.| 352.| 355.| 355.| FMW |3862|ITUMBIAR-230| -181.| -180.| -181.| -181.| -185.| -181.| -181.| FMVAR | | | 360.| 360.| 360.| 360.| 358.| 360.| 360.| IPU | | | 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ FMW - FLUXO POT. ATIVA (MW) FMvar - FLUXO POT. REATIVA (Mvar) IPU - FLUXO POT. APARENTE/V DA BARRA DE CNC - CARREGAMENTO NOM./EMERG. (MVA) TAP - TAP DO TRANSFORMADOR * - TAP NA SEGUNDA BARRA


92 / 149

Tabela A2.11- Relatório de Comparação de Fluxos em Linhas e Transformadores – casos 21 a 27 +------------+------+------+------+------+------+------+------+ | Descricao |Caso21|Caso22|Caso23|Caso24|Caso25|Caso26|Caso27| +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |Num.| Nome |IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA| +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3280|JUBA_____230| 274.| 274.| 274.| 371.| 274.| 274.| 274.| FMW |3288|JAURU -2-230| -30.| -30.| -30.| 2.| -28.| -30.| -30.| FMVAR | | | 267.| 267.| 267.| 367.| 267.| 267.| 267.| IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| -97.| -97.| -97.| -135.| -96.| -97.| -97.| FMW |3288|JAURU -2-230| -1.| -1.| -2.| 29.| -1.| -1.| -1.| FMVAR | | | 96.| 96.| 96.| 137.| 95.| 96.| 96.| IPU | | | 573.| 573.| 573.| 573.| 573.| 573.| 573.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| 281.| 281.| 281.| 233.| 286.| 281.| 281.| FMW |4283|CUIABA---230| -29.| -29.| -29.| -10.| -11.| -28.| -28.| FMVAR | | | 279.| 279.| 279.| 231.| 283.| 280.| 280.| IPU | | | 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4283|CUIABA---230| 295.| 295.| 294.| 291.| 272.| 293.| 294.| FMW |3261|CUIRO1-C-230| -75.| -75.| -75.| -82.| -68.| -74.| -75.| FMVAR | | | 302.| 302.| 302.| 301.| 279.| 300.| 301.| IPU | | | 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9535|VILHENA 230| -61.| -60.| -61.| -60.| -60.| -60.| -60.| FMW |3288|JAURU -2-230| -4.| -3.| -3.| 8.| -2.| -3.| -3.| FMVAR | | | 59.| 59.| 59.| 60.| 59.| 58.| 58.| IPU | | | 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3236|B.PEIX-2-230| 10.| 10.| 10.| 7.| 8.| 16.| 12.| FMW |4286|RIBEIRAO-230| -57.| -57.| -57.| -54.| -60.| -62.| -60.| FMVAR | | | 58.| 58.| 58.| 54.| 61.| 63.| 61.| IPU | | | 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| 97.| 97.| 97.| 93.| 92.| 97.| 97.| FMW |3260|RONDON-2-230| 7.| 7.| 7.| 7.| 9.| 8.| 8.| FMVAR | | | 96.| 96.| 96.| 92.| 91.| 96.| 96.| IPU | | | 248.| 248.| 248.| 248.| 248.| 248.| 248.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| -294.| -294.| -294.| -144.| -294.| -294.| -294.| FMW |3297|NOBRES-2-230| 67.| 67.| 67.| 2.| 67.| 67.| 67.| FMVAR | | | 298.| 298.| 298.| 143.| 298.| 298.| 298.| IPU | | | 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3304|NMUTUM-2-230| -117.| -117.| -117.| -14.| -116.| -117.| -117.| FMW |3300|MAGGI____230| 21.| 21.| 21.| 27.| 21.| 21.| 21.| FMVAR | | | 113.| 113.| 112.| 28.| 112.| 113.| 113.| IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3280|JUBA_____230| -186.| -186.| -186.| -283.| -186.| -186.| -186.| FMW |3300|MAGGI____230| 36.| 36.| 36.| 63.| 36.| 36.| 36.| FMVAR | | | 184.| 184.| 184.| 287.| 184.| 184.| 184.| IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3260|RONDON-2-230| 413.| 413.| 413.| 405.| 476.| 413.| 413.| FMW |3238|ROBPE2-C-230| -35.| -35.| -35.| -36.| -13.| -32.| -33.| FMVAR | | | 414.| 414.| 413.| 405.| 476.| 413.| 414.| IPU | | | 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3260|RONDON-2-230| 130.| 131.| 130.| 129.| 0.| 129.| 130.| FMW |4332|C.MAGA-2-230| -13.| -13.| -13.| -14.| -9.| -12.| -12.| FMVAR | | | 131.| 131.| 131.| 129.| 9.| 129.| 130.| IPU | | | 337.| 337.| 337.| 337.| 337.| 337.| 337.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3967|BPERV2-CS230| 187.| 187.| 187.| 185.| 215.| 183.| 186.| FMW |3966|BPERV1-CS230| -62.| -62.| -62.| -63.| -60.| -58.| -60.| FMVAR | | | 206.| 206.| 206.| 204.| 238.| 201.| 204.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3300|MAGGI____230| -101.| -101.| -101.| -101.| -101.| -101.| -101.| FMW |3290|JUINA____230| -9.| -9.| -9.| -9.| -9.| -9.| -9.| FMVAR | | | 99.| 99.| 99.| 99.| 99.| 99.| 99.| IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9535|VILHENA 230| 70.| 70.| 70.| 70.| 70.| 70.| 70.| FMW |9534|P BUENO 230| -4.| -5.| -5.| -12.| -6.| -5.| -5.| FMVAR | | | 68.| 68.| 69.| 69.| 68.| 68.| 68.| IPU | | | 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9534|P BUENO 230| 91.| 91.| 92.| 91.| 91.| 91.| 91.| FMW |9530|JIPARAN 230| -1.| -2.| -2.| -10.| -3.| -3.| -3.| FMVAR | | | 89.| 89.| 89.| 89.| 88.| 88.| 88.| IPU | | | 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9530|JIPARAN 230| 94.| 53.| 53.| 53.| 53.| 53.| 53.| FMW |9526|JARU 2 230| -17.| -18.| -17.| -20.| -20.| -20.| -20.| FMVAR | | | 93.| 54.| 55.| 54.| 55.| 55.| 55.| IPU | | | 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |9526|JARU 2 230| 92.| 52.| 53.| 52.| 52.| 52.| 52.| FMW |9520|ARIQUEM1 230| -9.| -5.| -4.| -7.| -7.| -7.| -7.| FMVAR


93 / 149

| | | 91.| 51.| 52.| 51.| 51.| 51.| 51.| IPU | | | 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3297|NOBRES-2-230| -199.| -199.| -199.| | -199.| -199.| -199.| FMW |3304|NMUTUM-2-230| 11.| 11.| 11.| | 11.| 11.| 11.| FMVAR | | | 195.| 195.| 195.| | 195.| 195.| 195.| IPU | | | 310.| 310.| 310.| | 310.| 310.| 310.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4284|CUIABA---500| -445.| -446.| -445.| -538.| -449.| -446.| -446.| FMW |3286|JAURU----500| -50.| -50.| -50.| 27.| -54.| -50.| -50.| FMVAR | | | 445.| 445.| 445.| 541.| 452.| 446.| 446.| IPU | | | 2037.| 2037.| 2037.| 2037.| 2037.| 2037.| 2037.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4284|CUIABA---500| 708.| 709.| 708.| 710.| 745.| 712.| 710.| FMW |4287|RIBEIRAO-500| 49.| 49.| 49.| 31.| 78.| 50.| 49.| FMVAR | | | 705.| 705.| 705.| 713.| 749.| 709.| 707.| IPU | | | 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4287|RIBEIRAO-500| 772.| 773.| 772.| 767.| 803.| 787.| 778.| FMW |4285|INTERMED-500| -152.| -152.| -152.| -155.| -148.| -144.| -146.| FMVAR | | | 799.| 800.| 799.| 795.| 841.| 813.| 804.| IPU | | | 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| 1665.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |4332|C.MAGA-2-230| 125.| 125.| 125.| 123.| | 123.| 124.| FMW |3954|RIOVERDE-230| -28.| -28.| -28.| -28.| | -26.| -27.| FMVAR | | | 127.| 127.| 127.| 125.| | 125.| 126.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| | 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3965|RVITU2-CS230| 170.| 170.| 169.| 169.| 156.| 183.| 188.| FMW |3964|RVITU1-CS230| -64.| -64.| -64.| -63.| -73.| -68.| -59.| FMVAR | | | 190.| 190.| 190.| 188.| 184.| 207.| 206.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |1153|CDOURA-2-230| 139.| 139.| 139.| 139.| 138.| 102.| | FMW |3862|ITUMBIAR-230| 54.| 54.| 54.| 53.| 59.| 67.| | FMVAR | | | 145.| 145.| 145.| 144.| 145.| 118.| | IPU | | | 259.| 259.| 259.| 259.| 259.| 259.| | CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |1153|CDOURA-2-230| -63.| -63.| -63.| -62.| -57.| | -24.| FMW |3954|RIOVERDE-230| 20.| 20.| 20.| 19.| 27.| | 16.| FMVAR | | | 64.| 64.| 64.| 63.| 61.| | 28.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| | 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ |3968|RVITU3-CS230| 355.| 356.| 355.| 353.| 333.| 382.| 387.| FMW |3862|ITUMBIAR-230| -181.| -181.| -181.| -174.| -184.| -226.| -210.| FMVAR | | | 360.| 360.| 360.| 357.| 342.| 392.| 395.| IPU | | | 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+------+ FMW - FLUXO POT. ATIVA (MW) FMvar - FLUXO POT. REATIVA (Mvar) IPU - FLUXO POT. APARENTE/V DA BARRA DE CNC - CARREGAMENTO NOM./EMERG. (MVA) TAP - TAP DO TRANSFORMADOR * - TAP NA SEGUNDA BARRA


94 / 149

Tabela A2.12- Relatório de Comparação de Fluxos em Linhas e Transformadores – casos 28 a 33 +------------+------+------+------+------+------+------+ | Descricao |Caso28|Caso29|Caso30|Caso31|Caso32|Caso33| +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |Num.| Nome |IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA|IpuMVA| +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3280|JUBA_____230| 273.| 267.| 265.| 262.| 214.| 214.| FMW |3288|JAURU -2-230| -29.| -32.| -42.| -39.| 26.| 18.| FMVAR | | | 267.| 261.| 261.| 258.| 209.| 208.| IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| -97.| -109.| -112.| -125.| -248.| -249.| FMW |3288|JAURU -2-230| -1.| 2.| 3.| 6.| 90.| 95.| FMVAR | | | 96.| 108.| 110.| 124.| 287.| 280.| IPU | | | 573.| 573.| 573.| 573.| 573.| 573.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| 282.| 168.| 113.| 111.| 401.| 352.| FMW |4283|CUIABA---230| -23.| -21.| -57.| -42.| -69.| -85.| FMVAR | | | 280.| 168.| 124.| 117.| 441.| 381.| IPU | | | 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4283|CUIABA---230| 291.| 309.| 246.| 589.| 234.| 198.| FMW |3261|CUIRO1-C-230| -72.| -49.| -68.| -25.| -159.| -147.| FMVAR | | | 298.| 310.| 249.| 582.| 306.| 258.| IPU | | | 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |9535|VILHENA 230| -60.| -60.| -60.| -60.| -60.| -60.| FMW |3288|JAURU -2-230| -3.| -4.| -6.| -5.| 16.| 13.| FMVAR | | | 58.| 58.| 58.| 58.| 61.| 61.| IPU | | | 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3236|B.PEIX-2-230| 26.| -245.| -218.| 210.| 29.| 27.| FMW |4286|RIBEIRAO-230| -60.| -37.| -34.| -114.| -58.| -56.| FMVAR | | | 66.| 259.| 218.| 251.| 65.| 61.| IPU | | | 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| 460.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| 96.| 89.| 70.| 151.| 98.| 84.| FMW |3260|RONDON-2-230| 9.| 14.| 3.| 32.| -20.| -21.| FMVAR | | | 95.| 90.| 68.| 153.| 109.| 91.| IPU | | | 248.| 248.| 248.| 248.| 248.| 248.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3276|COXIPO-2-230| -294.| -285.| -279.| -290.| -346.| -341.| FMW |3297|NOBRES-2-230| 67.| 64.| 67.| 69.| 98.| 105.| FMVAR | | | 298.| 290.| 281.| 295.| 391.| 376.| IPU | | | 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3304|NMUTUM-2-230| -117.| -123.| -125.| -128.| -175.| -176.| FMW |3300|MAGGI____230| 21.| 21.| 23.| 21.| 13.| 16.| FMVAR | | | 113.| 119.| 121.| 124.| 175.| 174.| IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3280|JUBA_____230| -186.| -180.| -178.| -175.| -127.| -126.| FMW |3300|MAGGI____230| 36.| 34.| 33.| 32.| 16.| 16.| FMVAR | | | 184.| 178.| 176.| 173.| 124.| 124.| IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3260|RONDON-2-230| 412.| 364.| 310.| 631.| 381.| 343.| FMW |3238|ROBPE2-C-230| -26.| 25.| -12.| 11.| -62.| -68.| FMVAR | | | 413.| 368.| 303.| 657.| 400.| 351.| IPU | | | 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3260|RONDON-2-230| 127.| 163.| 142.| 159.| 118.| 106.| FMW |4332|C.MAGA-2-230| -11.| 23.| 2.| -4.| -23.| -27.| FMVAR | | | 127.| 167.| 139.| 166.| 124.| 110.| IPU | | | 337.| 337.| 337.| 337.| 337.| 337.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3967|BPERV2-CS230| 176.| 348.| 304.| 132.| 157.| 143.| FMW |3966|BPERV1-CS230| -56.| 14.| -19.| -81.| -72.| -69.| FMVAR | | | 194.| 374.| 312.| 174.| 185.| 163.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3300|MAGGI____230| -101.| -101.| -101.| -101.| -101.| -101.| FMW |3290|JUINA____230| -9.| -9.| -9.| -9.| -9.| -9.| FMVAR | | | 99.| 99.| 99.| 99.| 99.| 99.| IPU | | | 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| 557.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |9535|VILHENA 230| 70.| 70.| 70.| 70.| 70.| 70.| FMW |9534|P BUENO 230| -5.| -5.| -4.| -5.| -16.| -15.| FMVAR | | | 68.| 68.| 67.| 67.| 70.| 70.| IPU | | | 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |9534|P BUENO 230| 91.| 91.| 91.| 91.| 91.| 91.| FMW |9530|JIPARAN 230| -3.| -2.| -1.| -1.| -15.| -14.| FMVAR | | | 88.| 88.| 88.| 88.| 90.| 90.| IPU | | | 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| 558.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |9530|JIPARAN 230| 53.| 53.| 53.| 53.| 52.| 53.| FMW |9526|JARU 2 230| -20.| -20.| -20.| -20.| -20.| -20.| FMVAR | | | 55.| 55.| 54.| 54.| 54.| 54.| IPU | | | 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |9526|JARU 2 230| 52.| 52.| 52.| 52.| 52.| 52.| FMW


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|9520|ARIQUEM1 230| -7.| -7.| -7.| -7.| -6.| -6.| FMVAR | | | 51.| 51.| 51.| 51.| 51.| 51.| IPU | | | 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| 279.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3297|NOBRES-2-230| -199.| -211.| -215.| -220.| -305.| -306.| FMW |3304|NMUTUM-2-230| 11.| 18.| 22.| 22.| 43.| 51.| FMVAR | | | 195.| 207.| 211.| 217.| 326.| 323.| IPU | | | 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| 310.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4284|CUIABA---500| -446.| -410.| -401.| -368.| | | FMW |3286|JAURU----500| -52.| -66.| -53.| -69.| | | FMVAR | | | 447.| 412.| 393.| 366.| | | IPU | | | 2037.| 2037.| 2037.| 2037.| | | CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4284|CUIABA---500| 715.| 435.| 380.| | 558.| 499.| FMW |4287|RIBEIRAO-500| 59.| 80.| 19.| | -83.| -96.| FMVAR | | | 714.| 440.| 370.| | 604.| 525.| IPU | | | 1665.| 1665.| 1665.| | 1665.| 1665.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4287|RIBEIRAO-500| 812.| | | 481.| 665.| 605.| FMW |4285|INTERMED-500| -138.| | | -270.| -214.| -217.| FMVAR | | | 841.| | | 567.| 720.| 643.| IPU | | | 1665.| | | 1665.| 1665.| 1665.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |4332|C.MAGA-2-230| 121.| 155.| 135.| 150.| 112.| 102.| FMW |3954|RIOVERDE-230| -24.| -8.| -16.| -34.| -36.| -34.| FMVAR | | | 123.| 164.| 135.| 161.| 119.| 105.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3965|RVITU2-CS230| | 260.| 240.| 138.| 147.| 137.| FMW |3964|RVITU1-CS230| | -83.| -72.| -81.| -68.| -55.| FMVAR | | | | 326.| 274.| 173.| 170.| 149.| IPU | | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |1153|CDOURA-2-230| 164.| 172.| 162.| 138.| 135.| 131.| FMW |3862|ITUMBIAR-230| 50.| 106.| 71.| 49.| 47.| 28.| FMVAR | | | 166.| 200.| 172.| 142.| 139.| 129.| IPU | | | 259.| 259.| 259.| 259.| 259.| 259.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |1153|CDOURA-2-230| -84.| -112.| -98.| -49.| -52.| -45.| FMW |3954|RIOVERDE-230| 35.| 86.| 47.| 28.| 19.| 3.| FMVAR | | | 89.| 139.| 106.| 55.| 53.| 43.| IPU | | | 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| 210.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ |3968|RVITU3-CS230| 444.| 521.| 486.| 303.| 315.| 292.| FMW |3862|ITUMBIAR-230| -339.| -635.| -421.| -179.| -148.| -87.| FMVAR | | | 465.| 614.| 520.| 314.| 317.| 287.| IPU | | | 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| 569.| CNC +----+------------+------+------+------+------+------+------+ FMW - FLUXO POT. ATIVA (MW) FMvar - FLUXO POT. REATIVA (Mvar) IPU - FLUXO POT. APARENTE/V DA BARRA DE CNC - CARREGAMENTO NOM./EMERG. (MVA) TAP - TAP DO TRANSFORMADOR * - TAP NA SEGUNDA BARRA


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Comportamento dinâmico das contingências no tronco Cuiabá – Ribeirãozinho – Intermediária 500 kV O principal critério adotado nos estudos de estabilidade eletromecânica foi a manutenção do sincronismo entre os geradores das usinas do MT e as usinas da região Sudeste. Con-siderou-se também a tensão mínima no primeiro swing da oscilação com o valor de 0,8 pu.

A representação da falta monofásica nas simulações de dinâmica foi feita através da inser-ção de um reator equivalente em uma das barras do circuito, cuja tensão atinja o valor de 0,6 pu no momento da falta.

Nas simulações de corte automático de geração, o mesmo foi realizado 150 ms após a retirada do curto-circuito.

Abaixo seguem as figuras ilustrando o comportamento dinâmico do sistema frente às pio-res emergências deparadas.

Curto-circuito em Ribeirãozinho com abertura da LT Intermediária – Ribeirãozinho 500 kV:

Figura A2.1- Deslocamento angular de Dardanelos com e sem drop de 3 máqs. em Cuiabá


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Figura A2.2- Potência Elétrica de Dardanelos com e sem drop de 3 máqs. em Cuiabá

Figura A2.3- Tensão do sistema de transmissão do MT considerando drop de 3 máqs. em Cuiabá

Curto-circuito em Ribeirãozinho com abertura da LT Cuiabá – Ribeirãozinho 500 kV:

Figura A2.4- Deslocamento angular de Dardanelos com e sem drop de 2 e 3 máqs. em Cuiabá


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Figura A2.5 - Potência Elétrica de Dardanelos com e sem drop de 2 e 3 máqs. em Cuiabá

Figura A2. 6 - Tensão do sistema de transmissão do MT considerando drop de 3 máqs. em Cuiabá

Curto-circuito em Cuiabá com abertura da LT Cuiabá – Jauru 500 kV:

Figura A2.7 - Deslocamento angular de Dardanelos com e sem drop de 2 máqs. em Cuiabá


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Figura A2.8 - Potência Elétrica de Dardanelos com e sem drop de 2 máqs. em Cuiabá

Figura A2.9 - Tensão do sistema de transmissão do MT sem drop em Cuiabá

Figura A2.10 - Tensão do sistema de transmissão do MT considerando drop de 2 máqs. em Cuiabá

Comportamento dinâmico da contingência Ribeirãozinho – Intermediária 500 kV com corte de geração da unidade a vapor da UTE Cuiabá e outras UHE´s.

A rejeição simulada foi o desligamento das seguintes máquinas: - UTE Cuiabá, unidade a vapor (180MW); - UHE Manso, 2 unidades (84MW); - UHE P.Pedra, 3 unidades (141MW). As figuras a seguir ilustram o desempenho dinâmico da situação em questão.


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Figura A2. 11 - Deslocamento angular de Dardanelos

Figura A2.12 - Potência Elétrica de Dardanelos

Figura A2.13 - Tensão do sistema de transmissão do MT


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ANEXO 2 – ESCOLHA DOS TRANSFORMADORES DA SE ARARAQUARA


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Escolha do porte e do número de transformadores de Araraquara

2017 - Caso mais severo - carga pasada - Madeira pleno - com Paraná e Paranapanema com 70% de despacho

TENSÃO Pot.aparente TENSÃO Pot.aparente TENSÃO Pot.aparenteMW Mvar (pu) referida 1 pu MW Mvar referida 1 pu MW Mvar referida 1 pu

CONDIÇÃO NORMAL 1098 83 1,043 1056 1190 613 1,03 1300 1254 71 0,987 1273EMERGÊNCIA 1502 83 1,037 1451 1642 880 1,039 1793 1696 130 0,985 1727

Considerando capacidade de sobrecarga de 20% a potência mínima seria

DC 750 kV HÍBRIDA1209 1494 1439

Potência nominal MVA 1250 1500 1500Capacidade em emergência 1500 1800 1800

Ano 2015 - com 2 transformações em cada alternativaCaso mais severo - Carga leve com geração máxima nas usinas do madeira


CONDIÇÃO NORMAL 862 245 1,032 868 888 41 1,039 856 902 8 1,031 875EMERGÊNCIA 1338 355 1,023 1353 1410 40 1,036 1362 1416 33 1,029 1376

Ano 2014 - com 1 transformação em cada alternativaCaso mais severo - Carga leve com geração máxima nas usinas do madeira


CONDIÇÃO NORMAL 911 453 1,034 984 1130 400 1,031 1163 1110 31 1,042 1066

750 kV HÍBRIDA

DC 750 kV HÍBRIDA

FLUXO FLUXO FLUXO

FLUXO FLUXO FLUXO

DC

DC 750 kV HÍBRIDAFLUXO FLUXO FLUXO


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ANEXO 3 – OPERAÇÃO COMBINADA DOS ELOS


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ANEXO 3 - OPERAÇÃO COMBINADOA DOS ELOS

A 0 e as figuras que seguem mostram algumas configurações que podem ser realizadas com 4 chaves por pólo. Na maioria os exemplos de paralelismo são para P1, P3, L1 e L3, mas seqüências semelhantes existem para P2, P4, L2 e L4. Também, existem possibilida-des que não são consideradas úteis (P1 // P3 com linhas L1 // L3, por exemplo, ou P1 na linha L3 e no mesmo tempo P3 na linha L1 etc.).

Resumo das configurações envolvendo operação paralela

Configuração Exemplo Figura Custo (*)

Normal Cada pólo na própria linha Figura 39 Monopolar com retorno via terra Figura 40 Monopolar com retorno metálico Neutro de P1 na linha L2 Figura 41 2Monopolar com retorno via terra e linhas paralelas

P1 nas linhas L1 // L3, Figura 42 1

Monopolar com retorno metálico e linhas paralelas

P1 nas linhas L1 // L3 e o neu-tro de P1 nas linhas L2 // L4

Figura 43 2

Linhas em paralelo P1 nas linhas L1 // L3 e P2 nas linhas L2 // L4

Figura 44 1

Cruzado P1 na linha L3 Figura 45 1 Pólos em paralelo P1//P3 na linha L1 Figura 46 1 (*) 1 = custo baixo e 2 = custo médio

Observações sobre os custos relativos estão na 0.

1 ) Custo baixo:

• Barramento de 600 kV interconectando pólos da mesma polaridade, chaves secio-nadoras de 600 kV, seqüências, proteções, controle, etc.

• Para não aumentar os limites nominais do inversor e, conseqüentemente, os cus-tos, é possível diminuir ligeiramente a tensão operacional do retificador, durante operação com duas linhas em paralelo.

2) Custo médio:

• Barramento de 600 kV interconectando os 2 pólos do mesmo bipolo, chaves secio-nadoras de 600 kV, transdutores de corrente continua seqüências, proteções etc.

• Com apenas um ponto de aterramento (normalmente no inversor), a barra de neu-tro no retificador necessita um nível de isolamento maior (100-200 kV) e para-raios robustos.

• Disjuntores de corrente continua (o MRTB = “Metallic Return Transfer Breaker” e o GRTS = “Ground Return Transfer Switch”) capazes de comutar corrente entre o-peração com o eletrodo e operação em retorno metálico são necessários.


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NBS MRTB

NBSGRTS

NBS MRTB

NBSGRTS

P1

P2

P3

P4

L1

L2

L3

L4

NBS MRTB

NBSGRTS

NBS MRTB

NBSGRTS

P1

P2

P3

P4

L1

L2

L3

L4

Figura 39 Operação “Normal”, cada pólo na própria linha

NBS MRTB

NBSGRTS

P1

P2

L1

L2

L3

L4

XNBS MRTB

NBSGRTS

P1

P2

L1

L2

L3

L4

X


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Figura 40 Operação de Pólo 1 com retorno via terra

NBS MRTB

NBSGRTS

P1

P2

L1

L2

L3

L4

XNBS MRTB

NBSGRTS

P1

P2

L1

L2

L3

L4

X

Figura 41 Operação de Pólo 1 com retorno metálico (com terra na outra estação)

NBS MRTB

NBSGRTS

P1

P2

L1

L2

L3

L4

XNBS MRTB

NBSGRTS

P1

P2

L1

L2

L3

L4

X

Figura 42 Operação de Pólo 1 com retorno via terra, e com L1 //L3


107 / 149

NBS MRTB

NBSGRTS

P1

P2

L1

L2

L3

L4

XNBS MRTB

NBSGRTS

P1

P2

L1

L2

L3

L4

X

Figura 43 Operação de Pólo 1 com retorno metálico (com terra na outra esta-ção)e com L1 // L3 e L2 // L4

NBS MRTB

NBSGRTS

P1

P2

L1

L2

L3

L4

NBS MRTB

NBSGRTS

P1

P2

L1

L2

L3

L4


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Figura 44 Operação bipolar com L1 // L3 e L2 // L4

NBS MRTB

NBSGRTS

P1

P2

L1

L2

L3

L4

XNBS MRTB

NBSGRTS

P1

P2

L1

L2

L3

L4

X

Figura 45 Operação cruzada com Pólo 1 na linha L3


109 / 149

NBS MRTB

NBSGRTS

NBS MRTB

NBSGRTS

P1

P2

P3

P4

L1

L2

L3

L4

X

NBS MRTB

NBSGRTS

NBS MRTB

NBSGRTS

P1

P2

P3

P4

L1

L2

L3

L4

X

Figura 46 Operação com P1 // P3 na linha L1


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ANEXO 4 - RESULTADOS DAS AVALIAÇÕES DE CONDUTORES ECONÔMICOS


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RESULTADOS DAS AVALIAÇÕES DE CONDUTORES

Esse anexo trata-se de um resumo do estudo elaborado pelo CEPEL “Estudo de Alternati-vas para Linhas de Transmissão Integrando o Complexo Hidrelétrico do Rio Madeira ao Sistema Interligado Nacional - CEPEL/DIE – 29414/07” que baseou-se nos custos unitários ELETROBRÁS – Dez/06 e nos custos de perdas de R$ 138,00/MWh.

Foram levantados para as diversas alternativas de carregamento e para pra as diversas tensões de transmissão os cabos mais indicados e os custos de instalação e perdas associ-ados. A seguir é apresentado um resumo do conjunto de resultados que foram utilizados no presente relatório R1, para as 3 alternativas.

LT EM 765 kV COM POTÊNCIA DE 2100 MW – 6 SUBCONDUTORES – ALT CA

Torre : Estaiada do tipo cossrope

Configuração do feixes: Feixes circulares expandidos, diferentes entre as fases, e distribuídos em “nabla” (delta invertido), com 6 subcondutores por fase.

Condutores estudados: Foram estudados 38 condutores com bitolas variando entre 477 MCM e 2515 MCM

Distâncias básicas, 6 subcondutores por fase, 765 kV CA, 2100 MW


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Tabela Resumo com o custo de perdas, instalação e total e parâmetros dos condutores

instalação perdas total R(Ω/km)

X(Ω/km)

Y(mS/km)

R(Ω/km)

X(Ω/km)

Y(mS/km)

6 RAIL 954 45/ 7 929.74 453.62 1383.36 0.01179 0.2519 6.462 0.3485 1.235 3.1096 ORTOLAN 1033.5 45/ 7 972.76 420.37 1393.136 BLUEJAY 1113 45/ 7 1017.41 392 1409.416 BUNTING 1192.5 45/ 7 1056.56 367.95 1424.56 CRANE 874.5 54/ 7 952.13 492.31 1444.436 BITTERN 1272 45/ 7 1099.13 347.4 1446.536 CANARY 900 54/ 7 968.62 478.74 1447.36

2100765

U(kV)

P(MW)

numsub-cond

códigocondutor

seq. zeroparâmetros ( 50 0C) parâmetros ( 50 0C)bitola cond.

(MCM)cond.

formação

custo (1000*R$/km)seq. positiva

Distâncias Básicas – 6 subcondutores /fase, 765kV , 2100MW

Custo de perdas, instalação e total – 6 x condutores, 765 kV CA, 2100 MW


113 / 149

LT EM 500 kV COM POTÊNCIA DE 1575 MW – 6 SUBCONDUTORES – Alt HB

Torre : Estaiada do tipo crossrope

Configuração do feixes: Feixes circulares expandidos, diferentes entre as fases, e distribu-ídos em “nabla” (delta invertido), com 6 subcondutores por fase.


Distâncias básicas, 6 subcondutores por fase, 500 kV CA, 1575 MW


114 / 149

Resumo do custo de perdas, instalação e total e parâmetros dos condutores

instalação perdas total R(Ω/km)

X(Ω/km)

Y(mS/km)

R(Ω/km)

X(Ω/km)

Y(mS/km)

6 RAIL 954 45/ 7 821.71 579.47 1401.18 0.0016 0.1900 8.5420 0.3280 1.4170 2.98606 ORTOLAN 1033.5 45/ 7 864.27 536.62 1400.89 0.0108 0.1896 8.5649 0.3269 1.4165 2.98456 BLUEJAY 1113 45/ 7 909.01 500.19 1409.2 0.0101 0.1891 8.5860 0.3258 1.4162 2.98156 BUNTING 1192.5 45/ 7 949.92 469.16 1419.08 0.0094 0.1887 8.6062 0.3253 1.4158 2.98516 BITTERN 1272 45/ 7 989.4 442.64 1432.03 0.0089 0.1882 8.6257 0.3248 1.4153 2.98836 DIPPER 1351.5 45/ 7 1029.89 418.36 1448.26 0.0084 0.1878 8.6434 0.3243 1.4148 2.9904

1575500

U(kV)

P(MW)

numsub-cond

códigocondutor

seq. zeroparâmetros ( 50 0C) parâmetros ( 50 0C)

bitola cond.(MCM)

cond.formação

custo (1000*R$/km)seq. positiva

Distâncias Básicas – 6 subcondutores por fase, 500 kV CA, 1575 MW

Custo de perdas, instalação e total – 6 x condutores, 500 kV CA, 1575 MW


115 / 149

Alternativas CC e HB

LT EM ±600 kV COM POTÊNCIA DE 3150 MW – 4 SUBCONDUTORES

Torre: Estaiada.

Configuração do feixes: Feixes circulares convencionais, com 4 subcondutores por polo subespaçados de 45,72 cm e distribuídos horizontalmente.


Distâncias básicas, 4 sucondutores, ±600 kV CC, 3150 MW


116 / 149

Resumo com o custo de perdas, instalação e total e parâmetros dos condutores

estudo ns instalação perdas totalR (60Hz)(Ω/km)

X (60Hz)(Ω/km)

Y (60Hz)(μS/km)

R (60Hz)(Ω/km)

X (60Hz)(Ω/km)

Y (60Hz)(μS/km)

R (0Hz)(Ω/km)

R (60Hz)(Ω/km)

L (60Hz)(mH/km)

4 TRASHER 2312.0 76/ 19 820.19 439.67 1259.86 0.0076 0.3239 5.0530 0.2218 1.0190 3.7700 0.0067 0.1147 1.78114 JOREE 2515.0 76/ 19 873.61 403.93 1277.544 CHUKAR 1780.0 84/ 19 725.40 573.54 1298.954 BLUEBIRD 2156.0 84/ 19 831.87 470.81 1302.684 LAPWING 1590.0 45/ 7 651.73 653.41 1305.146 BITTERN 1272.0 45/ 7 776.37 539.04 1315.416 DIPPER 1351.5 45/ 7 809.02 507.40 1316.426 BUNTING 1192.5 45/ 7 744.41 574.32 1318.734 NUTHATCH 1510.5 45/ 7 629.69 690.03 1319.72

4 e 63150600

parâmetros ( 50 0C)parâmetros ( 50 0C) parâmetros ( 50 0C)U

(kV)

num. sub-cond código

condutor

bitola cond.(MCM)

cond.formação

seq. positiva seq. zero equivalente por pólo

P(MW)

custo (1000*R$/km)

Distâncias Básicas – 4 subcondutores, ±600 kV CC, 3150MW

Custo de perdas, instalação e total – 4 subcondutores, 600 kV CC, 3150 MW


117 / 149

ANEXO 6 – DIAGRAMAS PRELIMINARES - EXPANSÃO FUTURA DAS SES


118 / 149

Expansão Futura - alternativa CA 765 kV PORTO VELHO:

Ampliação Futura:

2 autos 765/500 kV 4° trafo 500-230 kV 2 saídas de linha 230 kV para atendimento regional 1 saída 765 kV para sudeste 2 saídas 500 kV para Manaus 4 saídas de 500 kV para novas usinas

JI-PARANÁ

Ampliação Futura:

2 saídas de linha 765 kV 2 transformadores 765-230 kV 4 saídas de linha 230 kV para atendimento regional

COLORADO OESTE

Ampliação Futura:

2 saídas de linha 765 kV

JAURU

Ampliação Futura:

2 saídas de linha 765 kV 2 autos 765/500 kV 3 saídas 500 kV

CUIABÁ

Ampliação Futura:

4 saídas de linha 765 kV 2° auto 765/500 kV (1400 MVA) 2 saídas de linha 500 kV


119 / 149

RIO ARAGUAIA

Ampliação Futura:


AGUA VERMELHA 2

Ampliação Futura:

4 saídas de linha 765 kV 2° auto 765/500 kV 2 saídas de linha 500 kV

ARARAQUARA

Ampliação Futura:

2 saídas de linha 765 kV 2 saídas LT 500 kV 6° auto 765/500 kV 4° auto 500/440 kV 1 saída 440 kV


120 / 149

Expansão Futura – Alternativa CC

PORTO VELHO

3° Bipolo CC 3° back-to-back 2 saídas de linha 230 Kv para atendimento regional 2 saídas de linha 500 kV Manaus 4 saídas 500 kV para novas usinas

ARARAQUARA

3° Bipolo CC 2 saídas LT 500 kV 4° auto 500/440 kV 1 saída 440 kV


121 / 149

Expansão Futura - Aternativa HB

PORTO VELHO

Ampliação Futura:

4° trafo 500-230 kV 2 saídas de linha 230 kV 2 saídas de linha para Manaus 4 saídas de 500 kV para novas usinas

JI-PARANÁ

Ampliação Futura:

4 saídas de 500 kV 2 transformadores 500-230 kV 4 saídas de linha 230 kV

COLORADO OESTE

Ampliação Futura:


JAURU

Ampliação Futura:

2 saídas de linha 500 kV 2° auto 500/230 kV 2 saídas de linha 230 kV

CUIABÁ

Ampliação Futura:

4 saídas de 500 kV 2 transformadores 500-230 kV 2 saídas de linha 230 kV para atendimento regional


122 / 149

ARAGUAIA

Ampliação Futura:


AGUA VERMELHA 2

Ampliação Futura:


ARARAQUARA

Ampliação Futura:

2 saídas de linha 500 kV 4° auto 500/440 kV 1 saída 440 kV


123 / 149

ANEXO 7 – PROGRAMA DE OBRAS E CUSTOS


124 / 149

Tabela 1 - Reforço Pré Madeira comum para as 3 alternativas

Ano VP 2011 (milhões R$) CUSTO

de Entrada ANEEL Res. 181

SE Coletora Porto Velho 230 kV 2,73Vão de Linha 230 kV, BD 1 2.011 2,73LT 230 kV Coletora Porto Velho - Samuel 10,93Circuito # 1, 230 kV, cabo 2 x 795 MCM 41 2011 10,93SE Samuel 230 kV 5,46Vão de Linha 230 kV, BD 2 2.011 5,46LT 230 kV Samuel - Ariquemes 39,99Circuito # 1, 230 kV, cabo 2 x 795 MCM 150 2011 39,99SE Ariquemes 230 kV 7,58Vão de Linha 230 kV, BD 2 2.011 5,46Reator de linha 6,6 Mvar, 230 kV, monofásicos 3 2011 1,06Reator de linha 6,6 Mvar, 230 kV, monofásicos 3 2011 1,06LT 230 kV Ariquemes - Ji-Paraná 43,99Circuito # 1, 230 kV, cabo 2 x 795 MCM 165 2011 43,99SE Jiparaná 230 kV 15,29Vão de Linha 230 kV, BD 2 2.011 5,46Reator de linha 6,6 Mvar, 230 kV, monofásicos 3 2011 1,06Compensador Estatico 13,8kV -25/50MVAr 1 2.011 8,77LT 500 kV Jiparaná-Pimenta Bueno 31,46Circuito # 1, 230 kV, cabo 2 x 795 MCM 118 2011 31,46SE Pimenta Bueno 230 kV 7,79Vão de Linha 230 kV, BD 2 2.011 5,46Banco de Capacitores 18,6 Mvar 3 2.011 1,27Reator de linha 6,6 Mvar, 230 kV, monofásicos 3 2011 1,06LT 230 kV Pimenta Bueno-Vilhena 42,66Circuito # 1, 230 kV, cabo 2 x 795 MCM 160 2011 42,66SE VIlhena 230 kV 8,11Vão de Linha 230 kV, BD 2 2.011 5,46Reator de linha 6,6 Mvar, 230 kV, monofásicos 3 2011 1,06Reator de linha 10 Mvar, 230 kV, monofásicos 3 2011 1,59LT 230 kV Vilhena-Jauru 94,38Circuito # 1, 230 kV, cabo 2 x 795 MCM 354 2011 94,38SE VIlhena 230 kV 8,11Vão de Linha 230 kV, BD 2 2.011 5,46Reator de linha 6,6 Mvar, 230 kV, monofásicos 3 2011 1,06Reator de linha 10 Mvar, 230 kV, monofásicos 3 2011 1,59SE Jaurú 500/230kV 46,64Vão de Linha 230 kV, BD 1 2.011 2,73Autotransformadores 500/230 kV, 250 MVA, monofásicos 4 2011 23,70Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2011 6,51Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 2011 2,46Reator de linha 10 Mvar, 230 kV, monofásicos 3 2011 1,59Vão de Linha 500 kV, DJM 1 2011 6,95Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2011 2,69LT 500 kV Jaurú-Cuiabá 203,74Circuito # 1, 500 kV, cabo 4 x 954 MCM 335 2011 203,74SE Cuiabá 500 kV 9,64Vão de Linha 500 kV, DJM 1 2011 6,95Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2011 2,69

Compensação reativa Total Plano de Obras (R$ milhões) 578,50

Obras (2012 a 2016) Quantidade


125 / 149

Tabela 2 - ALTERNATIVA CA

VP 2012 (milhões R$) CUSTO

ANEEL Res. 181

SE Porto Velho - 230 kV 5,46 Vão de Linha 230 kV, BD 2 2.012 5,46 2.866,00LT 230 kV SE Porto Velho-Coletora Porto Velho 6,08 LT 230 kV, 2 x 954 MCM 12 2.012 3,20 266,60LT 230 kV, 2 x 954 MCM 12 2.013 2,88 266,60SE Coletora Porto Velho 765 kV 486,26 Módulo Geral, SE 765 kV , Porte Grande 1 2.012 74,67 15.131,91Autotransformadores 765/500 kV, 417 MVA, monofásicos, com LTC 7 2.013 56,74 15.695,92Autotransformadores 765/500 kV, 417 MVA, monofásicos, com LTC 3 2.014 21,91 15.695,92Autotransformadores 765/500 kV, 417 MVA, monofásicos, com LTC 6 2.015 39,48 15.695,92Autotransformadores 765/500 kV, 417 MVA, monofásicos, com LTC 3 2.016 17,78 15.695,92Autotransformadores 500/230 kV, 100 MVA, monofásicos 4 2.012 17,08 7.536,00Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2.012 6,51 5.205,00Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 2.012 2,46 2.072,00Autotransformadores 500/230 kV, 100 MVA, monofásicos 3 2.013 11,54 7.536,00Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2.013 5,87 5.205,00Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 2.013 2,21 2.072,00Autotransformadores 500/230 kV, 100 MVA, monofásicos 3 2.014 10,40 7.536,00Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2.014 5,29 5.205,00Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 2.014 1,99 2.072,00Reator Limitador 50 Mvar, 500 kV, monofásico, série 4 2.014 7,93 2.944,00Vão de Conexão de Transformadores, 765 kV, DJM 2 2.013 18,31 9.584,00Vão de Conexão de Transformadores, 765 kV, DJM 1 2.014 8,25 9.584,00Vão de Conexão de Transformadores, 765 kV, DJM 2 2.015 14,86 9.584,00Vão de Conexão de Transformadores, 765 kV, DJM 1 2.016 6,70 9.584,00Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 3 2.013 17,61 5.205,00Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 3 2.015 14,29 5.205,00Vão de Conexão do reator limitador, 500 kV, DJM 2 2.013 11,74 5.205,00Interligação de Barra, 765 kV, DJM 2 2.013 6,92 12.474,00Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.014 3,12 12.474,00Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.015 2,81 12.474,00Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.016 2,53 12.474,00Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2.012 2,69 5.279,00Interligação de Barra, 500 kV, DJM 2 2.013 4,85 5.279,00Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2.014 2,19 5.279,00Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2.015 1,97 5.279,00Vão de Linha 765 kV, DJM, saída p/ Jiparaná 1 2.013 12,51 11.085,00Vão de Linha 765 kV, DJM, saída p/ Jiparaná 1 2.013 12,51 11.085,00Vão de Linha 765 kV, DJM, saída p/ Jiparaná 1 2.015 10,15 11.085,00Vão de Linha 230 kV, BD 2 2.012 4,68 2.866,00Interligação de barra 230 kV, BD 1 2.012 1,38 1.706,00Reator de linha 166,6 Mvar, 765 kV, monofásico, saída para Jiparaná 4 2.013 18,79 5.014,08Reator de linha 166,6 Mvar, 765 kV, monofásico, saída para Jiparaná 3 2.013 14,10 5.014,08Reator de linha 166,6 Mvar, 765 kV, monofásico, saída para Jiparaná 3 2.015 11,44 5.014,08LT 765 kV Coletora Porto Velho-Jiparaná 753,61Circuito # 1, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta, RAIL 320 2.013 268,03 929,74Circuito # 2, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta, RAIL 320 2.013 268,03 929,74Circuito # 3, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta, RAIL 320 2.015 217,54 929,74

Obras (2012 a 2017) Quantidade Ano de EntradaUnitário

(milhares R$)


126 / 149

Tabela 2 - ALTERNATIVA CA _6x954_3LT - continuação 1/5

SE Jiparaná, 765 kV 354,57Módulo Geral, SE 765 kV , Porte Média 1 2.013 51,83Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para C. P. Velho e Colorado Oeste 2 2.013 25,01Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para C. P. Velho e Colorado Oeste 2 2.013 25,01Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para C. P. Velho e Colorado Oeste 2 2.015 20,30Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.013 3,46Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.013 3,46Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.015 2,81Reator de linha 166 Mvar, 765 kV, monofásico, saída para Col. P. Velho 4 2.013 18,79Reator de linha 166 Mvar, 765 kV, monofásico, saída para Col. P. Velho 3 2.013 14,10Reator de linha 166 Mvar, 765 kV, monofásico, saída para Col. P. Velho 3 2.015 11,44Reator de linha 166 Mvar, 765 kV, monofásico, saída para Colorado Oeste 4 2.013 18,79Reator de linha 166 Mvar, 765 kV, monofásico, saída para Colorado Oeste 3 2.013 14,10Reator de linha 166 Mvar, 765 kV, monofásico, saída para Colorado Oeste 3 2.015 11,44Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 7 2.013 18,22Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 6 2.015 12,67Vão de Conexão de Reatores 765 kV, DJM 2 2.013 18,31Vão de Conexão de Reatores 765 kV, DJM 2 2.015 14,86Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.015 2,81Compensação Série 765 kV, 520 Mvar, saída p/ Coletora Porto Velho 1 2.013 23,88Compensação Série 765 kV, 520 Mvar, saída p/ Coletora Porto Velho 1 2.013 23,88Compensação Série 765 kV, 520 Mvar, saída p/ Coletora Porto Velho 1 2.015 19,38LT 765 kV Jiparaná-Colorado Oeste 706,51Circuito # 1, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta, RAIL 300 2.013 251,28Circuito # 2, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta, RAIL 300 2.013 251,28Circuito # 3, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta, RAIL 300 2.015 203,95SE Colorado Oeste, 765 kV 473,95Módulo Geral, SE 765 kV , Porte Média 1 2.013 51,83Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para Jiparaná e Jaurú 2 2.013 25,01

Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para Jiparaná e Jaurú 2 2.013 25,01Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para Jiparaná e Jaurú 2 2.015 20,30Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.013 3,46Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.013 3,46Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.015 2,81Reator de linha 166 Mvar, 765 kV, monofásico, saída p/ Jiparaná 4 2.013 18,79Reator de linha 166 Mvar, 765 kV, monofásico, saída p/ Jiparaná 3 2.013 14,10Reator de linha 166 Mvar, 765 kV, monofásico, saída p/ Jiparaná 3 2.015 11,44Reator de linha 166 Mvar, 765 kV, monofásico, saída p/ Jauru 4 2.013 18,79Reator de linha 166 Mvar, 765 kV, monofásico, saída p/ Jauru 3 2.013 14,10Reator de linha 166 Mvar, 765 kV, monofásico, saída p/ Jauru 3 2.015 11,44Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 4 2.013 10,41Vão de Conexão de Reatores 765 kV, DJM 1 2.013 9,16Compensação Série 765 kV, 510 Mvar,saída para Jiparaná 1 2.013 23,51Compensação Série 765 kV, 510 Mvar,saída para Jiparaná 1 2.013 23,51Compensação Série 765 kV, 510 Mvar,saída para Jiparaná 1 2.015 19,08Autotrafo 765/500 kV, 250 MVA, monof., sem LTC, Comp. Estat. 3 2013 27,00Vão de Conexão de Transformadores, 765 kV, DJM 1 2013 9,16Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2013 5,87Compensador Estático 13,8 kV, -120/+250 Mvar 2 2013 77,96Compensador Estático 13,8 kV, -120/+250 Mvar 1 2014 35,12Vão de Conexão do Estático, 765 kV, DJM 1 2013 9,16Interligação de Barra, 765 kV, DJM, Comp. Variável 1 2.013 3,46


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Tabela 2 - ALTERNATIVA CA _6x954_3LT - continuação 2/5 LT 765 kV Colorado Oeste-Jaurú 753,61Circuito # 1, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 320 2.013 268,03Circuito # 2, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 320 2.013 268,03Circuito # 3, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 320 2.015 217,54SE Jauru, 765 kV 345,99Módulo Geral, SE 765 kV , Porte Média 1 2.013 51,83Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para Cuiabá e Colorado Oeste 2 2.013 25,01Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para Cuiabá e Colorado Oeste 2 2.013 25,01

Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para Cuiabá e Colorado Oeste 2 2.015 20,30Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.013 3,46Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.013 3,46Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.015 2,81Reatores de LT 166 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Colorado Oeste 4 2.013 18,79Reatores de LT 166 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Colorado Oeste 3 2.013 14,10Reatores de LT 166 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Colorado Oeste 3 2.015 11,44Reatores de LT 166 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Cuiabá 4 2.013 18,79Reatores de LT 166 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Cuiabá 3 2.013 14,10Reatores de LT 166 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Cuiabá 3 2.015 11,44Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 4 2.013 10,41Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 3 2.013 7,81Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 3 2.013 7,81Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 3 2.015 6,34Vão de Conexão de Reatores 765 kV, DJM 1 2.013 5,87Vão de Conexão de Reatores 765 kV, DJM 1 2.013 5,87Vão de Conexão de Reatores 765 kV, DJM 1 2.013 5,87Vão de Conexão de Reatores 765 kV, DJM 1 2.015 4,76Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.013 3,46Compensação Série 765 kV, 521 Mvar, saída para Colorado Oeste 1 2.013 23,92Compensação Série 765 kV, 521 Mvar, saída para Colorado Oeste 1 2.013 23,92Compensação Série 765 kV, 521 Mvar, saída para Colorado Oeste 1 2.015 19,41LT 765 kV Jauru-Cuiabá 788,93Circuito # 1, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 335 2.013 280,60Circuito # 2, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 335 2.013 280,60Circuito # 3, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 335 2.015 227,74LT 765 kV Cuiabá-Rio Araguaia 894,91Circuito # 1, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 380 2.013 318,29Circuito # 2, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 380 2.013 318,29Circuito # 3, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 380 2.015 258,33SE Cuiabá, 765 kV 612,90Módulo Geral, SE 765 kV , Porte Média 1 2.013 51,83Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para Rio Araguaia e Jaurú 3 2.013 37,52Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para Rio Araguaia e Jaurú 1 2.013 12,51Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para Rio Araguaia e Jaurú 2 2.015 20,30Interligação de Barra, 765 kV, DJM 2 2.013 6,92Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.013 3,46Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.015 2,81Reatores de linha 166 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Jauru 4 2.013 18,79Reatores de linha 166 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Jauru 3 2.013 14,10Reatores de linha 166 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Jauru 3 2.015 11,44Reatores de linha 200 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Rio Araguaia 4 2.013 20,72Reatores de linha 200 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Rio Araguaia 3 2.013 15,54Reatores de linha 200 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Rio Araguaia 3 2.015 12,61


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Tabela 2 - ALTERNATIVA CA _6x954_3LT - continuação 3/5 Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 4 2.013 10,41Vão de Conexão de Reatores 765 kV, DJM 1 2.013 9,16Autotransformadores 765/500 kV, 250 MVA, monof. sem LTC, Comp. Est. 4 2013 21,67Vão de Conexão de Transformadores, 765 kV, DJM 1 2013 9,16Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2013 5,87Autotransformadores 765/500 kV, 467 MVA, monof. com LTC 4 2013 34,71Vão de Conexão de Transformadores, 765 kV, DJM 1 2013 9,16Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2013 5,87Compensador Estático 13,8 kV, -120/+250 Mvar 2 2013 77,96Compensador Estático 13,8 kV, -120/+250 Mvar 1 2015 31,64Vão de Conexão do Estático, 765 kV, DJM 1 2013 9,16Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2.013 2,43Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2.015 1,97Compensação Série 765 kV, 519 Mvar, p/ Jauru 1 2.013 23,85Compensação Série 765 kV, 519 Mvar, p/ Jauru 1 2.013 23,85Compensação Série 765 kV, 519 Mvar, p/ Jauru 1 2.015 19,35Compensação Série 765 kV, 723 Mvar, p/ Rio Araguaia 1 2.013 31,35Compensação Série 765 kV, 723 Mvar, p/ Rio Araguaia 1 2.013 31,35Compensação Série 765 kV, 723 Mvar, p/ Rio Araguaia 1 2.015 25,45SE Rio Araguaia, 765 kV 335,60Módulo Geral, SE 765 kV , Porte Média 1 2.013 51,83Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para Água Vermelha/Cuiaba 2 2.013 25,01Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para Água Vermelha/Cuiaba 2 2.013 25,01Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para Água Vermelha/Cuiaba 2 2.015 20,30Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.013 3,46Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.013 3,46Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2.015 2,81Reatores de linha 200 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Cuiabá 4 2.013 20,72Reatores de linha 200 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Cuiabá 3 2.013 15,54Reatores de linha 200 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Cuiabá 3 2.015 12,61Reatores de linha 200 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Água Vermelha 4 2.013 20,72Reatores de linha 200 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Água Vermelha 3 2.013 15,54Reatores de linha 200 Mvar, 765 kV, monof., saída p/ Água Vermelha 3 2.015 12,61Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 4 2.013 10,41Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 3 2.013 7,81Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 3 2.015 6,34Vão de Conexão de Reatores 765 kV, DJM 1 2.013 9,16Vão de Conexão de Reatores 765 kV, DJM 1 2.013 9,16Vão de Conexão de Reatores 765 kV, DJM 1 2.015 7,43Interligação de Barra, 765 kV, DJM, Transformador e 1 reator 1 2013 3,46Interligação de Barra, 765 kV, DJM, reatores 1 2013 3,46Compensação Série 765 kV, 342 Mvar, p/ Agua Vermelha 1 2013 17,33Compensação Série 765 kV, 342 Mvar, p/ Água Vermelha 1 2013 17,33Compensação Série 765 kV, 342 Mvar, p/ Água Vermelha 1 2015 14,07LT 765 kV Rio Araguaia-Água Vermelha 2 942,01Circuito # 1, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 400 2013 335,04Circuito # 2, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 400 2013 335,04Circuito # 3, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 400 2015 271,93SE Água Vermelha 2, 765 kV 413,77Módulo Geral, SE 765 kV , Porte Média 1 2013 51,83Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para Rio Araguaia/A. Vermelha 2 2 2013 25,01Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para Rio Araguaia/A. Vermelha 2 2 2013 25,01Vão de Linha 765 kV, DJM, saída para Rio Araguaia/A. Vermelha 2 2 2015 20,30Autotrafo 765/500 kV, 100 MVA, monof., sem LTC, Comp. Estático 4 2013 12,13Vão de Conexão de Transformadores, 765 kV, DJM 1 2013 9,16Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2013 5,87Autotrafo 765/500 kV, 400 MVA, monof., com LTC 4 2013 31,65Vão de Conexão de Transformadores, 765 kV, DJM 1 2013 9,16Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2013 5,87Vão de Linha 500 kV, DJM, da LT A. Vermelha2-Á.Vermelha 2 2.013 12,52Interligação de Barra, 765 kV, DJM 3 2013 10,38Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2015 2,81Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2013 2,43


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Tabela 2 - ALTERNATIVA CA _6x954_3LT - continuação 4/5 Reator de linha 200 Mvar, 765 kV, monof, LT p/ Rio Araguaia 4 2013Reator de linha 200 Mvar, 765 kV, monof, LT p/ Rio Araguaia 3 2013Reator de linha 200 Mvar, 765 kV, monof, LT p/ Rio Araguaia 3 2015Reator de linha 133 Mvar, 765 kV, monof, LT p/ Araraquara 4 2013Reator de linha 133 Mvar, 765 kV, monof, LT p/ Araraquara 3 2013Reator de linha 133 Mvar, 765 kV, monof, LT p/ Araraquara 3 2015Reator de barra 83,3 Mvar, 765 kV, monofásico 4 2.013Vão de Conexão de Reatores 765 kV, DJM 1 2.013Compensador Estático 13,8 kV, -120/+250 Mvar 1 2013Compensação Série 765 kV, 182 Mvar, LT p/ Rio Araguaia 1 2013Compensação Série 765 kV, 182 Mvar, LT p/ Rio Araguaia 1 2013Compensação Série 765 kV, 182 Mvar, LT p/ Rio Araguaia 1 2015Vão de Conexão do Estático, 765 kV, DJM 1 2013Interligação de Barra, 765 kV, DJM, Comp. Variável 1 2.013LT 765 kV A. Vermelha2-Araraquara Circuito # 1, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 320 2.013Circuito # 2, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 320 2.013Circuito # 3, 765 kV, cabo 6 x 954 MCM, compacta 320 2.015SE Araraquara 765 kV Módulo Geral, SE 765 kV , Porte Grande 1 2013Vão de Linha 765 kV, DJM, p/ A. Vermelha2 1 2013Vão de Linha 765 kV, DJM, p/ A. Vermelha2 1 2013Vão de Linha 765 kV, DJM, p/ A. Vermelha2 1 2015Reator de linha 150 Mvar, 765 kV, monof., LT p/ Água Vermelha2 4 2013Reator de linha 150 Mvar, 765 kV, monof., LT p/ Água Vermelha2 3 2013Reator de linha 150 Mvar, 765 kV, monof., LT p/ Água Vermelha2 3 2015Autotransformadores 765/500 kV, 500 MVA, monofásicos, com LTC 10 2013Vão de Conexão de Transformadores, 765 kV, DJM 3 2013Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 3 2013Autotransformadores 765/500 kV,500 MVA, monofásicos, com LTC 3 2014Vão de Conexão de Transformadores, 765 kV, DJM 1 2014Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2014Autotransformadores 765/500 kV, 500 MVA, monofásicos, com LTC 3 2015Vão de Conexão de Transformadores, 765 kV, DJM 1 2015Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2015Vão de Conexão de Reator 500 kV, DJM 1 2013Reator de barra 100 Mvar, 500 kV, monofásico 4 2013Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Atibaia 1 2.014Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Atibaia 1 2015Interligação de Barra, 765 kV, DJM 3 2013Interligação de Barra, 765 kV, DJM 1 2014Interligação de Barra, 500 kV, DJM 5 2013Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2014Vão de Linha 500 kV, DJM, para SE Araraquara440 kV (CTEEP) 2 2.013Vão de Linha 500 kV, DJM, para SE Araraquara 500 kV (Furnas) 2 2.013Autotransformadores 500/440 kV, 500 MVA, monofásicos, com LTC 4 2.013Vão de Conexão de Transformadores, 440 kV, DJM 1 2.013Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2.013Autotransformadores 500/440 kV, 500 MVA, monofásicos, com LTC 3 2.013Vão de Conexão de Transformadores, 440 kV, DJM 1 2.013Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2.013Autotransformadores 500/440 kV, 500 MVA, monofásicos, com LTC 3 2015Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2015Vão de Conexão de Transformadores, 440 kV, DJM 1 2015Compensação Série 765 kV, 565 Mvar, LT p/ Água Vermelha2 1 2013Compensação Série 765 kV, 565 Mvar, LT p/ Água Vermelha2 1 2013Compensação Série 765 kV, 565 Mvar, LT p/ Água Vermelha2 1 2016Interligação de Barra, 440 kV, DJM 2 2013Interligação de Barra, 440 kV, DJM 1 2015


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Tabela 2 - ALTERNATIVA CA _6x954_3LT - continuação 5/5 LT 500 kV Araraquara-Araraquara(Furnas-CTEEP) 33,21LT 500 kV, cabo 4 x 954 MCM 2 x 15 km 30 2.013 16,61LT 440 kV, cabo 4 x 954 MCM 2 x 15 km 30 2.013 16,61LT 500 kV Água Vermelha 2-Água Vermelha 2,77LT 500 kV, cabo 4 x 954 MCM 5 2.013 2,77LT 500 kV Araraquara-Atibaia 236,99Circuitos 500 kV, cabo 4 x 954 MCM 250 2.014 124,67Circuitos 500 kV, cabo 4 x 954 MCM 250 2.015 112,32SEs Araraq. 500kV, 440kV e SE A.Vermelha 500kV existentes 31,30Vão de Linha 500 kV 3 2.013 18,78Vão de Linha 440 kV 2 2.013 12,52SE Atibaia 500 kV 187,72Módulo Geral, SE 500 kV , Porte Grande 1 2.014 31,36Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Araraquara 1 2.014 5,64Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Araraquara 1 2.015 5,08Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para N. Iguaçu 1 2.014 5,64Reator de linha 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico, LT p/ Araraquara 4 2.014 7,61Reator de linha 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico, LT p/ Araraquara 3 2015 5,14Vão de Linha 500 kV, DJM, abertura de LT Campinas-C. Paulista 2 2.014 11,28Vão de Linha 500 kV, DJM, abertura da LT Campinas-Poços 2 2.013 12,52Vão de Linha 345 kV, DJM, abertura de 3 LTs de 345 kV 6 2.014 17,94Vão de Linha 440 kV, DJM, abertura de LT Taubaté - Bom Jardim 2 2.014 11,28Autotransformadores 500/345 kV, 300 MVA, monofásicos, com LTC 4 2.014 17,62Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2.014 5,29Vão de Conexão de Transformadores, 345 kV, DJM 1 2.014 2,64Autotransformadores 500/440 kV, 400 MVA, monofásicos 4 2.014 21,35Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2.014 5,29Vão de Conexão de Transformadores, 440 kV, DJM 1 2.014 5,29Interligação de Barra, 500 kV, DJM 3 2.014 6,56Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2.015 1,97Interligação de Barra, 345 kV, DJM 4 2.014 3,83Interligação de Barra, 440 kV, DJM 2 2.014 4,37LT500 kV Atibaia -Nova Iguaçu 174,54Circuitos 500 kV, cabo 4 x 954 MCM, (20%Autoportante, 80% Estaiada) 350 2.014 174,54SE Nova Iguaçu 500 kV 162,75Módulo Geral, SE 500 kV , Porte Grande 1 2.014 31,36Autotransformadores 500/138 kV, 200 MVA, monofásicos 10 2014 57,14Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 3 2014 15,86Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BD 3 2014 2,90Interligação de Barra, 500 kV, DJM 4 2014 8,75Vão de Linha 500 kV, DJM 5 2014 28,20Interligação de Barra, 138 kV, BD 1 2014 0,52Vão de Linha 138 kV, BD 8 2014 9,53Reator de linha 70 Mvar, 500 kV, saída para Atibaia 4 2014 8,47Compensação Capacitiva Shunt 35,25Vão de Manobra de 345 kV, Banco de Capacitores, DJM 5 2.013 14,68Banco de Capacitores 5 X 200 Mvar, 345 kV, SE Araraquara 5 2.013 20,57

Total Plano de Obras (R$ milhões) 10.084,30


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Tabela 3 - ALTERNATIVA CC



SE Porto Velho - 230 kV 82,98Vão de Linha 230 kV, BD 2 2.012 5,463 compensadores síncronos 3x100 Mvar 3 2.012 60,69Trafos síncronos 230-13,8 kV, 100 MVA 4 2.012 8,95vão de transformador 230 kV 3 2.012 7,37vão de transformador 13,8 kV 3 2.012 0,51LT 230 kV SE Coletora Porto Velho - SE Porto Velho 6,08LT 230 kV, 2 x 954 MCM 12 2.012 3,20LT 230 kV, 2 x 954 MCM 12 2.013 2,88LT 600 kV CC Coletora Porto Velho - SE Araraquara 3.179,24LT600 kVCC, 4 x 2312 MCM, TRASHER 2375 2.013 1.754,91LT600 kVCC, 4 x 2312 MCM, TRASHER 2375 2.015 1.424,33Coletora Porto Velho 500 kV 1.772,64Módulo Geral, SE 500 kV , Porte Grande 1 2.012 38,63Conversora 1, Polo 1, Potência 1575 MW, 60% do custo total 1 2.013 458,25Conversora 1, Polo 2, Potência 1575 MW, 40% do custo total 1 2.013 305,50 Conversora 2, Potência 1575 MW 60% do custo total 1 2.014 412,84 Conversora 2, Potência 1575 MW 40% do custo total 1 2.016 223,38Back to Back 400 MW 1 2.012 170,71Back to Back 400 MW 1 2.013 153,79Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2.012 2,69Interligação de Barra, 230 kV, DJM 1 2.012 1,38Vão de Linha 230 kV, BD 2 2.012 5,46SE Araraquara 500 kV 1.511,07Módulo Geral, SE 500 kV , Porte Grande 1 2.013 34,80Conversora 1, Polo 1, Potência 1475 MW, 60% do custo total 1 2.013 429,16Conversora 1, Polo 2, Potência 1475 MW, 40% do custo total 1 2.013 286,11 Conversora 2, Potência 1475 MW 60% do custo total 1 2.014 386,63 Conversora 2, Potência 1475 MW 40% do custo total 1 2.016 209,20Autotransformadores 500/440 kV, 417 MVA, monofásicos, com LTC 4 2013 24,41Vão de Conexão de Transformadores, 440 kV, DJM 1 2013 5,87Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2013 5,87Autotransformadores 500/440 kV, 417 MVA, monofásicos, com LTC 3 2013 17,78Vão de Conexão de Transformadores, 440 kV, DJM 1 2013 5,87Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2013 5,87Compensador Estático 13,8 kV, +250/-120 Mvar 1 2.017 25,68Autotransformadores 500/440 kV, 417 MVA, monofásicos, com LTC 3 2015 14,43Vão de Conexão de Transformadores, 440 kV, DJM 1 2015 4,76Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2015 4,76Interligação de Barra, 500 kV, DJM 3 2013 7,28Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2015 1,97Vão de Linha 440 kV, DJM, para SE Araraquara 440 kV (CTEEP) 2 2.013 12,52Vão de Linha 500 kV, DJM, para SE Araraquara 500 kV (Furnas) 2 2.013 12,52Vão de Linha 500 kV, DJM, LT p/ Atibaia 1 2.014 5,64Vão de Linha 500 kV, DJM, LT p/ Atibaia 1 2.015 5,08Interligação de Barra, 440 kV, DJM 1 2013 2,43Interligação de Barra, 440 kV, DJM 1 2013 2,43LT 500 kV Araraquara-Araraquara(Furnas-CTEEP) 29,42Circuitos 500 kV, cabo 4 x 954 MCM 2x15 km 30 2.013 14,71Circuitos 440 kV, cabo 4 x 954 MCM 2x 15 km 30 2.013 14,71LT 500 kV Araraquara-Atibaia 209,92Circuitos 500 kV, cabo 4 x 954 MCM 250 2.014 110,43Circuitos 500 kV, cabo 4 x 954 MCM 250 2.015 99,49



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Tabela 3 - ALTERNATIVA CC - continuação 1/1 SE Atibaia 500 kV 175,20Módulo Geral, SE 500 kV , Porte Grande 1 2.014 31,36Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Araraquara 1 2.014 5,64Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Araraquara 1 2.015 5,08Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para N. Iguaçu 1 2.014 5,64Reator de linha 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico, LT p/ Araraquara 4 2.014 7,61Reator de linha 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico, LT p/ Araraquara 3 2015 5,14Vão de Linha 500 kV, DJM, abertura de LT Campinas-C. Paulista 2 2.014 11,28Vão de Linha 345 kV, DJM, abertura de 3 LTs de 345 kV 6 2.014 17,94Vão de Linha 440 kV, DJM, abertura de LT Taubaté - Bom Jardim 2 2.014 11,28Autotransformadores 500/345 kV, 300 MVA, monofásicos 4 2.014 17,62Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2.014 5,29Vão de Conexão de Transformadores, 345 kV, DJM 1 2.014 2,64Autotransformadores 500/440 kV, 400 MVA, monofásicos 4 2.014 21,35Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2.014 5,29Vão de Conexão de Transformadores, 440 kV, DJM 1 2.014 5,29Interligação de Barra, 500 kV, DJM 3 2.014 6,56Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2.015 1,97Interligação de Barra, 345 kV, DJM 4 2.014 3,83Interligação de Barra, 440 kV, DJM 2 2.014 4,37LT 500 kV Atibaia -Nova Iguaçu 154,60Circuitos 500 kV, cabo 4 x 954 MCM, (20%Autoportante, 80% Estaiada) 350 2.014 154,60SE Nova Iguaçu 500 kV 162,75Módulo Geral, SE 500 kV , Porte Grande 1 2.014 31,36Autotransformadores 500/138 kV, 200 MVA, monofásicos 10 2.014 57,14Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 3 2.014 15,86Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BD 3 2.014 2,90Interligação de Barra, 500 kV, DJM 4 2.014 8,75Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Atibaia e abertura de 2 LTs 5 2.014 28,20Interligação de Barra, 138 kV, BD 1 2.014 0,52Vão de Linha 138 kV, BD 8 2.014 9,53Reator de linha 70 Mvar, 500 kV, saída para Atibaia 4 2.014 8,47SE Cuiabá 500 kV 27,82Vão de Linha 500 kV, DJM, saída p/ Ribeirãozinho 1 2013 6,26Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2013 2,43Reator de barra 45,3 Mvar 3 2013 6,34Vão de Conexão de Reator, DJM 1 2013 5,87Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Ribeirãozinho 4 2013 6,93LT 500 kV Cuiabá-Ribeirãozinho 176,51Circuito # 1, 500 kV, cabo 4 x 954 MCM 360 2013 176,51SE Ribeirãozinho 500 kV 21,88Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Rio Verde 2 2013 12,52Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2013 2,43Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Rio Verde 4 2013 6,93LT 500 kV Ribeirãozinho-Rio Verde 118,66Circuito # 1, 500 kV, cabo 4 x 954 MCM, 242 km 242 2013 118,66SE Rio Verde 500 kV 15,62Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Ribeirãozinho 1 2013 6,26Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2013 2,43Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Ribeirãozinho 4 2013 6,93



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Tabela 4 - ALTERNATIVA HB



SE Porto Velho - 230 kV 5,46Vão de Linha 230 kV, BD 2 2.012 5,46LT 230 kV SE Coletora Porto Velho-SE Porto Velho 6,08LT 230 kV, 2 x 954 MCM 12 2.012 3,20LT 230 kV, 2 x 954 MCM 12 2.013 2,88LT 600 kV CC Coletora Porto Velho - SE Araraquara 1.424,33LT600 kVCC, 4 x 2312 MCM, TRASHER 2375 2.015 1.424,33SE Coletora Porto Velho 500 kV 705,19Módulo Geral, SE 500 kV , Porte Grande 1 2.012 38,63Conversora 1, Polo 1, Potência 1550 MW, 60% do custo total 1 2.015 340,73Conversora 1, Polo 2, Potência 1550 MW, 40% do custo total 1 2.016 204,64Autotransformadores 500/230 kV, 100 MVA, monofásicos 4 2012 17,08Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2012 6,51Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 2012 2,46Autotransformadores 500/230 kV, 100 MVA, monofásicos 3 2013 11,54Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2013 5,87Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 2013 2,21Autotransformadores 500/230 kV, 100 MVA, monofásicos 3 2014 10,40Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2014 5,29Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 2014 1,99Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2012 2,69Interligação de Barra, 500 kV, DJM 2 2.013 4,85Vão de Linha 500 kV, DJM, p/ Jiparaná 1 2013 6,26Vão de Linha 500 kV, DJM, p/ Jiparaná 1 2.013 6,26Vão de Linha 230 kV, BD 2 2.012 13,90Interligaçao de Barra 230 kV, BD 1 2.012 2,73Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Jiparaná 4 2013 12,07Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Jiparaná 3 2013 9,06LT 500 kV Coletora Porto Velho - Jiparaná 498,32Circuito # 1, 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 320 2013 249,16Circuito # 2, 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 320 2013 249,16SE Jiparaná 500 kV 189,33Módulo Geral, SE 500 kV , Porte Média 1 2013 27,41Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Coletora P.Velho e Colorado Oeste 2 2013 12,52Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Coletora P.Velho e Colorado Oeste 2 2013 12,52Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2013 2,43Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2013 2,43Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monof., saída para Coletora P.Velho 4 2013 12,07Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monof., saída para Coletora P.Velho 3 2013 9,06Reator de linha 87 Mvar, 500 kV, monof., saída para Colorado Oeste 4 2013 9,71Reator de linha 87 Mvar, 500 kV, monof., saída para Colorado Oeste 3 2013 7,29Vão de Conexão de Reator, DJM 3 2013 17,61Reator de barra 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico 10 2013 21,12Compensação Série 500 kV, 696 Mvar, LT p/ Coletora Porto Velho 1 2013 27,58Compensação Série 500 kV, 696 Mvar, LT p/ Coletora Porto Velho 1 2013 27,58LT 500 kV Jiparaná-Colorado Oeste 467,17Circuito # 1, 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 300 2013 233,59Circuito # 2, 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 300 2013 233,59



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Tabela 4 - ALTERNATIVA HB - continuação 1/3 SE Colorado Oeste 500 kV 268,30Módulo Geral, SE 500 kV , Porte Média 1 2013 27,41Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Jiparaná e Jaurú 2 2013 12,52Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Jiparaná e Jaurú 2 2013 12,52Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2013 2,43Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2013 2,43Reator de linha 87 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Jiparana 4 2013 9,71Reator de linha 87 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Jiparana 3 2013 7,29Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Jauru 4 2013 12,07Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Jauru 3 2013 9,06Vão de Conexão de Reator, DJM 1 2013 5,87Reator de barra 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico 4 2013 8,45Compensador Estático 13,8 kV, +250/-120 Mvar 1 2013 38,98Compensador Estático 13,8 kV, +250/-120 Mvar 1 2013 38,98Compensação Série 500 kV, 681 Mvar, LT p/ Jiparaná 1 2013 27,08Compensação Série 500 kV, 681 Mvar, LT p/ Jiparaná 1 2013 27,08Compensação Série 500 kV, 267 Mvar, LT p/ Jaurú 1 2013 13,21Compensação Série 500 kV, 267 Mvar, LT p/ Jaurú 1 2013 13,21LT 500 kV Colorado Oeste-Jaurú 498,32Circuito # 1, 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 320 2013 249,16Circuito # 1, 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 320 2013 249,16SE Jaurú 500 kV 202,38Módulo Geral, SE 500 kV , Porte Media 1 2013 27,41Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Jaurú-Cuiabá 2 2013 12,52Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Jaurú-Cuiabá 2 2013 12,52Interligação de Barra, 500 kV, DJM 2 2013 4,85Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2013 2,43Interligaçao de Barra 230 kV, BD 1 2013 2,46Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Colorado Oeste 4 2013 12,07Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Colorado Oeste 3 2013 9,06Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Cuiabá 4 2013 12,07Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída para Cuiabá 3 2013 9,06Vão de Conexão de Reator, DJM 2 2013 11,74Reator de barra 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico 7 2013 14,79Compensação Série 500 kV, 255 Mvar, LT p/ Colorado Oeste 1 2013 12,81Compensação Série 500 kV, 255 Mvar, LT p/ Colorado Oeste 1 2013 12,81Compensação Série 500 kV, 556 Mvar, LT p/ Cuiabá 1 2013 22,89Compensação Série 500 kV, 556 Mvar, LT p/ Cuiabá 1 2013 22,89LT 500 kV Jaurú-Cuiabá 521,68Circuito # 1, 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 335 2013 260,84Circuito # 1, 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 335 2013 260,84SE Cuiabá 500 kV 296,22Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Jaurú e Rio Araguaia 2 2013 12,52Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Jaurú e Rio Araguaia 2 2013 12,52Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2013 2,43Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2013 2,43Compensador Estático 13,8 kV, +250/-120 Mvar 1 2013 38,98Compensador Estático 13,8 kV, +250/-120 Mvar 1 2013 38,98Compensador Estático 13,8 kV, +250/-120 Mvar 1 2013 38,98Compensação Série 500 kV, 297 Mvar, LT p/ Jauru 1 2013 14,22Compensação Série 500 kV, 297 Mvar, LT p/ Jauru 1 2013 14,22Compensação Série 500 kV, 797 Mvar, LT p/ Rio Araguaia 1 2013 30,96Compensação Série 500 kV, 797 Mvar, LT p/ Rio Araguaia 1 2013 30,96Vão de Conexão de Reator, DJM 1 2013 5,87


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Tabela 4 - ALTERNATIVA HB - continuação 2/3 Reator de barra 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico 4 2013 8,45Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Jaúru 4 2013 12,07Reator de linha 107 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Rio Araguaia 4 2013 13,47Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Jaúru 3 2013 9,06Reator de linha 107 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Rio Araguaia 3 2013 10,10LT 500 kV Cuiabá-Rio Araguaia 591,75Circuito # 1, 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 380 2013 295,88Circuito # 1, 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 380 2013 295,88SE Rio Araguaia 500 kV 221,58Módulo Geral, SE 500 kV , Porte Médio 1 2013 27,41Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Cuiabá e Água Vermelha 2 2013 12,52Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Cuiabá e Água Vermelha 2 2013 12,52Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2013 2,43Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2013 2,43Reator de linha 107 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Cuiabá 4 2013 13,47Reator de linha 107 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Cuiabá 3 2013 10,10Reator de linha 117 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Água Vermelha 4 2013 14,04Reator de linha 117 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Água Vermelha 3 2013 10,53Vão de Conexão de Reator, DJM 1 2013 5,87Reator de barra 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico 4 2013 8,45Compensação Série 500 kV, 426 Mvar, LT p/ Cuiabá 1 2013 18,54Compensação Série 500 kV, 426 Mvar, LT p/ Cuiabá 1 2013 18,54Compensação Série 500 kV, 839 Mvar, LT p/ Água Vermelha 1 2013 32,37Compensação Série 500 kV, 839 Mvar, LT p/ Água Vermelha 1 2013 32,37LT 500 kV Rio Araguaia-Água Vermelha 2 622,90Circuito # 1, 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 400 2013 311,45Circuito # 1, 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 400 2013 311,45SE Água Vermelha 2 500 kV 232,95Módulo Geral, SE 500 kV , Porte Médio 1 2013 27,41Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Rio Araguaia e Araraquara 2 2013 12,52Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Rio Araguaia e Araraquara 2 2013 12,52Vão de Linha 500 kV, DJM, LT A. Vermelha-A.Vermelha2 2 2013 12,52Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2013 2,43Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2013 2,43Compensação Série 500 kV, 444 Mvar, LT p/ Rio Araguaia 1 2013 19,14Compensação Série 500 kV, 444 Mvar, LT p/ Rio Araguaia 1 2013 19,14Compensação Série 500 kV, 658 Mvar, LT p/ Araraquara 1 2013 26,31Compensação Série 500 kV, 658 Mvar, LT p/ Araraquara 1 2013 26,31Vão de Conexão de Reator, DJM 2 2013 11,74Reator de barra 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico 7 2013 14,79Reator de linha 117 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Rio Araguaia 4 2013 14,04Reator de linha 117 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Rio Araguaia 3 2013 10,53Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Araraquara 4 2013 12,07Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Araraquara 3 2013 9,06LT 500 kV Água Vermelha 2-Água Vermelha 2,77LT 500 kV, cabo 4 x 954 MCM, (20%Autoportante, 80% Estaiada) 5 2013 2,77LT 500 kV A.Vermelha2 -Araraquara 498,32Circuito # 1, 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 320 2013 249,16Circuito # 1, 500 kV, cabo 6 x 1033 MCM, ORTOLAN 320 2013 249,16


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Tabela 4 - ALTERNATIVA HB - continuação 3/3 SE Araraquara 500 kV 816,14Módulo Geral, SE 500 kV , Porte Grande 1 2.013 34,80Conversora 1, Polo 1, Potência 1550 MW, 60% do custo total 1 2.015 340,73Conversora 1, Polo 2, Potência 1550 MW, 40% do custo total 1 2.016 204,64Vão de Linha 500 kV, DJM, saída p/ Atibaia 1 2.014 5,64Vão de Linha 500 kV, DJM, saída p/ Atibaia 1 2.015 5,08Vão de Linha 500 kV, DJM, saída p/ A.Vermelha 1 2.013 6,26Vão de Linha 500 kV, DJM, saída p/ A.Vermelha 1 2.013 6,26Autotransformadores 500/440 kV, 500 MVA, monofásicos, com LTC 4 2013 27,85Vão de Conexão de Transformadores, 440 kV, DJM 1 2013 5,87Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2013 5,87Autotransformadores 500/440 kV, 500 MVA, monofásicos, com LTC 3 2013 20,89Vão de Conexão de Transformadores, 440 kV, DJM 1 2013 5,87Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2013 5,87Autotransformadores 500/440 kV, 500 MVA, monofásicos, com LTC 3 2013 20,89Vão de Conexão de Transformadores, 440 kV, DJM 1 2013 5,87Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2013 5,87Vão de Linha 500 kV, DJM, para SE Araraquara 500 kV (Furnas) 2 2.013 12,52Vão de Linha 440 kV, DJM, para SE Araraquara 440 kV (CTEEP) 2 2.013 12,52Compensação Série 500 kV, 349 Mvar, LT p/ Água Vermelha 1 2013 15,96Compensação Série 500 kV, 349 Mvar, LT p/ Água Vermelha 1 2013 15,96Vão de Conexão de Reator, DJM 2 2013 11,74Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Água Vermelha 2 4 2013 12,07Reator de linha 93 Mvar, 500 kV, monofásico, saída p/ Água Vermelha 2 3 2013 9,06Interligação de Barra, 500 kV, DJM 4 2013 9,71Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2015 1,97Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2015 1,97Interligação de Barra, 440 kV, DJM 1 2013 2,43Interligação de Barra, 440 kV, DJM 1 2015 1,97SEs Araraquara 500 kV e 440 kV e SE A.Vermelha 500 kV existentes 31,30Vão de Linha 500 kV 3 2.013 18,78Vão de Linha 440 kV 2 2.013 12,52LT 500 kV Araraquara-Atibaia 209,92Circuitos 500 kV, cabo 4 x 954 MCM, compacta 250 2.014 110,43Circuitos 500 kV, cabo 4 x 954 MCM, compacta 250 2.015 99,49LT 500 kV Araraquara-Araraquara(Furnas-CTEEP) 29,42Circuitos 500 kV, cabo 4 x 954 MCM, compacta 2 x 15 km 30 2.013 14,71Circuitos 440 kV, cabo 4 x 954 MCM, compacta 2 x 15 km 30 2.013 14,71SE Atibaia 500 kV 187,72Módulo Geral, SE 500 kV , Porte Grande 1 2.014 31,36Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Araraquara 1 2.014 5,64Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Araraquara 1 2.015 5,08Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para N. Iguaçu 1 2.014 5,64Reator de linha 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico, LT p/ Araraquara 4 2.014 7,61Reator de linha 45,3 Mvar, 500 kV, monofásico, LT p/ Araraquara 3 2015 5,14Vão de Linha 500 kV, DJM, abertura de LT Campinas-C. Paulista 2 2.014 11,28Vão de Linha 345 kV, DJM, abertura de 3 LTs de 345 kV 6 2.014 17,94Vão de Linha 500 kV, DJM, abertura da LT Campinas-Poços 2 2.013 12,52Vão de Linha 440 kV, DJM, abertura de LT Taubaté - Bom Jardim 2 2.014 11,28Autotransformadores 500/345 kV, 300 MVA, monofásicos 4 2.014 17,62Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2.014 5,29Vão de Conexão de Transformadores, 345 kV, DJM 1 2.014 2,64Autotransformadores 500/440 kV, 467 MVA, monofásicos 4 2.014 21,35Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 2.014 5,29Vão de Conexão de Transformadores, 440 kV, DJM 1 2.014 5,29Interligação de Barra, 500 kV, DJM 3 2.014 6,56Interligação de Barra, 500 kV, DJM 1 2.015 1,97Interligação de Barra, 345 kV, DJM 4 2.014 3,83Interligação de Barra, 440 kV, DJM 2 2.014 4,37LT500 kV Atibaia -Nova Iguaçu 154,60Circuitos 500 kV, cabo 4 x 954 MCM, compacta (20% Auto-portante+80%Estaida) 350 2.014 154,60SE Nova Iguaçu 500 kV 162,75Módulo Geral, SE 500 kV , Porte Grande 1 2.014 31,36Autotransformadores 500/138 kV, 200 MVA, monofásicos 10 2014 57,14Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 3 2014 15,86Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BD 3 2014 2,90Interligação de Barra, 500 kV, DJM 4 2014 8,75Vão de Linha 500 kV, DJM, saída para Atibaia e abertura de 2 LTs 5 2014 28,20Interligação de Barra, 138 kV, BD 1 2014 0,52Vão de Linha 138 kV, BD 8 2014 9,53Reator de linha 70 Mvar, 500 kV, saída para Atibaia 4 2014 8,47



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ANEXO 8 – Metodologia para Estimativa das Perdas Elétricas


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1 - Geração esperada nas usinas do Rio Madeira

Para se obter as perdas elétricas devido ao sistema de transmissão adotado para as usinas do Rio Madeira, utilizou-se a geração esperada em função do cronograma de geração destas usinas, e a produtividade esperada para estes empreendimentos (0,126 MW/m3/s). Seriam utilizadas então as médias das vazões do histórico da Agência Nacional de Águas a partir de 1972, em valores mensais de m3/s.

Tabela 1 – Vazões do Rio Madeira

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez 1972 19587 26953 33920 33722 22639 16260 8812 7542 9736 10303 9577 194581973 23933 32734 37054 35819 27723 20397 12991 8759 6657 6770 12578 202251974 28870 34264 40362 34672 27788 18839 11770 7485 5330 5919 10484 133371975 21190 30261 35765 33284 24267 16652 12786 6758 4875 7574 8409 175621976 26309 34602 37775 34414 26187 17734 9398 5272 4491 4789 8103 125171977 24460 28444 38673 34857 28154 18920 11999 8484 5892 7438 12710 191351978 26352 32239 38794 33068 24684 17754 12505 5917 3740 4545 8107 201051979 29339 34882 36871 38925 32837 21194 11619 6368 5135 5250 6794 109411980 20080 25730 33565 34403 27427 22395 13397 8111 7181 8159 9026 122391981 17891 28063 35010 34980 28491 23345 11946 6087 4591 7016 12591 195011982 29515 37117 41482 44866 37541 26932 18260 10752 6740 12082 18112 224151983 25073 30239 34207 30506 29777 23973 20795 12909 6673 5629 8512 130461984 24774 33306 40461 46292 38825 26308 16210 8953 5368 5632 15007 209081985 28732 33469 34239 34865 32884 23307 14488 10413 7381 8667 12335 162341986 25056 34745 41208 43259 33862 26206 17202 11054 9121 10156 8831 174001987 25948 30971 27864 23682 22050 14022 8378 5795 4164 5195 10632 206891988 25558 31885 34459 39486 30811 21701 12964 6201 3829 4161 5714 99191989 21427 28294 31679 30810 23906 15354 10548 6085 5779 5096 6421 101711990 20893 27701 28564 24388 22237 18587 12621 6635 5347 6640 14879 193471991 26970 33598 35534 33632 25597 19558 12064 7886 5996 7069 10810 158751992 24906 26445 37420 35940 31815 24171 19975 10241 12400 15200 16478 225111993 30238 38596 42022 4864 32340 1984 11131 7585 6965 6809 12350 190651994 24764 32076 33213 33376 25404 14989 8844 5925 3591 5427 13377 208541995 25498 28469 23814 34280 24125 14770 8755 6984 3700 3717 5364 135651996 18786 27953 29261 31050 20505 14010 8513 4608 4642 6059 13710 170051997 24389 32051 42457 33478 33324 22921 13933 7954 4917 6702 9594 168951998 21377 23841 32888 33624 21290 12028 7187 4616 4327 6025 13712 208711999 26167 3373 33733 32627 22293 13272 10178 5241 3676 4204 5809 134582000 19123 25227 30492 27097 18794 13671 8711 5546 6236 4484 9632 155782001 23632 32288 40260 34904 25203 17840 10430 6500 4396 5436 11303 166972002 22686 27444 35135 29412 22625 16718 9059 5628 4630 5780 8541 149842003 21536 28643 32138 32394 21588 15076 8711 5011 3861 5911 7366 132772004 26503 29227 26440 25944 20407 13108 8735 6183 4178 4572 8755 149702005 21270 24089 28617 25307 15860 12356 6809 3494 2583 3996 8691 15011

Média 24201 29683 34864 32771 26566 18128 11815 7147 5533 6542 10421 16640


139 / 149

Tabela 2 - Cronograma de entrada em operação das máquinas

a) S. Antônio (71,6MW/máquina)

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez2012 22013 2 4 4 6 7 8 9 10 11 12 13 142014 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 262015 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 382016 39 40 41 42 43 44 44 44 44 44 44 44

b) Jirau (75,0MW/máquina)

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez2013 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 142014 15 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 162015 16 16 18 19 21 22 24 25 27 28 30 312016 33 34 36 37 39 40 41 42 43 44 44 44

O gráfico da figura 1 resume os valores esperados, para cada ano. Vazões que resultem em geração acima da capacidade da usina seriam vertidas.

Figura 1 - Geração média esperada (MW.médios)

Geração esperada

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

mês

MW

2012 2013 2014 2015 2016 2017


140 / 149

Tabela 3 – Despacho esperado para as duas usinas (MW)

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez2012 1432013 368 586 661 880 1026 1173 1319 1466 1394 1648 1906 20522014 2199 2346 2417 2489 2560 2632 2689 1801 1394 1648 2513 30622015 3133 3205 3426 3573 3795 3934 2977 1801 1394 1648 2626 41932016 5267 5414 5636 5782 6004 4568 2977 1801 1394 1648 2626 41932017 6099 6450 6450 6450 6450 4568 2977 1801 1394 1648 2626 4193

Considerando a geração média mensal em 2017, já com todas as duas usinas com sua capa-cidade nominal, pode-se constatar uma geração média de 4259MW. Este valor resulta em um

fator de carga da usina de 66.06450

4259 =. Este valor é próximo do assumido para o em-

preendimento de Santo Antônio, ou seja, 70.031502218 = .

2 - Perdas elétricas

2.1 - Considerações iniciais

Para evitar usar um fator de carga para o empreendimento na estimativa das perdas anuais, em função da influência do sistema em paralelo a este sistema de integração, procurou-se agrupar estes despachos na estimativa destas perdas, nas simulações de fluxo de carga.

Analisando o ano em que se teria toda a capacidade das duas usinas completa, pode-se a-grupar estes prováveis despachos em seis grupos representativos a partir da tabela 3, descri-tos a seguir.

Tabela 4 – Agrupamentos dos despachos

Grupo Despacho (MW) Observação D1 D2 1 6450 Despacho pleno 2 6099 3 4568 4193 4 2977 2626 5 1801 1648 6 1394 Despacho mínimo

Seriam simuladas então as perdas para o maior valor em cada um destes grupos (D1). Para os agrupamentos com despacho D1 e D2, se utilizaria um fator de perdas que procurasse


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refletir as perdas médias para os dois cenários de geração, além da variação dos patamares de carga, usando a relação:

28.02.0 FCFCfp +=

Em que o fator de carga seria obtido por

1221

1720720

720*2720*1

DDD

D

DD

FC +=+

+

=

Seriam obtidos então os seguintes valores de fator de carga e fator de perdas:

Tabela 5 – Fator de perdas

Agrupamento FC FP 1 1.0000 1.0000 2 1.0000 1.0000 3 0.9590 0.9275 4 0.9410 0.8967 5 0.9575 0.9250 6 1.0000 1.0000

As perdas obtidas em cada agrupamento seriam multiplicadas pelas correspondentes quanti-dades de meses (Mi) representativos, para se obter as perdas médias no ano. Estas perdas seriam as obtidas de simulações de fluxo de potência.

( )∑=

=6

1

730***i

iii MfpPPerdas (MWh)

No ano 2013, o único cenário de geração de 1394MW seria simulado para os cenários seco e úmido na região. No ano 2014, o cenário de geração de 1801MW seria simulado para os ce-nários seco e úmido na região. A partir de 2015, o cenário de geração de 2977MW seria si-mulado para os cenários seco e úmido na região. Esta diferenciação permite contemplar dife-rentes fluxos pela rede existente no período de baixa geração hidráulica na região. Os cená-rios de geração abaixo de 2977MW foram associados ao período seco na região.

Procurou-se também considerar o patamar de carga leve no cenário de máxima geração es-perada em cada ano. Foi levado também em consideração o cronograma de obras previsto para cada empreendimento, utilizando-se a seguinte associação entre os agrupamentos e a correspondente quantidade de meses, ano a ano.

Tabela 6 – Quantidade de meses para cada agrupamento


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Agrupamento Ano

2013 2014 2015 2016 2017 2018 1 4 4 2 4 1 1

3(*) 3 3 2 2 3(**) 7 4 1 1 1 4 2 2 1 1 1 5 3 2 2 2 2 2 6 9 1 1 1 1 1

(*) Período Úmido

(*) Período Seco

Foram utilizados como parâmetros nas alternativas:

Linha de trans-missão Alternativa MCM/fase Cabo

Resistência

(Ω/km)

CC CC e HB 4x2312 Trasher 0,0076

AC CA 6x954 Rail 0,0128

HB 6x1033 Ortolan 0,0108

2.2 - Contribuição das perdas nas linhas de transmissão

As perdas na alternativa HB foram obtidas considerado que em cada cenário de despacho, o distribuição de fluxo entre o elo em CC e no sistema em CA manteria a mesma proporção para o dimensionamento destes dois sistemas, ou seja, 50%/50%. Exceção seria feita nos agrupamentos com despacho de 6099MW e 4568MW. Nestes despachos, buscou-se utilizar prioritariamente o elo em corrente continua, para reduzir as perdas totais.

A titulo de ilustração, estão apresentadas na tabela 7, as perdas esperadas por cenário de despacho, no ano de 2017, quando se teria a capacidade nominal das duas usinas, assim como todo o sistema de transmissão associado.

Tabela 7 – Diferencial de perdas totais do fluxo de carga diferenciais, em função do despacho das usinas, para o ano 2017

Alternativa Despacho (MW)

6450 6099 4568 2977* 2977 1801 1394

CA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

CC 63.1 122.0 170.7 217.0 74.2 89.1 108.8

HB 212.6 263.0 89.7 72.6 55.7 35.7 24.5

(*) Período úmido


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No cenário em que se tem o maior despacho, foram contemplados os cenários de carga pe-sada e leve, com pesos 0.63 e 0.37, respectivamente.

2.3 - Contribuição das perdas na transformação 500/765kV

Como esta transformação não é comum entre as alternativas, procurou-se estimar as contri-buições destas perdas, a partir do fator de qualidade destes equipamentos na alternativa CA.

A partir da Norma IEEE C37010, revisão de 1999, a relação entre a reatância e a resistência seria entre 35 e 55, para transformadores trifásicos. Foi adotada para os transformadores usados na alternativa em 765kV, uma relação de 50.

Pode-se então, estimar as perdas ôhmicas em função do fluxo passante, usando a relação:

( ) ST

ST

B

T

B

B QQ

DFQX

QQE

QD

PE

FQ

XRIP *

10*

*

310033 4

22

22 =

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛==

Em que

P = Perdas ôhmicas (MW)

X = Reatância de cada banco de transformadores usado (= 0,87%)

FQ = Fator de qualidade (= 50)

D = Despacho considerado nas usinas (MW)

EB = Tensão base (765kV)

PB = Potência base (100MVA)

QT = Quantidade de transformadores em paralelo em cada ano

QS = Quantidade de subestações (= 2, elevadora e abaixadora)

As perdas previstas em MW estão resumidas na tabela 8, para cada cenário de despacho.

Tabela 8 – Perdas na transformação 765/500 kV (MW), em função do despacho das usinas

Alternativa 6450 6099 4568 2977 1801 1394

CA 24.1 21.6 12.1 5.1 1.9 1.1


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2.4 - Contribuição das perdas nas conversoras no elo de corrente contínua

Para incorporar as contribuições das perdas nos terminais retificador e inversor, procurou-se estimar estas perdas a partir de duas fontes de dados, considerando que estes valores estão dentro das normas técnicas.

Os valores de perdas associados ao terminal inversor são um pouco superiores ao retificador. Para simplificar, serão considerados os percentuais devidos ao terminal retificador.

2.4.1 - Dados do sistema DC de Itaipu (duas conversoras por pólo)

A partir de informações do consórcio ASEA-PROMON, ou seja, notas de 16/01/79 usando tiristores YST 35 e tensão de ±550kV, e atualizando pela AP 002 de 10/10/80, usando tiristo-res YST 45, obtêm-se os seguintes valores em MW, por bipolo de 3150MW, para uma tensão de ±600kV.

Tabela 9 – Contribuição para as perdas em cada conversora, por bipolo

Equipamento Variável (po-tência nomi-

nal)

Fixo (sem carga)

Percentual em relação aototal Bipolo

3150MW Itaipú Típico* Válvulas e equipamentos associados

Tiristores 2,730 - Circuitos amortecedores e equalizado-res de tensão 1,672 0,058

Serviços auxiliares 0,225 0,521 Totais por bipolo 9,254 1,158 34,18 32-35 0,331Transformador conversor (100% O-

FAF)

Transformadores (grupo A) 3,060 0,456 Transformadores (grupo B) 3,060 0,525 Serviços auxiliares (grupo A) 0,066 0,013 Serviços auxiliares (grupo B) 0,063 0,016 Totais por bipolo 12,498 2,020 47,66 39-53 0,461

Reator de alisamento P/ corrente DC nominal 0,530 - Serviços auxiliares - 0,025 Totais por bipolo 1,060 0.050 3,64 4-6 0,035

Filtros 11ª e 13ª harmônicas 0,183*5/2 - Passa alta 0,138*5/2 - 3ª e 5ª harmônicas 0,295*2/2 - Totais por bipolo 1.0975 - 3,60 7-11 0,035

Serviço auxiliar da subestação Transformadores 0,255 0,060 Totais por bipolo 0,255 0,060 1,03

4-9 0,010

Perdas totais efetivas 24,165 3,288 Garantidas - efetivas 1,562 1,449 9,88 0,096

Perdas totais garantidas 25,727 4,737 0,968%* IEEE Std 1158-1991


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• As perdas variáveis foram calculadas em função das injeções de potência nos terminais retificador e inversor, respectivamente, a partir dos resultados do fluxo de potência.

• As perdas no back-to-back são representativas devido à contribuição da parcela sem car-ga, ou fixas.

2.4.2 - Dados de perdas a partir de consulta a fabricantes

A partir de informações informais de fabricantes, têm-se os seguintes valores em MW, por bipolo de 3150MW.

Tabela 10 – Contribuição para as perdas nas conversoras, por bipolo (MW)

Equipamento Variável (potência nominal) Fixo (sem carga)

Total 1,5% 0,15%*3150

= 4.725

Constata-se valores totais de 0,825% em cada terminal conversor do bipolo para 3150MW, quando comparado com o percentual de 0,968% de Itaipú.

Em relação ao sistema back-to-back, seria utilizado estes mesmos valores percentuais.

2.4.3 - Dados utilizados na estimativa das perdas

Foram utilizados os valores informados pelos fabricantes, em função destes serem próximos dos valores obtidos com o sistema de Itaipu. Isto resulta nos valores resumidos na tabela 11.

As perdas na conversora retificadora foram obtidas do fluxo no barramento da Coletora 500kV, enquanto que as perdas na conversora inversora foram os resultantes no terminal 500kV de Araraquara. As perdas no back-to-back são mais elevadas nos baixos carregamen-tos, em função dos maiores valores de fluxos para atendimento à carga local.

Nos anos em que não se tem um bipolo completo, as perdas seriam estimadas considerando retorno metálico.


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Tabela 11 – Perdas nas conversoras do elo em corrente continua da alternativa CC (MW)

Ano Perdas 6450 6099 4568 2977 2977 1801 1394 2013 na Retificadora 17.7 13.7

na Inversora 17.2 13.5 no BtoB 5.9 4.2

2014 na Retificadora 29.0 28.2 19.2 16.2 na Inversora 28.0 27.2 19.0 16.1 no BtoB 5.1 8.7 8.7 8.7

2015 na Retificadora 36.8 29.7 28.2 19.2 16.2 na Inversora 34.9 28.6 27.2 19.0 16.1 no BtoB 5.4 5.7 8.7 8.7 8.7

2016 na Retificadora 52.9 41.4 29.7 28.2 19.2 14.7 na Inversora 50.1 39.9 29.1 27.7 19.1 14.7 no BtoB 5.4 5.7 5.7 8.7 8.7 11.7

2017 na Retificadora 55.3 52.8 41.4 29.7 28.2 19.2 14.7 na Inversora 52.2 50.0 39.9 29.1 27.7 19.1 14.7 no BtoB 5.4 5.7 5.7 5.7 8.7 8.7 11.7

Tabela 12 – Perdas nas conversoras do elo em corrente contínua na alternativa HB (MW)

Ano Perdas 6450 6099 4568 2977 2977 1801 13942013 na Retificadora 4.7 4.7

na Inversora 4.7 4.7 2014 na Retificadora 4.7 4.7 4.7 4.7

na Inversora 4.7 4.7 4.7 4.7 2015 na Retificadora 16.4 16.0 16.0 11.5 10.0

na Inversora 14.8 14.5 14.5 10.9 9.7 2016 na Retificadora 28.4 28.4 16.0 16.0 11.5 10.0

na Inversora 26.7 26.7 15.6 15.6 11.3 9.9 2017 na Retificadora 27.7 28.4 28.4 16.0 16.0 11.5 10.0

na Inversora 26.1 26.7 26.7 15.6 15.6 11.3 9.9

2.5 - Perdas na compensação shunt em corrente alternada

Procurou-se estimar estas perdas em função do montante de compensação shunt nas alter-nativas CA, a partir do fator de qualidade destes equipamentos.

Os Procedimentos de Rede do ONS, sub-módulo 2.3, define que a relação máxima entre a resistência e a reatância é de 1/300. Esta relação será utilizada para estimar as perdas ôhmi-cas nos reatores em derivação.


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Como a potência nominal do reator é proporcional a Xl, que por sua vez é proporcional a R, pode-se estimar as perdas ôhmicas usando a potência nominal do reator e o fator de quali-dade citado. Os valores previstos em MVAr, para cada alternativa, ano a ano, está resumido na tabela 13.

A tabela 13 contem um resumo dos reatores considerados em cada alternativa, para cada ano de construção das duas usinas.

Tabela 13 – Reatores em derivação, considerando cronograma estimativo de obras (MVAr)

Alternativa Linha Barra

2013 2014 2015 2016 2013 2014 2015 2016

CA 10,400 4,246 136 7,150 2,249 750 0 500

CC 300 346 136 0 0 0 0 0

HB 5,679.00 2,862.90 135.90 0.00 1,630.80 0.00 0.00 0.00

Foi considerado que os reatores de barra estariam em operação no período seco, ou seja, durante cinco meses do ano. As perdas previstas em MW, para cada alternativa, ano a ano, está resumido na tabela 14.

Tabela 14 – Perdas nos reatores em derivação (MW)

Perdas nos Reatores por ano (MW)

2013 2014 2015 2016

CA 38 53 53 78

CC 1 2 3 3

HB 21 31 31 31

2.6 - Perdas totais

As perdas totais dependem então, da combinação das contribuições de cada equipamento envolvido. A seguir são apresentados os valores das perdas:

• em função do despacho nas usinas, em valores totais; e • em valores médios, em função da entrada de máquinas e sistema de transmissão, consi-

derando as premissas descritas no item 2.1 deste anexo.


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Tabela 15 – Perdas totais (MW)

Diferencial (2017) 6450 6099 4568 2977 2977 1801 1394

CA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

CC 39.0 100.4 158.6 211.9 69.0 87.2 107.6

HB 188.5 241.4 77.6 67.4 50.5 33.8 23.3

Tabela 16 – Perdas diferenciais (MWmédio)

Perdas totais por ano (MW)

2013 2014 2015 2016 2017

CA 37.8 53.0 53.4 78.0 78.0

CC 162.6 113.7 108.4 105.2 91.9

HB 97.0 175.5 139.8 126.6 142.1

Assim, têm-se os valores totais, em termos da capacidade da usina e do despacho ao longo do ano, contidos na tabela 17 e figura 2, em valores médios (MWmédio).

Tabela 17 – Perdas médias diferenciais (MWmédio)

Perdas totais diferenciais por ano (MW)

2013 2014 2015 2016 2017

CA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

CC 124.8 60.7 54.9 27.3 13.9

HB 59.2 122.5 86.4 48.6 64.1


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Figura 2 – Perdas médias (MW.médios)

Diferenças nas perdas médias

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

2013 2014 2015 2016 2017

ano

MW

méd

io

CA CC HB

Convém destacar que o bipolo em corrente contínua na alternativa HB entra em operação em 2015, com apenas um pólo, complementando em 2016. Isto explica o crescimento das per-das em 2014, devido ao fluxo apenas por linhas em 500kV, e sua redução até 2016.

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