RE_3_061_2009_volume1

ESTUDOS DE CURTO-CIRCUITO PERÍODO 2008-2011 - VOLUME 1

Avaliação dos níveis de curto-circuito, identificação de barras do Sistema Interligado Nacional compossíveis problemas de superação de disjuntores eevolução dos níveis de curto-circuito.

Operador Nacional do Sistema Elétrico Diretoria de Planejamento e Programação da Operação Diretoria de Administração dos Serv da Transmissão Rua da Quitanda 196/23º andar, Centro 20091-005 Rio de Janeiro RJ

ONS 3/061/2009– ESTUDOS DE CURTO-CIRCUITO PERÍODO 2008-2011 - VOLUME 1 2 / 283

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ONS 3/061/2009

ESTUDOS DE CURTO-CIRCUITO PERÍODO 2008-2011 - VOLUME 1

Avaliação dos níveis de curto-circuito, identificação de barras do Sistema Interligado Nacional compossíveis problemas de superação de disjuntores e evolução dos níveis de curto-circuito.

ONS - 3/061/2009

Abril/2009


Sumário

1 Introdução ______________________________________________________________ 5

2 Objetivo ________________________________________________________________ 6

3 Critérios e Procedimentos __________________________________________________ 7

4 Desenvolvimento dos trabalhos ____________________________________________ 11

5 Resultados obtidos ______________________________________________________ 13

6 Análise dos resultados ___________________________________________________ 14

6.1 Capacidade de interrupção dos disjuntores ______________________________________ 14

6.1.1 Identificação dos Barramentos que violaram os critérios e procedimentos definidos no item 3 do

relatório ______________________________________________________________________________ 15

6.1.2 Relação das barras que podem apresentar problemas de superação de disjuntores no ano de 2011

36

6.1.3 Detalhamento das correntes de contribuições pelos disjuntores dos barramentos classificados por

Empresa ______________________________________________________________________________ 55

BRENTECH __________________________________________________________________________ 56

CEEE _______________________________________________________________________________ 57

CELESC _____________________________________________________________________________ 78

CEMIG _____________________________________________________________________________ 96

CHESF ____________________________________________________________________________ 107

COELCE ___________________________________________________________________________ 125

COPEL ____________________________________________________________________________ 126

CPFL ______________________________________________________________________________ 141

CTEEP _____________________________________________________________________________ 148

ELETRONORTE ______________________________________________________________________ 187

ELETROSUL ________________________________________________________________________ 191

EMAE _____________________________________________________________________________ 196

FURNAS ___________________________________________________________________________ 206

TRACTEBEL ________________________________________________________________________ 244

TSN ______________________________________________________________________________ 246

6.2 Evolução dos níveis de curto‐circuito __________________________________________ 257

6.2.1 Barras monitoradas que apresentam evolução dos níveis de curto‐circuito superior a 10 % ___ 258

6.2.2 Identificação das obras que provocaram evolução dos níveis de curto‐circuito superior a 30 % 267

7 Conclusões ____________________________________________________________ 272

8 Recomendações ________________________________________________________ 273

9 Providências Tomadas___________________________________________________ 273


10 Créditos _____________________________________________________________ 273

11 Lista de figuras, fluxograma, quadros e tabelas ____________________________ 274

11.1 Fluxograma _______________________________________________________________ 274

11.2 Tabelas __________________________________________________________________ 274


1 Introdução Os Procedimentos de Rede, em seu submódulo 11.3, estabelecem as diretrizes básicas para a Proteção e Controle do Sistema Interligado Nacional em termos dos Estudos de Curto-Circuito. Naquele documento, está estabelecido que é atribuição do ONS criar e manter um banco de dados com os parâmetros de impedâncias e configurações de operação do Sistema Interligado Nacional - SIN, com periodicidade anual, para subsidiar os cálculos de curto-circuito necessários para os estudos de ajustes e coordenação da proteção, estudos de verificação da capacidade de interrupção simétrica dos disjuntores, estudos de avaliação da suportabilidade dos componentes do sistema e demais informações necessárias aos estudos elétricos em geral e subsidiar análises de perturbações. Cumpre destacar que aos agentes cabe a responsabilidade de disponibilizar para o ONS as informações dos parâmetros de impedâncias para novos componentes e as possíveis alterações nos mesmos, visando garantir a fidelidade do caso base de curto-circuito. Por outro lado, cumprindo as suas atribuições legais, o ONS emitiu o Plano de Ampliações e Reforços da Rede Básica, período 2009 a 2011. Esse documento, elaborado com a participação dos Agentes, apresenta as obras necessárias na Rede Básica para assegurar que a operação do Sistema Interligado Nacional – SIN atenda os padrões previamente definidos nos Procedimentos de Rede. Assim, dando continuidade e vencendo mais uma etapa no sentido de aperfeiçoar os produtos oferecidos pelo ONS, a base de dados foi atualizada considerando a evolução do SIN conforme preconizada no PAR 2009-2011, tendo sido ainda desenvolvidos estudos de curto-circuito. Nessas análises, que consideraram também as autorizações e licitações conduzidas pela Aneel, foi efetuado o levantamento dos níveis de curto-circuito em todos os barramentos da Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações da Transmissora – DIT´s relacionadas nos anexos da Nota Técnica nº 024/2004 conforme Resoluções nº 67/2004 e 68/2004 da Aneel. Devido ao significativo número de barramentos a serem monitorados, houve necessidade da divisão deste relatório em dois volumes. O Volume 1 retrata a análise dos resultados para a avaliação dos níveis de curto-circuito, com identificação dos barramentos monitorados do Sistema Interligado Nacional com possíveis problemas de superação de disjuntores e a evolução dos níveis de curto-circuito. O Volume 2 apresenta os níveis de curto-circuito trifásicos e monofásicos em MVA e em kA, sua evolução e a Relação X/R além de conter os arquivos de alteração em formato ANAFAS utilizados para gerar os casos de planejamento até 2011 utilizados nos estudos.


2 Objetivo Com o objetivo de aprimorar o conjunto de informações que o ONS fornece ao setor elétrico, o presente relatório se propõe a: • Apresentar os níveis de curto-circuito trifásico e monofásico atualmente verificados,

dez/2008, e os esperados para os horizontes dez/2009, dez/2010 e dez/2001, nas barras do Sistema Interligado Nacional - SIN selecionadas, devido à inclusão das diversas obras previstas até o horizonte de dez/2011;

• Apresentar a relação X/R das diversas barras do Sistema Interligado Nacional – SIN

e sua evolução, considerando as obras propostas até o horizonte de dez/2011; • Subsidiar os estudos de acesso e pré-operacionais à Rede Básica dos diversos

Agentes, com a apresentação das potências de curto-circuito em diversos barras do SIN;

• Apresentar um diagnóstico das barras do SIN limitadas ao universo descrito no item

3, com possíveis problemas de superação da capacidade de interrupção simétrica dos disjuntores, visando caracterizar a necessidade de estudos mais detalhados dos equipamentos vinculados a essas barras mantendo-se, assim, a confiabilidade do SIN, e

• Subsidiar os estudos de curto-circuito dos diversos Agentes conectados à Rede

Básica.


3 Critérios e Procedimentos Considerou-se a rede simulada com a sua configuração completa, com todos seus componentes operando, pois esta condição, para efeito de curto-circuito, torna-se mais conservadora. Na determinação da configuração simulada, as obras licitadas e as autorizadas foram representadas de acordo com as datas contratuais. Para as demais, a data de entrada em operação foi estimada com base nos tempos típicos verificados para o equacionamento da concessão e construção. Para efeito da primeira verificação, ou seja, comparação com a corrente de curto-circuito na barra considerou-se como capacidade de interrupção da instalação aquela referente ao disjuntor com menor valor de corrente conectado a barra em estudo. Com o objetivo de estabelecer um procedimento equânime na identificação de superação de equipamentos da Rede Básica pelos agentes, criou-se o Grupo de Trabalho para Análise da Superação de Equipamentos de Alta Tensão (GT-AS), envolvendo o ONS e as transmissoras, com objetivo de consolidar critérios e procedimentos para caracterização da superação de disjuntores, chaves secionadoras, transformadores de corrente e bobinas de bloqueio. O grupo de trabalho elaborou um relatório denominado “Diretrizes para Análise de Superação de disjuntores, secionadores e bobinas de bloqueio”, que foi adotado no desenvolvimento deste documento. Neste contexto, a avaliação da superação dos equipamentos abrangidos por aquele documento é composta por duas etapas. A primeira, objeto deste relatório, consiste em um estudo, no qual são identificados os disjuntores superados por capacidade de interrupção simétrica e uma segunda etapa, efetuada pelos Agentes, que apresenta os estudos de corrente nominal, crista da corrente de curto-circuito, constante de tempo (X/R) e tensão de restabelecimento transitória – TRT para os disjuntores e estudos para seccionadoras, bobinas de bloqueio e transformadores de corrente visando à caracterização de superação. No Fluxograma 1, a seguir, é apresentado uma seqüência temporal de eventos para identificação de equipamentos com problemas de superação, e no Fluxograma 2 está apresentado à metodologia a ser adotada neste relatório, tomando-se por base a constante de tempo da rede.


PAR CICLO N

Relatório Indicativo deSuperação por Icc,

emitido pelo ONS, com baseem metodologia simplificada

Avaliação pelo agente detransmissão, da efetiva

superação de disjuntores

Base de Dados do PAR

aprox. 2 meses após aconsolidação dos dados

TRT(DJ)IccDetalhamento

Identificação dosequipamentos superados,emissão de relatórios pelo

agente de transmissão

Oficialização da lista deequipamentos superados

no PAR N+1

Análise pelo ONS domaterial recebido

Listapreliminar 1

Aplicação daMetodologia

definida nestedocumento

Fluxograma 1 Processo formal de identificação de disjuntores, chaves e TCs superados da Rede Básica


Fluxograma 2 Processo para elaboração do relatório de identificação de potencial superação de disjuntores por Icc.

(*) Fatores de redução da corrente nominal de curto-circuito provenientes do relatório “Diretrizes para Análise de Superação de Disjuntores, secionadores e bobinas de bloqueio”

τ < 45? Icc > 0,9(*) Iccn?

45 < τ < 60?

60 < τ < 75?

75 < τ < 120?

τ > 120?

Icc > 0,85(*) Iccn?

Icc > 0,8(*) Iccn?

Icc > 0,7(*) Iccn?

INÍCIO

Investigar correntes de curtos-circuitos máximos (Icc) e de pararede completa e tensão operativa de

1pu ,

S

S

S

N

N

N

N

S

FIM

DISJUNTOROK

S

S

S

S

S

N

N

N

Relatório ONS indicando os disjuntores quedeverão ser verificados detalhadamente

pelo agente de transmissão

N


Na evolução do nível de curto-circuito, além da apresentação dos valores até dez/2011, foram adotados dois níveis de evolução para o horizonte de dez/2009, a saber: • Evolução maior ou igual a 10 % comparando-se com dez/2008, visando identificar as

instalações que poderão ter algumas proteções com seus ajustes alterados;

• Evolução maior ou igual a 30 % comparando-se com dez/2008, visando identificar as instalações que sofrerão maior impacto, bem como as respectivas obras associadas.

No Volume 2 - Anexo 1, no campo destinado às empresas, adotou-se a convenção a seguir para as barras monitoradas: • Para as instalações existentes, esse campo foi preenchido com o nome do agente

proprietário da referida instalação; • Para as instalações futuras, caso o processo de outorga da concessão ainda não

tenha sido finalizado esse campo foi preenchido com a indicação de “Nova Instalação”.

Foram monitorados todos os barramentos da Rede Básica, Rede Básica de Fronteira e Demais Instalações da Transmissora – DIT´s relacionadas nos anexos da Nota Técnica nº 024/2004 conforme Resoluções nº 67/2004 e 68/2004 da Aneel. Para análise da possível superação do disjuntor por corrente simétrica foi adotado o seguinte critério: • O disjuntor cuja relação entre a corrente de curto-circuito e a capacidade de

interrupção simétrica apresentar valores iguais ou superiores a 100 % será considerado como SUPERADO;

• Se a relação apresentar valores superiores a 90 % e inferiores a 100 %, será

considerado como em estado de ALERTA e; • Se a relação estiver abaixo de 90 % será considerado OK.


4 Desenvolvimento dos trabalhos O ONS prepara anualmente os casos de referências de curto-circuito com as obras constantes do Plano de Ampliações e Reforços - PAR, onde são utilizados parâmetros de planejamento. Prepara também, trimestralmente, a base de dados de curto-circuito vigente. Essa base é evolutiva, possui parâmetros reais dos equipamentos e contém as informações disponibilizadas pelos Agentes tomando-se por referência as obras que entraram na Rede de Operação até 30 dias antes de sua divulgação. Essas bases de dados estão disponíveis no sítio do ONS. Neste presente estudo foram utilizados os casos de referências relacionados na tabela a seguir: Tabela 1 Casos de referências utilizados nas simulações de curto-circuito

Nome do Caso de referência

Descrição

BR0812A.ANA Base de dados de curto-circuito com informações dos equipamentos já disponíveis para operação.

BR0912PQ.ANA Caso de referência com informações dos equipamentos planejados, tomando como horizonte a rede esperada para dezembro/2009, de acordo com o PAR 2009-2011 e de acordo com o PEL 2008.

BR1012PQ.ANA Caso de referência com informações dos equipamentos planejados, tomando como horizonte a rede esperada para dezembro/2010, de acordo com o PAR 2009-2011

BR1112PQ.ANA Caso de referência com informações dos equipamentos planejados, tomando como horizonte a rede esperada para dezembro/2011, de acordo com o PAR 2009-2011

Para elaboração dos casos de referência, foram criados os arquivos ONS0812A.ALT, NNE0912PQ.ALT, SUL0912PQ.ALT, SECO0912PQ.ALT, NNE1012PQ.ANA, SUL1012PQ.ANA, SECO1012PQ.ANA, NNE1112PQ.ANA, SUL1112PQ.ANA e SECO1112PQ.ANA onde estão registradas todas as alterações, tais como retirada, inclusão e modificação ocorridas por região, ao longo de cada ano estudado. Utilizando-se os casos de referências relacionados acima e o ANAFAS, programa de Análise de Faltas Simultâneas, desenvolvido pelo CEPEL, foram efetuadas simulações de curto-circuito nas barras definidas nos critérios e procedimentos apresentados no item 3, bem como a comparação desses resultados com a menor capacidade de interrupção simétrica dos disjuntores ligados àquela barra, considerando-se os valores disponíveis no ONS. Ressaltamos que poderá haver alteração de data de entrada em operação de determinadas obras, em função do processo de autorização e licitação da ANEEL.


Para a visualização geral das necessidades e o conjunto de obras propostas, recomenda-se a leitura do PAR 2009-2011, que se encontra disponibilizado no seguinte endereço:

http://www.ons.org.br/plano_ampliacao/plano_ampliacao.aspx

Os casos de referências utilizados nas simulações poderão ser obtidos no endereço abaixo:

http://www.ons.org.br/operacao/base_dados_curtoc_referencia.aspx#dados


5 Resultados obtidos Foram simulados curtos-circuitos, monofásicos e trifásicos, sem resistência de falta, nas barras monitoradas e os resultados obtidos estão apresentados no Anexo 1 do Volume 2, em dois grupos: • No primeiro grupo estão apresentados os resultados em MVA e tem como objetivo

apresentar as potências de curtos-circuitos monofásicos e trifásicos nas diversas barras do SIN, para subsidiar estudos de acesso à Rede Básica;

• No segundo grupo estão apresentados os resultados em kA e tem como objetivo

possibilitar a comparação entre os níveis encontrados e o menor valor de capacidade de interrupção simétrica dos disjuntores conectados aos barramentos das diversas subestações monitoradas. Adotou-se esse critério de comparação visto que o ONS dispõe dos valores de capacidade dos disjuntores em kA, na maioria dos equipamentos.

Nos Anexos 2 e 3 do Volume 2 são apresentadas, respectivamente, a evolução dos níveis de curtos-circuitos e a relação X/R trifásica e monofásica para diversas barras do Sistema Interligado Nacional – SIN. Nos barramentos que o ONS não dispõe da informação da capacidade nominal de disjuntores os campos correspondentes a esse valor estão identificados com a inscrição “S.INF.” e aqueles barramentos que não possuem disjuntores estão identificados com a inscrição “NE”, entretanto efetua-se o controle do nível de curto- circuito.


6 Análise dos resultados A seguir são apresentados os resultados das diversas simulações efetuadas, tanto para a capacidade de interrupção simétrica dos disjuntores, como para a evolução dos níveis de curtos-circuitos e relação X/R. 6.1 Capacidade de interrupção dos disjuntores Na Tabela 2, a seguir, é apresentada a quantidade de barras supervisionadas quanto à capacidade de interrupção simétrica dos disjuntores, estando classificadas quanto ao nível de tensão, bem como a existência da informação da capacidade de interrupção simétrica dos disjuntores. Tabela 2 Contabilização das barras supervisionadas quanto ao nível de tensão e a

existência da capacidade de interrupção simétrica dos disjuntores.

Barras supervisionadas

Barras com tensão maior ou igual a 230 kV Barras com tensão menor do que 230 kV

Valores da Capacidade de Interrupção Simétrica dos disjuntores Barras que não

possuem disjuntor

Valores da Capacidade de Interrupção Simétrica dos disjuntores Barras que não

possuem disjuntor

Com Informação Sem Informação Com Informação Sem Informação

Presentes Futuras Presentes Futuras Presentes Futuras Presentes Futuras Presentes Futuras Presentes Futuras

512 20 53 81 18 2 2311 100 226 169 328 4

532 134 20 2411 395 332

686 3138

3824

Podemos observar que, do total de barras supervisionadas com tensão acima de 230 kV (686), existem 53 barras em operação pertencentes à Rede Básica, para as quais até a presente data, o ONS não dispõe de informação da capacidade de interrupção simétrica dos disjuntores. Este valor representa 7,72% da quantidade de barramentos supervisionados nesse nível de tensão, sendo a grande maioria de barramentos de consumidores conectados a rede básica. Embora seja um percentual pequeno, o ONS está buscando junto aos agentes as informações de todos os disjuntores faltantes, principalmente com as transmissoras de maior influência da região, inclusive os de tensão inferior a 230 kV. As barras que estão sem informação da capacidade de interrupção simétrica possuem essa coluna preenchida com a inscrição “S.INF.”.


6.1.1 Identificação dos Barramentos que violaram os critérios e procedimentos definidos no item 3 do relatório

A Tabela 3 abaixo apresenta um resumo da quantidade de barramentos que deverão ter seus componentes investigados conforme definido no relatório “Diretrizes para Análise de Superação de disjuntores, secionadores e bobinas de bloqueio”, elaborado em conjunto com os Agentes, classificados por nível de tensão e por faixa de relação X/R, considerando todas as configurações analisadas. Tabela 3 Quantidade de barramentos para todos os horizontes analisados, classificados

por nível de tensão, que não atendem os critérios do item 3

Critério (item 3 do relatório)

Nível de tensão do Barramento (kV) Total de Barramentos por relação

X/R 765 525 500 440 345 230 138 88 69 34,5

Abaixo de

34,5

X/R <16,96 e Itotal >90 %

Ver detalhamento

tabela 4 0 0 0 1 9 10 54 2 21 0 4 101

16,96 < X/R < 22,62 e Itotal >

85 %

Ver detalhamento

tabela 5 0 0 1 0 12 12 3 2 2 1 3 36

22,62 < X/R < 28,28 e Itotal >

80 %

Ver detalhamento

tabela 6 0 0 1 0 0 2 0 1 0 0 5 9

28,28 < X/R < 45,24 Itotal >

70%

Ver detalhamento

tabela 7 0 0 2 1 0 1 1 5 4 1 8 23

X/R > 45,24 Ver

detalhamento tabela 8

0 0 6 0 0 1 14 18 79 32 288 438

Total de Barramentos 0 0 10 2 21 26 72 28 106 34 308 607

Nas tabelas Tabela 4, Tabela 5, Tabela 6, Tabela 7 e Tabela 8 são apresentados todos os barramentos que violaram os critérios definidos no item 3, ou seja, trata-se não só da capacidade de corrente dos disjuntores mas também da relação X/R. É importante relatar que diferentemente das tabelas anteriores, onde há detalhamento da corrente por disjuntor, nas tabelas seguintes podemos acompanhar os níveis de curto-circuito na barra bem como a relação X/R, considerando as configurações de dezembro de 2008 até dezembro de 2011. Observamos que existem alguns barramentos que apresentam relação X/R muito elevada, em função disso, é conveniente que o agente proprietário do equipamento vinculado ao referido barramento, promova verificações na representação de seus componentes, visando identificar essas causas para minimizar esses valores. Para maiores detalhes, podem-se acompanhar as tabelas do Anexo 3 do Volume 2.


Tabela 4 Barramentos que apresentam constante de tempo inferior a 45 ms (X/R <16,96) e corrente de curto total superior a 90 %

Identificação da SE Relação X/R - (<16,96) Níveis de Curto-Circuito em kA - I total > 90 % Capacidade Nominal do Disjuntor

(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal

Barra Empresa Tensão

(kV) Monofásico Trifásico Monofásico Trifásico

Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

801 MOMBACA AMPLA 138 7,91 7,99 7,99 7,86 7,96 8,24 8,24 8,06 15,2 16,0 16,1 16,3 16,4 17,5 17,6 18,0 20,0 90 5714 CACHOEIRINHA 1 CEEE 138 6,66 6,75 5,93 5,92 6,53 6,64 5,61 5,6 9,7 9,6 10,6 10,6 8,8 8,8 10,0 10,0 7,8 137 5878 CACHOEIRINHA B CEEE 13,8 1 1 1 1 13,92 13,99 13,5 13,51 0,0 0,0 0,0 0,0 15,5 15,5 15,8 15,8 17,3 91 5756 CIDADE INDUSTRIAL CEEE 138 14,83 15,05 11,09 11,15 15,86 16,1 11,23 11,28 16,7 16,7 20,4 20,6 13,9 13,9 17,6 17,8 20,0 103 5755 CIDADE INDUSTRIAL CEEE 230 8,71 8,65 8,48 8,55 10,55 10,33 10,18 10,27 25,3 25,6 26,5 27,3 22,6 22,8 23,4 24,0 23,6 116 5913 FARROUPILHA B CEEE 13,8 12,7 12,73 12,72 12,72 23,69 23,81 23,81 23,85 12,6 12,7 12,7 12,7 9,5 9,5 9,5 9,5 12,0 106 6964 SCHARLAU CEEE 23 9,23 9,23 8,98 8,98 14,46 14,48 13,87 13,87 8,7 8,7 20,1 20,1 6,7 6,7 15,4 15,5 12,0 168 6961 SCHARLAU CEEE 138 5,96 5,97 9,75 9,74 5,74 5,75 9,78 9,78 6,8 6,8 17,8 17,9 7,2 7,2 15,9 16,0 7,8 231

34113 BLUMENAU 2 CELESC 69 9,71 9,55 9,23 9,23 9,02 8,81 8,54 8,54 16,1 16,5 17,3 17,3 14,4 14,8 15,7 15,7 11,9 145 34110 BLUMENAU 2 CELESC 138 8,14 7,88 7,79 7,78 8,22 7,85 7,77 7,77 21,2 22,5 23,2 23,3 19,3 20,7 21,4 21,5 20,0 116 34100 BLUMENAU GARCIA CELESC 69 5 4,94 4,78 4,78 4,58 4,51 4,34 4,34 10,8 10,9 11,3 11,3 8,7 8,8 9,2 9,2 11,9 95 34096 BLUMENAU GARCIA CELESC 138 5,23 5,14 5,06 5,06 4,53 4,41 4,33 4,33 8,6 8,7 8,8 8,8 9,9 10,2 10,0 10,0 10,0 102 34074 BLUMENAU SALTO CELESC 69 4,03 3,99 3,99 3,99 3,94 3,87 4,04 4,04 9,3 9,4 11,0 11,0 10,5 10,7 12,1 12,1 11,9 101 34272 FORQUILHINHA CELESC 69 4,58 4,58 4,85 4,84 4,66 4,65 5,1 5,08 4,1 4,1 8,7 8,8 6,4 6,4 10,8 10,8 11,9 91 34159 HERVAL DÓESTE CELESC 138 4,19 4,4 4,17 4,17 3,4 3,62 3,57 3,56 6,2 7,6 8,7 8,8 7,1 9,6 9,8 9,8 10,0 98 34016 JOINVILLE 1 CELESC 69 8,62 8,22 8,33 8,33 8,55 8,14 8,12 8,11 16,9 18,5 18,8 18,8 13,6 15,0 15,1 15,1 11,9 158 34270 SIDEROPOLIS CELESC 69 5,2 5,19 4,78 4,77 5,82 5,8 5,14 5,12 10,4 10,5 11,8 11,9 10,9 10,9 12,9 12,9 11,9 108 34164 VIDEIRA CELESC 138 3,72 4,73 4,69 4,68 2,9 4,26 4,22 4,21 3,4 9,6 9,7 9,7 3,6 8,2 8,2 8,2 10,0 97 34201 XANXERÊ CELESC 69 7,12 7,08 7,93 7,93 6,52 6,49 7,26 7,26 10,8 11,0 11,7 11,7 8,4 8,5 9,1 9,1 11,9 98

339 BARBACENA 2 CEMIG 138 8,49 8,36 8,37 8,03 7,57 7,46 7,46 7,13 15,0 14,8 14,8 15,3 13,2 12,9 13,0 13,3 14,6 105 332 CONSELHEIRO LAFAIETE CEMIG 138 7,37 7,12 7,13 7,34 6,93 6,52 6,54 6,79 14,5 14,2 14,4 16,4 13,8 13,3 13,5 14,9 13,5 122 425 NEVES CEMIG 138 13,49 13,45 13,43 13,19 12,55 12,5 12,49 12,25 30,0 30,3 30,4 30,5 26,7 27,0 27,2 27,2 31,5 97 321 NOVA LIMA CEMIG 138 4,28 4,26 4,25 4,15 4,33 4,31 4,28 4,15 13,2 13,3 13,4 13,7 14,9 15,0 15,2 15,6 14,6 107 328 SANTOS DUMONT CEMIG 138 4,28 4,29 4,28 6,71 4,51 4,52 4,51 6,95 6,0 6,0 6,0 13,1 8,7 8,6 8,6 12,7 14,6 90 308 TRÊS MARIAS CEMIG 138 12,39 11,97 10,87 10,87 10,92 10,51 9,48 9,48 10,2 10,6 11,3 11,3 8,0 8,4 9,0 9,0 12,0 94 313 VARZEA DE PALMA CEMIG 138 10,84 11,19 10,54 10,53 9,9 10,47 9,76 9,75 10,0 11,8 12,1 12,1 8,3 9,6 9,9 9,9 13,5 90

7310 ANGELIM CHESF 230 12,88 12,58 12,42 12,73 13,39 12,87 12,67 12,94 25,5 27,2 28,1 28,4 22,9 24,4 25,5 25,8 29,4 97 7900 BOM NOME CHESF 230 5,03 4,96 4,82 4,81 6,29 6,21 6,07 6,07 7,2 7,5 7,7 7,7 10,6 11,4 12,0 12,0 11,9 101 7672 COTEGIPE B1 CHESF 69 22,26 22,29 22,28 13,29 16,63 16,67 16,19 10,46 5,1 5,1 5,1 6,8 17,0 17,3 17,8 21,6 19,9 109 7674 COTEGIPE B2 CHESF 69 22,28 22,31 22,3 13,32 16,71 16,75 16,26 10,53 5,1 5,1 5,1 6,8 17,1 17,3 17,8 21,6 19,9 109 8144 IRECÊ 01K1 CHESF 13,8 12,5 12,45 12,44 12,37 12,97 12,92 12,92 12,84 34,8 34,7 34,7 34,8 22,5 22,4 22,4 22,5 31,5 110 7971 MONDUBIM COELCE 69 29,33 29,49 30,23 30,23 14,34 14,3 13,82 13,82 7,5 7,6 7,9 7,9 20,0 20,5 24,0 24,0 25,0 96

30623 ARAUCÁRIA COPEL 69 5,92 5,61 5,6 5,48 5,6 5,3 5,3 5,15 13,0 12,4 12,4 12,5 11,4 11,1 11,1 11,2 11,9 109 31632 CAMPO COMPRIDO COPEL 230 8,85 8,47 8,37 8,34 9,97 9,57 9,52 9,49 25,2 27,1 26,9 26,9 24,3 26,2 26,2 26,3 25,1 108 31628 CASCAVEL COPEL 138 9,89 9,37 9,34 9,44 10,15 9,89 9,81 10 14,9 15,6 15,4 16,2 13,6 14,1 14,0 14,9 15,9 102



(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

31691 LONDRINA COPEL 138 6,66 6,48 6,47 6,46 6,34 6,13 6,11 6,1 14,7 15,5 15,5 15,5 14,1 15,0 15,0 15,0 16,7 93 31722 PILARZINHO COPEL 69 8,47 8,84 8,83 8,58 8,09 8,46 8,44 8,17 18,9 19,8 19,8 20,0 15,0 15,7 15,7 15,9 20,9 96 30177 QUATRO BARRAS COPEL 69 5,26 6,19 6,19 5,91 4,82 6,11 6,11 5,61 4,9 6,8 6,8 8,9 4,3 6,0 6,0 8,5 8,4 105 30723 SANTA QUITÉRIA COPEL 69 6,34 6,8 6,8 6,51 6,82 7,46 7,46 7,04 16,8 19,2 19,2 20,1 15,9 17,1 17,1 18,2 20,0 100 30208 SÃO JOSÉ DOS PINHAIS A COPEL 69 5,41 5,45 5,45 3,9 4,5 4,52 4,52 5,4 7,5 7,6 7,6 15,2 7,2 7,3 7,3 12,9 11,9 127 31733 UBERABA COPEL 69 8,56 9,02 9,01 8,67 8,21 8,69 8,68 8,31 18,0 18,8 18,8 23,6 14,0 14,6 14,7 19,1 20,9 113 31737 UMBARÁ COPEL 69 9,11 8,78 8,76 8,44 8,91 8,53 8,5 8,15 20,0 20,0 20,0 20,2 15,9 15,9 15,9 16,1 21,0 96 31736 UMBARÁ COPEL 230 11,35 11,26 11,08 11,02 12,38 12,06 11,95 11,88 31,4 36,2 36,2 36,6 28,7 32,5 32,6 32,7 40,2 91 12586 BARBARENSE 1 CPFL 138 4,24 4,2 4,17 4,12 4,31 4,25 4,19 4,09 11,2 11,4 11,5 11,6 17,3 18,1 18,3 18,5 20,0 93 12587 BARBARENSE 2 CPFL 138 4,23 4,19 4,16 4,11 4,29 4,23 4,17 4,07 11,3 11,6 11,6 11,7 17,6 18,4 18,6 18,9 20,0 94 12593 C.JARDIM CPFL 138 4,11 4,08 4,07 3,97 4,18 4,1 4,08 3,94 9,6 9,7 9,7 11,0 16,3 16,6 16,7 18,4 20,0 92 12271 CARIOBA CPFL 138 5,17 5,11 5,06 4,9 6 5,94 5,8 5,44 19,5 20,1 20,2 20,7 30,1 32,1 32,6 33,8 20,0 169 12607 JARDIM CPFL 138 3,83 3,79 3,77 3,72 3,7 3,63 3,58 3,48 10,6 10,8 10,8 10,9 17,1 17,8 17,9 18,2 20,0 91 12611 MORRO AZUL CPFL 138 3,53 3,5 3,49 3,37 3,97 3,9 3,87 3,68 10,4 10,5 10,5 11,3 17,0 17,4 17,5 18,7 20,0 94 12270 NOVA APARECIDA CPFL 138 5,25 5,16 5,13 4,83 7,08 6,94 6,83 6,21 19,8 20,2 20,2 21,9 30,4 31,7 32,0 35,1 31,5 112 12741 POLYE 1 CPFL 138 3,69 3,69 3,67 3,6 3,76 3,76 3,72 3,59 11,3 11,5 11,6 11,7 17,4 18,3 18,4 18,8 20,0 94 12742 POLYE 2 CPFL 138 3,61 3,58 3,56 3,49 3,71 3,64 3,6 3,48 11,4 11,6 11,6 11,8 17,3 17,8 18,0 18,4 20,0 92 12273 TANQUINHO CPFL 138 10,01 9,79 9,67 9,19 8,48 8,21 8,09 7,64 30,7 31,3 31,4 35,4 30,3 31,3 31,4 36,1 40,0 90 12288 TREVO CPFL 138 4,46 4,42 4,41 4,38 4,82 4,72 4,68 4,63 11,4 11,5 11,5 14,0 19,7 20,2 20,2 23,3 20,0 117 18010 ARARAQUARA CTEEP 138 9,04 8,95 8,61 8,56 10,05 10 8,91 8,84 23,2 24,0 24,9 24,9 26,5 28,1 29,4 29,5 31,4 94 19800 BAIXADA SANTISTA CTEEP 345 11,75 11,65 11,6 12,28 15,9 15,65 15,58 15,44 32,9 34,8 34,8 34,9 33,7 35,9 36,0 35,1 40,0 90 19430 BRAGANÇA PAULISTA CTEEP 138 4,47 4,46 4,86 4,87 3,91 3,89 4,86 4,84 6,1 6,1 6,5 6,5 9,4 9,5 12,7 12,7 13,0 98 19440 CABREÚVA CTEEP 440 6,47 6,4 6,35 7,11 14,31 14,25 14,14 13,88 16,8 17,1 17,2 18,7 22,0 22,6 22,9 22,7 21,6 106 18840 ILHA SOLTEIRA CTEEP 138 5 5,09 5,06 5,07 4,63 4,85 4,79 4,89 7,4 7,9 7,9 8,2 10,0 11,0 11,1 11,8 12,0 98 19640 ITAPETI CTEEP 345 8,1 8,96 8,98 9,72 15,16 15,99 15,87 16,21 27,9 35,8 36,2 38,6 34,3 41,2 41,5 42,1 40,0 105 19100 LIMEIRA CTEEP 138 4,27 4,24 3,92 3,91 4,21 4,16 3,69 3,67 9,2 9,3 10,5 10,5 16,9 17,3 20,1 20,3 20,0 101 19510 MAIRIPORÃ CTEEP 138 5,29 5,27 5,52 5,41 4,09 4,07 4,22 4,18 10,7 10,7 11,3 10,7 11,6 11,7 12,9 13,1 13,9 94 20020 MIGUEL REALE CTEEP 345 12,74 12,62 12,58 10,49 14,11 13,93 13,89 11,7 18,7 18,8 18,8 23,6 17,2 17,4 17,4 23,2 25,2 94 19020 MOGI MIRIM 2 CTEEP 138 5,02 5,13 5,03 5,01 5,08 5,01 4,84 4,79 13,8 14,3 14,4 14,4 21,2 21,6 22,3 22,5 20,0 112 20060 NORTE CTEEP 345 16,69 16,51 16,44 13,87 18,61 18,32 18,24 15,46 21,3 21,5 21,6 28,1 20,4 20,7 20,8 29,6 25,0 118 19240 PORTO FERREIRA CTEEP 138 3,88 3,94 3,85 3,83 3,28 3,39 3,31 3,29 7,9 8,3 9,0 9,0 11,0 12,0 13,8 13,9 13,5 103 18120 PROMISSÃO CTEEP 138 9,99 10,26 9,1 9,08 8,21 8,26 7,18 7,17 11,1 12,2 13,6 13,6 9,6 10,8 12,4 12,4 14,0 97 19260 RIBEIRÃO PRETO CTEEP 138 6,82 8,97 8,7 8,92 7 9,1 8,64 8,94 15,4 21,4 21,7 24,8 19,9 25,3 25,9 28,5 30,0 95 19050 RIO CLARO 1 CTEEP 138 4,31 4,29 3,81 3,8 3,49 3,45 2,91 2,89 8,7 8,8 16,8 16,9 13,5 13,9 22,8 22,9 12,0 191 19070 SANTA BÁRBARA D'OESTE A CTEEP 138 7,26 7,19 7,04 6,76 8,28 8,33 8 7,46 30,7 32,3 32,7 33,5 36,9 40,1 41,1 42,4 31,4 135 19075 SANTA BÁRBARA D'OESTE B CTEEP 138 7,27 7,19 7,04 6,76 8,29 8,34 8 7,46 30,7 32,3 32,7 33,5 36,9 40,1 41,1 42,4 31,4 135 18280 SÃO JOSÉ DO RIO PRETO CTEEP 138 3,93 3,21 3,99 3,98 4 3,95 5,1 5,07 3,8 3,2 7,1 7,1 7,2 7,5 14,6 14,7 12,0 122 19741 SÃO JOSÉ DOS CAMPOS CTEEP 88 15,8 16,48 19,58 18,79 12,44 13,31 16,27 15,2 14,7 15,0 14,6 14,7 22,2 23,2 21,8 22,1 25,1 92



(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

20100 SUL CTEEP 345 12,16 12,02 11,99 11,89 12,05 11,88 11,85 13,47 17,4 17,7 17,7 25,9 17,6 18,1 18,1 26,9 23,9 113 14218 CONCHAL ELEKTRO 138 4,77 4,76 4,68 4,66 4,99 4,93 4,76 4,73 8,6 8,7 8,8 8,8 13,2 13,4 13,7 13,7 14,6 94 6183 CURITIBA ELETROSUL 230 11,47 11,58 11,41 11,4 12,62 12,46 12,35 12,34 31,4 36,3 36,3 36,7 28,8 32,6 32,6 32,8 40,0 92 6201 FARROUPILHA ELETROSUL 230 6,83 6,89 6,67 6,66 8,28 8,53 8,23 8,26 16,2 16,8 17,6 18,0 16,2 16,9 17,9 18,2 20,0 91 6213 FLORIANÓPOLIS ELETROSUL 69 12,27 12,26 12,22 12,3 13,48 13,49 13,43 13,55 7,8 7,8 7,8 7,8 6,1 6,1 6,1 6,2 8,7 90 6247 JOINVILLE ELETROSUL 69 8,9 8,5 8,44 8,44 8,63 8,22 8,16 8,15 17,2 18,9 19,0 19,0 13,6 15,1 15,1 15,1 20,0 94 6245 JOINVILLE ELETROSUL 138 6,47 6,44 6,35 6,35 6,19 6,25 6,15 6,15 14,7 16,5 16,7 16,7 13,6 15,3 15,4 15,4 16,0 105 6297 JORGE LACERDA A ELETROSUL 69 16,84 16,79 16,61 16,52 18,53 18,45 18,22 18,1 18,2 18,2 18,3 18,4 14,5 14,6 14,7 14,7 20,0 92 6273 JORGE LACERDA A ELETROSUL 138 10,36 10,33 10,29 10,23 9,02 9 8,97 8,91 13,4 13,4 13,3 13,3 11,9 11,9 11,7 11,8 14,4 93 6413 SIDEROPOLIS ELETROSUL 69 10,31 10,29 9,69 9,65 10,81 10,79 9,82 9,77 15,5 15,5 18,8 18,8 12,7 12,8 15,5 15,6 20,0 94 6411 SIDEROPOLIS ELETROSUL 230 6,56 6,53 6,87 6,82 7,15 7,11 7,64 7,57 7,0 7,0 8,9 9,0 6,5 6,6 8,1 8,2 9,6 93

13320 HENRY BORDEN ANEL EMAE 230 12,19 13 12,94 12,89 15,77 16,47 16,34 16,12 18,5 21,6 21,6 21,7 20,6 22,6 22,7 22,7 23,9 95 13330 PEDREIRA EMAE 88 13,17 12,9 12,9 12,91 15,56 14,94 14,93 14,95 28,0 28,1 28,1 28,2 31,2 31,4 31,4 31,4 26,3 120

134 BANDEIRANTES FURNAS 230 15,14 15,05 14,77 13,89 13,88 13,78 13,61 12,75 15,8 15,9 16,8 18,3 13,9 13,9 15,0 15,9 19,0 97 126 CAMPOS FURNAS 138 13,42 14,53 14,59 14,23 11,12 12,21 12,26 11,93 19,7 21,2 21,3 21,7 18,2 19,7 19,8 20,3 13,5 161

2 FURNAS FURNAS 345 15,76 15,1 14,88 14,68 16,55 15,89 15,6 15,36 23,2 25,1 25,2 25,4 23,5 26,0 26,2 26,4 22,0 120 142 GRAJAÚ FURNAS 138 12,93 12,73 12,56 12,73 16,43 15,91 16 16,57 38,9 39,2 39,7 39,7 48,9 49,7 50,2 50,1 50,0 100 260 GUARULHOS A FURNAS 345 6,61 6,17 6,14 9,07 11,51 11,39 11,33 15,84 8,9 9,8 9,9 29,7 13,1 15,8 15,8 33,4 22,0 152 80 JACAREPAGUÁ A FURNAS 138 10,08 9,87 10,29 10,36 11,87 11,52 11,55 11,72 35,6 36,5 39,0 39,0 38,8 40,5 41,2 41,2 37,0 111

2381 JACAREPAGUA B FURNAS 138 10,1 9,88 10,29 10,36 11,89 11,54 11,56 11,73 35,5 36,5 39,0 39,0 38,8 40,5 41,2 41,2 37,0 111 9 MASCARENHAS DE MORAES FURNAS 138 9,85 9,98 13,59 14,17 7,75 7,84 11,17 12,41 13,4 14,0 22,1 31,0 12,9 13,6 20,7 28,8 13,5 229 7 MASCARENHAS DE MORAES FURNAS 345 15,73 14,23 14,03 13,8 14,44 16,4 15,19 14,33 14,6 21,4 22,4 23,3 15,4 24,4 25,1 25,6 25,0 102

12 POÇOS DE CALDAS FURNAS 345 9,47 9,47 9,72 9,85 12,59 12,73 12,43 12,32 16,1 17,2 18,1 19,6 21,3 22,8 23,1 24,5 22,0 111 143 USINA TERMICA DE CAMPOS FURNAS 138 10,99 11,48 11,5 11,26 9,65 10,28 10,3 10,05 18,3 19,6 19,7 20,0 17,5 18,8 19,0 19,4 13,5 148 165 VITÓRIA A FURNAS 138 11,91 12,14 12,15 11,99 10,74 11,06 11,15 10,99 23,9 24,7 25,9 26,0 20,9 21,7 23,1 23,1 16,0 163 166 VITÓRIA B FURNAS 138 11,91 12,14 12,15 11,99 10,74 11,06 11,15 10,99 23,9 24,7 25,9 26,0 20,9 21,7 23,1 23,1 16,0 163 217 VITÓRIA C FURNAS 138 11,91 12,14 12,15 11,99 10,74 11,06 11,15 10,99 23,9 24,7 25,9 26,0 20,9 21,7 23,1 23,1 20,0 130

1021 CASCADURA 1 LIGHT 138 5,29 5,25 5,22 5,25 9,15 8,99 8,96 9,19 23,2 23,4 23,6 23,5 36,8 37,3 37,6 37,3 40,0 94


Tabela 5 Barramentos que apresentam constante de tempo entre 45 (X/R = 16,96) e 60 (X/R = 22,62) ms e corrente de curto total superior a 85 %

Identificação da SE Relação X/R - ( Valores entre 16,96 - 22,62 ) Níveis de Curto-Circuito em kA - Itotal > 85 % Capacidade Nominal do Disjuntor

(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

370 JAGUARA CEMIG 345 14,65 15,09 14,92 14,81 18,35 18,96 18,64 18,42 26,6 28,5 28,7 28,7 26,4 28,3 28,5 28,6 25,0 115 7622 CAMAÇARI 2 - B1 CHESF 230 15,31 15,58 15,02 16,49 19,4 20,22 20,16 20,64 32,8 36,2 39,9 39,5 27,7 30,8 34,8 34,2 40,0 100 7620 CAMAÇARI 2 - B2 CHESF 230 15,27 15,57 15,13 16,91 19,35 20,24 20,46 21,37 32,7 36,2 39,9 39,6 27,7 30,8 34,9 34,2 40,0 100 7773 FUNIL CE CHESF 13,5 1 1 1 1 18,16 21,11 21,22 21,23 0,0 0,0 0,0 0,0 35,7 37,9 38,2 38,2 40,0 96 7135 USINA DE PAULO AFONSO 1 CHESF 230 20,18 19,77 19,43 19,42 21,96 21,3 20,82 20,84 26,8 27,0 27,1 27,2 25,4 25,7 25,8 25,9 23,9 114 7136 USINA DE PAULO AFONSO 2 A CHESF 230 19,61 19,12 18,74 18,57 20,99 20,25 19,73 19,74 28,3 28,5 28,7 29,2 25,7 26,0 26,2 26,2 23,9 122 7137 USINA DE PAULO AFONSO 2 B CHESF 230 20,33 19,81 19,4 19,23 21,14 20,39 19,87 19,87 28,4 28,7 28,8 29,4 25,7 26,0 26,2 26,2 23,9 123

30062 CAMPO LARGO B COPEL 34,5 18,66 18,69 18,69 18,69 20,84 20,9 20,9 20,89 7,5 7,5 7,5 7,5 5,5 5,6 5,6 5,6 8,4 90 19810 BAIXADA SANTISTA CTEEP 230 18,06 18,8 18,65 18,72 18,14 19,19 18,98 18,65 21,8 25,0 25,0 25,1 22,1 24,4 24,5 24,5 25,1 100 19450 CABREÚVA CTEEP 230 7,46 7,39 7,36 8,31 17,47 17,47 17,4 17 27,5 27,8 28,0 29,9 34,1 34,8 35,1 35,1 33,0 106 20200 INTERLAGOS CTEEP 345 10,87 10,68 12,77 12,16 19,49 18,93 18,79 18,26 31,1 31,6 34,7 36,7 32,6 33,4 33,6 36,7 40,0 92 19660 MOGI CTEEP 230 14,13 15,16 15,52 12,36 18,27 19,35 19,94 20,01 22,3 23,7 23,8 21,3 22,4 23,9 23,9 24,1 26,0 93 20280 XAVANTES CTEEP 345 13,16 12,94 13,09 12,44 19,37 18,88 18,76 18,03 30,5 30,9 32,1 34,7 29,7 30,4 30,5 34,2 31,5 110 3282 PERITORO TF2 B ELETRONORTE 13,8 17,16 17,15 18,86 16,57 16,56 16,56 18,54 15,78 18,1 18,1 19,0 20,6 14,8 14,8 15,7 17,5 20,0 103 3540 PVBR4_0 ELETRONORTE 69 0 18,66 18,89 18,85 0 17,35 17,74 17,7 0,0 15,7 18,9 18,9 0,0 12,4 14,6 14,6 20,0 94 3025 SE TUCURUI ELETRONORTE 500 22,44 22,21 21,98 21,97 23,34 23,03 22,74 22,74 34,4 34,5 34,9 34,9 29,6 29,7 30,1 30,1 40,0 87 6157 CAMPOS NOVOS ELETROSUL 230 13,47 13,08 12,93 12,88 18,81 18,05 17,7 17,67 37,0 37,7 37,9 38,2 35,8 36,4 36,6 37,1 40,0 96 6470 URUGUAIANA 60 A ELETROSUL 13,8 24,29 24,21 24,17 24,16 20,39 20,24 20,16 20,15 14,9 14,9 14,9 14,9 23,5 23,5 23,6 23,6 25,0 94

13310 HENRY BORDEN EMAE 230 13,84 15,68 15,59 15,52 16,58 17,56 17,4 17,14 20,0 23,7 23,7 23,8 21,8 24,1 24,2 24,2 22,0 110 13300 HENRY BORDEN NORTE EMAE 88 18,38 18,3 18,29 18,24 15,44 14,79 14,78 14,7 23,2 25,2 25,2 25,1 31,0 36,9 36,9 36,8 23,0 160 13308 HENRY BORDEN SUL EMAE 88 18,39 18,3 18,3 18,24 15,45 14,79 14,78 14,71 23,2 25,2 25,2 25,1 31,0 36,8 36,9 36,7 23,0 160

74 ADRIANÓPOLIS FURNAS 345 13,31 13,13 13,1 13,46 18,1 17,92 17,65 17,92 20,6 20,8 21,1 21,4 22,9 23,2 23,2 23,3 25,0 93 43 BRASÍLIA SUL FURNAS 138 17,74 16,99 16,86 16,15 17,75 16,91 16,83 15,95 25,0 25,5 25,7 25,9 21,5 22,0 22,2 22,4 16,0 162 28 ITUMBIARA FURNAS 230 18,85 18,61 18,19 17,8 17,8 17,5 16,97 16,59 21,7 21,8 22,0 22,0 20,4 20,6 20,7 20,8 19,0 116 25 ITUMBIARA FURNAS 345 21,44 21,22 20,86 20,47 22,24 21,92 21,37 20,98 24,8 25,0 25,2 25,3 24,3 24,6 24,9 25,0 23,8 106 10 LUIS CARLOS BARRETO FURNAS 345 17,73 17,11 16,7 16,4 18,08 18,26 17,6 17,15 27,0 30,1 30,3 30,5 26,0 30,2 30,6 30,9 25,0 124 65 MOGI DAS CRUZES FURNAS 230 14,75 16,97 17,39 17,41 19,64 20,73 21,45 21,65 23,4 25,1 25,2 24,7 23,2 24,6 24,5 24,8 25,1 100 62 MOGI DAS CRUZES FURNAS 345 11,23 12,54 12,53 11,72 17,18 17,57 17,3 17,39 21,0 23,6 24,1 24,5 23,3 25,9 26,3 27,1 23,8 114 87 SANTA CRUZ A FURNAS 138 16,24 19,88 17,94 17,99 13,3 16,28 14,67 14,71 26,0 31,8 30,1 30,1 25,2 30,9 28,5 28,5 20,9 152

2368 SANTA CRUZ B FURNAS 138 16,23 19,87 17,93 17,98 13,29 16,27 14,65 14,7 26,0 32,0 30,2 30,2 25,2 31,0 28,5 28,5 20,9 153 155 TIJUCO PRETO FURNAS 345 11,39 11,46 12,19 12,12 19,17 18,68 18,3 18,45 41,9 46,3 41,4 41,6 43,6 47,9 43,3 43,1 50,0 96

2140 TIJUCO PRETO BR8C1 FURNAS 345 11,42 11,49 12,22 12,15 19,22 18,73 18,34 18,5 41,8 46,2 41,3 41,5 43,5 47,8 43,2 43,0 50,0 96 2141 TIJUCO PRETO BR8C2 FURNAS 345 11,42 11,49 11,58 11,52 19,22 18,73 18,22 18,38 41,8 46,2 38,5 38,9 43,5 47,8 41,1 41,0 50,0 96 2142 TIJUCO PRETO BR8C3 FURNAS 345 11,42 11,49 11,58 11,52 19,22 18,73 18,22 18,38 41,8 46,2 38,5 38,9 43,5 47,8 41,1 41,0 50,0 96 2143 TIJUCO PRETO BR8C4 FURNAS 345 11,42 11,49 12,22 12,15 19,22 18,73 18,34 18,5 41,8 46,2 41,3 41,5 43,5 47,8 43,2 43,0 50,0 96



(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

147 USINA TERMICA DE CAMPOS FURNAS 69 20,91 21,84 21,9 21,68 17,38 18,16 18,21 18,01 12,5 12,7 12,7 12,7 10,6 10,7 10,7 10,8 11,9 107


Tabela 6 Barramentos que apresentam constante de tempo entre 60 (X/R = 22,62) e 75 (X/R = 28,28) ms e corrente de curto total superior a 80 %


(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

5749 CAMPO BOM CEEE 23 16,8 16,79 15,46 15,46 30,5 30,47 25,72 25,77 11,2 11,2 21,3 21,3 8,4 8,4 16,0 16,0 20,0 107 5722 CANOAS 1 CEEE 23 13,52 13,52 12,84 13,1 28,77 28,73 24,94 26,1 11,8 11,8 22,5 22,8 8,8 8,8 16,7 16,9 20,0 114 5911 SCHARLAU CEEE 23 15,18 15,17 20,5 20,52 18,49 18,47 26,97 27,01 10,2 10,2 21,4 21,5 7,7 7,7 16,1 16,1 16,0 134 7050 PAULO AFONSO 3 B1 CHESF 230 25,23 24,42 23,77 23,77 24,06 23,07 22,38 22,39 30,9 31,2 31,4 32,1 27,4 27,8 28,0 28,0 40,0 80

19825 BAIXADA SANTISTA CTEEP 88 15,65 15,88 15,88 15,83 20,45 23,23 23,19 22,9 22,2 24,5 24,5 24,4 32,2 40,2 40,2 40,0 37,0 109 19205 CACONDE CTEEP 11,5 26,28 26,46 26,67 26,63 23,94 24,11 24,3 24,26 14,4 14,4 14,4 14,4 10,6 10,7 10,7 10,7 18,0 80 20240 PIRATININGA CTEEP 230 22,12 21,36 23,1 23,1 26,68 25,29 25,17 25,51 31,1 31,5 32,2 32,7 30,3 30,8 30,9 31,7 40,0 82

139 ITUMBIARA FURNAS 500 21,49 21,06 20,72 20,54 23,16 22,54 22,01 21,8 26,8 27,3 27,5 27,6 26,4 27,0 27,4 27,5 31,5 88 35231 JORGE LACERDA B TRACTEBEL 6,3 1 1 1 1 22,79 22,76 22,67 22,63 0,0 0,0 0,0 0,0 34,8 34,8 34,9 34,9 40,0 87


Tabela 7 Barramentos que apresentam constante de tempo entre 75 (X/R = 28,28) e 120 (X/R = 45,24) ms e corrente total maior que 70 % da menor capacidade do disjuntor


(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

5768 FARROUPILHA CEEE 69 26,03 26,9 26,99 27,29 27,43 28,57 28,68 29,04 15,1 15,2 15,4 15,4 12,0 12,1 12,3 12,3 13,0 119 5896 PORTO ALEGRE 10 CEEE 13,8 14,04 14,04 14,03 14,36 27,58 27,54 27,52 29,24 19,7 19,7 19,7 20,0 14,4 14,4 14,4 14,7 18,0 111

11150 PARANAÍBA CELG 69 36,7 36,62 36,45 36,31 35,63 35,54 35,36 35,22 8,7 8,7 8,7 8,7 6,5 6,5 6,6 6,6 12,5 70 7001 PAULO AFONSO 4 CHESF 500 31,53 30 28,84 29,02 37,03 34,46 32,59 32,76 35,6 36,3 36,8 36,9 31,5 32,3 32,8 33,0 40,0 92 7015 PAULO AFONSO 4 05T8 CHESF 230 28,68 27,88 27,23 27,23 28,17 27,1 26,36 26,39 29,3 29,6 29,7 29,8 27,3 27,6 27,8 27,9 40,0 74 7982 SOBRAL 2 CHESF 69 37,1 37,54 37,7 36,73 31,13 32,74 33,42 28,51 3,2 3,2 3,2 3,3 11,7 12,2 12,3 14,4 20,0 72 7081 ZEBU CHESF 69 20,86 20,84 20,83 43,02 9,65 9,64 9,62 32,19 2,4 2,4 2,4 2,9 6,1 6,2 6,2 14,9 19,9 75

30003 SANTA TEREZINHA A COPEL 13,8 34,41 34,41 34,45 34,43 32,35 32,35 32,4 32,38 15,9 16,0 16,0 16,0 13,6 13,6 13,6 13,6 21,0 76 30004 SANTA TEREZINHA B COPEL 13,8 34,41 34,41 34,45 34,43 32,35 32,35 32,4 32,38 15,9 16,0 16,0 16,0 13,6 13,6 13,6 13,6 21,0 76 19490 EMBUGUAÇU CTEEP 138 25,31 24,92 25,08 25,05 40,74 39,5 39,26 38,5 20,5 20,7 20,7 20,8 20,8 21,0 21,1 21,0 31,5 67 18830 ILHA SOLTEIRA CTEEP 440 28,98 28,54 27,65 27,53 28,22 27,72 26,75 26,61 34,9 35,3 35,8 35,8 28,7 29,1 29,6 29,6 37,0 97 19550 OESTE CTEEP 88 8,21 8,04 5,86 27,79 36,59 36,6 36,5 27,81 12,1 12,1 9,9 14,0 30,4 30,6 30,7 33,9 31,5 108 20250 PIRATININGA A CTEEP 88 34,48 32,71 32,69 32,81 25,27 23,83 23,82 23,9 35,3 35,4 35,4 35,5 34,1 34,3 34,3 34,3 37,0 96 20251 PIRATININGA B CTEEP 88 34,65 32,87 32,85 32,98 25,4 23,95 23,94 24,02 35,2 35,4 35,4 35,4 34,1 34,2 34,2 34,3 40,0 89 20270 PIRITUBA CTEEP 88 35,98 36,02 36 36,1 17,62 17,6 17,58 17,6 12,8 12,8 12,8 12,8 17,4 17,5 17,5 17,5 17,5 100 19755 SÃO SEBASTIÃO A CTEEP 13,8 21,55 22,19 28,85 28,82 20,22 20,22 26,93 26,97 14,6 14,7 15,2 15,2 11,4 11,4 11,9 11,9 20,0 76 3272 PERITORÓ TF1 A ELETRONORTE 13,8 28,4 28,4 34,97 31 23,12 23,12 28,15 24,42 18,7 18,7 19,6 21,3 15,3 15,3 16,3 18,1 20,0 107

13370 UHE TRAIÇÃO EMAE 88 37,68 37,59 37,57 37,66 29,92 29,75 29,7 29,72 13,8 13,9 13,9 14,0 24,7 24,9 24,9 25,4 26,3 97 38 BRASÍLIA GERAL FURNAS 34,5 41,13 29,18 29,09 22,97 41,59 30,01 29,89 23,8 25,4 26,1 26,2 27,1 20,2 20,7 20,8 21,5 31,5 86

237 FOZ DE IGUAÇU 60Hz FURNAS 500 0 0 0 24,28 0 0 0 31,34 0,0 0,0 0,0 39,9 0,0 0,0 0,0 34,2 39,0 102 35212 CHARQUEADAS TRACTEBEL 13,8 1 1 1 1 38,15 37,71 39,34 39,37 0,0 0,0 0,0 0,0 28,6 28,6 28,8 28,8 28,0 103 35265 WILLIAM ARJONA C TRACTEBEL 13,8 1 1 1 1 40,05 39,95 39,94 41,69 0,0 0,0 0,0 0,0 28,9 28,9 28,9 29,0 37,0 78 35266 WILLIAM ARJONA D TRACTEBEL 13,8 1 1 1 1 41,68 41,58 41,57 43,33 0,0 0,0 0,0 0,0 28,6 28,6 28,6 28,7 37,0 78


Tabela 8 Barramentos que apresentam constante de tempo superior a 120 ms (X/R > 45,24)

Identificação da SE Relação X/R Níveis de Curto-Circuito em kA - Itotal Capacidade Nominal do Disjuntor

(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

19208 CACONDE AES TIETE 22 139,3 140,4 141,7 141,5 100,1 101 101,9 101,7 1,4 1,4 1,4 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3 S.INF. 0 732 SC.SERRA AMPLA 69 40,79 40,78 40,84 40,87 57,8 57,75 57,68 57,77 4,5 4,5 4,5 4,5 3,9 3,9 3,9 3,9 20,0 22

2152 UTE GOIANIA II BRENTECH 30 1 1 1 1 86,16 85,92 89,7 88,65 0,0 0,0 0,0 0,0 36,1 36,1 36,5 36,8 35,0 105 7566 RIO LARGO 1 CEAL 69 108,5 111,3 103,6 102,6 37,34 38 28,17 27,89 4,2 4,2 4,6 4,6 9,7 9,9 13,4 13,4 20,9 64 1721 C.SUL CEB 69 102,4 101,4 101,4 99,82 106,9 105,7 105,7 103,7 3,7 3,7 3,7 3,7 2,9 2,9 2,9 2,9 17,3 21 6923 CBOM C CEEE 13,8 0 0 1 1 0 0 46,85 47,07 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 26,6 26,6 FUTURO 0 5791 GRAVATAÍ 2 CEEE 69 55,32 54,9 54,83 55,47 61,78 61,18 61,11 62,03 14,7 14,7 14,8 14,8 11,3 11,4 11,4 11,4 31,5 47

5881 POLO PETROQUÍMICO A CEEE 34,5 0,02 0,02 0,02 0,02 159,2 158,1 158,2 159,7 0,2 0,2 0,2 0,2 6,5 6,5 6,5 6,5 25,0 26

4790 POLO PETROQUIMICO B CEEE 13,8 0 0 1 1 0 0 75,56 75,85 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 15,4 15,4 FUTURO 0

5883 POLO PETROQUÍMICO B CEEE 34,5 0,02 0,02 0,02 0,02 159,5 158,4 158,4 160 0,2 0,2 0,2 0,2 6,4 6,4 6,5 6,5 25,0 26

5886 POLO PETROQUÍMICO C CEEE 34,5 0,02 0,02 0,02 0,02 159,2 158,1 158,2 159,7 0,2 0,2 0,2 0,2 6,5 6,5 6,5 6,5 25,0 26

5869 POLO PETROQUIMICO D CEEE 34,5 0,02 0,02 0,02 0,02 157,9 156,8 156,9 158,4 0,2 0,2 0,2 0,2 6,5 6,5 6,5 6,5 31,5 21

5874 PORTO ALEGRE 6 CS CEEE 13,8 82,88 82,73 82,67 86,06 29,04 28,98 28,94 29,94 18,8 18,8 18,8 18,9 35,8 35,8 35,9 36,2 36,0 101 5857 PORTO ALEGRE 9 CEEE 69 46,65 32,39 31,14 46,53 50,48 32,33 31,11 46,08 7,1 12,8 12,8 13,6 5,7 10,2 10,2 10,8 20,0 68 5859 PORTO ALEGRE 9 CEEE 13,8 53,18 53,6 52,64 62,67 67,75 67,54 66,02 82,64 17,9 17,9 17,9 18,2 14,2 14,2 14,2 14,4 18,0 101 5879 PORTO ALEGRE 9 A CEEE 13,8 1 1 1 1 97,3 75,26 72,4 110,8 0,0 0,0 0,0 0,0 16,2 22,0 22,0 22,5 S.INF. 0 6949 PORTO ALEGRE 9 B CEEE 13,8 0 1 1 1 0 75,03 72,18 110,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 22,0 22,0 22,5 FUTURO 0 6994 SÃO VICENTE DO SUL CEEE 23 84,03 89,14 104,6 104,6 77,76 82,7 94,4 94,38 2,2 2,2 2,4 2,4 1,6 1,6 1,8 1,8 8,0 29 5828 SCHARLAU A CEEE 13,8 0 0 1 1 0 0 72,28 72,68 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 18,2 18,3 FUTURO 0 6854 SCHARLAU B CEEE 13,8 0 0 1 1 0 0 72,28 72,68 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 18,2 18,3 FUTURO 0 6855 SCHARLAU C CEEE 13,8 0 0 1 1 0 0 72,28 72,68 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 18,2 18,3 FUTURO 0

34365 ALTO BENEDITO NOVO 1 CELESC 13,8 45,32 50,83 50,87 50,87 17,04 18,78 18,78 18,78 5,4 5,5 5,5 5,5 9,6 9,9 9,9 9,9 20,0 49

10779 ÁGUAS LINDAS CELG 34,5 213,1 212,3 212 218,4 153,9 153,3 153,1 157,5 2,9 2,9 2,9 2,9 2,7 2,7 2,7 2,7 10,0 29 11114 ANHANGUERA CELG 138 45,98 45,82 47,1 28,77 40,81 40,66 42,05 26,27 9,4 9,4 9,6 12,9 7,9 7,9 8,1 10,6 14,6 88 11121 ANHANGUERA CELG 69 340,9 340,1 354,7 359,2 269 268,4 283,1 281,6 2,5 2,5 2,5 2,6 2,4 2,4 2,4 2,4 11,6 22 10702 CACHOEIRA DOURADA CELG 34,5 474,8 537,2 534,5 528,6 341,6 386,1 384,2 379,9 1,3 1,3 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2 12,5 10

10701 CACHOEIRA DOURADA A CELG 69 104,8 113,1 112,6 111,3 75,19 84 83,55 82,61 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 10,0 27

10759 FIRMINÓPOLIS T1 CELG 34,5 46,6 47,38 62,03 65,39 35,82 36,4 47,46 49,97 2,5 2,5 2,5 2,5 2,1 2,1 2,2 2,2 8,4 30 10757 FIRMINÓPOLIS T2 CELG 13,8 116,1 118 152,4 158,9 85,15 86,64 114,2 120,6 2,3 2,3 2,3 2,3 2,2 2,2 2,3 2,3 30,0 8



(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

11160 GOIÂNIA LESTE A CELG 13,8 98,5 98,43 99,15 99,05 129,6 129,4 132,1 131,5 10,1 10,1 10,1 10,2 10,2 10,2 10,2 10,2 31,5 32 11129 GOIÂNIA LESTE C CELG 13,8 71,32 71,27 71,73 71,58 93,66 93,55 95,36 94,82 14,0 14,0 14,0 14,0 14,0 14,0 14,1 14,2 31,5 45 11108 XAVANTES A CELG 13,8 1 1 1 1 81,69 81,58 82,5 81,52 0,0 0,0 0,0 0,0 16,0 16,0 16,1 16,1 20,0 81 11109 XAVANTES B CELG 13,8 1 1 1 1 79,37 79,25 79,99 79 0,0 0,0 0,0 0,0 16,3 16,3 16,4 16,5 20,0 82 11127 XAVANTES C CELG 13,8 1 1 1 1 81,81 81,71 82,62 81,65 0,0 0,0 0,0 0,0 16,0 16,0 16,1 16,1 20,0 81 3405 MIRACEMA CELTINS 138 50,42 51,01 51,21 51,2 49,67 50,34 50,58 50,57 6,9 6,9 7,0 7,0 5,5 5,5 5,5 5,5 20,0 35 3404 MIRACEMA CELTINS 13,8 1 1 1 1 79,18 80,27 80,7 80,69 0,0 0,0 0,0 0,0 31,8 31,9 31,9 31,9 40,0 80 2034 CRISTO REI CEMAT 13,8 62,09 61,95 61,63 61,4 42,64 42,54 42,3 42,1 7,6 7,6 7,6 7,6 7,4 7,4 7,4 7,4 13,8 55 2012 SINOP CEMAT 69 44,21 43,62 64,15 64,15 36,9 36,32 52,8 52,79 0,6 0,6 0,6 0,6 0,4 0,4 0,5 0,5 25,0 2 2720 BARBACENA 2 CEMIG 13,8 256,3 248,4 250 247 202,5 195,2 196,7 192,4 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 27,1 18 2829 CL VSB CEMIG 13,8 0 1 1 1 0 52,3 52,47 52,32 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 13,1 13,1 13,1 FUTURO 0

2736 CONSELHEIRO LAFAIETE CEMIG 69 105,3 97,19 98,78 113,3 93,31 84,6 86,12 98,03 2,5 2,5 2,5 2,5 2,1 2,1 2,1 2,1 12,4 20

2735 CONSELHEIRO LAFAIETE CEMIG 13,8 110,2 104,9 106,3 123,5 99,49 90,19 91,81 104,6 9,8 9,8 9,8 9,8 9,7 9,7 9,7 9,8 11,9 83

2725 EMBORCAÇÃO CEMIG 13,8 475,8 481,5 452,9 452,9 363,8 369,3 348,3 348,3 8,6 8,6 8,6 8,6 8,5 8,5 8,5 8,5 10,0 86

2748 GOVERNADOR VALADARES A CEMIG 13,8 74,27 74,25 83,86 83,84 69,04 69,02 78,19 78,17 9,8 9,8 9,9 9,9 7,9 7,9 8,0 8,0 25,0 39

2750 GOVERNADOR VALADARES B CEMIG 13,8 74,27 74,25 83,86 83,84 69,04 69,02 78,19 78,17 9,8 9,8 9,9 9,9 7,9 7,9 8,0 8,0 25,0 39

2790 IPATINGA CEMIG 13,8 284 284,5 304,8 308,7 246,8 247,2 266,2 269,1 10,3 10,3 10,3 10,3 8,4 8,4 8,4 8,4 25,0 41 2792 IPATINGA A CEMIG 138 44,23 44,29 46,17 46,62 38,51 38,57 40,46 40,74 5,0 5,0 5,0 5,0 4,3 4,3 4,3 4,3 20,9 24 2730 ITABIRA CEMIG 69 63,36 63,5 63,85 63,53 60,05 60,19 60,55 60,49 4,4 4,4 4,4 4,4 3,5 3,5 3,5 3,5 25,0 18 2732 ITABIRA CEMIG 13,8 140,8 141,1 142 141,6 130,9 131,2 132,1 132 10,5 10,5 10,5 10,5 7,9 7,9 7,9 7,9 27,1 39 2734 ITABIRA B CEMIG 13,8 169,2 169,6 170,6 169,8 137,9 138,3 139,2 139,1 8,3 8,3 8,3 8,3 7,5 7,5 7,5 7,5 27,1 31 2716 JUIZ DE FORA 1 CEMIG 23 152 149,7 150,1 148,7 124,5 122,4 122,7 120,8 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 11,0 59 2718 MONTES CLAROS 2 CEMIG 13,8 99,49 104,6 102,6 102,6 74,54 78,91 77,19 77,18 9,4 9,5 9,5 9,5 9,1 9,2 9,3 9,3 25,0 38 2738 NEVES CEMIG 13,8 279,3 280,9 281,9 277,7 232,5 234,2 235,4 231,3 14,5 14,5 14,5 14,5 14,4 14,5 14,5 14,5 21,0 69 2816 SABARÁ 3 CEMIG 13,8 57,16 57,29 57,42 57,35 98,73 99,45 100,1 99,87 12,5 12,5 12,5 12,5 12,7 12,8 12,8 12,8 31,5 41 2795 TIMÓTEO A CEMIG 13,8 123,1 123,2 126,3 126,8 108,1 108,2 111,1 111,5 10,1 10,1 10,1 10,1 8,2 8,2 8,2 8,2 25,0 41 2796 TIMÓTEO B CEMIG 13,8 123,1 123,2 126,3 126,8 108,1 108,2 111,1 111,5 10,1 10,1 10,1 10,1 8,2 8,2 8,2 8,2 25,0 41 2776 TRÊS MARIAS CEMIG 13,8 303 304,5 293,4 293,3 212,5 214,1 206,5 206,5 4,2 4,2 4,2 4,2 4,1 4,1 4,2 4,2 19,2 22 7100 ABAIXADORA CHESF 69 222 220,8 219,8 73,95 86,19 85,4 84,8 13,79 2,8 2,8 2,8 3,1 7,4 7,4 7,5 12,4 11,9 104 7120 ABAIXADORA 02T3 CHESF 13,8 1687 1673 1663 440,5 1154 1144 1137 298,3 2,9 2,9 2,9 2,9 2,8 2,8 2,8 2,9 11,0 26 7119 ABAIXADORA 02T6 CHESF 13,8 1687 1673 1663 440,5 1154 1144 1137 298,3 2,9 2,9 2,9 2,9 2,8 2,8 2,8 2,9 11,0 26 7522 AÇU 2 CHESF 69 134,3 175,1 176,1 173,3 35,73 43,75 43,71 40,13 2,2 2,2 2,3 2,3 5,5 6,0 6,0 6,6 31,0 21 7528 AÇU 2 04T4 CHESF 13,8 89,71 115,7 116,2 112,9 72,18 92,33 92,66 89,2 16,4 17,0 17,0 17,6 13,6 14,2 14,2 14,9 21,7 81 7311 ANGELIM CHESF 69 354,7 335 344,3 355,5 93,19 67,36 68,76 70,89 4,3 4,7 4,7 4,7 11,0 15,6 15,7 15,7 19,9 79



(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

7312 ANGELIM CHESF 13,8 1369 1373 1413 1460 944 938 965,2 996,8 5,6 5,7 5,7 5,7 5,4 5,6 5,6 5,6 26,0 22 7319 ANGELIM 04T6 CHESF 13,8 0 569,3 585,6 604,7 0 403,6 415 428,5 0,0 13,8 13,8 13,8 0,0 13,0 13,0 13,0 25,0 55 7941 BANABUIÚ CHESF 69 127 134,9 140,5 140,5 21,78 22,79 23,49 23,49 1,5 1,5 1,5 1,5 5,9 6,0 6,1 6,1 11,9 51 7512 BELA VISTA 02T3 CHESF 13,8 124,2 128,1 133,2 134,1 85,29 87,9 91,31 91,9 3,1 3,2 3,2 3,2 3,1 3,1 3,1 3,1 21,7 15 7511 BELA VISTA A CHESF 13,8 46,07 47,38 49,12 49,43 33,25 34,12 35,32 35,54 8,5 8,5 8,5 8,6 7,8 7,9 7,9 7,9 21,7 39 8103 BOA ESPERANÇA RLT5 CHESF 13,8 32069 32757 32751 32740 322,8 329,3 329,1 329 0,1 0,1 0,1 0,1 9,1 9,2 9,2 9,2 21,0 44

7223 BOM JESUS DA LAPA 01B1 CHESF 13,8 214,6 259,6 264,3 264 154,9 186,2 189,2 189 8,7 8,9 8,9 8,9 8,2 8,5 8,5 8,5 19,8 45

7228 BOM JESUS DA LAPA 01B2 CHESF 13,8 1 1 1 1 104,9 106 108 107,9 0,0 0,0 0,0 0,0 27,6 27,7 27,7 27,7 37,0 75

7902 BOM NOME CHESF 69 322,3 340,2 351,1 351,1 52,89 55,47 56,95 56,95 1,1 1,1 1,1 1,1 4,3 4,3 4,3 4,3 12,5 35 7906 BOM NOME 02T3 CHESF 13,8 321,7 339,6 350,5 350,5 232,1 244,9 252,6 252,7 5,3 5,3 5,3 5,3 4,9 4,9 4,9 4,9 11,0 48 7351 BONGI CHESF 69 158,3 168,4 174,4 176 30,1 31,35 31,94 32,26 4,8 4,9 4,9 4,9 17,0 17,4 17,8 17,7 20,0 89 7352 BONGI 02T8 CHESF 13,8 614 655,3 680,8 687 419,4 447,3 464,5 468,7 6,2 6,3 6,3 6,3 6,1 6,1 6,1 6,1 26,0 24 7360 BONGI 04T6 CHESF 13,8 182,7 191,3 197,9 199 172,9 184 190,7 192,4 16,2 16,3 16,3 16,3 14,8 14,8 14,9 14,9 26,0 63 7361 BONGI RLT6 CHESF 13,8 298 312,4 323,6 325,3 272,3 290,1 301,1 303,8 9,9 10,0 10,0 10,0 9,4 9,4 9,4 9,4 26,0 38 7365 BONGI RLT7 CHESF 13,8 298 312,4 323,6 325,3 272,3 290,1 301,1 303,8 9,9 10,0 10,0 10,0 9,4 9,4 9,4 9,4 26,0 38 7624 CAMAÇARI 2 CHESF 69 277 290,4 302,4 302,8 53,74 55,93 57,79 57,93 4,8 4,8 4,8 4,8 16,4 16,5 16,7 16,7 20,0 84 7634 CAMAÇARI 2 02T8 CHESF 13,8 2277 2391 2494 2497 1536 1613 1682 1684 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 19,2 15 7633 CAMAÇARI 2 CS1RL CHESF 13,8 0 0 0 0 1357 1568 1765 1774 0,0 0,0 0,0 0,0 20,7 20,8 20,8 20,8 100,0 21 7631 CAMAÇARI 2 T7CS1 CHESF 13,8 0 0 0 0 332,4 382,5 428,5 430,8 0,0 0,0 0,0 0,0 84,7 85,2 85,7 85,6 100,0 86 7632 CAMAÇARI 2 T7CS2 CHESF 13,8 0 0 0 0 331,3 381,2 427,1 429,4 0,0 0,0 0,0 0,0 84,8 85,3 85,8 85,7 100,0 86

7455 CAMPINA GRANDE 2 01BP CHESF 13,8 126 146,2 181,5 189 90,73 104,9 129,9 135,3 13,9 14,0 14,1 14,1 12,8 13,0 13,1 13,1 19,0 74

7452 CAMPINA GRANDE 2 02BP CHESF 69 138,3 160,6 199,5 207,7 20,09 22,3 26,65 27,64 2,5 2,6 2,6 2,6 11,6 12,2 12,8 12,8 27,9 46

7448 CAMPINA GRANDE 2 09Q1 CHESF 26 0 0 0 0 49,24 57,09 71,75 75 0,1 0,1 0,1 0,1 13,6 13,9 14,2 14,2 25,0 57

7449 CAMPINA GRANDE 2 09Q2 CHESF 26 0 0 0 0 49,24 57,09 71,75 75 0,1 0,1 0,1 0,1 13,6 13,9 14,2 14,2 25,0 57

7473 CAMPINDA GRANDE 2 01B1 CHESF 13,8 109,4 117 133 120,2 100,9 111,6 125,8 110,9 14,0 14,1 14,2 14,3 15,7 15,7 15,8 16,0 19,0 84

7474 CAMPINDA GRANDE 2 01B2 CHESF 13,8 86,61 93,72 106 94,71 75,74 83,7 94,15 82,66 11,1 11,1 11,2 11,4 10,8 10,9 11,0 11,2 19,0 60

7646 CÍCERO DANTAS CHESF 69 219,3 219,3 112,1 115,2 94,42 94,4 21,58 15,67 0,7 0,7 1,0 1,1 1,1 1,1 3,6 5,4 20,0 27 7492 CURRAIS NOVOS 2 CHESF 69 42,63 41,34 41,29 56,25 10,47 10,15 10,1 12,63 0,7 0,7 0,7 0,7 1,8 1,8 1,9 2,1 20,0 10 7974 FORTALEZA D26 04T5 CHESF 26 1 1 1 1 110,4 115,2 124,4 124,3 0,0 0,0 0,0 0,0 14,4 14,5 14,6 14,6 25,0 58 7969 FORTALEZA RLT3 CHESF 13,8 249,7 256,2 290,8 290,7 172,3 176,7 199,6 199,6 10,0 10,0 10,1 10,1 9,7 9,7 9,8 9,8 21,7 47 7964 FORTALEZA RLT4 CHESF 13,8 248,8 255,3 289,7 289,7 171,8 176,1 198,9 198,9 10,0 10,0 10,1 10,1 9,7 9,7 9,8 9,8 21,7 47



(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

7975 FORTALEZA Y26 04T5 CHESF 26 1 1 1 1 110,2 115 124,1 124,1 0,0 0,0 0,0 0,0 14,4 14,5 14,6 14,6 25,0 58 7784 FUNIL 01B4 CHESF 13,8 170,4 203,7 203,6 203,7 121,4 146,9 149,4 149,5 5,4 5,4 5,4 5,4 5,3 5,3 5,3 5,3 20,0 27 7402 GOIANINHA CHESF 69 126,3 131,3 206 217,3 17,05 17,38 25,01 26,02 2,6 2,6 2,6 2,6 12,8 13,0 14,4 14,6 19,9 74 7404 GOIANINHA 01B1 CHESF 13,8 195,8 203,7 318,8 336,2 136,6 142 221,6 233,6 8,3 8,3 8,4 8,4 7,9 7,9 8,0 8,1 18,6 45 7407 GOIANINHA 01B2 CHESF 13,8 252,8 263 412,1 434,7 157,2 163,4 255,3 269,2 12,2 12,2 12,3 12,3 13,1 13,1 13,3 13,3 18,6 71

7752 GOVERNADOR MANGABEIRA CHESF 69 199,7 210 193,2 192,6 79,94 83,61 51,23 51,08 3,4 3,4 4,2 4,2 5,6 5,7 10,4 10,4 20,0 52

7754 GOVERNADOR MANGABEIRA RLT1 CHESF 13,8 270,4 284,6 269,6 268,8 212,8 223,8 200,7 200,1 12,4 12,5 14,8 14,8 10,6 10,6 13,3 13,3 28,0 53

7131 IBICOARA CHESF 138 0 99,54 103,2 103,2 0 90,79 94,49 94,48 0,0 2,4 2,4 2,4 0,0 1,9 1,9 1,9 FUTURO 0 8213 IBICOARA 04T1 CHESF 13,8 0 1 1 1 0 198,3 206,9 206,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 8,9 8,9 8,9 FUTURO 0 8215 IBICOARA 04T2 CHESF 13,8 0 1 1 1 0 198,3 206,9 206,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 8,9 8,9 8,9 FUTURO 0 8216 IBICOARA 05T1 CHESF 13,8 0 1 1 1 0 50,96 52,95 52,94 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 35,5 35,7 35,7 FUTURO 0 8042 ICÓ CHESF 69 44,62 46,27 46,91 46,91 10,09 10,25 10,27 10,27 2,3 2,3 2,3 2,3 6,8 7,0 7,1 7,1 31,0 23 7802 ITABAIANA CHESF 69 149,3 148 140,9 145,1 27,31 26,85 19,61 19,8 2,3 2,3 2,4 2,4 8,3 8,4 11,5 11,8 19,9 59 7804 ITABAIANA CHESF 13,8 212,9 211,1 204 210,3 151 149,7 142,6 146,8 8,0 8,0 8,3 8,3 7,5 7,6 7,9 8,0 26,0 32 7742 ITABAIANINHA CHESF 69 67,09 67,03 67,08 67,28 29,29 29,23 29,23 29,3 1,7 1,7 1,7 1,7 2,6 2,6 2,6 2,6 20,0 13 7732 JACARACANGA CHESF 69 180,1 184,3 236,6 237,7 37,32 37,78 47,01 47,21 4,6 4,7 4,7 4,7 14,9 15,1 15,7 15,7 20,0 79 7271 JAGUARARI 1 CHESF 13,8 56,62 58,56 58,51 57 45,33 46,78 46,74 45,48 34,6 34,9 34,9 35,1 28,8 29,1 29,1 29,3 S.INF. 0 7273 JAGUARARI 2 CHESF 13,8 56,61 58,55 58,5 56,99 45,33 46,78 46,74 45,48 34,6 34,9 34,9 35,1 28,8 29,1 29,1 29,3 S.INF. 0 7822 JARDIM CHESF 69 188,3 174,3 174,9 204,9 45,27 35,32 35,33 39,46 4,6 4,9 4,9 4,9 12,8 15,9 16,0 17,0 20,0 85 7338 JOAIRAM CHESF 69 146,8 155 171,6 173,2 31,79 33 28,04 28,33 4,7 4,7 5,0 5,0 14,4 14,7 20,4 20,4 31,5 65 7183 JUAZEIRO 2 T6 CHESF 13,8 867,8 875,4 875 949,2 583,8 588,9 588,6 637,7 1,8 1,8 1,8 1,8 1,7 1,7 1,7 1,7 19,2 9 7711 MATATU CHESF 69 31,21 31,35 31,49 62,59 12,12 12,06 11,98 24,74 6,3 6,3 6,3 6,0 19,0 19,4 19,8 16,3 19,9 100 7922 MILAGRES CHESF 69 253,4 319,8 363 363,1 40,77 49,97 41,86 41,86 2,3 2,3 2,5 2,5 9,6 10,0 14,2 14,2 31,0 46 7928 MILAGRES CHESF 13,8 299,1 377,9 432,1 432,2 211,7 266,9 300,1 300,2 9,9 9,9 10,3 10,3 9,3 9,3 9,9 9,9 18,0 57 7949 MILAGRES 04T6 CHESF 13,8 0 0 156,1 156,1 0 0 119,2 119,2 0,0 0,0 28,5 28,5 0,0 0,0 24,9 24,9 FUTURO 0 7932 MILAGRES DT5 CHESF 12,3 1 1 1 1 76,97 95,91 112,5 112,5 0,0 0,0 0,0 0,0 28,6 29,2 29,6 29,6 40,0 74 7926 MILAGRES RLT3 CHESF 13,8 302,2 381,7 435,3 435,4 216,3 272,8 305,4 305,5 9,7 9,8 10,2 10,2 9,1 9,1 9,7 9,7 20,0 51 7930 MILAGRES RLT4 CHESF 13,8 302,4 382 436,3 436,4 215,8 272,1 305,4 305,5 9,7 9,8 10,2 10,2 9,1 9,2 9,7 9,7 20,0 51 7933 MILAGRES YT5 CHESF 12,3 1 1 1 1 77,4 96,45 113,1 113,1 0,0 0,0 0,0 0,0 28,5 29,0 29,4 29,4 40,0 74 7422 MIRUEIRA CHESF 69 103,3 112,7 120 121,1 20,34 21,57 22,42 22,65 4,7 4,7 4,8 4,8 15,9 16,5 17,0 17,0 20,0 85 7117 MODELO REDUZIDO CHESF 69 45,8 45,74 45,7 31,49 21,1 21,04 21 8,22 2,6 2,6 2,6 2,9 6,9 6,9 6,9 11,1 12,5 89

7118 MODELO REDUZIDO 02T1 CHESF 13,8 337 336,4 335,9 207,4 231,7 231,3 230,9 141 3,2 3,2 3,2 3,3 3,1 3,1 3,1 3,3 16,0 21

8002 MOSSORÓ 2 CHESF 69 51,28 57,56 64,1 64,14 10,33 10,83 11,33 11,33 2,4 2,4 2,5 2,5 7,9 8,6 9,2 9,2 20,0 46 8006 MOSSORÓ 2 04T1 CHESF 13,8 49,87 55,92 62,21 62,25 36,65 40,85 45,2 45,23 12,2 12,4 12,6 12,6 11,1 11,3 11,6 11,6 20,0 63 8003 MOSSORÓ 2 04T2 CHESF 13,8 49,87 55,92 62,21 62,25 36,65 40,85 45,2 45,23 12,2 12,4 12,6 12,6 11,1 11,3 11,6 11,6 20,0 63



(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

7412 MUSSURÉ 2 CHESF 69 74,74 76,34 193,4 219,6 10,73 10,76 21,27 23,26 2,4 2,4 2,5 2,5 11,0 11,3 15,0 15,7 20,0 78 7532 NATAL 2 CHESF 69 38,49 52,81 55,27 62,88 9,59 10,3 10,56 14,1 3,7 4,0 4,0 3,9 9,9 13,6 13,9 11,4 20,0 70 7535 NATAL 2 02T4 CHESF 13,8 727,6 1066 1121 1226 488,2 714,3 751,1 822 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 21,7 5 7517 NATAL 3 CHESF 69 0 0 0 130,5 0 0 0 16,54 0,0 0,0 0,0 2,6 0,0 0,0 0,0 13,7 31,5 43 7603 OLINDINA 04T1 CHESF 13,8 37,34 37,34 39,88 40,73 50,74 50,77 50,8 50,77 7,3 7,3 7,3 7,3 6,8 6,8 6,8 6,8 19,2 38 7433 PAU FERRO CHESF 69 120,4 161,8 174,8 189,1 35,14 45,58 48,49 52,14 6,3 6,3 6,4 6,4 14,3 15,0 15,3 15,5 31,5 49 7392 PIRAPAMA 2 CHESF 69 135,1 135,9 135,6 172,3 24,11 23,95 23,66 28,87 4,8 4,9 4,9 4,9 18,1 18,3 18,5 19,5 20,0 97 8248 PIRIPIRI 01B2 CHESF 13,8 53,61 48,47 45,13 45,13 40,69 36,03 33,45 33,45 7,2 7,7 7,7 7,7 6,3 6,9 7,0 7,0 19,9 39 8242 PIRIPIRI 02B1 CHESF 69 76,53 21,45 19,74 19,74 14,85 11,17 10,08 10,08 1,0 3,5 3,5 3,5 3,5 4,4 4,6 4,6 20,0 23 7688 PÓLO CHESF 69 0 0 0 1 0 0 0 129,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6,0 FUTURO 0

8211 RIBEIRO GONÇALVES 5 CHESF 69 0 0 253,9 253,8 0 0 150,2 150,2 0,0 0,0 2,4 2,4 0,0 0,0 2,8 2,8 FUTURO 0

7442 RIO LARGO 2 02BP CHESF 69 140,5 145,5 135,6 133,9 40,35 41,2 30,43 30,09 4,2 4,3 4,6 4,6 9,8 10,0 13,7 13,6 20,0 68 7991 RUSSAS 2 CHESF 69 86,25 112,2 113,4 113,4 9,82 11,58 11,57 11,57 1,0 1,0 1,0 1,0 5,8 6,5 6,5 6,5 20,0 33 7482 SANTA CRUZ 2 CHESF 69 66,66 60,78 60,96 258,8 11,06 10,22 10,21 33,87 0,5 0,5 0,5 0,5 1,9 1,9 1,9 2,6 11,9 22 7126 SANTA RITA 2 CHESF 69 0 0 0 90,96 0 0 0 25,4 0,0 0,0 0,0 4,3 0,0 0,0 0,0 10,3 31,5 33

7502 SANTANA DOS MATOS 2 CHESF 69 170,4 170,2 169,7 192,4 81,2 81,02 80,75 91,21 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 19,9 2

7503 SANTANA DOS MATOS 2 03T1 CHESF 13,8 97,15 96,93 96,59 108,5 81,2 81,02 80,75 91,21 1,8 1,8 1,8 1,8 1,5 1,5 1,5 1,6 31,5 6

7839 SANTO ANTONIO DE JESUS CHESF 69 83,58 129,6 138 138 16,45 22,96 23,99 24 2,4 2,4 2,4 2,4 8,0 9,2 9,4 9,4 31,0 30

8256 SÃO JOÃO DO PIAUÍ CHESF 69 350 338,8 175,6 175,6 141,6 135,6 50,16 50,15 1,8 1,9 2,2 2,2 3,0 3,1 5,2 5,2 20,0 26

8257 SÃO JOÃO DO PIAUÍ 02T5 CHESF 13,8 4153 4046 2465 2464 2816 2742 1660 1659 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 21,0 4

7983 SOBRAL 2 04T1 CHESF 13,8 135,1 144,4 148 140,6 115,8 124,9 128,4 116,8 18,7 18,8 18,8 20,3 15,8 15,9 16,0 17,6 21,7 93 7986 SOBRAL 2 04T2 CHESF 13,8 137,3 146,7 150,4 143,1 117,4 126,6 130,2 118,6 18,4 18,5 18,5 19,9 15,6 15,7 15,8 17,3 21,7 92 7323 SUAPE 2 CHESF 500 0 0 0 66,18 0 0 0 16,59 0,0 0,0 0,0 10,9 0,0 0,0 0,0 10,7 FUTURO 0 7326 SUAPE 3 CHESF 69 0 0 0 323,4 0 0 0 88,83 0,0 0,0 0,0 4,3 0,0 0,0 0,0 10,5 FUTURO 0 7321 TACAIMBÓ CHESF 69 137,5 57,49 58,91 59,42 24,95 19,07 19,38 19,53 2,5 6,0 6,0 6,0 9,0 12,0 12,2 12,2 31,0 39 8226 TERESINA CHESF 69 90,75 91,2 94,45 94,45 20,2 20,23 20,25 20,25 4,6 4,6 4,6 4,6 13,7 13,7 14,3 14,3 31,0 46 8227 TERESINA 01A3 CHESF 69 1 1 1 1 161,5 161,9 164,3 164,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,7 0,7 0,7 0,7 11,9 6 8223 TERESINA 01BP1 CHESF 13,8 191,5 192,6 200,8 200,8 170,3 171,2 178,5 178,5 11,3 11,3 11,4 11,4 8,5 8,5 8,5 8,5 21,7 52 8225 TERESINA 01BP2 CHESF 13,8 95,7 95,88 97,22 97,21 29,89 29,92 30,1 30,1 8,6 8,6 8,6 8,6 18,3 18,3 18,5 18,5 19,9 93 8166 TERESINA 2 04T3 CHESF 13,8 1 1 1 1 132,8 134,6 154,1 154,1 0,0 0,0 0,0 0,0 76,9 77,0 78,5 78,5 100,0 79

8112 USINA BOA ESPERANÇA CHESF 69 582,1 587,5 585,2 585,1 49,31 49,58 49,29 49,28 0,8 0,8 0,8 0,8 6,6 6,6 6,6 6,6 11,9 56

8117 USINA BOA ESPERANÇA 02T7 CHESF 13,8 836,5 844,4 841,1 841 574,1 579,4 577,2 577,1 2,9 2,9 2,9 2,9 2,8 2,8 2,8 2,8 8,7 34



(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

8113 USINA DE BOA ESPERANÇA 04T5 CHESF 13,8 124,2 125,2 124,6 124,6 100,2 101 100,5 100,5 18,9 18,9 18,9 18,9 15,6 15,6 15,6 15,6 8,7 217

7028 USINA DE PAULO AFONSO 2 01T1 CHESF 138 144,1 141,1 138,8 139,4 136,7 133,2 130,6 130,8 9,4 9,4 9,4 9,5 8,4 8,4 8,4 8,4 18,9 50

7031 USINA DE PAULO AFONSO 2 01T2 CHESF 138 112,6 110,7 109,1 139,4 103,9 101,7 100 130,8 9,9 10,0 10,0 9,5 8,8 8,9 8,9 8,4 18,9 53

7035 USINA DE PAULO AFONSO 2 01T4 CHESF 138 117 114,6 112,6 113,1 108,7 105,9 103,8 103,9 11,1 11,1 11,1 11,2 10,2 10,2 10,3 10,3 18,9 59

7163 USINA SOBRADINHO 01R4 CHESF 13,8 1479 1552 1547 1748 1044 1095 1091 1231 4,9 4,9 4,9 4,9 4,6 4,6 4,6 4,6 18,0 27

7082 ZEBU T3 CHESF 13,8 147 146,9 146,8 1136 101,2 101,1 101,1 768,3 3,0 3,0 3,0 3,2 2,9 2,9 2,9 3,1 26,0 12 11602 JAGUARIUNA CMS 11,5 17,33 17,33 85,48 85,3 16,17 16,16 85,22 85,02 9,2 9,2 10,5 10,5 7,1 7,1 8,1 8,1 27,1 39 7884 ITABUNA COELBA 13,8 94,33 98,56 98,86 98,87 23,18 24,05 23,98 23,98 2,6 2,6 2,6 2,6 6,9 7,0 7,0 7,0 13,5 52 7816 TOMBA COELBA 69 51,11 61,13 60,85 60,8 12,59 14,29 12,35 12,35 3,6 3,7 3,8 3,8 9,7 10,4 12,5 12,5 20,0 62 7833 TOMBA 05B5 1 COELBA 13,8 73,09 81,61 81,87 81,83 54,09 60,25 60,08 60,05 7,9 7,9 8,1 8,1 7,1 7,2 7,3 7,3 19,3 42 7824 TOMBA 05B5 2 COELBA 13,8 71,87 79,91 80,13 80,09 53,09 58,88 58,69 58,66 7,7 7,8 7,9 7,9 7,0 7,0 7,2 7,2 25,0 32 7955 PICI COELCE 69 75,46 76,33 78,14 78,14 21,89 17,99 18,15 18,15 3,9 4,2 4,2 4,2 8,9 11,8 12,0 12,0 20,0 60

31750 BATEIAS E COPEL 13,8 0 1 1 1 0 49,46 49,45 49,34 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 85,9 86,0 86,0 FUTURO 0 31507 CAMPO COMPRIDO C COPEL 13,8 13,06 13,05 13,05 13,05 57,96 58,14 58,12 58,1 2,8 2,8 2,8 2,8 9,8 9,9 9,9 9,9 25,1 39 31508 CAMPO COMPRIDO D COPEL 13,8 13,04 13,04 13,04 13,04 57,69 57,87 57,84 57,83 2,8 2,8 2,8 2,8 9,9 9,9 9,9 9,9 25,1 39 31561 CAMPO DO ASSOBIO A COPEL 13,8 1 1 1 1 69,93 72,59 72,57 72,79 0,0 0,0 0,0 0,0 4,2 4,2 4,2 4,2 25,1 17 31562 CAMPO DO ASSOBIO B COPEL 13,8 1 1 1 1 50,66 52,01 52,01 52,11 0,0 0,0 0,0 0,0 4,3 4,3 4,3 4,3 25,1 17 30065 CAMPO LARGO A COPEL 13,8 14,47 14,47 14,47 14,47 48,25 48,46 48,46 48,45 2,4 2,4 2,4 2,4 5,3 5,3 5,3 5,3 25,1 21 30524 CASCAVEL A COPEL 34,5 111,1 111,3 110,9 112,6 86,67 86,77 86,5 87,77 1,5 1,5 1,5 1,5 1,3 1,3 1,3 1,3 25,0 6 31603 CASCAVEL A COPEL 13,8 1 1 1 1 50,67 50,58 50,36 51,53 0,0 0,0 0,0 0,0 9,0 9,1 9,0 9,1 25,1 36 31604 CASCAVEL B COPEL 13,8 1 1 1 1 48,96 48,79 48,62 49,82 0,0 0,0 0,0 0,0 9,8 9,8 9,8 9,8 25,1 39 31605 CASCAVEL C COPEL 13,8 1 1 1 1 53,47 53,34 53,09 54,46 0,0 0,0 0,0 0,0 9,5 9,5 9,5 9,5 25,1 38 30016 CHAMINE C COPEL 69 225,1 224,6 224,6 223,5 22,06 22 22 21,89 0,1 0,1 0,1 0,1 0,7 0,7 0,7 0,7 21,0 3 30018 CHAMINE D COPEL 69 225,1 224,6 224,6 223,5 22,06 22 22 21,89 0,1 0,1 0,1 0,1 0,7 0,7 0,7 0,7 21,0 3 31514 CISA COPEL 13,8 1 1 1 1 304,2 321 321,7 321,4 0,0 0,0 0,0 0,0 8,5 8,5 8,5 8,5 40,0 21 30378 FLORESTÓPOLIS B COPEL 13,8 96,54 96,73 96,74 96,72 22,84 22,87 22,87 22,86 0,9 0,9 0,9 0,9 2,5 2,5 2,5 2,5 20,9 12 31594 IBIPORÃ A COPEL 13,8 1 1 1 1 47,18 49,95 49,93 49,92 0,0 0,0 0,0 0,0 9,9 10,0 10,0 10,0 20,9 48 31595 IBIPORÃ B COPEL 13,8 1 1 1 1 42,34 45,81 45,79 45,78 0,0 0,0 0,0 0,0 9,7 9,8 9,8 9,8 20,9 47 31580 PONTA GROSSA SUL A COPEL 34,5 37,27 37,31 37,31 37,31 55,39 55,51 55,5 55,5 2,6 2,6 2,6 2,6 1,8 1,8 1,8 1,8 12,6 21 31581 PONTA GROSSA SUL B COPEL 34,5 38,54 38,59 38,59 38,59 56,8 56,93 56,93 56,92 2,6 2,6 2,6 2,6 1,8 1,8 1,8 1,8 12,6 21 30605 QUEDAS DO IGUAÇU A COPEL 13,8 62,83 65,04 65,07 65,08 21,99 22,62 22,63 22,63 2,3 2,4 2,4 2,4 4,5 4,5 4,5 4,5 20,9 22 31554 SGUAIRA COPEL 34,5 72,13 73,26 73,14 73,11 71,83 73,03 72,91 72,88 10,4 10,5 10,5 10,5 7,5 7,5 7,5 7,5 40,0 26 31556 SGUAIRA A COPEL 13,8 1 1 1 1 96,54 98,27 98,11 98,07 0,0 0,0 0,0 0,0 14,0 14,0 14,0 14,0 40,0 35



(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

2255 C.S.A. CSA 138 0 1 1 1 0 96,01 64,84 65,54 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 10,3 23,1 23,1 FUTURO 0 2154 CSN CSN 138 0 0 0 29,13 0 0 0 50,41 0,0 0,0 0,0 19,9 0,0 0,0 0,0 20,0 FUTURO 0

18214 ÁGUA VERMELHA CTEEP 13,8 268,8 267,9 277,9 281,9 238,9 237,7 246,9 250,5 6,8 6,8 6,8 6,8 5,2 5,2 5,2 5,3 27,1 25 20124 ANHANGUERA CTEEP 88 217 216,4 215,9 48,16 100,8 100,3 100 46,73 13,2 13,2 13,2 24,3 18,9 19,0 19,0 27,4 40,0 68 19610 APARECIDA CTEEP 88 44,44 45,13 45,58 45,41 26,52 26,82 27,09 26,99 5,7 5,7 5,7 5,7 6,4 6,4 6,4 6,4 23,5 27 18013 ARARAQUARA C CTEEP 13,8 1418 1496 1394 1386 948,7 1001 932,2 927,2 2,8 2,8 2,8 2,8 2,8 2,8 2,8 2,8 18,0 16 20150 BANDEIRANTES CTEEP 88 210 209 208,4 220,9 78,12 77,51 77,26 80,65 15,0 15,0 15,0 15,1 26,8 26,9 26,9 27,6 31,5 88 20155 BANDEIRANTES CTEEP 20 4072 4059 4049 4327 2049 2042 2037 2176 3,3 3,3 3,3 3,3 4,4 4,4 4,4 4,4 22,0 20 20144 BANDEIRANTES A CTEEP 34,5 2355 2347 2341 2501 904,1 901 898,8 959 3,3 3,3 3,3 3,3 5,7 5,7 5,7 5,7 21,0 27 20145 BANDEIRANTES B CTEEP 34,5 2302 2294 2289 2445 897,9 894,9 892,6 952,4 3,4 3,4 3,4 3,4 5,8 5,8 5,8 5,8 21,0 28 20146 BANDEIRANTES C CTEEP 34,5 2317 2310 2305 2462 897,9 894,9 892,6 952,4 3,4 3,4 3,4 3,4 5,8 5,8 5,8 5,8 16,0 36 20147 BANDEIRANTES D CTEEP 34,5 2305 2298 2292 2449 885,5 882,5 880,3 939,3 3,4 3,4 3,4 3,4 5,9 5,9 5,9 5,9 21,0 28 20148 BANDEIRANTES E CTEEP 34,5 2613 2604 2598 2776 1022 1018 1016 1084 3,0 3,0 3,0 3,0 5,1 5,1 5,1 5,1 25,0 20 20149 BANDEIRANTES F CTEEP 34,5 2636 2628 2621 2800 1036 1032 1030 1099 3,0 3,0 3,0 3,0 5,0 5,0 5,0 5,0 25,0 20 18044 BARRA BONITA CTEEP 69 76,11 75 104,7 104,3 67,25 66,24 93,2 92,83 1,8 1,8 1,8 1,8 1,4 1,4 1,4 1,4 17,0 11 18046 BARRA BONITA A CTEEP 13,8 654,3 645,9 919,1 915,5 458,6 452,7 643,8 641,3 1,1 1,1 1,1 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 25,1 4 18065 BAURU B CTEEP 13,8 1726 1639 1548 1547 1156 1098 1037 1036 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 14,5 13 18064 BAURU C CTEEP 13,8 1057 1003 947,8 947,2 709,4 673,7 636,3 635,9 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 14,5 20 19420 BOM JARDIM CTEEP 88 18,9 18,64 18,62 19,16 48,71 50,21 50,51 49,78 29,5 29,5 29,6 29,9 30,5 30,8 30,9 30,9 31,5 98 19403 BOM JARDIM B CTEEP 13,8 1 1 1 1 534,2 555,6 561 553 0,0 0,0 0,0 0,0 17,7 17,8 17,8 17,8 19,2 93 19415 BOM JARDIM C CTEEP 13,8 394,1 394,7 463,6 462,5 265,6 266 312,2 311,4 2,5 2,5 2,5 2,5 2,4 2,4 2,4 2,4 27,1 9 18094 BOTUCATU A CTEEP 13,8 1 1 1 1 18,69 22,23 22,06 57,97 0,0 0,0 0,0 0,0 4,3 4,1 4,1 4,7 S.INF. 0 19435 BRAGANÇA PAULISTA CTEEP 34,5 60,91 60,93 91,23 91,13 59,77 59,8 97,43 97,3 3,3 3,3 3,4 3,4 2,5 2,6 2,6 2,6 13,2 26 19463 CABREÚVA E CTEEP 13,8 128 128,1 126,3 126,1 119,3 119,4 117,6 116,3 14,5 14,5 14,5 14,5 10,9 10,9 11,0 11,0 25,0 58 18615 CAPÃO BONITO A CTEEP 13,8 53,37 75 76,44 79,53 47,02 66,36 67,66 69,74 6,4 6,6 6,6 6,6 4,9 5,1 5,1 5,1 13,5 49 18616 CAPÃO BONITO D CTEEP 13,8 52,58 74,05 75,49 78,29 47,78 67,45 68,77 70,89 6,6 6,7 6,7 6,7 4,9 5,0 5,0 5,0 13,5 50 18453 CAPIVARA B CTEEP 13,8 398,7 429,9 434,5 435,2 268,9 289,8 292,8 293,2 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 20,9 18 18238 CARDOSO 2 B CTEEP 13,8 44,71 44,67 49,28 49,58 35,61 35,57 39,15 39,39 5,1 5,1 5,2 5,2 4,3 4,3 4,3 4,3 28,5 18 20170 CENTRO CTEEP 88 138,2 138,4 138,2 143 40,14 40,12 40,05 41,26 5,1 5,1 5,1 5,1 11,8 11,8 11,8 11,9 40,0 30 20164 CENTRO A CTEEP 20 4126 4134 4130 4280 173,6 173,9 173,7 179,7 0,8 0,8 0,8 0,8 12,0 12,0 12,0 12,0 23,0 52 20165 CENTRO B CTEEP 20 3851 3859 3855 3994 168,9 169,1 168,9 174,8 0,8 0,8 0,8 0,8 12,3 12,3 12,3 12,3 23,0 54 20166 CENTRO C CTEEP 20 4126 4134 4130 4280 173,6 173,9 173,7 179,7 0,8 0,8 0,8 0,8 12,0 12,0 12,0 12,0 23,0 52 20167 CENTRO D CTEEP 20 4122 4130 4125 4275 168,9 169,1 168,9 174,8 0,8 0,8 0,8 0,8 12,3 12,3 12,3 12,3 23,0 54 20168 CENTRO E CTEEP 20 4062 4070 4065 4213 172 172,3 172,1 178,1 0,8 0,8 0,8 0,8 12,1 12,1 12,1 12,1 23,0 53 20169 CENTRO F CTEEP 20 4054 4061 4057 4204 163,9 164,1 163,9 169,6 0,8 0,8 0,8 0,8 12,7 12,7 12,7 12,7 23,0 55 18476 CHAVANTES D CTEEP 13,8 344,3 373,1 411 394,4 231,4 250,7 276 264,9 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 14,6 9 20190 EDGARD SOUZA CTEEP 88 81,34 81,71 81,69 82,39 42,68 42,84 42,8 43,2 12,4 12,5 12,5 12,5 21,0 21,1 21,1 21,2 25,0 85 19495 EMBUGUAÇU H CTEEP 13,8 627,8 616,6 307,5 303 664,8 650,4 324,5 317,4 16,4 16,5 33,0 33,0 12,8 12,8 25,5 25,5 25,0 132



(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

19215 EUCLIDES DA CUNHA CTEEP 11,5 207,8 214,4 221,4 220,8 139,9 144,3 149 148,5 3,7 3,7 3,7 3,7 3,6 3,7 3,7 3,7 S.INF. 0 18821 FLÓRIDA PAULISTA A CTEEP 13,8 135,6 147,1 154 183,1 43,96 47,54 49,67 58,8 2,8 2,8 2,8 2,8 5,8 5,8 5,8 5,8 14,6 40 18818 FLÓRIDA PAULISTA B CTEEP 13,8 185,1 203,7 214,8 265,5 154,1 169,5 178,7 220,8 2,0 2,0 2,0 2,1 1,6 1,6 1,6 1,6 14,6 14 18106 IBITINGA A CTEEP 13,8 90,9 228 225,7 225,7 79,44 181,1 179,4 179,3 5,2 9,5 9,5 9,5 4,0 8,4 8,4 8,4 25,1 38 18845 ILHA SOLTEIRA A CTEEP 13,8 245,1 281,8 280,7 303,1 78,62 90,07 89,7 96,66 2,9 2,9 2,9 2,9 6,0 6,1 6,1 6,1 14,6 42 18846 ILHA SOLTEIRA B CTEEP 13,8 245,1 281,8 280,7 303,1 78,62 90,07 89,7 96,66 2,9 2,9 2,9 2,9 6,0 6,1 6,1 6,1 14,6 42 19645 ITAPETI CTEEP 88 0 0 0 66,72 0 0 0 26,96 0,0 0,0 0,0 12,3 0,0 0,0 0,0 20,4 FUTURO 0 18675 ITARARÉ 1 CTEEP 13,8 18,9 47,53 47,53 47,48 14,11 34,46 34,46 34,41 4,4 4,8 4,8 4,8 3,9 4,4 4,4 4,4 12,0 40 18863 JUPIÁ GS1 CTEEP 13,8 417,1 484,5 481,6 518 369,4 432,9 430,2 465,6 8,8 8,9 8,9 8,9 6,8 6,9 6,9 6,9 18,0 49 18864 JUPIÁ GS2 CTEEP 13,8 420,7 488,7 485,8 522,5 372,6 436,6 434 469,6 8,7 8,8 8,8 8,8 6,8 6,8 6,8 6,8 18,0 49 20010 LESTE CTEEP 88 133,9 136,5 135,1 135,5 52,79 53,45 52,98 53,13 13,8 13,9 13,8 13,8 23,3 23,6 23,5 23,5 31,5 75 19101 LIMEIRA 1 A CTEEP 13,8 43,5 43,7 44,98 44,93 74,86 75,89 78,36 78,2 9,3 9,3 9,4 9,4 9,7 9,8 9,8 9,8 27,1 36 19102 LIMEIRA 1 B CTEEP 13,8 43,85 44,05 45,35 45,3 75,48 76,53 79,02 78,86 9,2 9,3 9,4 9,4 9,7 9,7 9,8 9,8 27,1 36 19225 LIMOEIRO CTEEP 11,5 176,6 184,3 191 190,6 119 124,1 128,6 128,3 3,7 3,7 3,7 3,7 3,6 3,6 3,6 3,6 S.INF. 0 19518 MAIRIPORÃ A CTEEP 13,8 45,1 45,09 48,33 47,92 41,79 41,78 43,63 43,82 15,9 15,9 16,6 16,6 11,7 11,7 12,8 12,8 20,0 83 20030 MIGUEL REALE CTEEP 88 111 110,8 110,6 120,3 54,46 54,25 54,16 56,9 12,9 12,9 12,9 13,3 17,5 17,5 17,5 18,7 31,5 59 20024 MIGUEL REALE A CTEEP 20 1,45 1,45 1,45 1,44 570,5 569,9 569,3 635,1 3,7 3,7 3,7 3,7 7,3 7,3 7,3 7,4 31,5 23 20025 MIGUEL REALE B CTEEP 20 1,44 1,44 1,44 1,44 570,5 569,9 569,3 635,1 3,7 3,7 3,7 3,7 7,3 7,3 7,3 7,4 31,5 23 20026 MIGUEL REALE C CTEEP 20 1,44 1,44 1,44 1,44 563,7 563,1 562,5 627,5 3,7 3,7 3,7 3,7 7,4 7,4 7,4 7,5 31,5 24 20027 MIGUEL REALE D CTEEP 20 1,45 1,45 1,45 1,45 572 571,3 570,7 636,7 3,7 3,7 3,7 3,7 7,3 7,3 7,3 7,4 31,5 23 20230 MILTON FORNASARO CTEEP 88 204,8 204,1 203,6 223,4 75,5 75,01 74,78 79,88 14,5 14,5 14,5 14,7 26,2 26,3 26,4 27,5 40,0 69 19011 MOGI GUAÇU 1 A CTEEP 13,8 68,65 70,26 69,94 69,78 106,2 106,4 105,9 105,4 9,6 9,6 9,6 9,6 9,9 9,9 9,9 9,9 20,0 49 19012 MOGI GUAÇU 1 B CTEEP 13,8 69,09 70,71 70,39 70,23 106,9 107,1 106,6 106,1 9,6 9,6 9,6 9,6 9,8 9,8 9,8 9,8 20,0 49 19025 MOGI MIRIM 2 CTEEP 13,8 157,2 82,51 82,07 81,73 160,6 83,06 82,86 82,47 8,8 17,1 17,1 17,1 6,8 13,3 13,3 13,3 27,1 63 19045 MOGI MIRIM 3 CTEEP 13,8 882,1 885,8 870 864,4 590,3 592,8 582,1 578,3 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 S.INF. 0 20050 NORDESTE CTEEP 88 61,02 94,42 94,32 111,4 30,3 43,18 43,09 49,87 15,6 16,9 16,9 17,2 21,0 24,6 24,6 25,6 31,5 81 20070 NORTE CTEEP 88 129,1 128,6 128,4 148,3 61,12 60,78 60,63 66,59 17,3 17,4 17,4 18,2 24,4 24,5 24,5 27,0 31,5 86

18273 NOVA AVANHANDAVA C CTEEP 13,8 128,8 166,5 90,41 90,07 118,9 153,7 83,65 83,34 8,6 8,6 16,6 16,6 6,2 6,3 12,0 12,0 20,0 83

19680 PARAIBUNA CTEEP 88 8,26 8,22 74,27 74,53 6,41 6,38 63,58 63,98 8,5 8,5 6,3 6,4 7,7 7,7 5,1 5,2 19,9 43 19684 PARAIBUNA C CTEEP 13,8 399,7 398,5 77,99 78,38 80,73 80,47 73,44 73,92 1,2 1,2 8,4 8,4 3,9 3,9 6,1 6,1 27,1 31 19685 PARAIBUNA D CTEEP 13,8 154,3 153,8 295 275,1 105 104,7 0 0 3,1 3,1 8,8 8,8 3,0 3,0 6,6 6,6 27,1 33 18113 PENAPOLIS CTEEP 13,8 968,7 1108 1102 1102 656,3 750,2 746,6 746,1 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 12,5 4 19241 PORTO FERREIRA A CTEEP 13,8 37,27 39,45 41,51 41,44 43,23 48,13 53,83 53,78 8,5 8,5 8,6 8,6 8,7 8,8 8,9 8,9 27,1 33 19242 PORTO FERREIRA B CTEEP 13,8 34,79 36,81 38,71 38,64 40,26 44,8 50,07 50,02 9,1 9,1 9,2 9,2 9,4 9,4 9,5 9,6 27,1 35 18513 PORTO PRIMAVERA CTEEP 34,5 146,5 146,2 97,83 97,74 116 115,8 79,78 79,7 1,0 1,0 1,6 1,6 0,9 0,9 1,4 1,4 12,5 13 18517 PORTO PRIMAVERA A CTEEP 13,8 46,32 46,22 46,19 46,14 44,03 43,94 43,89 43,85 8,3 8,3 8,5 8,5 6,2 6,2 6,2 6,2 27,1 31 18518 PORTO PRIMAVERA B CTEEP 13,8 56,24 56,13 56,24 56,18 53,71 53,6 53,55 53,49 6,5 6,5 6,5 6,6 5,1 5,1 5,1 5,1 27,1 24



(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

20090 RAMOM REBERT FILHO CTEEP 88 105 106,8 105,8 106 45,34 45,77 45,42 45,54 16,1 16,2 16,2 16,1 24,8 25,1 25,1 25,1 40,0 63

19263 RIBEIRÃO PRETO CTEEP 13,8 862,1 1417 1378 1568 577,1 947,8 921,8 1048 2,5 2,5 2,5 2,5 2,4 2,4 2,4 2,5 27,1 9 19054 RIO CLARO 1 A CTEEP 13,8 35,33 35,54 53,05 53 46,21 46,84 61,51 61,42 9,5 9,5 10,0 10,0 9,8 9,8 10,1 10,1 18,0 56 19055 RIO CLARO 1 B CTEEP 13,8 41,09 41,38 67,5 67,4 50,63 51,41 70,28 70,16 9,3 9,3 9,8 9,8 9,7 9,7 10,0 10,0 18,0 56 19693 RIO PARDO 2 A CTEEP 13,8 48,39 48,42 55,53 55,53 33,44 33,45 38,2 38,2 7,0 7,0 7,1 7,1 6,7 6,7 6,8 6,8 31,5 22 19694 RIO PARDO 2 B CTEEP 13,8 48,39 48,42 55,53 55,53 33,44 33,45 38,2 38,2 7,0 7,0 7,1 7,1 6,7 6,7 6,8 6,8 31,5 22 18544 ROSANA A CTEEP 13,8 129,2 128,5 128,2 127,9 113,5 112,9 112,6 112,3 8,2 8,2 8,2 8,2 6,3 6,3 6,3 6,3 28,5 29 18554 SALTO GRANDE A CTEEP 13,8 205,8 207,8 205,9 204,6 32,15 32,4 32,06 31,84 2,2 2,2 2,2 2,2 9,4 9,4 9,4 9,4 S.INF. 0

19074 SANTA BÁRBARA D'OESTE CTEEP 13,8 1867 2040 2005 1933 1247 1363 1339 1291 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 27,1 9

19702 SANTA CABEÇA B CTEEP 88 46,74 53,81 54,09 53,89 33,99 38,87 39,08 38,93 2,8 2,9 2,9 2,9 2,6 2,6 2,6 2,6 23,5 12 19719 SANTO ÂNGELO F CTEEP 13,8 485,6 493,3 460 456,5 455,9 463,3 429,6 425,6 6,9 6,9 7,0 7,0 5,4 5,4 5,4 5,4 18,0 39 19760 SÃO SEBASTIÃO A CTEEP 34,5 62,64 62,98 85,89 86,06 57 57,03 78 78,19 2,2 2,2 2,2 2,2 1,6 1,6 1,6 1,6 25,0 9 19761 SÃO SEBASTIÃO B CTEEP 34,5 62,64 62,98 85,89 86,06 57 57,03 78 78,19 2,2 2,2 2,2 2,2 1,6 1,6 1,6 1,6 25,0 9 20110 SUL A CTEEP 88 96,91 97,7 97,58 158,2 52,46 52,75 52,68 82,38 12,9 13,0 13,0 13,5 15,9 16,0 16,0 17,3 31,5 55 20111 SUL B CTEEP 88 111 112 111,8 182,2 48,2 48,43 48,37 75,11 11,3 11,3 11,3 11,7 17,3 17,4 17,4 19,0 31,5 60 19085 SUMARE A CTEEP 13,8 1472 1535 1523 1464 985 1026 1019 978,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 S.INF. 0 18585 TAQUARUÇU CTEEP 13,8 372,6 366,2 387 381 337,2 331,1 350,5 344,8 6,5 6,5 6,5 6,5 5,0 5,0 5,1 5,1 27,1 24 19790 TAUBATÉ CTEEP 138 32,23 32,36 18,87 17,12 61,01 61,76 24,52 22,28 12,7 12,7 14,5 18,2 12,0 12,1 14,1 17,6 31,5 58 19793 TAUBATÉ CTEEP 13,8 4452 4523 2105 2370 2989 3036 1411 1588 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 27,1 9 18872 TRÊS IRMÃOS CTEEP 13,8 76,39 78,71 78,63 78,54 81 84,33 84,18 84,37 18,6 18,6 18,6 18,7 18,9 19,0 19,0 19,1 25,0 76 18885 TRÊS IRMÃOS CTEEP 13,8 266 278 277,7 278,9 180,7 188,7 188,5 189,2 10,0 10,0 10,0 10,0 9,8 9,8 9,8 9,9 24,2 41 18893 VALPARAÍSO CTEEP 13,8 79,77 83,86 91,85 94,68 77,74 82,77 91,58 94,74 5,3 5,3 5,3 5,3 3,9 4,0 4,0 4,0 14,6 37

19904 VICENTE DE CARVALHO A CTEEP 13,8 48,49 48,73 48,34 48,29 62,44 63,09 62,24 62,08 9,1 9,1 9,1 9,1 9,3 9,3 9,3 9,3 28,5 33

19905 VICENTE DE CARVALHO B CTEEP 13,8 164,5 166,4 164,4 164 129,1 130,5 128,9 128,6 5,3 5,3 5,3 5,3 4,5 4,5 4,5 4,5 28,5 19

2813 BRUCUTU A CVRD 13,8 29,15 29,17 29,19 29,04 47,1 47,21 47,32 47,27 11,6 11,6 11,6 11,6 12,0 12,0 12,1 12,1 31,5 38 13015 BORBOREMA EDEVP 34,5 74,37 83,63 82,62 82,61 72,24 84,74 83,29 83,28 1,1 1,1 1,1 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 10,0 11 13018 CATANDUVA EDEVP 34,5 69,8 72 75,95 75,89 45,55 46,91 49,26 49,22 2,6 2,6 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 10,0 27 14308 IRACEMÁPOLIS ELEKTRO 13,8 46 46,17 47,12 47,09 45,34 45,54 46,55 46,52 6,4 6,4 6,4 6,4 4,9 4,9 5,0 5,0 18,0 36 3567 AEBR3_0 ELETRONORTE 34,5 0 75,53 76,94 76,93 0 54,43 55,35 55,34 0,0 1,2 1,2 1,2 0,0 1,1 1,1 1,1 25,0 5 3505 ANBR3_0 ELETRONORTE 34,5 0 167,2 281,6 281,4 0 123,6 206,7 206,5 0,0 1,2 1,2 1,2 0,0 1,1 1,1 1,1 25,0 5 3602 BARRA DO PEIXE ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 102,9 102,7 104 68,69 0,0 0,0 0,0 0,0 8,6 8,6 8,6 10,3 S.INF. 0 3719 CEBR3-0 ELETRONORTE 34,5 0 229,9 332,2 333,6 0 162,7 234,2 235,2 0,0 1,2 1,2 1,2 0,0 1,1 1,1 1,1 25,0 5 3709 CER_AQ_ ELETRONORTE 34,5 0 296 419,2 420,8 0 242,8 343,4 344,7 0,0 0,9 0,9 0,9 0,0 0,7 0,7 0,7 25,0 3 3632 COXIPÓ 2 A ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 91,87 91,21 90,11 91,57 0,0 0,0 0,0 0,0 25,1 25,2 25,4 25,6 S.INF. 0 3634 COXIPÓ 2 B ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 91,05 90,39 89,3 90,72 0,0 0,0 0,0 0,0 25,3 25,4 25,6 25,8 S.INF. 0



(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

3636 COXIPÓ C ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 91,73 91,07 89,97 91,39 0,0 0,0 0,0 0,0 25,2 25,2 25,4 25,6 S.INF. 0 3639 COXIPÓ D ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 95,42 94,74 93,49 94,48 0,0 0,0 0,0 0,0 24,2 24,3 24,4 24,7 S.INF. 0 3128 GUAMÁ TF3 C ELETRONORTE 13,8 0 1 1 1 0 50,61 49,55 49,55 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 29,5 30,0 30,0 FUTURO 0 3210 IMPERATRIZ ELETRONORTE 69 787,8 787,5 828 827,7 95,53 95,34 93,89 93,86 2,6 2,6 2,6 2,6 14,0 14,0 15,1 15,1 31,5 48 3212 IMPERATRIZ AT2 ELETRONORTE 13,8 0 0 1 1 0 0 463,8 463,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 26,6 26,6 FUTURO 0 3233 IMPERATRIZ CS1 ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 304,3 303,9 322,9 322,7 0,0 0,0 0,0 0,0 69,7 69,8 72,4 72,4 100,0 72 3237 IMPERATRIZ CS1 ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 1369 1368 1497 1496 0,0 0,0 0,0 0,0 15,5 15,5 15,6 15,6 S.INF. 0 3234 IMPERATRIZ CS2 ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 305,2 304,8 324 323,8 0,0 0,0 0,0 0,0 69,6 69,7 72,3 72,3 100,0 72 3238 IMPERATRIZ CS2 ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 1372 1371 1500 1499 0,0 0,0 0,0 0,0 15,5 15,5 15,6 15,6 S.INF. 0 3235 IMPERATRIZ CS3 ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 337,8 337,5 360 359,7 0,0 0,0 0,0 0,0 65,2 65,3 67,5 67,5 100,0 68 3239 IMPERATRIZ CS3 ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 1444 1443 1580 1579 0,0 0,0 0,0 0,0 15,3 15,3 15,4 15,4 S.INF. 0 3205 IMPERATRIZ TF5 B ELETRONORTE 13,8 1003 1003 1053 1053 702,3 702 735,4 735,1 9,5 9,5 9,5 9,5 9,0 9,0 9,1 9,1 S.INF. 0 3682 JAURU A ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 47,39 53,77 82 93,68 0,0 0,0 0,0 0,0 15,6 16,1 17,1 17,9 S.INF. 0 3035 LT TGA-1 ELETRONORTE 69 414,9 413,5 413,2 413,2 573,5 570,4 569,9 569,9 11,0 11,0 11,0 11,0 8,2 8,2 8,2 8,2 40,0 27 3037 LT TGA-2 ELETRONORTE 69 415,2 413,7 413,4 413,4 573,6 570,5 570,1 570 11,0 11,0 11,0 11,0 8,2 8,2 8,2 8,2 40,0 27 3165 MARABÁ ELETRONORTE 69 519,1 521,4 423 422,9 503,5 502,9 395,9 395,8 5,9 5,9 7,6 7,6 4,3 4,3 5,8 5,8 40,0 19 3167 MARABÁ CS1 ELETRONORTE 13,8 0,02 0,02 0,02 0,02 283,9 283,5 297,8 297,7 1,5 1,5 1,5 1,5 89,0 89,1 89,2 89,2 S.INF. 0 3162 MARABA TF3 B ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 831 830,1 731,5 731,2 0,0 0,0 0,0 0,0 13,1 13,1 15,6 15,6 S.INF. 0 3179 MARARABÁ TF3 C ELETRONORTE 13,8 0 0 516,1 515,9 0 0 449,2 449,1 0,0 0,0 29,9 29,9 0,0 0,0 25,4 25,4 FUTURO 0 3287 MIRANDA AT1 ELETRONORTE 13,8 0 0 1 1 0 0 117,9 117,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 24,6 24,6 FUTURO 0 3289 MIRANDA AT3 E ELETRONORTE 13,8 0 0 1 1 0 0 125,3 125,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 21,9 21,9 FUTURO 0 3343 MIRANDA TF1 A ELETRONORTE 69 44,82 44,83 367,7 367,7 11,65 11,64 64,9 64,89 2,2 2,2 2,5 2,5 5,7 5,7 9,4 9,4 40,0 23 3342 MIRANDA TF1 A ELETRONORTE 13,8 22 22 158,6 158,6 18,84 18,83 130,2 130,2 22,7 22,7 28,7 28,7 17,7 17,7 23,3 23,3 S.INF. 0 3346 MIRANDA TF2 B ELETRONORTE 69 44,65 44,66 354,8 354,8 11,65 11,64 64,9 64,89 2,2 2,2 2,5 2,5 5,7 5,7 9,4 9,4 40,0 23 3345 MIRANDA TF2 B ELETRONORTE 13,8 22 22 158,6 158,6 18,84 18,83 130,2 130,2 22,7 22,7 28,7 28,7 17,7 17,7 23,3 23,3 S.INF. 0 3652 NOVA MUTUM ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 41,65 49,22 83,45 84,29 0,0 0,0 0,0 0,0 2,9 3,0 3,2 3,2 S.INF. 0 3273 PERITORÓ ELETRONORTE 69 127,8 127,8 163,9 156 11,94 11,94 13,7 10,8 0,8 0,8 0,8 0,9 5,9 6,0 6,7 8,2 14,4 57 3242 PORTO FRANCO ELETRONORTE 69 63,53 63,53 63,42 63,42 15,62 15,61 15,43 15,43 1,0 1,0 1,0 1,0 2,7 2,7 2,7 2,7 50,0 5 3267 PRESIDENTE DUTRA ELETRONORTE 69 184 184,1 183,5 278,3 44,32 44,33 44,01 54,34 1,5 1,5 1,5 1,6 4,1 4,1 4,1 5,4 20,0 27

3262 PRESIDENTE DUTRA CS1 ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 146 146,4 143,9 143,9 0,0 0,0 0,0 0,0 65,6 65,7 66,3 66,3 100,0 66

3265 PRESIDENTE DUTRA CS1 ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 627,2 629 622,6 622,5 0,0 0,0 0,0 0,0 15,3 15,3 15,3 15,3 S.INF. 0

3263 PRESIDENTE DUTRA CS2 ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 147,1 147,4 145 144,9 0,0 0,0 0,0 0,0 65,5 65,5 66,1 66,1 100,0 66

3266 PRESIDENTE DUTRA CS2 ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 630,3 632,1 625,7 625,6 0,0 0,0 0,0 0,0 15,3 15,3 15,3 15,3 S.INF. 0

3253 PRESIDENTE DUTRA RLAT1 ELETRONORTE 13,8 47475 47584 46084 46078 506,1 507,2 489,9 489,8 0,1 0,1 0,1 0,1 8,6 8,6 8,6 8,6 S.INF. 0



(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

3454 RBBR3_0 ELETRONORTE 34,5 0 97,64 152,4 152,3 0 69,69 107,2 107,2 0,0 1,0 1,1 1,1 0,0 1,0 1,0 1,0 25,0 4 3460 RBBR3_0 ELETRONORTE 34,5 0 97,17 151,6 151,6 0 69,38 106,7 106,7 0,0 1,0 1,1 1,1 0,0 1,0 1,0 1,0 25,0 4 3521 RONDONOPOLIS 2 ELETRONORTE 34,5 0 1 1 1 0 147 139,8 139,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 4,6 4,6 4,6 25,0 19 3331 SÃO LUIS 1 A ELETRONORTE 69 64,45 81,03 89,53 89,53 30,2 37,32 40,67 40,66 6,0 6,1 6,2 6,2 8,5 8,8 9,0 9,0 31,5 29 3335 SÃO LUIS 1 B ELETRONORTE 69 65,18 81,96 90,58 90,57 30,93 38,26 41,71 41,7 5,9 6,0 6,1 6,1 8,3 8,6 8,8 8,8 31,5 28 3333 SÃO LUIS 1 TF5 ELETRONORTE 13,8 221,1 280,9 313 313 157,4 199,7 222,2 222,2 8,7 8,8 8,8 8,8 8,2 8,2 8,3 8,3 S.INF. 0 3337 SÃO LUIS 3 ELETRONORTE 13,8 0 1 1 1 0 49,6 52,19 52,18 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 18,8 19,0 19,0 FUTURO 0 3672 SINOP 2 A ELETRONORTE 13,8 32,92 32,19 52,64 52,63 10,66 9,93 12,78 12,74 4,3 4,4 4,8 4,8 8,7 9,4 13,1 13,2 S.INF. 0 3662 SORRISO 2 A ELETRONORTE 13,8 48,37 47,99 84,12 84,12 26,68 26,44 44,19 44,16 3,9 3,9 4,2 4,2 4,7 4,8 5,3 5,3 S.INF. 0 3665 SORRISO B ELETRONORTE 13,8 48,3 47,92 83,89 83,89 26,68 26,44 44,19 44,16 3,9 3,9 4,2 4,2 4,7 4,8 5,3 5,3 S.INF. 0 3000 TUCURUÍ 1 ELETRONORTE 500 61,8 60,3 59,54 59,51 55,55 54,06 53,31 53,28 35,5 35,6 35,9 35,9 30,4 30,5 30,9 30,9 40,0 90 3046 TUCURUÍ 1 ELETRONORTE 230 165,5 164,2 163,5 163,5 168,9 167,2 166,8 166,7 10,2 10,2 10,3 10,3 8,9 8,9 8,9 8,9 40,0 26 3028 TUCURUÍ 1 ELETRONORTE 69 962,3 954,5 953,5 953,4 1004 994,9 993,7 993,5 11,0 11,0 11,0 11,0 8,2 8,2 8,2 8,2 40,0 28 3024 TUCURUÍ 2 ELETRONORTE 500 57,78 56,48 55,92 55,9 51,04 49,74 49,24 49,21 32,0 32,1 32,4 32,4 28,6 28,7 29,1 29,1 50,0 65 3031 TUCURUI A ELETRONORTE 13,8 3940 3904 3901 3900 3648 3613 3610 3609 15,4 15,4 15,4 15,4 11,3 11,3 11,3 11,3 S.INF. 0 3034 TUCURUI B ELETRONORTE 13,8 3980 3943 3940 3939 3677 3643 3639 3639 15,2 15,2 15,2 15,2 11,2 11,2 11,2 11,2 S.INF. 0 3036 TUCURUÍ SA 1 ELETRONORTE 13,8 9172 9123 9118 9117 2662 2648 2646 2646 7,9 7,9 7,9 7,9 18,1 18,1 18,1 18,1 S.INF. 0 3038 TUCURUÍ SA 2 ELETRONORTE 13,8 9100 9051 9046 9045 2648 2634 2632 2632 7,9 7,9 7,9 7,9 18,2 18,2 18,2 18,2 S.INF. 0 3040 TUCURUÍ VILA T1 A ELETRONORTE 13,8 74,73 74,72 74,72 74,72 52,31 52,31 52,3 52,3 4,2 4,2 4,2 4,2 4,0 4,0 4,0 4,0 S.INF. 0 3041 TUCURUÍ VILA T2 B ELETRONORTE 13,8 74,43 74,43 74,42 74,42 52,11 52,11 52,11 52,11 4,2 4,2 4,2 4,2 4,0 4,0 4,0 4,0 S.INF. 0 3311 USINA SÃO LUIS 2 G1 ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 211,1 211,4 252,4 252,4 0,0 0,0 0,0 0,0 41,3 41,3 41,6 41,6 38,5 108 3312 USINA SÃO LUIS 2 G2 ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 211,9 212,3 253,4 253,4 0,0 0,0 0,0 0,0 41,3 41,3 41,6 41,6 38,5 108 3115 VILA DO CONDE ELETRONORTE 69 263,9 263,3 196,6 196,6 242,1 241,5 180,4 180,4 8,3 8,3 10,8 10,8 6,1 6,1 7,9 7,9 40,0 27

3108 VILA DO CONDE AT1 D ELETRONORTE 13,8 0 0 1 1 0 0 89,95 89,95 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 81,9 81,9 FUTURO 0

3119 VILA DO CONDE CS1 ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 199,3 198,9 190,4 190,4 0,0 0,0 0,0 0,0 87,2 87,2 88,1 88,1 S.INF. 0 3120 VILA DO CONDE CS2 ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 193,9 193,4 185,1 185,1 0,0 0,0 0,0 0,0 88,1 88,1 89,1 89,1 S.INF. 0 3118 VILA DO CONDE TF9 C ELETRONORTE 13,8 1 1 1 1 476 474,9 399,3 399,3 0,0 0,0 0,0 0,0 15,5 15,5 17,9 17,9 S.INF. 0 6023 BIGUACU B ELETROSUL 13,8 0 0 0 1 0 0 0 80,45 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 16,3 FUTURO 0 6186 CURITIBA C ELETROSUL 13,8 0 1 1 1 0 49,67 49,59 49,57 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 78,0 78,1 78,1 FUTURO 0 6057 JOINVILLE NORTE A ELETROSUL 13,8 0 1 1 1 0 118,9 118,3 118,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 5,6 5,6 5,6 FUTURO 0 6058 JOINVILLE NORTE B ELETROSUL 13,8 0 1 1 1 0 118,9 118,3 118,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 5,6 5,6 5,6 FUTURO 0 6039 RIO DO SUL C ELETROSUL 13,8 0 1 1 1 0 45,19 48,27 48,26 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 7,2 7,2 7,2 FUTURO 0 6481 URUGUAIANA 50 ELETROSUL 132 136,1 136,1 136,1 136,1 179,4 179,4 179,4 179,4 0,8 0,8 0,8 0,8 0,6 0,6 0,6 0,6 31,5 3 6479 URUGUAIANA 50 B ELETROSUL 13,8 96,27 96,27 96,27 96,27 2732 2732 2732 2732 8,2 8,2 8,2 8,2 7,7 7,7 7,7 7,7 31,5 26 6430 XANXERE C ELETROSUL 13,8 0 0 1 1 0 0 52,85 52,84 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 7,2 7,2 FUTURO 0 6432 XANXERE D ELETROSUL 13,8 0 0 1 1 0 0 52,85 52,84 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 7,2 7,2 FUTURO 0 200 ANGRA FURNAS 13,8 324,5 315,7 321,6 322,5 222,1 216 220,1 220,7 10,6 10,6 10,6 10,6 10,3 10,3 10,3 10,3 27,1 39



(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

206 ANGRA T1 C FURNAS 13,8 931,4 906,5 923,7 926,2 626,7 609,9 621,4 623,1 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7 S.INF. 0 2118 BANDEIRANTES AT1 FURNAS 13,8 1 1 1 1 113,3 113 118,4 116,9 0,0 0,0 0,0 0,0 26,6 26,6 26,9 27,2 S.INF. 0 2241 BANDEIRANTES AT2 FURNAS 13,8 1 1 1 1 117,4 117,1 122,7 121,2 0,0 0,0 0,0 0,0 25,5 25,5 25,7 26,0 S.INF. 0 2390 BARRO ALTO CE FURNAS 13,8 -115,5 -115,5 -115,4 -166,5 63,67 63,58 63,55 86,3 6,4 6,4 6,4 6,3 7,8 7,8 7,8 8,1 20,0 40 2135 BRASILIA SUL AT1 FURNAS 13,8 1 1 1 1 154,7 150,6 150,5 144,4 0,0 0,0 0,0 0,0 25,9 25,9 25,9 26,0 S.INF. 0 2136 BRASILIA SUL AT2 FURNAS 13,8 1 1 1 1 139,3 135,6 135,5 129,9 0,0 0,0 0,0 0,0 28,4 28,5 28,5 28,5 S.INF. 0 2139 BRASILIA SUL AT6 FURNAS 13,8 1 1 1 1 126,7 125,2 124,3 120,7 0,0 0,0 0,0 0,0 25,1 25,2 25,2 25,3 S.INF. 0 2431 BRASILIA SUL AT7 FURNAS 13,8 1 1 1 1 132,3 128,7 128,6 122,6 0,0 0,0 0,0 0,0 28,0 28,1 28,1 28,1 S.INF. 0 2176 CAMPINAS T1 FURNAS 13,8 1 1 1 1 93,42 93,37 92,43 99,08 0,0 0,0 0,0 0,0 29,4 29,5 29,5 29,8 S.INF. 0 2177 CAMPINAS T2 FURNAS 13,8 1 1 1 1 93,61 93,55 92,61 99,26 0,0 0,0 0,0 0,0 29,3 29,4 29,4 29,7 S.INF. 0

32721 CAMPINAS T5 FURNAS 13,8 1 1 1 1 91,84 91,71 90,77 97,28 0,0 0,0 0,0 0,0 29,3 29,3 29,4 29,7 S.INF. 0 2180 CAMPINAS T51 FURNAS 13,8 1 1 1 1 213,4 217,4 216,2 233,9 0,0 0,0 0,0 0,0 22,4 22,4 22,4 22,5 S.INF. 0 210 FOZ DO IGUAÇU 50HZ FURNAS 500 42,19 42,19 42,19 42,19 60,47 60,47 60,47 60,47 27,8 27,8 27,8 27,8 21,9 21,9 21,9 21,9 42,2 66

2159 FOZ DO IGUAÇU T1 FURNAS 69 1 1 1 1 252,4 251 250,7 334,3 0,0 0,0 0,0 0,0 23,3 23,4 23,4 24,0 S.INF. 0 2160 FOZ DO IGUAÇU T2 FURNAS 69 1 1 1 1 254,3 252,8 252,6 334,3 0,0 0,0 0,0 0,0 23,3 23,3 23,3 24,0 S.INF. 0

3 FURNAS A FURNAS 13,8 2419 2568 2538 2520 1734 1841 1819 1806 16,1 16,1 16,1 16,1 15,0 15,0 15,0 15,0 S.INF. 0 6 FURNAS B FURNAS 13,8 0,12 0,12 0,12 0,12 1734 1841 1819 1806 2,0 2,0 2,0 2,0 15,0 15,0 15,0 15,0 S.INF. 0

2166 IVAIPORA T1 FURNAS 69 1 1 1 1 204,8 203,5 202,6 203,1 0,0 0,0 0,0 0,0 21,4 21,5 21,5 21,5 S.INF. 0 2168 IVAIPORA T2 FURNAS 69 1 1 1 1 192,5 191,1 190,3 190 0,0 0,0 0,0 0,0 21,7 21,7 21,8 21,8 S.INF. 0 2423 MARIANA FURNAS 13,8 0 0 0 1 0 0 0 76,47 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 24,4 FUTURO 0 2200 MARIMBONDO AT09 FURNAS 13,8 1 1 1 1 183,5 193,6 193,3 193,1 0,0 0,0 0,0 0,0 20,8 20,8 20,8 20,8 S.INF. 0

2283 MASCARENHAS DE MORAES AT11 FURNAS 13,8 1 1 1 1 143,2 151,3 274,1 435,5 0,0 0,0 0,0 0,0 6,9 6,9 7,0 7,1 S.INF. 0

2360 PEIXE ANGICAL FURNAS 138 42,89 45,46 45,23 45,21 42,54 46,23 45,96 45,94 24,0 24,4 24,4 24,4 18,4 18,8 18,8 18,8 31,5 78

2430 POÇOS DE CALDAS AT01 FURNAS 13,8 1 1 1 1 84,62 86,93 103,3 119,8 0,0 0,0 0,0 0,0 28,5 28,6 29,5 30,0 S.INF. 0

2277 POÇOS DE CALDAS AT02 FURNAS 13,8 1 1 1 1 98,96 102 120,6 139,4 0,0 0,0 0,0 0,0 26,5 26,6 27,2 27,6 S.INF. 0

2279 POÇOS DE CALDAS AT51 FURNAS 13,8 1 1 1 1 245,9 252,4 249,9 260,3 0,0 0,0 0,0 0,0 22,7 22,7 22,8 22,8 S.INF. 0

269 PORTO COLÔMBIA FURNAS 13,8 390 390,6 376 375,8 262,5 262,9 252,9 252,7 2,7 2,7 2,7 2,7 2,6 2,6 2,7 2,7 27,0 10 2272 RESENDE FURNAS 138 0 94,88 95,19 100,6 0 190,7 192,7 196,1 0,0 4,4 4,4 4,4 0,0 4,0 4,0 4,0 FUTURO 0 2273 RESENDE FURNAS 34,5 0 67,45 67,63 71,57 0 146,8 148,3 150,9 0,0 22,5 22,6 22,6 0,0 20,7 20,7 20,7 FUTURO 0

32715 RESENDE T1 FURNAS 13,8 0 1 1 1 0 803,5 812,3 827,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 9,5 9,5 9,5 FUTURO 0 32717 RESENDE T2 FURNAS 13,8 0 1 1 1 0 733,9 741,9 755,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 10,4 10,4 10,4 FUTURO 0 2286 RIBEIRÃO PRETO A FURNAS 13,8 0 1 1 1 0 976,7 967,2 913,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 5,3 5,3 5,3 FUTURO 0 2288 RIBEIRÃO PRETO B FURNAS 13,8 0 1 1 1 0 976,7 967,2 913,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 5,3 5,3 5,3 FUTURO 0 2122 SAMAMBAIA AT1 FURNAS 13,8 1 1 1 1 411,2 404,6 404,7 402 0,0 0,0 0,0 0,0 20,8 20,8 20,8 20,8 S.INF. 0



(kA)

Maior % da

Capacidade Nominal



Número Nome 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011

2123 SAMAMBAIA AT2 FURNAS 13,8 1 1 1 1 301,8 297,4 297,4 295,7 0,0 0,0 0,0 0,0 28,7 28,7 28,7 28,7 S.INF. 0 2238 SAMAMBAIA AT4 FURNAS 13,8 1 1 1 1 75,48 73,88 73,85 93,64 0,0 0,0 0,0 0,0 34,3 34,4 34,5 36,0 S.INF. 0 2239 SAMAMBAIA AT5 FURNAS 13,8 1 1 1 1 74,12 72,54 72,51 91,89 0,0 0,0 0,0 0,0 34,9 35,0 35,0 36,6 S.INF. 0 2352 SANTA CRUZ FURNAS 34,5 221 328,2 275 276 191,4 283,9 236,8 237,7 8,8 8,9 8,9 8,9 7,0 7,1 7,1 7,1 22,0 41 2407 SANTA CRUZ TR12 FURNAS 13,8 1 1 1 1 420,8 628,7 523,1 524,9 0,0 0,0 0,0 0,0 8,0 8,0 8,0 8,0 S.INF. 0 2408 SANTA CRUZ TR34 FURNAS 13,8 1 1 1 1 426,2 636,7 529,7 531,6 0,0 0,0 0,0 0,0 7,9 7,9 7,9 7,9 S.INF. 0

29 SERRA DA MESA FURNAS 138 137,1 135,6 135,3 130,6 129,7 128,1 127,7 124,1 7,2 7,3 7,3 7,3 6,2 6,2 6,2 6,3 31,5 23 2170 TIJUCO PRETO T2 FURNAS 69 1 1 1 1 184,8 193,8 194 195,5 0,0 0,0 0,0 0,0 20,9 21,0 21,1 21,1 S.INF. 0 2171 TIJUCO PRETO T3 FURNAS 69 1 1 1 1 190,7 200,4 200,8 202,2 0,0 0,0 0,0 0,0 20,8 20,9 20,9 20,9 S.INF. 0 2362 USINA SÃO GONÇALO FURNAS 12 1 1 1 1 44,78 44,78 45,68 45,66 0,0 0,0 0,0 0,0 2,4 2,4 2,4 2,4 25,0 10 113 VITORIA CS B FURNAS 13,8 0 427,9 471,4 460,7 0 242 266,2 260,2 0,0 25,2 25,2 25,2 0,0 29,7 29,8 29,8 FUTURO 0

20400 PIRATININGA II IE PINHEIROS 88 0 0 126,4 128,1 0 0 26,27 26,25 0,0 0,0 8,5 8,6 0,0 0,0 27,4 27,9 FUTURO 0 11300 ITAIPU DC ITAIPU 500 59,34 59,34 59,34 59,34 71,14 71,14 71,14 71,14 30,2 30,2 30,2 30,2 23,2 23,2 23,2 23,2 63,0 48 11340 MARGEM DIREITA ITAIPU 500 50,7 50,7 50,7 50,7 67,02 67,02 67,02 67,02 29,2 29,2 29,2 29,2 22,7 22,7 22,7 22,7 50,0 58 8086 ACARAU 2 NEW ENERGI 69 0 51,52 51,57 51,57 0 14,22 14,21 14,21 0,0 2,2 2,2 2,2 0,0 5,2 5,2 5,2 FUTURO 0 2355 PARACATU 4 A PLENATRANS 13,8 1 1 1 1 129,7 140,7 140,3 140,3 0,0 0,0 0,0 0,0 18,2 18,3 18,4 18,4 S.INF. 0 2356 PARACATU 4 B PLENATRANS 13,8 1 1 1 1 129,7 140,7 140,3 140,3 0,0 0,0 0,0 0,0 18,2 18,3 18,4 18,4 S.INF. 0 7388 TERMOCABO TERMOCABO 69 70,65 70,75 70,59 78,47 18,61 18,45 18,24 20,63 4,7 4,7 4,7 4,7 17,0 17,2 17,4 18,2 S.INF. 0

35235 JORGE LACERDA C TRACTEBEL 6,3 62,78 62,7 62,45 62,35 46,51 46,45 46,3 46,22 22,5 22,5 22,5 22,6 21,3 21,3 21,3 21,3 40,0 56 35256 SALTO SANTIAGO A TRACTEBEL 19 1 1 1 1 69,59 69,52 69,47 70,23 0,0 0,0 0,0 0,0 114,9 115,0 115,0 115,5 150,0 77 35257 SALTO SANTIAGO B TRACTEBEL 19 1 1 1 1 69,51 69,44 69,39 70,15 0,0 0,0 0,0 0,0 115,1 115,1 115,1 115,6 150,0 77 35259 SALTO SANTIAGO C TRACTEBEL 19 1 1 1 1 69,59 69,52 69,47 70,23 0,0 0,0 0,0 0,0 114,9 115,0 115,0 115,5 150,0 77 35260 SALTO SANTIAGO D TRACTEBEL 19 1 1 1 1 69,51 69,44 69,39 70,15 0,0 0,0 0,0 0,0 115,1 115,1 115,1 115,6 150,0 77 35263 WILLIAM ARJONA A TRACTEBEL 13,8 1 1 1 1 46,54 46,41 46,4 48,65 0,0 0,0 0,0 0,0 29,5 29,5 29,5 29,7 44,0 67 35264 WILLIAM ARJONA B TRACTEBEL 13,8 1 1 1 1 46,09 45,96 45,95 48,16 0,0 0,0 0,0 0,0 29,5 29,5 29,5 29,7 44,0 67 35267 WILLIAM ARJONA E TRACTEBEL 13,2 1 1 1 1 50,21 50,07 50,06 52,57 0,0 0,0 0,0 0,0 32,3 32,3 32,3 32,5 40,0 81

8283 BOM JESUS DA LAPA 2 05T1 TSN 13,8 1 1 1 1 54,06 54,48 55,52 55,45 0,0 0,0 0,0 0,0 38,1 38,4 38,5 38,5 25,0 154




6.1.2 Relação das barras que podem apresentar problemas de superação de

disjuntores no ano de 2011 A seguir é apresentado um resumo de todas as instalações, que tiveram valores de curto-circuito ultrapassando 95% da capacidade de interrupção simétrica do disjuntor de menor capacidade daquela instalação, considerando o horizonte de dezembro de 2011. Para efeito de comparação apresentamos também a situação deste barramento para o horizonte dezembro de 2008. É importante destacar que as indicações de superação dos disjuntores para os horizontes futuros devem ter sua data de necessidade de substituição vinculada a entrada em operação do empreendimento que causou a superação


Tabela 9 Relação das barras que podem apresentar problemas de superação de disjuntores no ano de 2011, juntamente com os níveis de curto-circuito em dezembro de 2008

Subestações que ultrapassaram 95% da capacidade de interrupção simétrica em dezembro de 2011

Identificação da SE Dezembro de 2008 Dezembro de 2011

OBS. Barra

Empresa Tensão(kV)

Menor Capacidade Nominal do Disjuntor

(kA)

Monofásico Trifásico % da

Capacidade Nominal


Capacidade Nominal Número Nome Icc

(kA) Relação

X/R Icc (kA)

Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

2152 UTE GOIANIA II BRENTECH 30 35,0 0 1 36,11 86,16 103 0 1 36,83 88,65 105 Nota 1

5714 CACHOEIRINHA 1 CEEE 138 7,8 9,69 6,66 8,84 6,53 125 10,64 5,92 10,04 5,6 137 Nota 1

5749 CAMPO BOM CEEE 23 20,0 11,22 16,8 8,44 30,5 56 21,34 15,46 16 25,77 107 Obs1

5722 CANOAS 1 CEEE 23 20,0 11,81 13,52 8,78 28,77 59 22,75 13,1 16,85 26,1 114 Obs1

5756 CIDADE INDUSTRIAL CEEE 138 20,0 16,66 14,83 13,85 15,86 83 20,57 11,15 17,76 11,28 103 Obs1

5755 CIDADE INDUSTRIAL CEEE 230 23,6 25,33 8,71 22,58 10,55 107 27,31 8,55 24,04 10,27 116 Nota 1

5768 FARROUPILHA CEEE 69 13,0 15,09 26,03 12,01 27,43 116 15,43 27,29 12,31 29,04 119 Nota 1

5913 FARROUPILHA B CEEE 13,8 12,0 12,64 12,7 9,47 23,69 105 12,68 12,72 9,51 23,85 106 Nota 1

5896 PORTO ALEGRE 10 CEEE 13,8 18,0 19,66 14,04 14,39 27,58 109 20,04 14,36 14,68 29,24 111 Nota 1

5874 PORTO ALEGRE 6 CS CEEE 13,8 36,0 18,82 82,88 35,79 29,04 99 18,9 86,06 36,2 29,94 101 Obs1

5859 PORTO ALEGRE 9 CEEE 13,8 18,0 17,91 53,18 14,2 67,75 100 18,2 62,67 14,42 82,64 101 Nota 1

5911 SCHARLAU CEEE 23 16,0 10,2 15,18 7,65 18,49 64 21,45 20,52 16,07 27,01 134 Obs1



34113 BLUMENAU 2 CELESC 69 11,9 16,13 9,71 14,4 9,02 136 17,29 9,23 15,71 8,54 145 Nota 1

34110 BLUMENAU 2 CELESC 138 20,0 21,24 8,14 19,34 8,22 106 23,26 7,78 21,47 7,77 116 Nota 1

34100 BLUMENAU GARCIA CELESC 69 11,9 10,8 5 8,71 4,58 91 11,3 4,78 9,17 4,34 95 Obs1

34096 BLUMENAU GARCIA CELESC 138 10,0 8,57 5,23 9,85 4,53 99 8,79 5,06 10,02 4,33 100 Obs1

34074 BLUMENAU SALTO CELESC 69 11,9 9,3 4,03 10,45 3,94 88 10,98 3,99 12,07 4,04 101 Obs1

34159 HERVAL DÓESTE CELESC 138 10,0 6,15 4,19 7,06 3,4 71 8,76 4,17 9,83 3,56 98 Obs1

34016 JOINVILLE 1 CELESC 69 11,9 16,87 8,62 13,56 8,55 142 18,82 8,33 15,1 8,11 158 Nota 1

34270 SIDEROPOLIS CELESC 69 11,9 10,44 5,2 10,88 5,82 91 11,87 4,77 12,91 5,12 108 Obs1

34164 VIDEIRA CELESC 138 10,0 3,44 3,72 3,63 2,9 36 9,73 4,68 8,22 4,21 97 Obs1

34201 XANXERÊ CELESC 69 11,9 10,84 7,12 8,4 6,52 91 11,66 7,93 9,09 7,26 98 Obs1




OBS. Barra

Empresa Tensão(kV)


(kA)


Capacidade Nominal



(kA) Relação

X/R Icc (kA)

Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

339 BARBACENA 2 CEMIG 138 14,6 14,99 8,49 13,21 7,57 103 15,28 8,03 13,31 7,13 105 Nota 1

332 CONSELHEIRO LAFAIETE CEMIG 138 13,5 14,47 7,37 13,83 6,93 107 16,41 7,34 14,9 6,79 122 Nota 1

370 JAGUARA CEMIG 345 25,0 26,59 14,65 26,4 18,35 106 28,74 14,81 28,61 18,42 115 Nota 1

425 NEVES CEMIG 138 31,5 30,01 13,49 26,67 12,55 95 30,52 13,19 27,23 12,25 97 Obs1

321 NOVA LIMA CEMIG 138 14,6 13,21 4,28 14,86 4,33 102 13,67 4,15 15,57 4,15 107 Nota 1

7100 ABAIXADORA CHESF 69 11,9 2,79 222 7,43 86,19 62 3,11 73,95 12,35 13,79 104 Obs1

7310 ANGELIM CHESF 230 29,4 25,53 12,88 22,9 13,39 87 28,43 12,73 25,78 12,94 97 Obs1

7900 BOM NOME CHESF 230 11,9 7,24 5,03 10,62 6,29 89 7,71 4,81 12,01 6,07 101 Obs1

7622 CAMAÇARI 2 - B1 CHESF 230 40,0 32,75 15,31 27,73 19,4 82 39,51 16,49 34,17 20,64 99 Obs1

7620 CAMAÇARI 2 - B2 CHESF 230 40,0 32,74 15,27 27,73 19,35 82 39,6 16,91 34,24 21,37 99 Obs1

7672 COTEGIPE B1 CHESF 69 19,9 5,08 22,26 17,04 16,63 86 6,78 13,29 21,6 10,46 109 Obs1

7674 COTEGIPE B2 CHESF 69 19,9 5,08 22,28 17,05 16,71 86 6,78 13,32 21,62 10,53 109 Obs1

7773 FUNIL CE CHESF 13,5 40,0 0 1 35,7 18,16 89 0 1 38,24 21,23 96 Obs1

8144 IRECÊ 01K1 CHESF 13,8 31,5 34,76 12,5 22,46 12,97 110 34,77 12,37 22,47 12,84 110 Nota 1

7711 MATATU CHESF 69 19,9 6,27 31,21 18,97 12,12 95 6,01 62,59 16,26 24,74 82 Nota 2

7392 PIRAPAMA 2 CHESF 69 20,0 4,84 135,05 18,05 24,11 90 4,9 172,29 19,49 28,87 97 Obs1

8113 USINA DE BOA ESPERANÇA 04T5 CHESF 13,8 8,7 18,85 124,23 15,58 100,23 217 18,89 124,61 15,63 100,48 217 Nota 1

7135 USINA DE PAULO AFONSO 1 CHESF 230 23,9 26,82 20,18 25,4 21,96 112 27,18 19,42 25,85 20,84 114 Nota 1

7136 USINA DE PAULO AFONSO 2 A CHESF 230 23,9 28,27 19,61 25,66 20,99 118 29,18 18,57 26,17 19,74 122 Nota 1

7137 USINA DE PAULO AFONSO 2 B CHESF 230 23,9 28,43 20,33 25,72 21,14 119 29,35 19,23 26,23 19,87 123 Nota 1

7971 MONDUBIM COELCE 69 25,0 7,54 29,33 19,95 14,34 80 7,87 30,23 24,04 13,82 96 Obs1

30623 ARAUCÁRIA COPEL 69 11,9 12,99 5,92 11,44 5,6 109 12,52 5,48 11,19 5,15 105 Nota 1

31632 CAMPO COMPRIDO COPEL 230 25,1 25,18 8,85 24,25 9,97 100 26,94 8,34 26,29 9,49 107 Nota 1

31628 CASCAVEL COPEL 138 15,9 14,88 9,89 13,6 10,15 94 16,19 9,44 14,92 10 102 Obs1

31722 PILARZINHO COPEL 69 20,9 18,86 8,47 14,96 8,09 90 20,02 8,58 15,88 8,17 96 Obs1

30177 QUATRO BARRAS COPEL 69 8,4 4,9 5,26 4,25 4,82 58 8,86 5,91 8,46 5,61 105 Obs1

30723 SANTA QUITÉRIA COPEL 69 20,0 16,76 6,34 15,89 6,82 84 20,09 6,51 18,17 7,04 100 Obs1




OBS. Barra

Empresa Tensão(kV)


(kA)


Capacidade Nominal



(kA) Relação

X/R Icc (kA)

Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

30208 SÃO JOSÉ DOS PINHAIS A COPEL 69 11,9 7,52 5,41 7,17 4,5 63 15,17 3,9 12,85 5,4 127 Obs1

31733 UBERABA COPEL 69 20,9 18,04 8,56 13,98 8,21 86 23,58 8,67 19,05 8,31 113 Obs1

31737 UMBARÁ COPEL 69 21,0 20,03 9,11 15,93 8,91 95 20,17 8,44 16,06 8,15 96 Obs1

12271 CARIOBA CPFL 138 20,0 19,51 5,17 30,1 6 151 20,66 4,9 33,8 5,44 169 Nota 1

12270 NOVA APARECIDA CPFL 138 31,5 19,84 5,25 30,36 7,08 96 21,94 4,83 35,13 6,21 112 Obs1

12288 TREVO CPFL 138 20,0 11,4 4,46 19,66 4,82 98 13,98 4,38 23,32 4,63 117 Obs1

19825 BAIXADA SANTISTA CTEEP 88 37,0 22,22 15,65 32,19 20,45 87 24,42 15,83 40,02 22,9 108 Obs1

19810 BAIXADA SANTISTA CTEEP 230 25,1 21,83 18,06 22,08 18,14 88 25,09 18,72 24,47 18,65 100 Obs1

19420 BOM JARDIM CTEEP 88 31,5 29,47 18,9 30,5 48,71 97 29,9 19,16 30,94 49,78 98 Obs1

19430 BRAGANÇA PAULISTA CTEEP 138 13,0 6,05 4,47 9,43 3,91 73 6,48 4,87 12,74 4,84 98 Obs1

19450 CABREÚVA CTEEP 230 33,0 27,52 7,46 34,08 17,47 103 29,94 8,31 35,13 17 106 Nota 1

19440 CABREÚVA CTEEP 440 21,6 16,82 6,47 21,99 14,31 102 18,73 7,11 22,74 13,88 105 Nota 1

19495 EMBUGUAÇU H CTEEP 13,8 25,0 16,44 627,79 12,76 664,81 66 32,98 303,04 25,49 317,44 132 Obs1

18840 ILHA SOLTEIRA CTEEP 138 12,0 7,44 5 10,02 4,63 84 8,17 5,07 11,8 4,89 98 Obs1

18830 ILHA SOLTEIRA CTEEP 440 37,0 34,92 28,98 28,71 28,22 94 35,84 27,53 29,64 26,61 97 Obs1

19640 ITAPETI CTEEP 345 40,0 27,87 8,1 34,28 15,16 86 38,58 9,72 42,06 16,21 105 Obs1

19100 LIMEIRA CTEEP 138 20,0 9,24 4,27 16,87 4,21 84 10,49 3,91 20,25 3,67 101 Obs1

19020 MOGI MIRIM 2 CTEEP 138 20,0 13,81 5,02 21,23 5,08 106 14,41 5,01 22,46 4,79 112 Nota 1

20060 NORTE CTEEP 345 25,0 21,31 16,69 20,43 18,61 85 28,12 13,87 29,56 15,46 118 Obs1

19550 OESTE CTEEP 88 31,5 12,07 8,21 30,39 36,59 96 14,02 27,79 33,88 27,81 108 Obs1

20250 PIRATININGA A CTEEP 88 37,0 35,26 34,48 34,08 25,27 95 35,45 32,81 34,34 23,9 96 Obs1

20270 PIRITUBA CTEEP 88 17,5 12,79 35,98 17,38 17,62 99 12,84 36,1 17,54 17,6 100 Obs1

19240 PORTO FERREIRA CTEEP 138 13,5 7,89 3,88 11,03 3,28 82 9 3,83 13,89 3,29 103 Obs1

18120 PROMISSÃO CTEEP 138 14,0 11,13 9,99 9,6 8,21 80 13,56 9,08 12,41 7,17 97 Obs1

19260 RIBEIRÃO PRETO CTEEP 138 30,0 15,36 6,82 19,89 7 66 24,76 8,92 28,49 8,94 95 Obs1

19050 RIO CLARO 1 CTEEP 138 12,0 8,67 4,31 13,51 3,49 113 16,85 3,8 22,89 2,89 191 Nota 1

19070 SANTA BÁRBARA D'OESTE A CTEEP 138 31,4 30,66 7,26 36,94 8,28 118 33,5 6,76 42,42 7,46 135 Nota 1




OBS. Barra

Empresa Tensão(kV)


(kA)


Capacidade Nominal



(kA) Relação

X/R Icc (kA)

Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

19075 SANTA BÁRBARA D'OESTE B CTEEP 138 31,4 30,65 7,27 36,92 8,29 118 33,49 6,76 42,4 7,46 135 Nota 1

18280 SÃO JOSÉ DO RIO PRETO CTEEP 138 12,0 3,75 3,93 7,15 4 60 7,06 3,98 14,69 5,07 122 Obs1

20100 SUL CTEEP 345 23,9 17,35 12,16 17,62 12,05 74 25,9 11,89 26,9 13,47 113 Obs1

20280 XAVANTES CTEEP 345 31,5 30,46 13,16 29,7 19,37 97 34,65 12,44 34,17 18,03 110 Obs1

3272 PERITORÓ TF1 A ELETRONORTE 13,8 20,0 18,67 28,4 15,29 23,12 93 21,32 31 18,05 24,42 107 Obs1

3282 PERITORO TF2 B ELETRONORTE 13,8 20,0 18,06 17,16 14,84 16,56 90 20,59 16,57 17,48 15,78 103 Obs1

3311 USINA SÃO LUIS 2 G1 ELETRONORTE 13,8 38,5 0 1 41,3 211,07 107 0 1 41,61 252,41 108 Nota 1

3312 USINA SÃO LUIS 2 G2 ELETRONORTE 13,8 38,5 0 1 41,25 211,9 107 0 1 41,56 253,41 108 Nota 1

6157 CAMPOS NOVOS ELETROSUL 230 40,0 36,97 13,47 35,78 18,81 92 38,2 12,88 37,06 17,67 96 Obs1

6245 JOINVILLE ELETROSUL 138 16,0 14,71 6,47 13,57 6,19 92 16,72 6,35 15,41 6,15 105 Obs1

13310 HENRY BORDEN EMAE 230 22,0 20 13,84 21,8 16,58 99 23,75 15,52 24,18 17,14 110 Obs1

13320 HENRY BORDEN ANEL EMAE 230 23,9 18,54 12,19 20,57 15,77 86 21,66 12,89 22,66 16,12 95 Obs1

13300 HENRY BORDEN NORTE EMAE 88 23,0 23,17 18,38 30,99 15,44 135 25,13 18,24 36,75 14,7 160 Nota 1

13308 HENRY BORDEN SUL EMAE 88 23,0 23,16 18,39 30,99 15,45 135 25,13 18,24 36,74 14,71 160 Nota 1

13330 PEDREIRA EMAE 88 26,3 28,04 13,17 31,2 15,56 119 28,17 12,91 31,44 14,95 120 Nota 1

13370 UHE TRAIÇÃO EMAE 88 26,3 13,84 37,68 24,74 29,92 94 13,98 37,66 25,42 29,72 97 Obs1

134 BANDEIRANTES FURNAS 230 19,0 15,83 15,14 13,87 13,88 83 18,34 13,89 15,91 12,75 97 Obs1

43 BRASÍLIA SUL FURNAS 138 16,0 25,02 17,74 21,52 17,75 156 25,86 16,15 22,36 15,95 162 Nota 1

126 CAMPOS FURNAS 138 13,5 19,66 13,42 18,24 11,12 146 21,69 14,23 20,3 11,93 161 Nota 1

237 FOZ DE IGUAÇU 60Hz FURNAS 500 39,0 0 0 0 0 0 39,92 24,28 34,23 31,34 102 Obs1

2 FURNAS FURNAS 345 22,0 23,2 15,76 23,47 16,55 107 25,36 14,68 26,38 15,36 120 Nota 1

142 GRAJAÚ FURNAS 138 50,0 38,89 12,93 48,88 16,43 98 39,67 12,73 50,13 16,57 100 Obs1

260 GUARULHOS A FURNAS 345 22,0 8,89 6,61 13,08 11,51 59 29,68 9,07 33,4 15,84 152 Obs1

28 ITUMBIARA FURNAS 230 19,0 21,66 18,85 20,35 17,8 114 22,04 17,8 20,84 16,59 116 Nota 1

25 ITUMBIARA FURNAS 345 23,8 24,78 21,44 24,31 22,24 104 25,31 20,47 25,04 20,98 106 Nota 1

80 JACAREPAGUÁ A FURNAS 138 37,0 35,56 10,08 38,82 11,87 105 38,98 10,36 41,22 11,72 111 Nota 1

2381 JACAREPAGUA B FURNAS 138 37,0 35,53 10,1 38,78 11,89 105 38,99 10,36 41,21 11,73 111 Nota 1




OBS. Barra

Empresa Tensão(kV)


(kA)


Capacidade Nominal



(kA) Relação

X/R Icc (kA)

Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

10 LUIS CARLOS BARRETO FURNAS 345 25,0 26,99 17,73 26 18,08 108 30,51 16,4 30,88 17,15 124 Nota 1

9 MASCARENHAS DE MORAES FURNAS 138 13,5 13,44 9,85 12,93 7,75 100 30,97 14,17 28,82 12,41 229 Nota 1

7 MASCARENHAS DE MORAES FURNAS 345 25,0 14,64 15,73 15,38 14,44 62 23,34 13,8 25,57 14,33 102 Obs1

65 MOGI DAS CRUZES FURNAS 230 25,1 23,44 14,75 23,23 19,64 93 24,69 17,41 24,81 21,65 99 Obs1

62 MOGI DAS CRUZES FURNAS 345 23,8 20,98 11,23 23,3 17,18 98 24,45 11,72 27,05 17,39 114 Obs1

12 POÇOS DE CALDAS FURNAS 345 22,0 16,1 9,47 21,3 12,59 97 19,57 9,85 24,48 12,32 111 Obs1

87 SANTA CRUZ A FURNAS 138 20,9 25,96 16,24 25,16 13,3 124 30,08 17,99 28,46 14,71 144 Nota 1

2368 SANTA CRUZ B FURNAS 138 20,9 26,02 16,23 25,2 13,29 124 30,18 17,98 28,54 14,7 144 Nota 1

155 TIJUCO PRETO FURNAS 345 50,0 41,89 11,39 43,63 19,17 87 41,63 12,12 43,13 18,45 86 Nota 3

2140 TIJUCO PRETO BR8C1 FURNAS 345 50,0 41,79 11,42 43,51 19,22 87 41,52 12,15 43,02 18,5 86 Nota 3

2141 TIJUCO PRETO BR8C2 FURNAS 345 50,0 41,79 11,42 43,51 19,22 87 38,85 11,52 41 18,38 82 Nota 3

2142 TIJUCO PRETO BR8C3 FURNAS 345 50,0 41,79 11,42 43,51 19,22 87 38,85 11,52 41 18,38 82 Nota 3

2143 TIJUCO PRETO BR8C4 FURNAS 345 50,0 41,79 11,42 43,51 19,22 87 41,52 12,15 43,02 18,5 86 Nota 3

147 USINA TERMICA DE CAMPOS FURNAS 69 11,9 12,49 20,91 10,56 17,38 105 12,72 21,68 10,79 18,01 107 Nota 1

143 USINA TERMICA DE CAMPOS FURNAS 138 13,5 18,29 10,99 17,53 9,65 135 19,99 11,26 19,41 10,05 148 Nota 1

165 VITÓRIA A FURNAS 138 16,0 23,85 11,91 20,85 10,74 149 26,01 11,99 23,1 10,99 163 Nota 1

166 VITÓRIA B FURNAS 138 16,0 23,85 11,91 20,85 10,74 149 26,01 11,99 23,1 10,99 163 Nota 1

217 VITÓRIA C FURNAS 138 20,0 23,85 11,91 20,86 10,74 119 26,01 11,99 23,1 10,99 130 Nota 1

35212 CHARQUEADAS TRACTEBEL 13,8 28,0 0 1 28,61 38,15 102 0 1 28,8 39,37 103 Nota 1

8283 BOM JESUS DA LAPA 2 05T1 TSN 13,8 25,0 0 1 38,06 54,06 152 0 1 38,48 55,45 154 Nota 1

8284 BOM JESUS DA LAPA 2 05T2 TSN 13,8 25,0 0 1 38,06 54,06 152 0 1 38,48 55,45 154 Nota 1

Nota 1: Barramentos que já apresentam indicação de superação para o ano de 2008 Nota 2: Barramentos que já apresentavam indicação de superação para o ano de 2008 e deixaram de apresentar em 2011 Nota 3: Barramentos que não apresentavam possivel superação no ano de 2008, passaram a apresentar ao longo do horizonte e deixaram de apresentar em 2011 Obs 1: Apresentamos na tabela a seguir, a principal obra associada à superação dos disjuntores


Visando identificar a principal obra associada à elevação do nível de curto-circuito, apresentamos a seguir a Tabela 10, em complementação a Tabela 9, contendo os barramentos onde ocorre a possível superação de disjuntores, identificadas com a informação “Obs. 1” na Tabela 9. Os resultados obtidos devem ser vistos como um indicativo de potenciais problemas nas instalações selecionadas, uma vez que pelo critério adotado no item 3, a primeira investigação de superação é efetuada pelo nível de curto-circuito na barra. A partir deste resultado efetua-se a verificação de corrente passante.


Tabela 10 Principal obra associada à barra onde ocorre provável superação de disjuntores no ano de 2011, por corrente de curto-circuito simétrica

Subestações que ultrapassaram 95% da capacidade de interrupção simétrica em 2011

Identificação da SE Nível de Curto - Circuito Menor Capacidade Nominal do Disjuntor

(kA)

% da Capacidade

Nominal

Principal obra associada à elevação do nível de curto-

circuito

Acompanhamento das Obras pela ANEEL Barra

Empresa Tensão(kV)

Monofásico Trifásico

Número Nome Icc (kA)

Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

2152 UTE GOIANIA II BRENTECH 30 0 1 36,83 88,65 35,0 105 Nota 1

5714 CACHOEIRINHA 1 CEEE 138 10,64 5,92 10,04 5,6 7,8 137 1°, 2° e 3° TR 230/138 kV da SE Scharlau Licitada - Leilão 004/2008

5749 CAMPO BOM CEEE 23 21,34 15,46 16 25,77 20,0 107 2° TR 230/23 kV da SE Campo Bom Autorizada - Res. n° 1322/08

5722 CANOAS 1 CEEE 23 22,75 13,1 16,85 26,1 20,0 114 2° TR 230/23 kV da SE Canoas Autorizada - Res. n° 1734/08

5756 CIDADE INDUSTRIAL CEEE 138 20,57 11,15 17,76 11,28 20,0 103 1°, 2° e 3° TR 230/138 kV da SE Scharlau Licitada - Leilão 004/2008

5755 CIDADE INDUSTRIAL CEEE 230 27,31 8,55 24,04 10,27 23,6 116

1°, 2° e 3° TR 230/138 kV da SE Scharlau e LT´s 230 kV Porto Alegre 9 - Porto Alegre 4, Porto Alegre 9 - Porto Alegre 8 e Porto Alegre 9 - Nova Santa Rita

TR's: Licitada - Leilão 004/2008 LT's: Não Autorizadas

5768 FARROUPILHA CEEE 69 15,43 27,29 12,31 29,04 13,0 119 Nota 1

5913 FARROUPILHA B CEEE 13,8 12,68 12,72 9,51 23,85 12,0 106 Nota 1

5896 PORTO ALEGRE 10 CEEE 13,8 20,04 14,36 14,68 29,24 18,0 111 Nota 1

5874 PORTO ALEGRE 6 CS CEEE 13,8 18,9 86,06 36,2 29,94 36,0 101 Nota 1

5859 PORTO ALEGRE 9 CEEE 13,8 18,2 62,67 14,42 82,64 18,0 101

LT´s 230 kV Porto Alegre 9 - Porto Alegre 4, Porto Alegre 9 - Porto Alegre 8 e Porto Alegre 9 - Nova Santa Rita

Não Autorizada

5911 SCHARLAU CEEE 23 21,45 20,52 16,07 27,01 16,0 134 2° TR 230/23 kV da SE Scharlau Não Autorizada

6964 SCHARLAU CEEE 23 20,14 8,98 15,46 13,87 12,0 1681°, 2° e 3° TR 230/138 kV da SE Scharlau e 2° TR 138/23 kV da SE Scharlau

1°, 2° e 3° TR 230/138 kV da SE Scharlau: Licitada - Leilão 004/2008

2° TR 138/23 kV da SE Scharlau: Não Autorizada

6961 SCHARLAU CEEE 138 17,88 9,74 16,01 9,78 7,8 231 1°, 2° e 3° TR 230/138 kV da SE Scharlau Licitada - Leilão 004/2008




(kA)

% da Capacidade

Nominal


circuito


Empresa Tensão(kV)



Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

34113 BLUMENAU 2 CELESC 69 17,29 9,23 15,71 8,54 11,9 145UHE Salto Pilão 138 kV, SE Joinville Norte 230/138 kV e PCHs Consórcio 69 kV

UHE Salto Pilão 138 kV: Decreto 02/2002

SE Joinville Norte 230/138 kV: Autorizada - Res. n° 1411/08

PCHs Consórcio 69 kV: Não Autorizada

34110 BLUMENAU 2 CELESC 138 23,26 7,78 21,47 7,77 20,0 116UHE Salto Pilão 138 kV, SE Joinville Norte 230/138 kV e PCHs Consórcio 69 kV


SE Joinville Norte 230/138 kV: Autorizada - Res. n° 1411/08


34100 BLUMENAU GARCIA CELESC 69 11,3 4,78 9,17 4,34 11,9 95 UHE Salto Pilão 138 kV e PCHs Consórcio 69 kV



34096 BLUMENAU GARCIA CELESC 138 8,79 5,06 10,02 4,33 10,0 100 UHE Salto Pilão 138 kV e PCHs Consórcio 69 kV


PCHs Consórcio 69 kV: Não Autorizada 34074 BLUMENAU SALTO CELESC 69 10,98 3,99 12,07 4,04 11,9 101 PCHs Consórcio 69 kV Não Autorizada

34159 HERVAL DÓESTE CELESC 138 8,76 4,17 9,83 3,56 10,0 98

SE Videira 230/138 kV Mudança na configuração das LT's 138 kV nas SE's do Oeste de Santa Catarina

SE: Licitada - Leilão 003/2006 Mudança de Configuração: Nota 2

34016 JOINVILLE 1 CELESC 69 18,82 8,33 15,1 8,11 11,9 158 SE Joinville Norte 230/138 kV Autorizada - Res. n° 1411/08

34270 SIDEROPOLIS CELESC 69 11,87 4,77 12,91 5,12 11,9 108 SE Forquilinha 230/69 kV Licitada - Leilão 004/2008

34164 VIDEIRA CELESC 138 9,73 4,68 8,22 4,21 10,0 97 SE Videira 230/138 kV Licitada - Leilão 003/2006

34201 XANXERÊ CELESC 69 11,66 7,93 9,09 7,26 11,9 98Mudança na configuração das LT's 138 kV nas SE's do Oeste de Santa Catarina

Nota 2

339 BARBACENA 2 CEMIG 138 15,28 8,03 13,31 7,13 14,6 105 Nota 1

332 CONSELHEIRO LAFAIETE CEMIG 138 16,41 7,34 14,9 6,79 13,5 122 3° TR 345/138 kV Lafaiete Não Autorizada

370 JAGUARA CEMIG 345 28,74 14,81 28,61 18,42 25,0 115 SE Estreito 500/345 kV Autorizada - Res. n° 1107/2007

425 NEVES CEMIG 138 30,52 13,19 27,23 12,25 31,5 97 Nota 1




(kA)

% da Capacidade

Nominal


circuito


Empresa Tensão(kV)



Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

321 NOVA LIMA CEMIG 138 13,67 4,15 15,57 4,15 14,6 107 5° e 6° TR 345/138 kV da SE Barreiro

5° TR 345/138 kV: Autorizada - Res. n° 1641/2008

6° TR 345/138 kV: Não Autorizada

7100 ABAIXADORA CHESF 69 3,11 73,95 12,35 13,79 11,9 104 SE Zebu II 230/69 kV LT 69 kV Zebu II - Abaixadora Não Autorizada

7310 ANGELIM CHESF 230 28,43 12,73 25,78 12,94 29,4 97 3° TR 230/69 kV da SE AngelimUTE Campina Grande

3° TR 230/69 Kv: Autorizada - Res. n° 975/2007

UTE Campina Grande: Portaria 361/2007

7900 BOM NOME CHESF 230 7,71 4,81 12,01 6,07 11,9 101 Nota 1

7622 CAMAÇARI 2 - B1 CHESF 230 39,51 16,49 34,17 20,64 40,0 99

SE Pólo 230/69 kV UTEs Camaçari Polo de Apoio I e Camaçari Murici I SE Camaçari IV 500/230 kV

SE Pólo: Não Autorizada UTE Camaçari Polo de Apoio I:

Portaria 63/2007 UTE Camaçari Murici I: Portaria

62/2007 SE Camaçari IV: Não Autorizada

7620 CAMAÇARI 2 - B2 CHESF 230 39,6 16,91 34,24 21,37 40,0 99

SE Polo 230/69 kV UTEs Camaçari Polo de Apoio I e Camaçari Murici I SE Camaçari IV 230/69 kV

SE Pólo: Não Autorizada UTE Camaçari Polo de Apoio I:

Portaria 63/2007 UTE Camaçari Murici I: Portaria

62/2007 SE Camaçari IV: Não Autorizada

7672 COTEGIPE B1 CHESF 69 6,78 13,29 21,6 10,46 19,9 109 Fechamento da LT 69 kV Cotegipe - Pituaçu Nota 2

7674 COTEGIPE B2 CHESF 69 6,78 13,32 21,62 10,53 19,9 109 Fechamento da LT 69 kV Cotegipe - Pituaçu Nota 2

7773 FUNIL CE CHESF 13,5 0 1 38,24 21,23 40,0 96 LT 230 kV Funil - Itapebi C3 e SE Ibicoara 230 kV

LT: Licitada - Leilão 005/2006 SE: Licitada - Leilão 005/2006

8144 IRECÊ 01K1 CHESF 13,8 34,77 12,37 22,47 12,84 31,5 110 Nota 1

7711 MATATU CHESF 69 6,01 62,59 16,26 24,74 19,9 82Retirada da LT 69 kV Matatu - Pituaçu e inclusão da LT 69 kV Matatu - Narandiba

Nota 2




(kA)

% da Capacidade

Nominal


circuito


Empresa Tensão(kV)



Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

7392 PIRAPAMA 2 CHESF 69 4,9 172,29 19,49 28,87 20,0 97 SE Suape II 500/230 kV Licitada - Leilão 0046/2008

8113 USINA DE BOA ESPERANÇA 04T5 CHESF 13,8 18,89 124,61 15,63 100,48 8,7 217 Nota 1

7135 USINA DE PAULO AFONSO 1 CHESF 230 27,18 19,42 25,85 20,84 23,9 114 Nota 1

7136 USINA DE PAULO AFONSO 2 A CHESF 230 29,18 18,57 26,17 19,74 23,9 122 SE Zebu II 230/69 kV Não Autorizada

7137 USINA DE PAULO AFONSO 2 B CHESF 230 29,35 19,23 26,23 19,87 23,9 123 SE Zebu II 230/69 kV Não Autorizada

7971 MONDUBIM COELCE 69 7,87 30,23 24,04 13,82 25,0 96 UTE Maracanaú 69 kV Portaria 360/2007

30623 ARAUCÁRIA COPEL 69 12,52 5,48 11,19 5,15 11,9 105 Nota 1

31632 CAMPO COMPRIDO COPEL 230 26,94 8,34 26,29 9,49 25,1 107

3 ° TR 500/230 kV da SE Bateias e LT 230 kV Campo Comprido - Umbará com reencabeçamento na SE Gralha Azul

3 ° TR 500/230 kV da SE Bateias : Licitada - Leilão 003/2006

LT: Nota 2

31628 CASCAVEL COPEL 138 16,19 9,44 14,92 10 15,9 102LT 230 kV Cascavel Oeste - Foz do Iguaçu Norte e LT 525 kV Foz do Iguaçu - Cascavel Oeste

LT 230 kV C. Oeste - Foz do Iguaçu Norte: Licitada - Leilão 005/2006

LT 525 kV Foz do Iguaçu - C. Oeste: Não Autorizada

31722 PILARZINHO COPEL 69 20,02 8,58 15,88 8,17 20,9 96LT 230 kV Campo Comprido - Umbará com reencabeçamento na SE Gralha Azul

Nota 2

30177 QUATRO BARRAS COPEL 69 8,86 5,91 8,46 5,61 8,4 105

LT 69 kV Santa Mônica - Quatro Barras SE Distrito Industrial São José dos Pinhais 69 kV

Autorizadas - Res. n° 758/2006 e Res. n° 1814/2009

30723 SANTA QUITÉRIA COPEL 69 20,09 6,51 18,17 7,04 20,0 100

SE Campina da Siqueira 69 kV, SE Novo Mundo 69 kV e SE Distrito Industrial São José dos Pinhais 69

Autorizadas - Res. n° 758/2006 e Res. n° 1814/2009

30208 SÃO JOSÉ DOS PINHAIS A COPEL 69 15,17 3,9 12,85 5,4 11,9 127 SE Distrito Industrial São José dos Pinhais 69

Autorizada - Res. n° 758/2006 e Res. n° 1814/2009

31733 UBERABA COPEL 69 23,58 8,67 19,05 8,31 20,9 113 SE Distrito Industrial São José dos Pinhais 69

Autorizada - Res. n° 758/2006 e Res. n° 1814/2009

31737 UMBARÁ COPEL 69 20,17 8,44 16,06 8,15 21,0 96 Nota 1




(kA)

% da Capacidade

Nominal


circuito


Empresa Tensão(kV)



Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

12271 CARIOBA CPFL 138 20,66 4,9 33,8 5,44 20,0 169

SE Ribeirão Preto 500 kV, Usinas a Biomassa de SP, SE Araras 440/138 kV, SE Itatiba 500/138 kV e 4° TR 440/138 kV da SE Ribeirão Preto

SE R. Preto 500 kV: Licitada - Leilão 005/2006

Usinas a Biomassa de SP: LER (Leilão de Energia de Reserva 2008)

SE Araras: Licitada - Leilão 004/2008 SE Itatiba: Não Autorizada

4° TR 440/138 kV R. Preto: Não Autorizada

12270 NOVA APARECIDA CPFL 138 21,94 4,83 35,13 6,21 31,5 112






12288 TREVO CPFL 138 13,98 4,38 23,32 4,63 20,0 117






19825 BAIXADA SANTISTA CTEEP 88 24,42 15,83 40,02 22,9 37,0 108Fechamento do secundário do 3° TR 345/88 kV da SE Baixada Santista

Nota 2

19810 BAIXADA SANTISTA CTEEP 230 25,09 18,72 24,47 18,65 25,1 100 UTE Cubatão 230 kV Autorizada - Res. n° 473/2000

19420 BOM JARDIM CTEEP 88 29,9 19,16 30,94 49,78 31,5 98 Nota 1

19430 BRAGANÇA PAULISTA CTEEP 138 6,48 4,87 12,74 4,84 13,0 98 SE Atibaia II 345/138 kV Licitada - Leilão 004/2008

19450 CABREÚVA CTEEP 230 29,94 8,31 35,13 17 33,0 106 SE Salto 440/88 kV e Usinas a Biomassa de SP

SE: Não Autorizada Usinas a Biomassa de SP: LER (Leilão

de Energia de Reserva 2008)




(kA)

% da Capacidade

Nominal


circuito


Empresa Tensão(kV)



Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

19440 CABREÚVA CTEEP 440 18,73 7,11 22,74 13,88 21,6 105 SE Salto 440/88 kV e Usinas a Biomassa de SP

SE: Não Autorizada Usinas a Biomassa de SP: LER (Leilão


19495 EMBUGUAÇU H CTEEP 13,8 32,98 303,04 25,49 317,44 25,0 132Substituição de 2 TRs 138/13,8 KV de 18,75 MVA para 40 MVA na SE Embuguaçu

Não Autorizada

18840 ILHA SOLTEIRA CTEEP 138 8,17 5,07 11,8 4,89 12,0 98 Usinas a Biomassa de SP Usinas a Biomassa de SP: LER (Leilão de Energia de Reserva 2008)

18830 ILHA SOLTEIRA CTEEP 440 35,84 27,53 29,64 26,61 37,0 97 SE Mirassol 440/138 kV Licitada - Leilão 004/2008

19640 ITAPETI CTEEP 345 38,58 9,72 42,06 16,21 40,0 105

LT 345 kV Itapeti - Tijuco Preto C3 e C4 e LT 345 kV Itapeti - Nordeste Mudança na configuração das LT's 345 kV Sul - Baixada Santista e Sul - Embuguaçu SE Itapeti 88 kV ( 2 ATR 345/88 kV)

LT's: Licitada - Leilão 001/2005 Mudança na configuração: Autorizada

- Res. n° 1545/2008 SE: Não Autorizada

19100 LIMEIRA CTEEP 138 10,49 3,91 20,25 3,67 20,0 101 SE Araras 440/138 kV Licitada - Leilão 004/2008

19020 MOGI MIRIM 2 CTEEP 138 14,41 5,01 22,46 4,79 20,0 112SE Mirassol 440 kV, SE Ribeirão Preto 500 kV e Usinas a Biomassa de SP

SE Mirassol: Licitada - Leilão 004/2008 SE R. Preto 500 kV: Licitada - Leilão

005/2006 Usinas a Biomassa de SP: LER (Leilão


20060 NORTE CTEEP 345 28,12 13,87 29,56 15,46 25,0 118 Fechamento do barramento de Guarulhos 345 kV Nota 2

19550 OESTE CTEEP 88 14,02 27,79 33,88 27,81 31,5 108

Instalação de compensação capacitiva 2 x 100 Mvar Alteração de configuração da LT 88 kV Oeste - Porto Góes SE Salto 440/88 kV

Compensação Capacitiva: Não Autorizada

LT: Autorizada - Res. N° 758/2006 e Res. N° 1814/2009 SE: Não Autorizada

20250 PIRATININGA A CTEEP 88 35,45 32,81 34,34 23,9 37,0 96 Nota 1

20270 PIRITUBA CTEEP 88 12,84 36,1 17,54 17,6 17,5 100 Nota 1




(kA)

% da Capacidade

Nominal


circuito


Empresa Tensão(kV)



Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

19240 PORTO FERREIRA CTEEP 138 9 3,83 13,89 3,29 13,5 103SE Ribeirão Preto 500 kV, Usinas a Biomassa de SP e 4° TR 440/138 kV da SE Ribeirão Preto




18120 PROMISSÃO CTEEP 138 13,56 9,08 12,41 7,17 14,0 97 Usinas a Biomassa de SP Usinas a Biomassa de SP: LER (Leilão de Energia de Reserva 2008)

19260 RIBEIRÃO PRETO CTEEP 138 24,76 8,92 28,49 8,94 30,0 95SE Ribeirão Preto 500 kV, Usinas a Biomassa de SP e 4° TR 440/138 kV da SE Ribeirão Preto




19050 RIO CLARO 1 CTEEP 138 16,85 3,8 22,89 2,89 12,0 191 SE Araras 440/138 kV Licitada - Leilão 004/2008

19070 SANTA BÁRBARA D'OESTE A CTEEP 138 33,5 6,76 42,42 7,46 31,4 135

SE Mirassol 440 kV, SE Ribeirão Preto 500 kV, SE Atibaia II 345/138 kV e Usinas a Biomassa de SP


005/2006 SE Atibaia II 345/138 kV: Licitada -

Leilão 004/2008 Usinas a Biomassa de SP: LER (Leilão


19075 SANTA BÁRBARA D'OESTE B CTEEP 138 33,49 6,76 42,4 7,46 31,4 135

SE Mirassol 440 kV, SE Ribeirão Preto 500 kV, SE Atibaia II 345/138 kV e Usinas a Biomassa de SP


005/2006 SE Atibaia II 345/138 kV: Licitada -

Leilão 004/2008 Usinas a Biomassa de SP: LER (Leilão


18280 SÃO JOSÉ DO RIO PRETO CTEEP 138 7,06 3,98 14,69 5,07 12,0 122 SE Mirassol 440/138 kV e Usinas a Biomassa de SP

SE Mirassol: Licitada - Leilão 004/2008 Usinas a Biomassa de SP: LER (Leilão





(kA)

% da Capacidade

Nominal


circuito


Empresa Tensão(kV)



Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

20100 SUL CTEEP 345 25,9 11,89 26,9 13,47 23,9 113Mudança na configuração das LT's 345 kV Sul - Baixada Santista e Sul - Embuguaçu

Autorizada - Res. n° 1545/2008

20280 XAVANTES CTEEP 345 34,65 12,44 34,17 18,03 31,5 110Piratininga II 345/88 kV Fechamento do barramento de Guarulhos 345 kV

Piratininga II: Licitada - Leilão 004/2008

Fechamento de barramento: Nota 2

3272 PERITORÓ TF1 A ELETRONORTE 13,8 21,32 31 18,05 24,42 20,0 107 SE Miranda II 500/230 kV e 3° TR 230/69 da SE Peritoró

SE Miranda II : Licitada - Leilão 006/2008

3° TR 230/69 kV SE Peritoró: Não Autorizada

3282 PERITORO TF2 B ELETRONORTE 13,8 20,59 16,57 17,48 15,78 20,0 103 SE Miranda II 500/230 kV e 3° TR 230/69 da SE Peritoró

SE Miranda II : Licitada - Leilão 006/2008

3° TR 230/69 kV SE Peritoró: Não Autorizada

3311 USINA SÃO LUIS 2 G1 ELETRONORTE 13,8 0 1 41,61 252,41 38,5 108 Nota 1

3312 USINA SÃO LUIS 2 G2 ELETRONORTE 13,8 0 1 41,56 253,41 38,5 108 Nota 1

6157 CAMPOS NOVOS ELETROSUL 230 38,2 12,88 37,06 17,67 40,0 96 Videira 230/138 kV Licitada - Leilão 003/2006

6245 JOINVILLE ELETROSUL 138 16,72 6,35 15,41 6,15 16,0 105 SE Joinville Norte 230/138 kV SE: Autorizada - Res. n° 1411/08

13310 HENRY BORDEN EMAE 230 23,75 15,52 24,18 17,14 22,0 110 UTE Cubatão 230 kV Autorizada - Res. n° 473/2000

13320 HENRY BORDEN ANEL EMAE 230 21,66 12,89 22,66 16,12 23,9 95 UTE Cubatão 230 kV Autorizada - Res. n° 473/2000

13300 HENRY BORDEN NORTE EMAE 88 25,13 18,24 36,75 14,7 23,0 160Fechamento do secundário do 3° TR 345/88 kV da SE Baixada Santista

Nota 2

13308 HENRY BORDEN SUL EMAE 88 25,13 18,24 36,74 14,71 23,0 160Fechamento do secundário do 3° TR 345/88 kV da SE Baixada Santista

Nota 2

13330 PEDREIRA EMAE 88 28,17 12,91 31,44 14,95 26,3 120 Nota 1

13370 UHE TRAIÇÃO EMAE 88 13,98 37,66 25,42 29,72 26,3 97 Fechamento do barramento de Guarulhos 345 kV Nota 2

134 BANDEIRANTES FURNAS 230 18,34 13,89 15,91 12,75 19,0 97 5° TR 345/230/13,8 KV da SE Bandeirantes Não Autorizada




(kA)

% da Capacidade

Nominal


circuito


Empresa Tensão(kV)



Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

43 BRASÍLIA SUL FURNAS 138 25,86 16,15 22,36 15,95 16,0 162LT 138 kV Brasilia Centro - Mangueiral - Santa Maria UHE Corumbá III 138 kV

Autorizada - Res. n° 1157/2007

126 CAMPOS FURNAS 138 21,69 14,23 20,3 11,93 13,5 161 LT 345 kV Macaé - Campos C3 Licitada - Leilão 001/2004

237 FOZ DE IGUAÇU 60Hz FURNAS 500 39,92 24,28 34,23 31,34 39,0 102LT 525 kV Foz do Iguaçu - Cascavel Oeste e construção do barramento de 500 kV

Não Autorizada

2 FURNAS FURNAS 345 25,36 14,68 26,38 15,36 22,0 120 SE Estreito 500/345 kV e LT 345 kV Furnas - Pimenta C2

SE: Autorizada - Res. n° 1107/2007 LT: Licitada - Leilão 001/2004

142 GRAJAÚ FURNAS 138 39,67 12,73 50,13 16,57 50,0 100

2ª. unidade a gás da UTE Santa Cruz e do consumidor CSA no 138 kV entre as SE´s Santa Cruz e Jacarepaguá e depois a migração deste para o 500 kV na LT Angra – Grajaú

TKCSA 138 kV: Termo de Acordo entre ONS, FURNAS, LIGHT e TKCSA

(Conforme recomendado pela ANEEL), 2ª unidade geradora da UTE Santa

Cruz: Autorizada - Res. n° 294/2002 260 GUARULHOS A FURNAS 345 29,68 9,07 33,4 15,84 22,0 152

28 ITUMBIARA FURNAS 230 22,04 17,8 20,84 16,59 19,0 116 Nota 1

25 ITUMBIARA FURNAS 345 25,31 20,47 25,04 20,98 23,8 106 Nota 1

80 JACAREPAGUÁ A FURNAS 138 38,98 10,36 41,22 11,72 37,0 111

TKCSA 138 kV (Conexão Temporária do Sistema de 138 kV de Furnas) 5° AT 345/138 kV da SE Jacarepaguá 2ª unidade geradora a gás da UTE Santa Cruz

TKCSA 138 kV: Termo de Acordo entre ONS, FURNAS, LIGHT e TKCSA (

Conforme recomendado pela ANEEL) 5° AT 345/138 kV da SE Jacarepaguá:

Autorizada - Res. n° 1497/2008 2ª unidade geradora da UTE Santa

Cruz: Autorizada - Res. n° 294/2002

2381 JACAREPAGUA B FURNAS 138 38,99 10,36 41,21 11,73 37,0 111

TKCSA 138 kV (Conexão Temporária do Sistema de 138 kV de Furnas) 5° AT 345/138 kV da SE Jacarepaguá 2ª unidade geradora a gás da UTE Santa Cruz


Conforme recomendado pela ANEEL) 5° AT 345/138 kV da SE Jacarepaguá:

Autorizada - Res. n° 1497/2008 2ª unidade geradora da UTE Santa

Cruz: Autorizada - Res. n° 294/2002




(kA)

% da Capacidade

Nominal


circuito


Empresa Tensão(kV)



Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

10 LUIS CARLOS BARRETO FURNAS 345 30,51 16,4 30,88 17,15 25,0 124 SE Estreito 500/345 kV Autorizada - Res. n° 1107/2007

9 MASCARENHAS DE MORAES FURNAS 138 30,97 14,17 28,82 12,41 13,5 229

Entrada do 1° TR 345/138 kV de 400 MVA (o TR 345/138 KV existente de 150 MVA funcionará como reserva quente) e entrada do 2° TR 345/138 kV de 400 MVA na SE Mascarenhas de Moraes

1° TR 345/138 kV: Autorização - Res. n° 1365/2008

2° TR 345/138 kV: Não Autorizado

7 MASCARENHAS DE MORAES FURNAS 345 23,34 13,8 25,57 14,33 25,0 102

SE Estreito 500/345 kV, Entrada do 1° TR 345/138 kV de 400 MVA (o TR 345/138 KV existente de 150 MVA funcionará como reserva quente) e entrada do 2° TR 345/138 kV de 400 MVA na SE Mascarenhas de Moraes

SE Estreito: Autorizada - Res. n° 1107/2007

1° TR 345/138 kV em M. Moraes: Autorização - Res. n° 1365/2008

2° TR 345/138 kV em M. Moraes: Não Autorizado

65 MOGI DAS CRUZES FURNAS 230 24,69 17,41 24,81 21,65 25,1 99 Alterações nas LT´s 230 kV do Vale do Paraíba Autorizada - Res. n° 352/2005

62 MOGI DAS CRUZES FURNAS 345 24,45 11,72 27,05 17,39 23,8 114

Alterações nas LT´s 230 kV do Vale do Paraíba, LT 345 kV Tijuco Preto - Itapeti C3 e C4 e SE Atibaia II 345/138 kV

LT's Vale do Paraíba: Autorizada - Res. n° 352/2005

LT 345 kV Tijuco Preto - Itapeti C3 e C4: Licitada - Leilão 001/2005 SE Atibaia II: Licitada - Leilão

004/2008

12 POÇOS DE CALDAS FURNAS 345 19,57 9,85 24,48 12,32 22,0 111SE Atibaia II 345/138 kV, 5° e 6° AT 345 /138 kV da SE Poços de Caldas

Atibaia II 345/138 kV: Licitada - Leilão 004/2008

5° AT da SE P. de Caldas: Autorizada - Res. n° 1497/2008

6° AT da SE P. de Caldas: Autorizada - Res. n° 1711/2008




(kA)

% da Capacidade

Nominal


circuito


Empresa Tensão(kV)



Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

87 SANTA CRUZ A FURNAS 138 30,08 17,99 28,46 14,71 20,9 144

2ª unidade geradora a gás da UTE Santa Cruz TKCSA 138 kV (Conexão Temporária do Sistema de 138 kV de Furnas)

2ª unidade geradora da UTE Santa Cruz: Autorizada - Res. n° 294/2002


Conforme recomendado pela ANEEL)

2368 SANTA CRUZ B FURNAS 138 30,18 17,98 28,54 14,7 20,9 144

2ª unidade geradora a gás da UTE Santa Cruz TKCSA 138 kV (Conexão Temporária do Sistema de 138 kV de Furnas)

2ª unidade geradora da UTE Santa Cruz: Autorizada - Res. n° 294/2002


Conforme recomendado pela ANEEL)

155 TIJUCO PRETO FURNAS 345 41,63 12,12 43,13 18,45 50,0 86

LT 345 kV Tijuco Preto - Itapeti C3 e C4, Liberação para operação do 4° ATR 765/345 kV e Instalação de 2 bancos de reatores limitadores de corrente de curto-circuito entre seções de barramentos

LT's: Licitada - Leilão 001/2005 4° ATR 765/345 kV: Não Autorizado

Reator Limitador: Autorizada - Res. n° 1410/2008

2140 TIJUCO PRETO BR8C1 FURNAS 345 41,52 12,15 43,02 18,5 50,0 86




2141 TIJUCO PRETO BR8C2 FURNAS 345 38,85 11,52 41 18,38 50,0 82







(kA)

% da Capacidade

Nominal


circuito


Empresa Tensão(kV)



Relação X/R

Icc (kA)

Relação X/R

2142 TIJUCO PRETO BR8C3 FURNAS 345 38,85 11,52 41 18,38 50,0 82




2143 TIJUCO PRETO BR8C4 FURNAS 345 41,52 12,15 43,02 18,5 50,0 86




147 USINA TERMICA DE CAMPOS FURNAS 69 12,72 21,68 10,79 18,01 11,9 107 LT 345 kV Macaé - Campos C3 Licitada - Leilão 001/2004

143 USINA TERMICA DE CAMPOS FURNAS 138 19,99 11,26 19,41 10,05 13,5 148 LT 345 kV Macaé - Campos C3 Licitada - Leilão 001/2004

165 VITÓRIA A FURNAS 138 26,01 11,99 23,1 10,99 16,0 163 LT 345 kV Macaé - Campos C3 e UTE Viana

LT: Licitada - Leilão 001/2004 UTE: Portaria 13/2008

166 VITÓRIA B FURNAS 138 26,01 11,99 23,1 10,99 16,0 163 LT 345 kV Macaé - Campos C3 e UTE Viana


217 VITÓRIA C FURNAS 138 26,01 11,99 23,1 10,99 20,0 130 LT 345 kV Macaé - Campos C3 e UTE Viana


35212 CHARQUEADAS TRACTEBEL 13,8 0 1 28,8 39,37 28,0 103 Nota 1

8283 BOM JESUS DA LAPA 2 05T1 TSN 13,8 0 1 38,48 55,45 25,0 154 Nota 1

8284 BOM JESUS DA LAPA 2 05T2 TSN 13,8 0 1 38,48 55,45 25,0 154 Nota 1

Nota 1: Barramento aonde não houve alteração significativa nos níveis de curto-circuito, em relação a situação atual, com consequente mudança na quantidade de disjuntores em estado de alerta e superado Nota 2: Os equipamentos já estão disponíveis para a operação, mas os mesmos operam abertos devido ao elevado nível de curto-circuito na região, causando assim a superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica, devendo ser fechados após a substituição dos mesmos.


6.1.3 Detalhamento das correntes de contribuições pelos disjuntores dos barramentos classificados por Empresa

Visando ainda facilitar a identificação dos equipamentos quanto à violação de limites de capacidade de interrupção simétrica, apresentamos as contribuições pelos diversos disjuntores dos barramentos que apresentarão níveis de curto-circuito na barra igual ou superior a 95%, distribuídos por Empresas, considerando a configuração de dezembro de 2011. Neste caso, não está sendo levado em consideração o fator de redução, face à relação X/R, constante do Fluxograma 2. Para os barramentos que já estavam acima da capacidade alerta (> 90%) para o horizonte de dezembro de 2008, também foi realizado o estudo de corrente passante pelo disjuntor a fim de se verificar a quantidade de disjuntores que já estavam em estado de alerta ou superado. Ressalta-se que, embora em algumas instalações tenham sido tomadas medidas para a redução dos níveis de curto-circuito, tais como, esquemas de abertura seqüencial, abertura de barramentos e/ou retirada de geração, visando não ultrapassar os limites de suportabilidade dos equipamentos, o ONS entende que tais ações impõem restrições que limitam à operação do SIN.


BRENTECH

Apresentamos a seguir as diversas contribuições de corrente pelos disjuntores para a subestação de Goiânia 2 30 kV da BRENTECH, considerando a configuração de dezembro de 2011 e dezembro de 2008, pois esta SE apresentou nível de curto-circuito na barra superior a 95%, podendo apresentar disjuntores em estado de alerta ou superado em um dois horizontes citados.

A SE Goiânia 2 30 kV não apresenta disjuntores em estado de alerta ou superado por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, esta situação não se altera no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 11 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Goiânia 2 30 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 2152 Goiania 2 30 kV 30 kV

Nível de curto-circuito na barra (kA) : Monofásico :

0 Trifásico :

36,11

Relação X/R : 0 86,2

Configuração : Dezembro de 2008

Equipamento destino Capacidade

de Interrupção

Simétrica(ICCS) (kA)

Corrente de curto-circuito pelo

disjuntor (ICC)

Relação Corrente de curto/Capacidade de

interrupção (ICC/ICCS) Situação

Número CC Nome N°

DisjuntorMonofásico

(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 Eqv Galpão - 1 (44mq) 52M1 35,00 0,00 29,13 0,00 83,23 OK 0 Eqv Galpão - 2 (44mq) 52M2 35,00 0,00 29,13 0,00 83,23 OK

2151 TR 230/30 kV NE 0,00 22,16

Tabela 12 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Goiânia 2 30 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 2152 Goiania 2 30 kV 30 kV

Nível de curto-circuito na barra (kA) : Monofásico : 0 Trifásico : 36,83




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 Eqv Galpão - 1 (44mq) 52M1 35,00 0,00 29,86 0,00 85,31 OK 0 Eqv Galpão - 2 (44mq) 52M2 35,00 0,00 29,86 0,00 85,31 OK

2151 TR 230/30 kV NE 0,00 22,88


CEEE Apresentamos a seguir as diversas contribuições de corrente pelos disjuntores para as subestações de Cachoeirinha 1 138 kV, Campo Bom 23 kV, Canoas 1 23 kV, Cidade Industrial 230 kV e 138 kV, Farroupilha 69 kV e 13,8 kV, Porto Alegre 10 13,8 kV, Porto Alegre 6 13,8 kV, Porto Alegre 9 13,8 kV, Scharlau 138 kV, Scharlau 23 kV (TR 138/23 kV) e Scharlau 23 kV (TR 230/23 kV) da CEEE, considerando a configuração de dezembro de 2011. Das instalações citadas acima, as subestações de Campo Bom 23 kV, Canoas 1 23 kV, Cidade Industrial 138 kV e Scharlau 23 kV (TR 138/23 kV e TR 230/23 kV) não apresentam problemas de superação para o horizonte de dezembro de 2008, não sendo apresentado o estudo de corrente passante para este horizonte. Destacamos ainda que as subestações que apresentam superação por corrente simétrica em 2008, terão as condições de seus disjuntores agravadas no horizonte 2011.


SE Cachoeirinha 1 138 kV

A SE Cachoeirinha 1 138 kV apresentava 1 (um) disjuntor superado por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada do 1º, 2º e 3º transformador 230/138 kV da SE Scharlau, esta SE passa apresentar mais um disjuntor em estado de alerta no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009 e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 2 disjuntores autorizados para troca para esta SE. Tabela 13 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cachoeirinha 1

138 kV, horizonte dez/2008

Subestação : 5714 Cachoeirinha 1 138 kV


9,69 Trifásico :

8,84

Relação X/R : 6,7 6,5



de Interrupção


Corrente de curto-circuito pelo disjuntor

(ICC)



Número CC Nome N°

Disjuntor Monofásico

(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 4725 LT SLE 52-200 40,00 9,69 8,84 24,23 22,10 OK 5756 LT CIN 52-1 13,50 6,34 7,01 46,96 51,93 OK 5924 LT Taquara 52-5 9,60 8,16 7,22 85,00 75,21 OK 6954 TR 1 - 138/69 kV 52-2 19,90 9,32 8,84 46,83 44,42 OK 6955 TR 2 - 138/69 kV 52-4 20,00 9,39 8,84 46,95 44,20 OK 6956 TR 3 - 138/69 kV 52-6 20,00 9,38 8,84 46,90 44,20 OK 6958 TR 1 - 138/23 kV 52-7 7,70 9,60 8,84 124,68 114,81 Superado


Tabela 14 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cachoeirinha 1 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 5714 Cachoeirinha 1 138 kV


10,64 Trifásico :

10,03




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 4725 LT SLE 52-200 40,00 10,64 10,03 26,60 25,08 OK 5756 LT CIN 52-1 13,50 7,06 8,08 52,30 59,85 OK 5924 LT Taquara 52-5 9,60 9,07 8,32 94,48 86,67 Alerta 6954 TR 1 - 138/69 kV 52-2 19,90 10,20 10,03 51,26 50,40 OK 6955 TR 2 - 138/69 kV 52-4 20,00 10,28 10,03 51,40 50,15 OK 6956 TR 3 - 138/69 kV 52-6 20,00 10,28 10,03 51,40 50,15 OK 6958 TR 1 - 138/23 kV 52-7 7,70 10,53 10,03 136,75 130,26 Superado


SE Campo Bom 23 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 56%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada do 2º transformador 230/23 kV nesta SE, esta instalação passa apresentar 9 (nove) disjuntores superados no horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, existem 9 (nove) disjuntores indicados para troca nesta SE. Tabela 15 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Campo Bom 23 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 5749 Campo Bom 23 kV


21,34 Trifásico :

16

Relação X/R : 15,5 25,8



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) AL - 1 52-24 20,00 21,34 16,00 106,70 80,00 Superado AL - 2 52-23 20,00 21,34 16,00 106,70 80,00 Superado AL - 3 52-22 20,00 21,34 16,00 106,70 80,00 Superado AL - 4 52-21 20,00 21,34 16,00 106,70 80,00 Superado AL - 5 52-20 20,00 21,34 16,00 106,70 80,00 Superado AL - 6 52-19 20,00 21,34 16,00 106,70 80,00 Superado AL - 7 52-18 20,00 21,34 16,00 106,70 80,00 Superado AL - 8 52-17 20,00 21,34 16,00 106,70 80,00 Superado Amarre 24-3 20,00 21,34 16,00 106,70 80,00 Superado

5740 TR 2 - 230/23 kV Futuro S.INF. 11,24 8,45 5752 TR 1 - 230/23 kV NE 11,24 8,45


SE Canoas 1 – 23 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 59%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada do 2º transformador 230/23 kV nesta SE, esta instalação passa apresentar 6 (seis) disjuntores superados e 1 (um) em estado alerta no horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, existem 6 (seis) disjuntores indicados para troca nesta SE. Tabela 16 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Canoas 1 23 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 5722 Canoas 1 23 kV


22,75 Trifásico :

16,85

Relação X/R : 13,1 26,1



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) AL - 1 52-7 20,00 22,75 16,85 113,75 84,25 Superado AL - 2 52-6 20,00 22,75 16,85 113,75 84,25 Superado AL - 3 52-5 20,00 22,75 16,85 113,75 84,25 Superado AL - 5 52-3 20,00 22,75 16,85 113,75 84,25 Superado AL - 6 52-2 20,00 22,75 16,85 113,75 84,25 Superado AL - 7 24-1 20,00 22,75 16,85 113,75 84,25 Superado

5721 TR 1 - 230/23 kV NE 11,95 8,89 6858 TR 2 - 230/23 kV Futuro S.INF. 11,95 8,89


SE Cidade Industrial 230 kV

A SE Cidade Industrial 230 kV apresentava 19 (dezenove) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica e 1 (um) disjuntor em estado de alerta em dezembro de 2008 e apesar da evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada do 1º, 2º e 3º transformador 230/138 kV da SE Scharlau e das LTs 230 kV Porto Alegre 9 - Porto Alegre 4, Porto Alegre 9 - Porto Alegre 8 e Porto Alegre 9 - Nova Santa Rita, não se altera a quantidade de disjuntores em estado de alerta ou superado no horizonte de dezembro de 2011. Porém, o disjuntor que estava em alerta com 93 % de sua capacidade passa para 99 %. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 20 (vinte) disjuntores autorizados para troca para esta SE. Tabela 17 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cidade Industrial 230

kV, horizonte dez/2008

Subestação : 5755 Cidade Industrial 230 kV


25,45 Trifásico :

22,69



Instalação (destino) Capacidade

de Interrupção

Simétrica (ICCS) (kA)


disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 5707 Canoas 2 C1 52-10 23,60 24,19 22,01 102,50 93,26 Superado5759 AT-1 230/138/13,8 kV 52-4 23,60 25,24 22,67 106,95 96,06 Superado5760 AT-2 230/138/13,8 kV 52-5 23,60 25,24 22,67 106,95 96,06 Superado5761 TR-1 230/23 kV 52-1 23,60 25,35 22,69 107,42 96,14 Superado5762 TR-2 230/23 kV 52-28 23,60 25,31 22,69 107,25 96,14 Superado5795 Gravatai 2 C4 52-31 23,60 24,61 22,25 104,28 94,28 Superado5795 Gravatai 2 C3 52-7 23,60 24,61 22,25 104,28 94,28 Superado5795 Gravatai 2 C2 52-9 23,60 24,61 22,25 104,28 94,28 Superado5855 Porto Alegre 9 C2 52-30 23,60 25,39 22,68 107,58 96,10 Superado5885 Pólo Petroquímico C2 52-26 23,60 25,02 22,32 106,02 94,58 Superado5994 Siderúrgica 1 52-11 23,60 25,45 22,69 107,84 96,14 Superado5999 Venâncio Aires 52-6 23,60 24,83 22,10 105,21 93,64 Superado6173 Charqueadas 52-3 23,60 24,36 21,76 103,22 92,20 Superado6918 Porto Alegre 9 C1 52-27 23,60 25,34 22,68 107,37 96,10 Superado6920 Guaíba 52-2 23,60 24,94 22,12 105,68 93,73 Superado6933 Nova Santa Rita C1 52-29 23,60 25,07 22,27 106,23 94,36 Superado6934 Nova Santa Rita C2 52-25 23,60 24,94 22,28 105,68 94,41 Superado6935 Nova Santa Rita C3 52-8 23,60 24,95 22,31 105,72 94,53 Superado

Interligador de Barras 24-1 23,60 22,17 20,60 93,94 87,29 Alerta Amarre 24-2 23,60 25,45 22,69 107,84 96,14 Superado


Tabela 18 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cidade Industrial 230 kV, horizonte dez/2011



27,39 Trifásico :

24,1




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 5707 Canoas 2 C1 52-10 23,60 26,24 23,49 111,19 99,53 Superado5759 AT-1 230/138/13,8 kV 52-4 23,60 27,14 24,04 115,00 101,86 Superado5760 AT-2 230/138/13,8 kV 52-5 23,60 27,14 24,04 115,00 101,86 Superado5761 TR-1 230/23 kV 52-1 23,60 27,29 24,10 115,64 102,12 Superado5762 TR-2 230/23 kV 52-28 23,60 27,26 24,10 115,51 102,12 Superado5795 Gravatai 2 C4 52-31 23,60 26,65 23,73 112,92 100,55 Superado5795 Gravatai 2 C3 52-7 23,60 26,65 23,73 112,92 100,55 Superado5795 Gravatai 2 C2 52-9 23,60 26,65 23,73 112,92 100,55 Superado5855 Porto Alegre 9 C2 52-30 23,60 26,95 23,95 114,19 101,48 Superado5885 Pólo Petroquímico C2 52-26 23,60 26,96 23,77 114,24 100,72 Superado5994 Siderúrgica 1 52-11 23,60 27,39 24,10 116,06 102,12 Superado5999 Venâncio Aires 52-6 23,60 26,74 23,49 113,31 99,53 Superado6173 Charqueadas 52-3 23,60 26,70 23,63 113,14 100,13 Superado6918 Porto Alegre 9 C1 52-27 23,60 27,03 24,01 114,53 101,74 Superado6920 Guaíba 52-2 23,60 27,15 23,92 115,04 101,36 Superado6933 Nova Santa Rita C1 52-29 23,60 27,03 23,72 114,53 100,51 Superado6934 Nova Santa Rita C2 52-25 23,60 26,89 23,74 113,94 100,59 Superado6935 Nova Santa Rita C3 52-8 23,60 26,90 23,76 113,98 100,68 Superado

Interligador de Barras 24-1 23,60 23,37 21,87 99,03 92,67 Alerta Amarre 24-2 23,60 27,39 24,10 116,06 102,12 Superado


SE Cidade Industrial 138 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 83%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada do 1º, 2º e 3º transformador 230/138 kV - 150 MVA da SE Scharlau, esta instalação passa apresentar 3 (três) disjuntores em estado de alerta e 1 (um) disjuntor superado por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 19 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cidade Industrial 138




20,57 Trifásico :

17,75

Relação X/R : 11,2 11,3


Instalação (destino) Capacidade de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 5714 Cachoeirinha 52-15 20,00 19,07 16,64 95,35 83,20 Alerta

5759 AT-1 230/138/13,8 kV 52-13 20,00 15,28 13,76 76,40 68,80 OK

5760 AT-2 230/138/13,8 kV 52-18 20,00 15,28 13,76 76,40 68,80 OK

6966 Sacharlau C1 52-16 20,00 19,34 16,63 96,70 83,15 Alerta 6969 Sacharlau C2 52-17 20,00 19,34 16,63 96,70 83,15 Alerta

Amarre 24-1 20,00 20,57 17,75 102,85 88,75 Superado


SE Farroupilha 69 kV

A SE Farroupilha 69 kV apresentava 4 (quatro) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, a situação dos disjuntores desta SE quanto ao estado de alerta e/ou superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 4 (quatro) disjuntores autorizados para troca para esta SE. Tabela 20 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Farroupilha 69 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 5768 Farroupilha 69 kV

Nível de curto-circuito na barra (kA) : Monofásico : 15,09 Trifásico : 12,01




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 5889 TR-1 69/13,8 kV 52-4 13,00 15,09 12,01 116,08 92,38 Superado5915 TR-2 69/13,8 kV 52-2 31,50 14,97 12,01 47,52 38,13 OK 6205 TF-1 230/69 kV 412 13,00 8,19 6,68 63,00 51,38 OK 6207 TF-2 230/69 kV 422 13,00 8,71 6,83 67,00 52,54 OK

TR 5 69/13,8 kV 52-101 31,50 15,09 12,01 47,90 38,13 OK Caxias 1 52-1 13,00 15,09 12,01 116,08 92,38 Superado BGO 1 52-3 13,00 15,09 12,01 116,08 92,38 Superado FELIZ 52-5 13,00 15,09 12,01 116,08 92,38 Superado CARLOS BARBOSA 52-15 31,50 15,09 12,01 47,90 38,13 OK


Tabela 21 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Farroupilha 69 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 5768 Farroupilha 69 kV


15,41 Trifásico :

12,3

Relação X/R : 27,2 28,9



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 5889 TR-1 69/13,8 kV 52-4 13,00 15,41 12,30 118,54 94,62 Superado5915 TR-2 69/13,8 kV 52-2 31,50 15,29 12,30 48,54 39,05 OK 6205 TF-1 230/69 kV 412 13,00 8,28 6,77 63,69 52,08 OK 6207 TF-2 230/69 kV 422 13,00 8,81 6,92 67,77 53,23 OK

TR 5 69/13,8 kV 52-101 31,50 15,41 12,3 48,92 39,05 OK Caxias 1 52-1 13,00 15,41 12,3 118,54 94,62 Superado BGO 1 52-3 13,00 15,41 12,3 118,54 94,62 Superado FELIZ 52-5 13,00 15,41 12,3 118,54 94,62 Superado CARLOS BARBOSA 52-15 31,50 15,41 12,3 48,92 39,05 OK


SE Farroupilha 13,8 kV

A SE Farroupilha 13,8 kV apresentava 4 (quatro) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e/ou superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 4 (quatro) disjuntores autorizados para troca para esta SE. Tabela 22 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Farroupilha 13,8 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 5913 Farroupilha 13,8 kV


12,64 Trifásico :

9,47

Relação X/R : 12,7 23,7





(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 5915 TR-2 69/13,8 kV NE 12,64 9,47

BC-1 52-18 29,00 12,64 9,47 43,59 32,66 OK BC-2 52-19 29,00 12,64 9,47 43,59 32,66 OK AL-1 52-11 12,00 12,64 9,47 105,33 78,92 Superado AL-2 52-12 12,00 12,64 9,47 105,33 78,92 Superado AL-3 52-13 12,00 12,64 9,47 105,33 78,92 Superado AL-4 52-14 12,00 12,64 9,47 105,33 78,92 Superado AL-5 52-16 21,00 12,64 9,47 60,19 45,10 OK AL-6 52-17 21,00 12,64 9,47 60,19 45,10 OK


Tabela 23 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Farroupilha 13,8 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 5913 Farroupilha 13,8 kV


12,68 Trifásico :

9,51

Relação X/R : 12,7 23,8





(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 5915 TR-2 69/13,8 kV NE 12,68 9,51

BC-1 52-18 29,00 12,68 9,51 43,72 32,79 OK BC-2 52-19 29,00 12,68 9,51 43,72 32,79 OK AL-1 52-11 12,00 12,68 9,51 105,67 79,25 Superado AL-2 52-12 12,00 12,68 9,51 105,67 79,25 Superado AL-3 52-13 12,00 12,68 9,51 105,67 79,25 Superado AL-4 52-14 12,00 12,68 9,51 105,67 79,25 Superado AL-5 52-16 21,00 12,68 9,51 60,38 45,29 OK AL-6 52-17 21,00 12,68 9,51 60,38 45,29 OK


SE Porto Alegre 10 – 13,8 kV

A SE Porto Alegre 10 13,8 kV apresentava 1 (um) disjuntor em estado de alerta com 98 % de sua capacidade, bem próximo a superação, e 3 (três) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, o disjuntor que estava na situação alerta passa a ficar superado por corrente de curto-circuito simétrica para o horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 9 (nove) disjuntores autorizados para troca para esta SE.

Tabela 24 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Porto Alegre 10 -

13,8 kV, horizonte dez/2008

Subestação : 5896 Porto Alegre 10 13,8 kV







(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 5824 TR-3 230/13,8 kV NE 19,66 14,39

AL-101 52-22 18,00 19,66 14,39 109,22 79,94 Superado AL-102 52-21 32,50 19,66 14,39 60,49 44,28 OK AL-103 52-20 27,10 19,66 14,39 72,55 53,10 OK AL-104 52-19 27,10 19,66 14,39 72,55 53,10 OK AL-105 52-18 27,10 19,66 14,39 72,55 53,10 OK AL-106 52-17 27,10 19,66 14,39 72,55 53,10 OK AL-107 52-16 20,00 19,66 14,39 98,30 71,95 Alerta AL-108 52-23 18,00 19,66 14,39 109,22 79,94 Superado


Tabela 25 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Porto Alegre 10 - 13,8 kV, horizonte dez/2011



20,04 Trifásico :

14,68

Relação X/R : 14,4 29,2





(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 5824 TR-3 230/13,8 kV NE 20,04 14,68

AL-101 52-22 18,00 20,04 14,68 111,33 81,56 Superado AL-102 52-21 32,50 20,04 14,68 61,66 45,17 OK AL-103 52-20 27,10 20,04 14,68 73,95 54,17 OK AL-104 52-19 27,10 20,04 14,68 73,95 54,17 OK AL-105 52-18 27,10 20,04 14,68 73,95 54,17 OK AL-106 52-17 27,10 20,04 14,68 73,95 54,17 OK AL-107 52-16 20,00 20,04 14,68 100,20 73,40 Superado AL-108 52-23 18,00 20,04 14,68 111,33 81,56 Superado


SE Porto Alegre 6 - 13,8 kV

A SE Porto Alegre 6 13,8 kV não apresentava disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, não houve alteração no quantitativo da situação dos disjuntores desta SE no horizonte de dezembro de 2011. A apresentação da tabela para o horizonte de dezembro de 2008, embora não tenha disjuntores em estado superado ou em alerta, deve-se ao fato do nível de curto-circuito na barra ser superior a 95 % da capacidade de interrupção simétrica do menor disjuntor da instalação. Tabela 26 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Porto Alegre 6 13,8




18,82 Trifásico :

35,79

Relação X/R : 82,9 29



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

0 Compensador Síncrono CS-1

52-20 36,00 9,66 26,14 26,83 72,61 OK 52-23 36,00 9,66 26,14 26,83 72,61 OK

5871 TR-1 230/69/13,8 kV 52-21 36,00 17,50 29,42 48,61 81,72 OK 5873 TR-2 230/69/13,8 kV 52-22 36,00 17,51 29,49 48,64 81,92 OK

TR-5 13,8/0,4 kV NE 18,82 35,79

Tabela 27 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Porto Alegre 6 13,8




18,9 Trifásico :

36,2

Relação X/R : 86,1 29,9



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

0 Compensador Síncrono CS-1

52-20 36,00 9,66 26,55 26,83 73,75 OK 52-23 36,00 9,66 26,55 26,83 73,75 OK

5871 TR-1 230/69/13,8 kV 52-21 36,00 17,55 29,66 48,75 82,39 OK 5873 TR-2 230/69/13,8 kV 52-22 36,00 17,57 29,72 48,81 82,56 OK

TR-5 13,8/0,4 kV NE 18,9 36,20


SE Porto Alegre 9 - 13,8 kV

A SE Porto Alegre 9 - 13,8 kV apresentava 13 (treze) disjuntores em estado de alerta, no limiar de superação (cerca de 99,56%), em dezembro de 2008. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada das LTs 230 kV Porto Alegre 9 - Porto Alegre 4, Porto Alegre 9 - Porto Alegre 8 e Porto Alegre 9 - Nova Santa Rita, esta SE passa apresentar 13 (treze) disjuntores superados no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 13 (treze) disjuntores autorizados para troca para esta SE. Tabela 28 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Porto Alegre 9 13,8




17,92 Trifásico :

14,2

Relação X/R : 53,2 67,7





(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 5858 TR-1 230/13,8 kV 52-12 18,00 17,92 14,20 99,56 78,89 Alerta

AL-91 52-16 18,00 17,92 14,20 99,56 78,89 Alerta AL-92 52-17 18,00 17,92 14,20 99,56 78,89 Alerta AL-93 52-18 18,00 17,92 14,20 99,56 78,89 Alerta AL-94 52-19 18,00 17,92 14,20 99,56 78,89 Alerta AL-95 52-20 18,00 17,92 14,20 99,56 78,89 Alerta AL-96 52-21 18,00 17,92 14,20 99,56 78,89 Alerta AL-97 52-22 18,00 17,92 14,20 99,56 78,89 Alerta AL-98 52-23 18,00 17,92 14,20 99,56 78,89 Alerta AL-99 52-24 18,00 17,92 14,20 99,56 78,89 Alerta AL-910 52-25 18,00 17,92 14,20 99,56 78,89 Alerta BC-01 52-15 18,00 17,92 14,20 99,56 78,89 Alerta AMARRE 24-2 18,00 17,92 14,20 99,56 78,89 Alerta


Tabela 29 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Porto Alegre 9 13,8 kV, horizonte dez/2011



18,2 Trifásico :

14,42

Relação X/R : 62,7 82,6





(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 5858 TR-1 230/13,8 kV 52-12 18,00 18,20 14,42 101,11 80,11 Superado

AL-91 52-16 18,00 18,20 14,42 101,11 80,11 Superado AL-92 52-17 18,00 18,20 14,42 101,11 80,11 Superado AL-93 52-18 18,00 18,20 14,42 101,11 80,11 Superado AL-94 52-19 18,00 18,20 14,42 101,11 80,11 Superado AL-95 52-20 18,00 18,20 14,42 101,11 80,11 Superado AL-96 52-21 18,00 18,20 14,42 101,11 80,11 Superado AL-97 52-22 18,00 18,20 14,42 101,11 80,11 Superado AL-98 52-23 18,00 18,20 14,42 101,11 80,11 Superado AL-99 52-24 18,00 18,20 14,42 101,11 80,11 Superado AL-910 52-25 18,00 18,20 14,42 101,11 80,11 Superado BC-01 52-15 18,00 18,20 14,42 101,11 80,11 Superado AMARRE 24-2 18,00 18,20 14,42 101,11 80,11 Superado


SE Scharlau 138 kV

A SE Scharlau 138 kV apresentava 1 (um) disjuntor em estado de alerta em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada do 1º, 2º e 3º transformador 230/138 kV da SE Scharlau, esta SE passa apresentar 6 (seis) disjuntores superados no horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, existem 6 (seis) disjuntores indicados para troca nesta SE. Tabela 30 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Scharlau 138 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 6961 Scharlau 138 kV







(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 6963 TR-1 138/69/13,8 kV 52-1 7,75 6,14 7,18 79,23 92,65 Alerta 6965 TR-A 138/23 kV 52-5 14,50 6,45 7,18 44,48 49,52 OK 6968 Cidade Industrial C1 52-2 13,50 4,66 4,84 34,52 35,85 OK 6970 Cidade Industrial C2 52-3 13,50 4,66 4,83 34,52 35,78 OK

Eve 52-4 13,50 6,75 7,18 50,00 53,19 OK Mom / SSC 52-7 13,50 6,75 7,18 50,00 53,19 OK


Tabela 31 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Scharlau 138 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 6961 Scharlau 138 kV


17,87 Trifásico :

16






(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 5813 TR-C 230/138 kV Futuro S.INF. 15,63 14,16 5814 TR-B 230/138 kV Futuro S.INF. 15,63 14,16 5876 TR-A 230/138 kV Futuro S.INF. 15,63 14,16 6960 TR-B 138/23 kV Futuro S.INF. 17,73 15,99 6963 TR-1 138/69/13,8 kV 52-1 7,75 17,53 16,00 226,19 206,45 Superado6965 TR-A 138/23 kV 52-5 14,50 17,73 15,98 122,28 110,21 Superado6968 Cidade Industrial C1 52-2 13,50 16,27 14,45 120,52 107,04 Superado6970 Cidade Industrial C2 52-3 13,50 16,27 14,45 120,52 107,04 Superado

Eve 52-4 13,50 17,87 16 132,37 118,52 Superado Mom / SSC 52-7 13,50 17,87 16 132,37 118,52 Superado


SE Scharlau 23 kV – (TR 230/23 kV)

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 73%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada do 2º transformador 230/23 kV da SE Scharlau, esta instalação passa apresentar 7 (sete) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, existem 7 (sete) disjuntores indicados para troca nesta SE. Tabela 32 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Scharlau 23 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 5911 Scharlau (TR 230/23kV) 23 kV


21,45 Trifásico :

16,07






(ICC)


interrupção (ICC/ICCS) SituaçãoNúmero

CC Nome N° Disjuntor

Monofásico (kA)

Trifásico (kA)

Monofásico (%)

Trifásico (%)

AL 8 52-29 16,00 21,45 16,07 134,06 100,44 Superado AL 9 52-28 16,00 21,45 16,07 134,06 100,44 Superado AL 10 52-27 16,00 21,45 16,07 134,06 100,44 Superado AL 11 52-26 16,00 21,45 16,07 134,06 100,44 Superado AL 12 52-25 16,00 21,45 16,07 134,06 100,44 Superado AL 13 52-24 16,00 21,45 16,07 134,06 100,44 Superado Amarre 24-2 16,00 21,45 16,07 134,06 100,44 Superado

5912 TR-5 230/23 kV 52-23 16,00 11,27 8,47 70,44 52,94 OK

5719 TR 230/23 kV Futuro S.INF. 11,27 8,47


SE Scharlau 23 kV – (TR 138/23 kV)

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 63%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada do 2º transformador 138/23 kV e do 1º, 2º e 3º transformador 230/138 kV nesta SE, esta instalação passa apresentar 8 (oito) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011” existem 7 (sete) disjuntores indicados para troca nesta SE. Tabela 33 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Scharlau 23 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 6964 Scharlau (TR 138/23kV) 23 kV


20,13 Trifásico :

15,46






(ICC)




Monofásico (kA)

Trifásico (kA)

Monofásico (%)

Trifásico (%)

6860 TR-B 138/23 kV NE 11,10 8,74 6965 TR-A 138/23 kV Futuro S.INF 11,88 9,27

AL-1 52-15 12,00 20,13 15,46 167,75 128,83 Superado AL-2 52-14 12,00 20,13 15,46 167,75 128,83 Superado AL-3 52-13 12,00 20,13 15,46 167,75 128,83 Superado AL-4 52-12 18,00 20,13 15,46 111,83 85,89 Superado AL-5 52-11 12,00 20,13 15,46 167,75 128,83 Superado AL-6 52-10 12,00 20,13 15,46 167,75 128,83 Superado AL-7 52-20 12,00 20,13 15,46 167,75 128,83 Superado Amarre 24-1 12,00 20,13 15,46 167,75 128,83 Superado


CELESC

Apresentamos a seguir as diversas contribuições de corrente pelos disjuntores para as subestações de Blumenau 2 138 kV e 69 kV, Blumenau Garcia 138 kV e 69 kV, Blumenau Salto 69 kV, Herval do Oeste 138 kV, Joinville 1 69 kV, Siderópolis 69 kV, Videira 138 kV e Xanxerê 69 kV da CELESC, considerando a configuração de dezembro de 2011.

Das instalações citadas acima, apenas as subestações de Blumenau Salto 69 kV, Herval D’Oeste 138 kV e Videira 138 kV não apresentam problemas de superação para o horizonte de dezembro de 2008, não sendo apresentado o estudo de corrente passante para este horizonte. Destacamos ainda que as subestações que apresentam superação por corrente simétrica em 2008, terão as condições de seus disjuntores agravadas no horizonte 2011.


SE Blumenau 2 138 kV

A SE Blumenau 2 138 kV apresentava 1 (um) disjuntor em estado de alerta, bem próximo a superação com 99,85% da capacidade, e 6 (seis) disjuntores superados por corrente de curto-circuito em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da UHE Salto Pilão 138 kV, PCHs Consórcio 69 kV e da SE Joinville Norte 230/138 kV, esta SE passa apresentar 7 (sete) disjuntores superados no horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011” existem 7 (sete) disjuntores indicados para troca nesta SE. A Celesc informou que existe indicação de troca dos disjuntores de 20 kA por disjuntores de 31,5 kA para o ano de 2009. Tabela 34 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Blumenau 2 138 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 34110 Blumenau 2 138 kV


21,24 Trifásico :

19,34



Instalação (destino)

Capacidade de

Interrupção Simétrica

(ICCS) (kA)

Corrente de curto-circuito passante pelo

disjuntor (ICC)

Relação Corrente de curto

passante/Capacidade de interrupção

(ICC/ICCS) Situação

Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 34065 Guaramirim 642 40,00 20,97 19,14 52,43 47,85 OK

34111 TT-4 138/69/13,8 kV 582 20,00 21,14 19,33 105,70 96,65 Superado

34112 TT-5 138/69/13,8 kV 592 20,00 21,11 19,33 105,55 96,65 Superado

34115 TT-1 138/23/4,16 kV 542 20,00 21,11 19,34 105,55 96,70 Superado

34117 TT-2 138/23/4,16 kV 522 20,00 21,16 19,34 105,80 96,70 Superado

34258 TT-3 138/23/4,16 kV 562 40,00 21,17 19,34 52,93 48,35 OK

34286 Jaraguá do Sul 622 40,00 20,96 19,16 52,40 47,90 OK

34425 Blumenau (ESUL) C1 / C2 512 20,00 19,97 18,81 99,85 94,05 Alerta

34427 Blumenau (ESUL) C3/ C4 532 20,00 20,14 18,82 100,70 94,10 Superado

Amarre 552 20,00 21,17 19,34 105,85 96,70 Superado

Obs.: De acordo com informações do Dpto de Planejamento da CELESC existe indicação de troca dos disjuntores de 20kA por disjuntores de 31,5kA para o ano de 2009.


Tabela 35 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Blumenau 2 138 kV, horizonte dez/2011


Nível de curto-circuito na barra (kA) : Monofásico : 23,27

Trifásico :21,47




Capacidade de


(ICCS) (kA)


disjuntor (ICC)




Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 34065 Guaramirim 642 40,00 22,95 21,24 57,38 53,10 OK

34111 TT-4 138/69/13,8 kV 582 20,00 23,13 21,43 115,65 107,15 Superado

34112 TT-5 138/69/13,8 kV 592 20,00 23,08 21,41 115,40 107,05 Superado

34115 TT-1 138/23/4,16 kV 542 20,00 23,13 21,47 115,65 107,35 Superado

34117 TT-2 138/23/4,16 kV 522 20,00 23,19 21,47 115,95 107,35 Superado

34258 TT-3 138/23/4,16 kV 562 40,00 23,20 21,47 58,00 53,68 OK

34286 Jaraguá do Sul 622 40,00 22,91 21,26 57,28 53,15 OK 34359 Pomerode Futuro S.INF. 23,10 21,47

34425 Blumenau (ESUL) C1 / C2 512 20,00 21,84 20,84 109,20 104,20 Superado

34427 Blumenau (ESUL) C3/ C4 532 20,00 22,03 20,86 110,15 104,30 Superado

Amarre 552 20,00 23,20 21,47 116,00 107,35 Superado

Obs: De acordo com informações do Dpto de Planejamento da CELESC existe indicação de troca dos disjuntores de 20 kA por disjuntores de 31,5 kA para o ano de 2009.


SE Blumenau 2 69 kV

A SE Blumenau 2 69 kV apresentava 1 (um) disjuntor em estado de alerta em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da UHE Salto Pilão 138 kV, PCHs Consórcio 69 kV e da SE Joinville Norte 230/138 kV, este disjuntor passa a condição de disjuntor superado por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 36 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Blumenau 2 69 kV,

horizonte dez/2008



16,13 Trifásico :

14,4




Capacidade de


(ICCS) (kA)


disjuntor (ICC)




Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 34074 Blumenau Salto C1 372 20,00 15,73 13,98 78,65 69,90 OK 34074 Blumenau Salto C2 362 20,00 15,73 13,98 78,65 69,90 OK 34111 TR-4 138/69 kV 392 11,90 11,19 10,37 94,03 87,14 Alerta 34112 TR-5 138/69 kV 412 20,00 10,32 9,58 51,60 47,90 OK

TR-7 69/13,8 kV NE 16,13 14,40 Amarre 382 20,00 16,13 14,40 80,65 72,00 OK


Tabela 37 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Blumenau 2 69 kV, horizonte dez/2011



Trifásico : 15,71




Capacidade de


(ICCS) (kA)


disjuntor (ICC)




Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

34074 Blumenau Salto C1 372 20,00 16,66 15,01 83,30 75,05 OK

34074 Blumenau Salto C2 362 20,00 16,66 15,01 83,30 75,05 OK

34111 TR-4 138/69 kV 392 11,90 12,05 11,40 101,26 95,80 Superado 34112 TR-5 138/69 kV 412 20,00 11,14 10,56 55,70 52,80 OK

TR-7 69/13,8 kV NE 17,30 15,71

Bay de Transferência 382 20,00 17,30 15,71 86,50 78,55 OK


SE Blumenau Garcia 138 kV

A SE Blumenau Garcia 138 kV apresentava 4 (quatro) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008, bem próximos a superação com 98% de sua capacidade, e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da UHE Salto Pilão 138 kV e das PCHs Consórcio 69 kV, esta SE passa a apresentar 3 (três) disjuntores em estado de alerta, bem próximos a superação com 99% de sua capacidade e um disjuntor superado por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011” existem 4 (quatro) disjuntores indicados para troca nesta SE. Tabela 38 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Blumenau Garcia 138


Subestação : 34096 Blumenau Garcia 138 kV


8,57 Trifásico :

9,85




Capacidade de


(ICCS) (kA)


disjuntor (ICC)




Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 6141 LT Blumenau ESUL C2 532 20,00 7,14 7,54 35,70 37,70 OK 6141 LT Blumenau ESUL C1 522 20,00 7,14 7,54 35,70 37,70 OK

34097 TR 1 138/69 kV 542 10,00 8,22 9,77 82,20 97,70 Alerta 34098 TR 2 138/69 kV 552 10,00 8,24 9,78 82,40 97,80 Alerta 34099 TR 3 138/69 kV 562 10,00 8,25 9,78 82,50 97,80 Alerta 34105 TR 7 138/23 kV 572 31,50 8,25 9,85 26,19 31,27 OK 34242 LT Brusque Rio Branco 582 20,00 7,17 8,23 35,85 41,15 OK

34261 LT Blumenau Bairro da Velha 592 31,50 8,36 9,85 26,54 31,27 OK

Amarre 512 10,00 8,36 9,85 83,60 98,50 Alerta


Tabela 39 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Blumenau Garcia 138 kV, horizonte dez/2011



Trifásico :10,02




Capacidade de


(ICCS) (kA)


disjuntor (ICC)




Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 6141 LT Blumenau ESUL C2 532 20,00 7,06 7,30 35,30 36,50 OK

34097 TR 1 138/69 kV 542 10,00 8,43 9,91 84,30 99,10 Alerta 34098 TR 2 138/69 kV 552 10,00 8,46 9,92 84,60 99,20 Alerta 34099 TR 3 138/69 kV 562 10,00 8,47 9,92 84,70 99,20 Alerta 34105 TR 7 138/23 kV 572 31,50 8,48 10,02 26,92 31,81 OK 34242 LT Brusque Rio Branco 582 20,00 7,29 8,26 36,45 41,30 OK

34261 LT Blumenau Bairro da Velha 592 31,50 8,59 10,02 27,27 31,81 OK

34467 LT Blumenau ESUL C1 522 20,00 7,43 7,90 37,15 39,50 OK Amarre 512 10,00 8,59 10,02 85,90 100,20 Superado


SE Blumenau Garcia 69 kV

A SE Blumenau Garcia 69 kV apresentava 6 (seis) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da UHE Salto Pilão 138 kV e das PCHs Consórcio 69 kV, não há alteração na situação dos disjuntores desta SE no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 40 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Blumenau Garcia




10,8 Trifásico :

8,71




Capacidade de


(ICCS) (kA)


disjuntor (ICC)




Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 34074 LT Blumenau Salto 312 11,90 7,67 5,67 64,45 47,65 OK 34097 BT TT-1 138/69 kV 342 11,90 9,01 7,43 75,71 62,44 OK 34098 BT TT-2 138/69 kV 352 11,90 9,03 7,47 75,88 62,77 OK 34099 BT TT-3 138/69 kV 362 11,90 8,97 7,48 75,38 62,86 OK

AT TT-4 69/23 kV 382 11,90 10,80 8,71 90,76 73,19 Alerta AT TT-5 69/23 kV 392 11,90 10,80 8,71 90,76 73,19 Alerta AT TT-6 69/23 kV 412 11,90 10,80 8,71 90,76 73,19 Alerta AT TT-8 69/23 kV 322 11,90 10,80 8,71 90,76 73,19 Alerta LT Artex 332 11,90 10,80 8,71 90,76 73,19 Alerta Bay Transferência 372 11,90 10,80 8,71 90,76 73,19 Alerta


Tabela 41 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Blumenau Garcia 69 kV, horizonte dez/2011



Trifásico : 9,17




Capacidade de


(ICCS) (kA)


disjuntor (ICC)




Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 34074 LT Blumenau Salto 312 11,90 7,83 5,67 65,80 47,65 OK 34097 BT TT-1 138/69 kV 342 11,90 9,45 7,86 79,41 66,05 OK 34098 BT TT-2 138/69 kV 352 11,90 9,48 7,90 79,66 66,39 OK 34099 BT TT-3 138/69 kV 362 11,90 9,42 7,91 79,16 66,47 OK

AT TT-4 69/23 kV 382 11,90 11,30 9,17 94,96 77,06 Alerta AT TT-5 69/23 kV 392 11,90 11,30 9,17 94,96 77,06 Alerta AT TT-6 69/23 kV 412 11,90 11,30 9,17 94,96 77,06 Alerta AT TT-8 69/23 kV 322 11,90 11,30 9,17 94,96 77,06 Alerta LT Artex 332 11,90 11,30 9,17 94,96 77,06 Alerta

Bay de Transferência 372 11,90 11,30 9,17 94,96 77,06 Alerta


SE Blumenau Salto 69 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 88%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada das PCHs Consórcio 69 kV conectadas neste barramento, esta instalação passa apresentar 3 (três) disjuntores em situação de alerta e 2 (dois) superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 42 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Blumenau Salto 69 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 34074 Blumenau Salto 69 kV


10,98 Trifásico :

12,07

Relação X/R : 4 4



Capacidade de


(ICCS) (kA)

Corrente de curto-circuito passante

pelo disjuntor (ICC)




Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 TT-1 69/23 kV - Usina Salto 322 11,90 10,02 11,89 84,20 99,92 Alerta

34100 LT Blumenau Garcia 392 11,90 8,77 9,70 73,70 81,51 OK 34101 LT Karsten 312 11,90 10,34 11,31 86,89 95,04 Alerta 34107 LT Teka 412 11,90 10,28 11,30 86,39 94,96 Alerta 34113 LT Blumenau 2 C1 332 11,90 9,69 10,22 81,43 85,88 OK 34113 LT Blumenau 2 C2 352 11,90 9,69 10,22 81,43 85,88 OK

34163 LT PCHs Encano, Estação Indaial e Zimlich Futuro S.INF. 9,85 11,03

TT-2 69/23 kV 362 11,90 10,98 12,07 92,27 101,43 Superado TT-3 69/23 kV 382 25,00 10,98 12,07 43,92 48,28 OK Bay de Transferência 342 11,90 10,98 12,07 92,27 101,43 Superado


SE Herval do Oeste 138 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 71%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Videira 2 230/138 kV e a mudança na configuração das LT´s de 138 kV no oeste de Santa Catarina, esta SE passa apresentar 2 (dois) disjuntores em estado de alerta no horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011” existem 2 (dois) disjuntores indicados para troca nesta SE. A Celesc informou que existe indicação de troca dos disjuntores de 10 kA por disjuntores de 20 kA para o ano de 2009.

Tabela 43 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Herval D’Oeste 138


Subestação : 34159 Herval do Oeste 138 kV


8,76 Trifásico :

9,83




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 34160 TT-2 138/69/13,8 kV 542 10,00 8,32 9,79 83,20 97,90 Alerta 34162 TT-3 138/23 kV 552 10,00 8,59 9,83 85,90 98,30 Alerta

34254 Campos Novos / Vidal Ramos Jr C1 562 10,00 7,59 7,93 75,90 79,30 OK

34255 Campos Novos / Vidal Ramos Jr C2 572 10,00 7,56 7,92 75,60 79,20 OK

34394 Videira C1 / C2 592 10,00 6,76 7,25 67,60 72,50 OK 34397 Perdigão Capinzal 632 31,50 8,76 9,83 27,81 31,21 OK 34399 Xanxerê / Catanduva C1 522 10,00 7,29 8,75 72,90 87,50 OK 34400 Xanxerê C2 512 10,00 7,58 8,72 75,80 87,20 OK 34478 TT-4 138/23 kV Futuro S.INF. 8,59 9,83

Obs.: De acordo com informações do Dpto de Planejamento existe indicação de troca dos disjuntores de 10kA por disjuntores de 20kA para o ano de 2009. As LTs Herval do Oeste - Videira C1 e C2 compartilham o mesmo disjuntor (592)


SE Joinville 69 kV

A SE Joinville 69 kV apresentava 3 (três) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Joinville Norte 230/138 kV, esta SE passa apresentar mais 2 (dois) disjuntores em estado de alerta e mais 1 (um) superado por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 44 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Joinville 69 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 34016 Joinville 1 69 kV


16,87 Trifásico :

13,56




Capacidade de


(ICCS) (kA)


disjuntor (ICC)


passante/Capacidade de interrupção (ICC/ICCS)

Situação

Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 6247 LT Joinville (ESUL) C1 NE 16,73 13,48 6247 LT Joinville (ESUL) C2 NE 16,73 13,48

34079 LT Joinville III 372 11,90 15,39 12,20 129,33 102,52 Superado LT Joinville V C1 352 11,90 16,87 13,56 141,76 113,95 Superado LT Joinville V C2 332 15,00 16,87 13,56 112,47 90,40 Superado TR-1 69/34,5 kV 342 20,00 16,87 13,56 84,35 67,80 OK TR-2 69/13,8 kV 392 20,00 16,87 13,56 84,35 67,80 OK


Tabela 45 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Joinville 69 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 34016 Joinville 1 69 kV





Capacidade de


(ICCS) (kA)


disjuntor (ICC)




Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 6247 LT Joinville (ESUL) C1 NE 18,76 15,05 6247 LT Joinville (ESUL) C2 NE 18,76 15,05 6247 LT Joinville (ESUL) C3 Futuro S.INF. 18,71 15,05 6247 LT Joinville (ESUL) C4 Futuro S.INF. 18,71 15,05

34079 LT Joinville III 372 11,90 17,24 13,65 144,87 114,71 Superado 34429 LT São Francisco do Sul 382 15,00 17,82 14,23 118,80 94,87 Superado

LT Joinville V C1 352 11,90 18,78 15,07 157,82 126,64 Superado LT Joinville V C2 332 15,00 18,78 15,07 125,20 100,47 Superado TR-1 69/34,5 kV 342 20,00 18,78 15,07 93,90 75,35 Alerta TR-2 69/13,8 kV 392 20,00 18,78 15,07 93,90 75,35 Alerta


SE Siderópolis 69 kV

A SE Siderópolis 69 kV apresentava 8 (oito) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Forquilinha 230/69 kV, estes disjuntores passam a ficar superados por corrente de curto-circuito simétrica, além de apresentar mais dois disjuntores em estado de alerta, no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 46 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Siderópolis 69 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 34270 Siderópolis 69 kV


10,44 Trifásico :

10,88




Capacidade de


(ICCS) (kA)


disjuntor (ICC)




Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

6413 LT Siderópolis (ESUL) C1 332 11,90 9,09 9,48 76,39 79,66 OK

6413 LT Siderópolis (ESUL) C2 362 11,90 9,09 9,48 76,39 79,66 OK

LT Lauro Muller 322 11,90 10,44 10,88 87,73 91,43 Alerta TR-1 69/13,8 kV 372 11,90 10,44 10,88 87,73 91,43 Alerta TR-2 69/13,8 kV

342 11,9 10,44 10,88 87,73 91,43

Alerta TR-3 69/13,8 kV 10,44 10,88 87,73 91,43 LT Urussanga 382 11,90 10,44 10,88 87,73 91,43 Alerta LT Eliane 392 11,90 10,44 10,88 87,73 91,43 Alerta LT Mina Esperança 412 11,90 10,44 10,88 87,73 91,43 Alerta Amarre 352 11,90 10,44 10,88 87,73 91,43 Alerta


Tabela 47 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Siderópolis 69 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 34270 Siderópolis 69 kV





Capacidade de


(ICCS) (kA)


disjuntor (ICC)




Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

6413 LT Siderópolis (ESUL) C1 332 11,90 10,13 10,97 85,13 92,18 Alerta

6413 LT Siderópolis (ESUL) C2 362 11,90 10,13 10,97 85,13 92,18 Alerta

LT Lauro Muller 322 11,90 11,87 12,91 99,75 108,49 Superado TR-1 69/13,8 kV 372 11,90 11,87 12,91 99,75 108,49 Superado TR-2 69/13,8 kV

342 11,9 11,87 12,91 99,75 108,49

Superado TR-3 69/13,8 kV 11,87 12,91 99,75 108,49 LT Urussanga 382 11,90 11,87 12,91 99,75 108,49 Superado LT Eliane 392 11,90 11,87 12,91 99,75 108,49 Superado LT Mina Esperança 412 11,90 11,87 12,91 99,75 108,49 Superado Amarre 352 11,90 11,87 12,91 99,75 108,49 Superado


SE Videira 138 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 36%, ao se comparar com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Videira 2 230/138 kV, esta SE passa apresentar 2 (dois) disjuntores em estado de alerta no horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011” existem 3 (três) disjuntores indicados para troca nesta SE. A Celesc informou que existe indicação de troca dos disjuntores de 10 kA e de 20 kA por disjuntores de 40 kA para o ano de 2009. Tabela 48 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Videira 138 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 34164 Videira 138 kV


9,65 Trifásico :

8,22




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 34165 TT-3 138/69 kV 552 10,00 9,57 8,22 95,70 82,20 Alerta 34167 TT-1 138/23 kV 532 10,00 9,56 8,22 95,60 82,20 Alerta 34172 TT-2 138/23 kV 562 20,00 9,61 8,22 48,05 41,10 OK 34391 Perdigão 542 10,00 8,55 8,14 85,50 81,40 OK 34394 Herval do Oeste C1 NE 8,59 7,12 34394 Herval do Oeste C2 NE 8,59 7,12 34447 Videira 2 592 40,00 5,19 5,34 12,98 13,35 OK

OBS.: De acordo com informações do Dpto de Planejamento existe indicação de troca dos disjuntores de 10kA e de 20kA por disjuntores de 40kA para o ano de 2009.


SE Xanxerê 69 kV

A SE Xanxerê 69 kV apresentava 4 (quatro) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da mudança na configuração das LT´s de 138 kV no oeste de Santa Catarina, esta SE passa apresentar 6 (seis) disjuntores em estado de alerta no horizonte de dezembro de 2011.

Tabela 49 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Xanxerê 69 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 34201 Xanxere 69 kV


10,84 Trifásico :

8,4




Capacidade de


(ICCS) (kA)


disjuntor (ICC)




Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

34193 LT Faxinal dos Guedes 312 11,90 10,16 7,61 85,38 63,95 OK

34200 TR-5 138/69/13,8 kV 432 11,90 7,31 5,86 61,43 49,24 OK 34260 LT Seara C1 322 11,90 10,76 8,35 90,42 70,17 Alerta 34280 TR-2 138/69/13,8 kV 362 11,90 9,24 7,24 77,65 60,84 OK 34281 TR-1 138/69/13,8 kV 372 11,90 9,23 7,24 77,56 60,84 OK 34296 LT PCH Plano Alto 332 11,90 10,57 8,19 88,82 68,82 OK 34308 LT PCH Santa Laura 412 20,00 10,39 8,00 51,95 40,00 OK

LT Chapecó 352 11,90 10,84 8,40 91,09 70,59 Alerta TR-3 69/23 kV 342 11,90 10,84 8,40 91,09 70,59 Alerta Amarre 382 11,90 10,84 8,40 91,09 70,59 Alerta


Tabela 50 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Xanxerê 69 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 34201 Xanxere 69 kV





Capacidade de


(ICCS) (kA)


disjuntor (ICC)




Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

34193 LT Faxinal dos Guedes 312 11,90 10,93 8,27 91,85 69,50 Alerta

34200 TR-5 138/69/13,8 kV 432 11,90 7,56 6,08 63,53 51,09 OK 34260 LT Seara C1 322 11,90 11,53 8,99 96,89 75,55 Alerta 34280 TR-2 138/69/13,8 kV 362 11,90 9,73 7,66 81,76 64,37 OK 34281 TR-1 138/69/13,8 kV 372 11,90 9,72 7,67 81,68 64,45 OK 34296 LT PCH Plano Alto 332 11,90 11,33 8,83 95,21 74,20 Alerta 34308 LT PCH Santa Laura 412 20,00 11,15 8,64 55,75 43,20 OK

LT Chapecó 352 11,90 11,60 9,05 97,48 76,05 Alerta TR-3 69/23 kV 342 11,90 11,60 9,05 97,48 76,05 Alerta Amarre 382 11,90 11,60 9,05 97,48 76,05 Alerta


CEMIG Apresentamos a seguir as diversas contribuições de corrente pelos disjuntores para as subestações de Barbacena 2 138 kV, Conselheiro Lafaiete 138 kV, Jaguara 345 kV, Neves 1 138 kV, Nova Lima 138 kV da CEMIG, considerando a configuração de dezembro de 2011. Todas as instalações citadas acima apresentam potenciais problemas de superação por corrente simétrica para o horizonte de dezembro de 2008, tendo as condições de seus disjuntores agravadas no horizonte 2011.


SE Barbacena 2 138 kV

A SE Barbacena 2 138 kV não apresentava disjuntores em estado de alerta ou superado por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, a situação não se altera no horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011” existem 2 (dois) disjuntores (3K4 e 5K4) indicados para troca nesta SE, vinculados a entrada em operação do terceiro transformador 345/138/13,8 kV de 150 MVA, desta SE. A apresentação das tabelas para os horizontes de dezembro de 2008 e 2011, embora não tenha disjuntores em estado superado ou em alerta, ocorre devido ao curto-circuito na barra ser superior ao valor do menor disjuntor. Tabela 51 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Barbacena 2 138 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 339 Barbacena 2 138 kV


14,99 Trifásico :

13,21




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 327 LT Santos Dumont C1 7K4 40,00 14,62 12,81 36,55 32,03 OK 328 LT Santos Dumont C2 6K4 40,00 14,62 12,79 36,55 31,98 OK 332 LT Lafaiete 1 2K4 40,00 14,18 12,35 35,45 30,88 OK 333 LT São João Del Rei 4K4 40,00 13,77 11,90 34,43 29,75 OK 340 TR 1 - 345/138/13,8 kV 5K4 14,60 11,77 10,84 80,62 74,25 OK 341 TR 2 - 345/138/13,8 kV 3K4 14,60 11,77 10,84 80,62 74,25 OK

2720 TR 3 - 138/13.8 kV 8K4 40,00 14,99 13,21 37,48 33,03 OK LT Barbacena 1 11K4 40,00 14,99 13,21 37,48 33,03 OK LT Barroso 2 10k4 25,10 14,99 13,21 59,72 52,63 OK Amarre 9K4 40,00 14,99 13,21 37,48 33,03 OK


Tabela 52 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Barbacena 2 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 339 Barbacena 2 138 kV


15,28 Trifásico :

13,31




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 327 LT Santos Dumont C1 7K4 40,00 14,70 12,69 36,75 31,73 OK 328 LT Santos Dumont C2 6K4 40,00 14,69 12,68 36,73 31,70 OK 332 LT Lafaiete 1 2K4 40,00 14,52 12,54 36,30 31,35 OK 333 LT São João Del Rei 4K4 40,00 14,06 12,04 35,15 30,10 OK 340 TR 1 - 345/138/13,8 kV 5K4 14,60 12,27 11,28 84,04 77,26 OK 341 TR 2 - 345/138/13,8 kV 3K4 14,60 12,27 11,28 84,04 77,26 OK

2720 TR 3 - 138/13.8 kV 8K4 40,00 15,28 13,31 38,20 33,28 OK LT Barbacena 1 11K4 40,00 15,28 13,31 38,20 33,28 OK LT Barroso 2 10k4 25,10 15,28 13,31 60,88 53,03 OK Amarre 9K4 40,00 15,28 13,31 38,20 33,28 OK


SE Conselheiro Lafaiete 138 kV

A SE Conselheiro Lafaiete 138 kV não apresentava disjuntores em estado de alerta ou superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada do 3° transformador 345/138 kV nesta instalação, a mesma passa apresentar 1 (um) disjuntor em estado de alerta e 2 (dois) superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 53 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Conselheiro Lafaiete


Subestação : 332 Conselheiro Lafaiete 138 kV







(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 321 Nova Lima 4 4k4 40,00 13,54 12,80 33,85 32,00 OK 330 T3 345/138/13,8 kV 9k4 13,50 11,56 11,27 85,63 83,48 OK 331 T4 345/138/13,8 kV 3k4 13,50 11,51 11,24 85,26 83,26 OK 333 São João Del Rei 1 12k4 20,00 13,57 12,76 67,85 63,80 OK 339 Barbacena 2 11k4 20,00 13,75 13,02 68,75 65,10 OK 415 Ouro Preto 1 8k4 14,90 12,87 12,43 86,38 83,42 OK

2735 T1 138/13,8 kV

1K4 20,0014,47 13,83 72,35 69,15

OK 2735 T5 138/13,8 kV 14,47 13,83 72,35 69,152737 T2 138/69 kV 14,34 13,83 71,70 69,15

Aço Minas LT 1 5k4 40,00 14,47 13,83 36,18 34,58 OK Aço Minas LT 2 7k4 40,00 14,47 13,83 36,18 34,58 OK Níquel do Brasil 2k4 40,00 14,47 13,83 36,18 34,58 OK Amarre 6k4 40,00 14,47 13,83 36,18 34,58 OK

Obs.: Os Trafos TR-1 138/13,8 kV, TR-5 138/13,8 kV e TR-2 138/69 kV compartilham o mesmo disjuntor (1k4)


Tabela 54 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Conselheiro Lafaiete 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 332 Conselheiro Lafaiete 138 kV


16,41 Trifásico :

14,9






(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 321 Nova Lima 4 4k4 40,00 15,39 13,82 38,48 34,55 OK 330 T3 345/138/13,8 kV 9k4 13,50 14,64 13,50 108,44 100,00 Superado331 T4 345/138/13,8 kV 3k4 13,50 14,61 13,49 108,22 99,93 Superado333 São João Del Rei 1 12k4 20,00 15,50 13,89 77,50 69,45 OK 339 Barbacena 2 11k4 20,00 15,77 14,24 78,85 71,20 OK 415 Ouro Preto 1 8k4 14,90 14,69 13,37 98,59 89,73 Alerta

2735 T1 138/13,8 kV

1K4 20,0016,41 14,90 82,05 74,50

OK 2735 T5 138/13,8 kV 16,41 14,90 82,05 74,502737 T2 138/69 kV 16,31 14,90 81,55 74,502845 T6 345/138/13,8 kV Futuro S.INF. 14,61 13,49

Aço Minas LT 1 5k4 40,00 16,41 14,90 41,03 37,25 OK Aço Minas LT 2 7k4 40,00 16,41 14,90 41,03 37,25 OK Níquel do Brasil 2k4 40,00 16,41 14,90 41,03 37,25 OK Amarre 6k4 40,00 16,41 14,90 41,03 37,25 OK

Obs.: Os Trafos TR-1 138/13,8, TR-5 138/13,8 e TR-2 138/69 compartilham o mesmo disjuntor (1k4)


SE Jaguara 345 kV

A SE Jaguara 345 kV apresentava 1 (um) disjuntor em estado de alerta, bem próximo a superação com 99% de sua capacidade, e 9 (nove) superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Estreito 500/345 kV, esta SE passa apresentar 1 (um) disjuntor em estado de alerta e 10 (dez) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 9 (nove) disjuntores autorizados para troca e pelo PMIS 2006-2009 (“Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008) existem mais 2 (dois) disjuntores indicados para troca nesta SE. Tabela 55 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Jaguara 345 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 370 Jaguara 345 kV


26,59 Trifásico :

26,4

Relação X/R : 14,6 18,4



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 Máquinas G1/G2 2P4 25,00 24,63 25,04 98,52 100,16 Superado0 Máquinas G3/G4 3P4 25,00 24,63 25,04 98,52 100,16 Superado

10 Luis Carlos Barreto 5P4 25,00 20,02 19,15 80,08 76,60 OK 324 TR-13 500/345 kV 14P4 25,00 25,14 25,09 100,56 100,36 Superado368 TR-12 500/345 kV 12P4 25,00 25,16 25,09 100,64 100,36 Superado369 TR-11 500/345 kV

13P4 25,0025,16 25,09 100,64 100,36

Superado372 TR-8 345/138 kV 26,14 26,16 104,56 104,64371 TR-7 345/138 kV 11P4 25,00 26,15 26,16 104,60 104,64 Superado379 Volta Grande 10P4 25,00 24,83 24,49 99,32 97,96 Alerta 388 Pimenta LT1 7P4 25,00 25,89 25,47 103,56 101,88 Superado389 Pimenta LT2 8P4 25,00 25,91 25,51 103,64 102,04 Superado

Amarre 1P4 25,00 26,59 26,40 106,36 105,60 Superado

Interligador de barras 9P4 40,00 26,59 26,40 66,48 66,00 OK

OBS.: O disjuntor 13P4 é comum aos transformadores T8 e T11


Tabela 56 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Jaguara 345 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 370 Jaguara 345 kV


28,74 Trifásico :

28,61

Relação X/R : 14,8 18,4



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 Máquinas G1/G2 2P4 25,00 26,78 27,25 107,12 109,00 Superado0 Máquinas G3/G4 3P4 25,00 26,78 27,25 107,12 109,00 Superado

10 Luis Carlos Barreto 5P4 25,00 22,56 21,77 90,24 87,08 Alerta 324 TR-13 500/345 kV 14P4 25,00 26,82 26,93 107,28 107,72 Superado368 TR-12 500/345 kV 12P4 25,00 26,85 26,94 107,40 107,76 Superado369 TR-11 500/345 kV

13P4 25,0026,85 26,94 107,40 107,76

Superado372 TR-8 345/138 kV 28,30 28,38 113,20 113,52371 TR-7 345/138 kV 11P4 25,00 28,31 28,39 113,24 113,56 Superado379 Volta Grande 10P4 25,00 26,98 26,67 107,92 106,68 Superado388 Pimenta LT1 7P4 25,00 27,91 27,49 111,64 109,96 Superado389 Pimenta LT2 8P4 25,00 27,94 27,53 111,76 110,12 Superado

Amarre 1P4 25,00 28,74 28,61 114,96 114,44 Superado

Interligador de barras 9P4 40,00 28,74 28,61 71,85 71,53 OK

OBS.: O disjuntor 13P4 é comum aos transformadores T8 e T11


SE Neves 1 - 138 kV

A SE Neves 1 - 138 kV apresentava 9 (nove) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema o quantitativo da situação dos disjuntores desta SE não se altera no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 57 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Neves 1 138 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 425 Neves 1 138 kV


Relação X/R : 13,5 12,5



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC - 1 70K4 40,00 30,06 26,67 75,15 66,68 OK 0 BC - 2 71K4 40,00 30,06 26,67 75,15 66,68 OK 0 BC - 3 72K4 40,00 30,06 26,67 75,15 66,68 OK

346 TR-5 - 500/138kV 21K4 31,50 26,03 24,08 82,63 76,44 OK 22K4 31,50 26,03 24,08 82,63 76,44 OK

347 LT Sete Lagoas 18K4 31,50 29,96 26,67 95,11 84,67 Alerta 400 LT Betim 2 3K4 31,50 28,52 25,18 90,54 79,94 Alerta

422 TR 3 - 500/138kV 13K4 31,50 24,54 22,27 77,90 70,70 OK 14K4 31,50 24,54 22,27 77,90 70,70 OK

423 TR 4 - 500/138kV 7K4 31,50 24,66 22,34 78,29 70,92 OK 8K4 31,50 24,66 22,34 78,29 70,92 OK

424 LT Santa Luzia 2 16K4 31,50 29,00 25,66 92,06 81,46 Alerta 426 LT Cinco 4K4 31,50 27,80 24,51 88,25 77,81 OK 428 LT Neves 2 15K4 31,50 29,60 26,26 93,97 83,37 Alerta 430 LT Pedro Leopoldo 3 17K4 31,50 29,98 26,67 95,17 84,67 Alerta 452 LT BH Atalaia C1 5K4 31,50 29,97 26,67 95,14 84,67 Alerta 453 LT BH Atalaia C2 6K4 31,50 30,20 26,67 95,87 84,67 Alerta 455 LT BH Adelaide C1 11K4 31,50 30,01 26,67 95,27 84,67 Alerta 464 LT BH Adelaide C2 12K4 31,50 30,01 26,67 95,27 84,67 Alerta

2738 TR 6 - 138/13,8kV 1K4

40,00 30,01 26,67 75,03 66,68OK

2738 TR 7 - 138/13,8kV 40,00 30,01 26,67 75,03 66,68

OBS.: O disjuntor 1k4 é comum aos transformadores T6 e T7


Tabela 58 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Neves 1 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 425 Neves 1 138 kV


30,52 Trifásico :

27,23

Relação X/R : 13,2 12,2



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC - 1 70K4 40,00 30,57 27,23 76,43 68,08 OK 0 BC - 2 71K4 40,00 30,57 27,23 76,43 68,08 OK 0 BC - 3 72K4 40,00 30,57 27,23 76,43 68,08 OK

346 TR-5 - 500/138kV 21K4 31,50 26,42 24,53 83,87 77,87 OK 22K4 31,50 26,42 24,53 83,87 77,87 OK

347 LT Sete Lagoas 18K4 31,50 30,47 27,23 96,73 86,44 Alerta 400 LT Betim 2 3K4 31,50 28,96 25,65 91,94 81,43 Alerta

422 TR 3 - 500/138kV 13K4 31,50 24,92 22,70 79,11 72,06 OK 14K4 31,50 24,92 22,70 79,11 72,06 OK

423 TR 4 - 500/138kV 7K4 31,50 25,04 22,77 79,49 72,29 OK 8K4 31,50 25,04 22,77 79,49 72,29 OK

424 LT Santa Luzia 2 16K4 31,50 29,47 26,17 93,56 83,08 Alerta 426 LT Cinco 4K4 31,50 28,23 24,97 89,62 79,27 OK 428 LT Neves 2 15K4 31,50 30,09 26,80 95,52 85,08 Alerta 430 LT Pedro Leopoldo 3 17K4 31,50 30,50 27,23 96,83 86,44 Alerta 452 LT BH Atalaia C1 5K4 31,50 30,48 27,23 96,76 86,44 Alerta 453 LT BH Atalaia C2 6K4 31,50 30,72 27,23 97,52 86,44 Alerta 455 LT BH Adelaide C1 11K4 31,50 30,52 27,23 96,89 86,44 Alerta 464 LT BH Adelaide C2 12K4 31,50 30,52 27,23 96,89 86,44 Alerta

2738 TR 6 - 138/13,8kV 1K4

40,00 30,52 27,23 76,30 68,08OK

2738 TR 7 - 138/13,8kV 40,00 30,52 27,23 76,30 68,08

OBS.: O disjuntor 1k4 é comum aos transformadores T6 e T7


SE Nova Lima 138 kV

A SE Nova Lima 138 kV apresentava 3 (três) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada do 5º e 6º transformador 230/138 kV – 375 MVA da SE Barreiro, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o dezembro de 2011. Para esta instalação foi adotado o nível de curto na barra para a análise dos disjuntores 2k4, 6k4 e 7k4, pois não foi possível realizar a abertura do equivalente existente nesta barra. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011” existem 3 (três) disjuntores indicados para troca nesta SE. Segundo informação da Cemig, existe a possibilidade dos novos transformadores (5º e 6º) 230/138 kV – 375 MVA da SE Barreiro operarem em um novo barramento, reduzindo a influência em Nova Lima 138 kV, porém os disjuntores já estão superados no caso atual. Tabela 59 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Nova Lima 138 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 321 Nova Lima 138 kV


13,21 Trifásico :

14,86




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 332 Lafaiete 8k4 31,50 12,34 13,85 39,17 43,97 OK 345 Sabará 3 K4 14,60 12,77 14,77 87,47 101,16 Superado397 Barreiro 4 K4 14,60 8,43 8,86 57,74 60,68 OK 438 Taquaril 1 K4 14,60 7,37 9,31 50,48 63,77 OK

MBR / Nova Lima 2 K4 31,50 13,21 14,86 41,94 47,17 OK TR-1 138/69 kV

6 K4 14,60

13,21 14,86 90,48 101,78

Superado TR-2 138/69 kV 13,21 14,86 90,48 101,78 TR-3 138/13,8 kV 13,21 14,86 90,48 101,78 TR-4 138/13,8 kV 13,21 14,86 90,48 101,78

Copasa_Nova Lima (Desativado) 7K4

Amarre 5K4 14,60 13,21 14,86 90,48 101,78 Superado

OBS.: O disjuntor 6k4 é comum aos transformadores TR-1, TR-2, TR-3 e TR-4


Tabela 60 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Nova Lima 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 321 Nova Lima 138 kV


13,67 Trifásico :

15,57




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 332 Lafaiete 8k4 31,50 12,76 14,49 40,51 46,00 OK 345 Sabará 3 K4 14,60 13,22 15,48 90,55 106,03 Superado397 Barreiro 4 K4 14,60 8,58 9,08 58,77 62,19 OK 438 Taquaril 1 K4 14,60 7,75 10,02 53,08 68,63 OK

MBR / Nova Lima 2 K4 31,50 13,67 15,57 43,40 49,43 OK TR-1 138/69 kV

6 K4 14,60

13,67 15,57 93,63 106,64

Superado TR-2 138/69 kV 13,67 15,57 93,63 106,64 TR-3 138/13,8 kV 13,67 15,57 93,63 106,64 TR-4 138/13,8 kV 13,67 15,57 93,63 106,64

Copasa_Nova Lima (Desativado) 7K4

Amarre 5K4 14,60 13,67 15,57 93,63 106,64 Superado

OBS.: O disjuntor 6k4 é comum aos transformadores TR-1, TR-2, TR-3 e TR-4


CHESF

Apresentamos a seguir as diversas contribuições de corrente pelos disjuntores para as subestações de Abaixadora 69 kV, Angelim 230 kV, Bom Nome 230 kV, Camaçari 2 230 kV, Cotegipe 69 kV, Funil 13,5 kV, Irecê 13,8 kV (01K1), Pirapama 2 69 kV, Usina de Boa Esperança 13,8 kV (04T5), Usina de Paulo Afonso 1 230 kV, Usina de Paulo Afonso 2 A 230 kV e Usina de Paulo Afonso 2 B 230 kV da CHESF, considerando a configuração de dezembro de 2011. Das instalações citadas acima, as subestações de Abaixadora 69 kV, Angelim 230 kV, Bom Nome 230 kV, Camaçari 2 230 kV, Cotegipe 69 kV e Funil 13,5 kV não apresentam problemas de superação para o horizonte de dezembro de 2008, não sendo apresentado o estudo de corrente passante para este horizonte. A SE Matatu 69 kV, apesar de não apresentar possível indicação de superação para o horizonte dezembro de 2011, terá suas contribuições analisadas para dezembro de 2008, uma vez que neste horizonte há possível indicação de superação.


SE Abaixadora 69 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 62%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da LT 69 kV Zebu 2 - Abaixadora e da SE Zebu 2 230/69 kV, esta SE passa apresentar 1 (um) disjuntor em estado de alerta e 5 (cinco) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 7 (sete) disjuntores autorizados para troca para esta SE, sendo 1 (um) superado por corrente nominal. Tabela 61 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Abaixadora 69 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 7100 Abaixadora 69 kV


3,11 Trifásico :

12,35






(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 TRAT 02A1 NE 2,28 12,35

7081 Zebú 12V2 11,90 2,96 10,12 24,87 85,04 OK 7084 Delmiro Gouveia 12J1 11,90 3,09 12,15 25,97 102,10 Superado7105 Mulungú 12M2 11,90 3,11 12,35 26,13 103,78 Superado7115 Modelo Reduzido 12M1 11,90 3,05 11,39 25,63 95,71 Alerta 7119 TR 02T6 69/13,8 12T6 11,90 3,11 12,35 26,13 103,78 Superado7120 TR 02T3 69/13,8 12T3 11,90 3,11 12,35 26,13 103,78 Superado7137 TR 04T2 230/69 12T2 11,90 2,76 7,06 23,19 59,33 OK

Amarre 12D1 11,90 3,11 12,35 26,13 103,78 Superado


SE Angelim 230 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 87%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada do 3° TR 230/69 kV desta SE e da UTE Campina Grande, esta SE passa apresentar 1 (um) disjuntor em estado de alerta no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 62 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Angelim 230 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 7310 Angelim 230 kV


Relação X/R : 12,7 12,9



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 7020 LT Paulo Afonso C2 14L2 50,00 27,79 25,01 55,58 50,02 OK 7020 LT Paulo Afonso C4 14L4 40,00 27,60 24,79 69,00 61,98 OK 7050 LT Paulo Afonso C1 14L1 40,00 27,80 24,99 69,50 62,48 OK 7050 LT Paulo Afonso C3 14L3 50,00 27,82 25,04 55,64 50,08 OK 7305 TR-1 500/230/13,8 kV 14T1 50,00 23,58 22,26 47,16 44,52 OK 7306 TR-2 500/230/13,8 kV 14T2 50,00 23,58 22,26 47,16 44,52 OK 7309 TR-6 230/69/13,8 kV Futuro S.INF. 28,01 25,78 7313 TR-3 230/69/13,8 kV 14T3 50,00 28,01 25,78 56,02 51,56 OK 7315 TR-5 230/69/13,8 kV 14T5 50,00 28,01 25,78 56,02 51,56 OK 7320 LT Tacaimbó C1 14M4 40,00 28,38 25,69 70,95 64,23 OK 7320 LT Tacaimbó C2 14M5 40,00 28,31 25,69 70,78 64,23 OK 7320 LT Tacaimbó C3 14M6 50,00 28,27 25,69 56,54 51,38 OK 7328 LT Recife II C1 14M2 50,00 28,06 25,33 56,12 50,66 OK 7329 LT Recife II C2 14M3 50,00 28,05 25,33 56,10 50,66 OK 7370 LT Ribeirão C1 14S1 50,00 28,09 25,36 56,18 50,72 OK 7450 LT Campina Grande II 14C5 50,00 27,92 25,18 55,84 50,36 OK 7565 LT Messias C1 14M7 40,00 27,92 25,18 69,80 62,95 OK 7565 LT Messias C2 14M8 40,00 27,92 25,18 69,80 62,95 OK 7565 LT Messias C3 14M9 40,00 27,91 25,21 69,78 63,03 OK

Amarre 14D1 40,00 28,43 25,78 71,08 64,45 OK Amarre 14D2 29,40 28,43 25,78 96,70 87,69 Alerta Amarre 14D3 50,00 28,43 25,78 56,86 51,56 OK


SE Bom Nome 230 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 89%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, esta SE passa apresentar 1 (um) disjuntor superado por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011” existe 1 (um) disjuntor indicado para troca nesta SE. Tabela 63 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Bom Nome 230 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 7900 Bom Nome 230 kV


7,71 Trifásico :

12,01




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 7020 LT Paulo Afonso 04F2 14-F2 26,30 7,05 9,98 26,81 37,95 OK 7050 LT Paulo Afonso 04F1 14-F1 23,50 7,32 10,90 31,15 46,38 OK 7050 LT Paulo Afonso 04F3 14-F3 50,00 7,06 10,15 14,12 20,30 OK

7901 TR 04T1 - 230/69/13,8 kV

14-W1 11,907,31 12,01 61,43 100,92

Superado7904 TR 04T2 -

230/69/13,8 kV 7,31 12,01 61,43 100,927909 TR 04T4 - 230/138 kV

14-W2 40,007,70 12,01 19,25 30,03

OK 7909 TR 04T5 - 230/138 kV 7,71 12,01 19,28 30,037909 TR 04T6 - 230/138 kV Futuro S.INF. 7,71 12,01 7920 LT Milagres 04L1 14-L1 26,30 7,25 11,14 27,57 42,36 OK 7920 LT Milagres 04L2 14-L2 23,50 7,06 10,46 30,04 44,51 OK 7920 LT Milagres 04L3 14-L3 50,00 6,97 10,46 13,94 20,92 OK

Amarre 14-D1 26,30 7,71 12,01 29,32 45,67 OK

OBS.: O disjuntor 14W1 é comum aos transformadores 04T1 e 04T2 e o disjuntor 14W2 é comum aos transformadores 04T4 e 04T5


SE Camaçari 2 230 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 82%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Pólo 230/69 kV e das UTEs Camaçari Pólo de Apoio e Camaçari Murici I, mesmo com a entrada da SE Camaçari IV 230/69 kV, esta SE passa apresentar 17 (dezessete) disjuntores em estado de alerta no horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011” existem 17 (treze) disjuntores indicados para troca nesta SE, superados por TRT. Os disjuntores n° M1, M7, M8 e M9, indicados para a troca, e o disjuntor n° M2 serão, juntamente com os respectivos bays, remanejados para a nova SE Camaçari IV, portanto não fazendo parte da análise desta SE no horizonte de dezembro de 2011.


Tabela 64 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Camaçari 2 230 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 7620 7622 Camaçari 2 B1/B2 230 kV


39,6 Trifásico :

34,25

Relação X/R : 16,9 21,4



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

7611 TR-05T1 500/230 kV 14T1-A 40,00 38,66 33,45 96,65 83,63 Alerta 14T1-B 40,00 38,66 33,45 96,65 83,63 Alerta



7618 TR-05T4 500/230 kV 14T4 50,00 38,55 33,31 77,10 66,62 OK

7623 Usina Térmica de Camaçari 14V1 40,00 35,17 30,80 87,93 77,00 OK

7624 TR-04T5 230/69 kV 14T5 40,00 39,08 34,01 97,70 85,03 Alerta 7624 TR-04T6 230/69 kV 14T6 50,00 38,98 33,93 77,96 67,86 OK

7630 TR-04T7 230/13,8/13,8 kV 14T7 50,00 36,18 31,51 72,36 63,02 OK

7640 Caraíbas 14C8 40,00 39,32 34,25 98,30 85,63 Alerta 7648 Pólo C1 14C1 S.INF. 39,26 34,05 7648 Pólo C2 14C2 S.INF. 39,21 34,02 7670 Cotegipe C1 14M5 40,00 39,20 33,96 98,00 84,90 Alerta 7670 Cotegipe C2 14M6 40,00 39,41 34,12 98,53 85,30 Alerta 7680 Braskem C1 14C9 40,00 39,13 34,17 97,83 85,43 Alerta 7730 Jacaracanga C1 14C3 40,00 39,11 33,81 97,78 84,53 Alerta 7730 Jacaracanga C2 14C4 40,00 39,10 33,81 97,75 84,53 Alerta

7750 Governador Mangabeira 14C7 50,00 39,25 33,88 78,50 67,76 OK

7750 Governador Mangabeira 14S1 40,00 39,25 33,88 98,13 84,70 Alerta

7865 Braskem C2 04N1 50,00 39,49 34,15 78,98 68,30 OK 7865 Braskem C3 04N2 40,00 39,49 34,15 98,73 85,38 Alerta

Amarre 14D1 40,00 39,49 34,25 98,73 85,63 Alerta Amarre 14D2 40,00 39,49 34,25 98,73 85,63 Alerta


SE Cotegipe 69 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 86%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com o fechamento da LT 69 kV Cotegipe – Pituaçu, esta SE passa apresentar 1 (um) disjuntor em estado de alerta e 17 (dezessete) superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Em dezembro de 2008, os 17 (dezessete) disjuntores já se encontravam superados ou no limiar de superação devido à entrada em operação do 3º transformador 230/69 kV desta SE. Como medida mitigadora, até a substituição destes disjuntores, foi implantada a abertura da LT 69 kV Cotegipe – Pituaçu. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 17 (dezessete) disjuntores autorizados para troca para esta SE.


Tabela 65 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cotegipe 69 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 7672 7674 Cotegipe 69 kV


6,78 Trifásico :

21,62

Relação X/R : 13,3 10,5



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 TRAT - 02A1 NE 6,05 21,62 0 TRAT - 02A2 NE 6,30 21,61

7375 LT Camaçari I 02J3 12-J3 20,00 6,78 21,51 33,90 107,55 Superado7376 LT Camaçari I 02J4 12-J4 19,90 6,78 21,51 34,07 108,09 Superado7654 LT Catu 02J5 12-J5 19,90 6,55 20,73 32,91 104,17 Superado7658 LT Catu 02J6 12-J6 19,90 6,55 20,73 32,91 104,17 Superado7670 TR 04T3 - 230/69 kV 12-T3 31,50 6,49 17,78 20,60 56,44 OK

7671 TR 04T4 - 230/69/13,8 kV 12-T2 20,00 6,51 17,96 32,55 89,80 OK

7675 TR 04T2 - 230/69/13,8 kV 12-T1 19,90 6,53 18,19 32,81 91,41 Alerta

7678 TR 02T8 - 69/13,8 kV 12-T8 20,00 6,78 21,61 33,90 108,05 Superado7679 LT Pituaçu 02J2 12-J2 20,00 5,23 17,83 26,15 89,15 OK

LT Cajazeira 02C6 12-C6 20,00 6,78 21,62 33,90 108,10 Superado LT Cajazeira 02C9 12-C9 20,00 6,78 21,62 33,90 108,10 Superado

LT Cimento Aratu 02L1 12-L1 20,00 6,78 21,62 33,90 108,10 Superado

LT Embasa 02L3 12-L3 20,00 6,78 21,62 33,90 108,10 Superado

LT Lauro de Freitas 02C5 12-C5 20,00 6,78 21,62 33,90 108,10 Superado

LT Millenium 02C1 12-C1 19,90 6,78 21,62 34,07 108,64 Superado LT Millenium 02C2 12-C2 19,90 6,78 21,62 34,07 108,64 Superado LT Paripe 02L2 12-L2 20,00 6,78 21,62 33,90 108,10 Superado LT W. Martins 02L7 12-L7 20,00 6,78 21,62 33,90 108,10 Superado LT W. Martins 02L8 12-L8 20,00 6,78 21,62 33,90 108,10 Superado RE - 02H1 12-H1 25,10 6,78 21,62 27,01 86,14 OK RE - 02H2 12-H2 25,10 6,78 21,62 27,01 86,14 OK Amarre 12-D1 19,90 6,78 21,62 34,07 108,64 Superado Amarre 12-D2 20,00 6,78 21,62 33,90 108,10 Superado


SE Funil 13,5 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 89%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da LT 230 kV Funil - Itapebi e da SE Ibicoara 230 kV, esta SE passa apresentar 3 (três) disjuntores em estado de alerta no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 66 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Funil 13,5 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 7773 Funil CE 13,5 kV


0 Trifásico :

38,24




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 7710 TR 04T8 - 230/13,5 kV NE 0,00 38,24

RCT - 1 K10-Q0 40,00

0,00 38,24 0,00 95,60Alerta

CCT - 1 0,00 38,24 0,00 95,60 RCT - 2

K15-Q0 40,00 0,00 38,24 0,00 95,60

Alerta CCT - 2 0,00 38,24 0,00 95,60 Filtro - 1

K12-Q0 40,00 0,00 38,24 0,00 95,60

Alerta Filtro - 2 0,00 38,24 0,00 95,60

OBS.: O disjuntor K10-Q0 é comum ao RCT-1 e CCT-1, o disjuntor K15-Q0 é comum ao RCT-2 e CCT-2 e o disjuntor K12-Q0 é comum aos Filtros 1 e 2


SE Irecê 13,8 kV

A SE Irecê 13,8 kV apresentava 1 (um) disjuntor em estado de alerta em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, esta condição não se altera para o horizonte de dezembro de 2011.

Tabela 67 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Irecê 13,8 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 8144 Irecê 13,8


34,76 Trifásico :

22,46




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

0 Compensador Síncrono 01K1

11k1 31,50 28,73 16,62 91,21 52,76

Alerta 8141 TR-04T7 230/13,8/6,9

kV 28,73 16,62 91,21 52,76

8147 TR-01T8 13,8/0,22/0,127 kV NE 34,76 22,46

8148 TR-01T9 13,8/0,24 kV NE 34,76 22,46

OBS.: O disjuntor 11K1 é ao 04T7 e ao compensador síncrono

Tabela 68 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Irecê 13,8 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 8144 Irecê 13,8


34,77 Trifásico :

22,47

Relação X/R : 12,4 12,8



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

0 Compensador Síncrono 01K1

11k1 31,50 28,74 16,63 91,24 52,79

Alerta 8141 TR-04T7 230/13,8/6,9

kV 28,74 16,63 91,24 52,79

8147 TR-01T8 13,8/0,22/0,127 kV NE 34,77 22,47

8148 TR-01T9 13,8/0,24 kV NE 34,77 22,47

OBS: O disjuntor 11K1 é ao 04T7 e ao compensador síncrono


SE Matatu 69 kV

Para o horizonte de dezembro de 2008, a SE Matatu 69 kV apresenta 6 (seis) disjuntores em estado de alerta porém, com a retirada da LT 69 kV Matatu – Pituaçu e inclusão da LT 69 kV Matatu – Narandiba, o maior nível de curto-circuito, para o horizonte dezembro de 2011, nesta barra atingirá 82%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta.

Tabela 69 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Matatu 69 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 7711 Matatu 69 kV


6,27 Trifásico :

18,97

Relação X/R : 31,2 12,1



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 TRAT - 02A1 NE 5,54 18,97 0 TRAT - 02A2 NE 5,49 18,97

7710 TR 04T1 - 230/69 kV 12-T1 19,90 6,07 16,54 30,50 83,12 OK 7710 TR 04T2 - 230/69 kV 12-T2 19,90 6,07 16,54 30,50 83,12 OK 7710 TR 04T3 - 230/69 kV 12-T8 19,90 6,07 16,54 30,50 83,12 OK 7712 LT Pituaçu 02J5 S.INF. S.INF. 6,17 17,85 7712 LT Pituaçu 02J5 12-J5 19,90 6,17 17,85 31,01 89,70 OK

BC - 02H1 12-H1 40,00 6,27 18,97 15,68 47,43 OK LT Federação 02V1 12-V1 19,90 6,27 18,97 31,51 95,33 Alerta LT Federação 02V2 12-V2 19,90 6,27 18,97 31,51 95,33 Alerta LT Amaralina 02V3 12-V3 19,90 6,27 18,97 31,51 95,33 Alerta LT Candeal 02V4 12-V4 19,90 6,27 18,97 31,51 95,33 Alerta LT Central 02V5 12-V5 20,00 6,27 18,97 31,35 94,85 Alerta LT Graça 02V6 12-V6 40,00 6,27 18,97 15,68 47,43 OK LT Lapinha 02V7 12-V7 19,90 6,27 18,97 31,51 95,33 Alerta Amarre 12-D1 40,00 6,27 18,97 15,68 47,43 OK


Pirapama 2 69 kV

A SE Pirapama 2 69 kV não apresentava disjuntores em estado de alerta ou superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente com a entrada da SE Suape II 230/69 kV, não houve alteração no quantitativo da situação dos disjuntores desta SE no horizonte de dezembro de 2011. A apresentação das tabelas para os horizontes de dezembro de 2008 e 2011, embora não tenha disjuntores em estado superado ou em alerta, deve-se ao fato do nível de curto-circuito na barra ser superior a 95% do valor do menor disjuntor da instalação. Tabela 70 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Pirapama 2 69 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 7392 Pirapama II 69 kV


Relação X/R : 135,1 24,1



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 TRAT - 02A1 NE 4,04 18,05 0 TRAT - 02A2 NE 4,02 18,05

7347 LT Recife II 02V1 12-V1 31,50 4,84 18,05 15,37 57,30 OK 7388 LT Termocabo 02P1 12-P1 S.INF. 4,76 16,56 7390 TR 04T1 - 230/69 kV 12-T1 20,00 4,68 15,13 23,40 75,65 OK 7390 TR 04T2 - 230/69 kV 12-T2 20,00 4,67 15,09 23,35 75,45 OK 7390 TR 04T3 - 230/69 kV 12-T3 20,00 4,68 15,13 23,40 75,65 OK 7390 TR 04T4 - 230/69 kV 12-T4 31,50 4,68 15,20 14,86 48,25 OK

LT Ambev 12-V2 31,50 4,84 18,05 15,37 57,30 OK LT Cabo 12-J6 31,50 4,84 18,05 15,37 57,30 OK LT Juçaral 12-J5 31,50 4,84 18,05 15,37 57,30 OK LT Suape 12-J7 31,50 4,84 18,05 15,37 57,30 OK LT Pirapama 12-J3 31,50 4,84 18,05 15,37 57,30 OK LT Pontezinha 12-J9 31,50 4,84 18,05 15,37 57,30 OK LT Prazeres 12-J2 31,50 4,84 18,05 15,37 57,30 OK LT Rhodia 12-J4 31,50 4,84 18,05 15,37 57,30 OK LT Piedade 12-J8 31,50 4,84 18,05 15,37 57,30 OK LT Simisa 12-J1 31,50 4,84 18,05 15,37 57,30 OK LT Suape 12-V3 31,50 4,84 18,05 15,37 57,30 OK RE-02H1 12-H1 31,50 4,84 18,05 15,37 57,30 OK Amarre 12-D1 31,50 4,84 18,05 15,37 57,30 OK


Tabela 71 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Pirapama 2 69 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 7392 Pirapama II 69 kV


4,9 Trifásico :

19,49

Relação X/R : 172,3 28,9



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 TRAT - 02A1 NE 4,10 19,49 0 TRAT - 02A2 NE 4,07 19,49

7347 LT Recife II 02V1 12-V1 31,50 4,90 19,49 15,56 61,87 OK 7388 LT Termocabo 02P1 12-P1 S.INF. 4,83 18,01 7390 TR 04T1 - 230/69 kV 12-T1 20,00 4,73 16,10 23,65 80,50 OK 7390 TR 04T2 - 230/69 kV 12-T2 20,00 4,73 16,04 23,65 80,20 OK 7390 TR 04T3 - 230/69 kV 12-T3 20,00 4,73 16,10 23,65 80,50 OK 7390 TR 04T4 - 230/69 kV 12-T4 31,50 4,74 16,18 15,05 51,37 OK

LT Ambev 12-V2 31,50 4,90 19,49 15,56 61,87 OK LT Cabo 12-J6 31,50 4,90 19,49 15,56 61,87 OK LT Juçaral 12-J5 31,50 4,90 19,49 15,56 61,87 OK LT Suape 12-J7 31,50 4,90 19,49 15,56 61,87 OK LT Pirapama 12-J3 31,50 4,90 19,49 15,56 61,87 OK LT Pontezinha 12-J9 31,50 4,90 19,49 15,56 61,87 OK LT Prazeres 12-J2 31,50 4,90 19,49 15,56 61,87 OK LT Rhodia 12-J4 31,50 4,90 19,49 15,56 61,87 OK LT Piedade 12-J8 31,50 4,90 19,49 15,56 61,87 OK LT Simisa 12-J1 31,50 4,90 19,49 15,56 61,87 OK LT Suape 12-V3 31,50 4,90 19,49 15,56 61,87 OK RE-02H1 12-H1 31,50 4,90 19,49 15,56 61,87 OK Amarre 12-D1 31,50 4,90 19,49 15,56 61,87 OK


Usina de Boa Esperança 13,8 kV

O barramento da Usina de Boa Esperança 13,8 kV apresentava 3 (três) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 3 (três) disjuntores autorizados para troca para esta SE. Este barramento também pode ser alimentado pelo transformador 02T7 69/13,8 kV. Neste caso o nível de curto-circuito monofásico e trifásico são, respectivamente, 2,92 kA e 2,83 kA, não causando superação de nenhum disjuntor. Não é possível o paralelismo dos dois transformadores face a diferenças de ligação entre estes equipamentos.

Tabela 72 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina de Boa Esperança

13,8 kV, horizonte dez/2008

Subestação : 8113 Usina de Boa Esperança 13,8 kV


Relação X/R : 124,2 100,2



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 8111 TR-04T5 230/69/13,8 kV NE 18,85 15,58

Serviço Auxiliar UBE 11Y3 12,00

18,85 15,58 157,08 129,83Superado

Serviço Auxiliar BEA 18,85 15,58 157,08 129,83 Entrada de LT 11T7 25,00 18,85 15,58 75,40 62,32 OK São João dos Patos 11Y1 8,70 18,85 15,58 216,67 179,08 Superado Guadalupe / Jurumenha 11Y2 8,70 18,85 15,58 216,67 179,08 Superado

OBS.: O disjuntor 11 Y3 é comum ao serviço auxiliar de UBE e BEA


Tabela 73 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina de Boa Esperança 13,8 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 8113 Usina de Boa Esperança 13,8 kV


18,89 Trifásico :

15,63

Relação X/R : 124,6 100,5



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 8111 TR-04T5 230/69/13,8 kV NE 18,89 15,63

Serviço Auxiliar UBE 11Y3 12,00

18,89 15,63 157,42 130,25Superado

Serviço Auxiliar BEA 18,89 15,63 157,42 130,25 Entrada de LT 11T7 25,00 18,89 15,63 75,56 62,52 OK São João dos Patos 11Y1 8,70 18,89 15,63 217,13 179,66 Superado Guadalupe / Jurumenha 11Y2 8,70 18,89 15,63 217,13 179,66 Superado

OBS.: O disjuntor 11 Y3 é comum ao serviço auxiliar de UBE e BEA


Usina de Paulo Afonso 1 - 230 kV

O barramento da Usina de Paulo Afonso 1 - 230 kV apresentava 4 (quatro) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, existem 4 (quatro) disjuntores indicados para troca nesta SE.

Tabela 74 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina de Paulo Afonso 1

230 kV , horizonte dez/2008

Subestação : 7135 Usina de Paulo Afonso I 230 kV


26,82 Trifásico :

25,4






(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 7020 SE Paulo Afonso B2 NE 24,74 23,94 7021 Máquina G1 14G1 23,90 26,14 24,90 109,37 104,18 Superado7023 Máquina G2 14G2 23,90 26,15 24,91 109,41 104,23 Superado7025 Máquina G3 14G3 23,90 26,14 24,92 109,37 104,27 Superado


Tabela 75 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina de Paulo Afonso 1


Subestação : 7135 Usina de Paulo Afonso I 230 kV


Relação X/R : 19,4 20,8





(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 7020 SE Paulo Afonso B2 NE 25,09 24,39 7021 Máquina G1 14G1 23,90 26,50 25,36 110,88 106,11 Superado7023 Máquina G2 14G2 23,90 26,50 25,36 110,88 106,11 Superado7025 Máquina G3 14G3 23,90 26,50 25,37 110,88 106,15 Superado



Usina de Paulo Afonso 2A - 230 kV

O barramento da Usina de Paulo Afonso 2A - 230 kV apresentava 4 (quatro) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Zebu 2 - 230/69 kV, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006 - 2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, existem 4 (quatro) disjuntores indicados para troca nesta SE.

Tabela 76 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina de Paulo Afonso

2A - 230 kV , horizonte dez/2008

Subestação : 7136 Usina Paulo Afonso 2 A 230 kV


28,27 Trifásico :

25,66






(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 7026 Máquina G1 14G1 23,90 27,56 25,15 115,31 105,23 Superado7029 Máquina G2 14G2 23,90 27,67 25,35 115,77 106,07 Superado7032 Máquina G3 14G3 23,90 27,61 25,17 115,52 105,31 Superado7050 SE Paulo Afonso B1 NE 26,05 24,18



2A - 230 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 7136 Usina Paulo Afonso II A 230 kV


Relação X/R : 18,6 19,7





(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 7026 Máquina G1 14G1 23,90 28,48 25,67 119,16 107,41 Superado7029 Máquina G2 14G2 23,90 28,48 25,67 119,16 107,41 Superado7032 Máquina G3 14G3 23,90 28,53 25,69 119,37 107,49 Superado7050 SE Paulo Afonso B1 NE 27,03 24,68



Usina de Paulo Afonso 2B - 230 kV

O barramento da Usina de Paulo Afonso 2B - 230 kV apresentava 4 (quatro) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Zebu 2 - 230/69 kV a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, existem 4 (quatro) disjuntores indicados para troca nesta SE.


2B - 230 kV , horizonte dez/2008



28,43 Trifásico :

25,72

Relação X/R : 20,3 21,1



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 7033 Máquina G4 14G4 23,90 27,56 25,08 115,31 104,94 Superado7036 Máquina G5 14G5 23,90 27,59 25,09 115,44 104,98 Superado7037 Máquina G6 14G6 23,90 27,58 25,09 115,40 104,98 Superado7050 SE Paulo Afonso B1 NE 25,18 23,75 7100 TR-04T2 230/69 kV 14J4 50,00 27,99 25,71 55,98 51,42 OK



2B - 230 kV, horizonte dez/2011



29,35 Trifásico :

26,23

Relação X/R : 19,2 19,9



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 7033 Máquina G4 14G4 23,90 28,49 25,59 119,21 107,07 Superado7036 Máquina G5 14G5 23,90 28,51 25,60 119,29 107,11 Superado7037 Máquina G6 14G6 23,90 28,50 25,60 119,25 107,11 Superado7050 SE Paulo Afonso B1 NE 26,13 24,25 7100 TR-04T2 230/69 kV 14J4 50,00 28,94 26,23 57,88 52,46 OK



COELCE

Apresentamos a seguir as diversas contribuições de corrente pelos disjuntores para a subestação de Mondubim 69 kV da COELCE, considerando a configuração de dezembro de 2011. Esta SE não apresenta problemas de superação para o horizonte de dezembro de 2008, não sendo apresentado o estudo de corrente passante para este horizonte.

SE Mondubim 69 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 80%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da UTE Maracanaú 69 kV, esta SE passa apresentar 3 (três) disjuntores em estado de alerta no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 80 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Mondubim 69 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 7971 Mondubim 69 kV


Relação X/R : 30,2 13,8



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 7962 LT Fortaleza 12J6 25,00 7,49 22,53 29,96 90,12 Alerta 7970 LT MDM/DID 12I7 31,50 7,84 23,69 24,89 75,21 OK 8123 TR-1 69/13,8 kV 12T1 25,00 7,87 24,04 31,48 96,16 Alerta

TR-2 69/13,8 kV 12T2 25,00 7,87 24,04 31,48 96,16 Alerta Amarre 12D1 31,50 7,87 24,04 24,98 76,32 OK


COPEL

Apresentamos a seguir as diversas contribuições de corrente pelos disjuntores para as subestações de Araucária 69 kV, Campo Comprido 230 kV, Cascavel 138 kV, Pilarzinho 69 kV, Quatro Barras 69 kV, Santa Quitéria 69 kV, São José dos Pinhais 69 kV, Uberaba 69 kV e Umbará 69 kV da COPEL, considerando a configuração de dezembro de 2011. Das instalações citadas acima, as subestações de Quatro Barras 69 kV, Santa Quitéria 69 kV, São José dos Pinhais 69 kV e Uberaba 69 kV não apresentam problemas de superação para o horizonte de dezembro de 2008, não sendo apresentado o estudo de corrente passante para este horizonte.


SE Araucária 69 kV

A SE Araucária 69 kV apresentava 1 (um) disjuntor em estado de alerta e 3 (três) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Porém, com a mudança do consumidor Repar, que passa a não ser alimentado pela SE Araucária, o disjuntor 52-27 não é mais mostrado no horizonte de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, existem 4 (quatro) disjuntores indicados para troca nesta SE. Destes, 3 (três) disjuntores estão superados por corrente de curto simétrica e o outro disjuntor está superado por outro motivo. A Copel informou que 5 (cinco) disjuntores (52-27, 52-69, 52-09, 52-74 e 52-66) desta SE serão trocados por disjuntores com capacidade de interrupção simétrica de 21 kA, previstos para dezembro de 2009. Tabela 81 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Araucária 69 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 30623 Araucária 69 kV


12,99 Trifásico :

11,44




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 30039 TR-2 69/34,5/13,8 kV 52-74 11,90 12,49 11,44 104,96 96,13 Superado30041 TR-1 69/13,8 kV 52-09 12,50 12,48 11,44 99,84 91,52 Alerta 30189 Repar 52-27 11,90 12,30 10,93 103,36 91,85 Superado30233 T. Coelho 52-02 19,00 10,25 8,94 53,95 47,05 OK 30699 P. C. Gas 52-122 20,00 10,56 9,51 52,80 47,55 OK 31737 Umbara 52-69 11,90 10,66 9,46 89,58 79,50 OK

Amarre 52-66 11,90 12,49 11,44 104,96 96,13 Superado


Tabela 82 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Araucária 69 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 30623 Araucária 69 kV


12,54 Trifásico :

11,2




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 30039 TR-2 69/34,5/13,8 kV 52-74 11,90 11,98 11,20 100,67 94,12 Superado30041 TR-1 69/13,8 kV 52-09 12,50 11,97 11,20 95,76 89,60 Alerta 30233 T. Coelho 52-02 19,00 9,70 8,59 51,05 45,21 OK 30699 P. C. Gas 52-122 20,00 10,00 9,20 50,00 46,00 OK 31737 Umbara 52-69 11,90 10,12 9,14 85,04 76,81 OK

Amarre 52-66 11,90 11,98 11,20 100,67 94,12 Superado


SE Campo Comprido 230 kV

A SE Campo Comprido 230 kV apresentava 6 (seis) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada do 3° transformador 500/230 kV da SE Bateias e reencabeçamento na SE Gralha Azul da LT 230 kV Campo Comprido - Umbará, esta SE passa apresentar 2 (dois) disjuntores em estado de alerta, bem próximos a superação com 98 e 99 % de suas capacidades, e 4 (quatro) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 6 (seis) disjuntores autorizados para troca para esta SE. A Copel informou que 6 (seis) disjuntores (52-21, 52-16, 52-25, 52-07, 52-02 e 52-12) desta SE serão trocados por disjuntores com capacidade de interrupção simétrica de 40 kA com previsão de troca para dezembro de 2009. A Copel informou que 5 (cinco) disjuntores (52-02, 52-07, 52-12, 52-16, 52-21 e 52-25) desta SE serão trocados por disjuntores com capacidade de interrupção simétrica de 40 kA, previstos para junho de 2009.

Tabela 83 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Campo Comprido 230


Subestação : 31632 Campo Comprido 230 kV


25,18 Trifásico :

24,25




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 31507 TF-1 230/13,8 kV 52-140 40,00 24,96 24,25 62,40 60,63 OK 31508 TF-2 230/13,8 kV 52-90 40,00 24,96 24,25 62,40 60,63 OK 31617 Bateias 1 52-21 25,00 23,75 23,02 95,00 92,08 Alerta 31617 Bateias 2 52-16 25,00 23,75 23,02 95,00 92,08 Alerta 31617 Bateias 3 52-159 40,00 23,53 23,11 58,83 57,78 OK 31634 TF-A 230/69/13,8 kV 52-145 40,00 24,93 24,23 62,33 60,58 OK 31635 TF-B 230/69/13,8 kV 52-87 40,00 24,93 24,23 62,33 60,58 OK

31640 Cidade Industrial Curitiba 52-02 25,00 22,96 22,58 91,84 90,32 Alerta

31721 Pilarzinho 52-12 25,00 23,89 23,68 95,56 94,72 Alerta 31736 Umbará C2 52-07 25,00 22,70 22,25 90,80 89,00 Alerta 31736 Umbará C1 52-25 25,00 23,70 22,98 94,80 91,92 Alerta

Amarre 52-30 40,00 24,96 24,25 62,40 60,63 OK


Tabela 84 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Campo Comprido 230 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 31632 Campo Comprido 230 kV


27,06 Trifásico :

26,47




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 31507 TF-1 230/13,8 kV 52-140 40,00 26,83 26,47 67,08 66,18 OK 31508 TF-2 230/13,8 kV 52-90 40,00 26,82 26,47 67,05 66,18 OK 31615 Gralha Azul 52-07 25,00 24,88 24,63 99,52 98,52 Alerta 31617 Bateias 1 52-21 25,00 25,43 25,15 101,72 100,60 Superado31617 Bateias 2 52-16 25,00 25,43 25,15 101,72 100,60 Superado31617 Bateias 3 52-159 40,00 25,13 25,24 62,83 63,10 OK 31634 TF-A 230/69/13,8 kV 52-145 40,00 26,78 26,43 66,95 66,08 OK 31635 TF-B 230/69/13,8 kV 52-87 40,00 26,78 26,44 66,95 66,10 OK

31640 Cidade Industrial Curitiba 52-02 25,00 24,44 24,49 97,76 97,96 Alerta

31721 Pilarzinho 52-12 25,00 25,60 25,70 102,40 102,80 Superado31736 Umbará C1 52-25 25,00 25,39 25,11 101,56 100,44 Superado

Amarre 52-30 40,00 26,83 26,47 67,08 66,18 OK


SE Cascavel 138 kV

A SE Cascavel 138 kV apresentava 1 (um) disjuntor em estado de alerta em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente com a entrada da LT 230 kV Foz do Iguaçu Norte – Cascavel Oeste e da LT 525 kV Foz do Iguaçu – Cascavel Oeste, com criação do barramento da SE Foz do Iguaçu 525 kV, este disjuntor passa a estar superado por corrente de curto-circuito simétrica para o horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existe 1 (um) disjuntor autorizado para troca nesta SE. Conforme informado pela COPEL, o disjuntor n° 35 será substituído pelo n° 19 que é utilizado no bay para a LT 138 kV Cascavel – Medianeira, uma vez que esta de LT deixará de existir passando a ser operada na tensão 230 kV, constituindo a LT 230 kV Cascavel - Foz do Iguaçu Norte. Tabela 85 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cascavel 138 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 31628 Cascavel 138 kV


14,88 Trifásico :

13,6




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 30526 TR 1 - 138/34,5/13,8 kV 125 40,00 14,65 13,60 36,63 34,00 OK 30638 LT Céu Azul 28 40,00 14,88 13,60 37,20 34,00 OK 30676 LT Medianeira 19 31,50 14,80 13,60 46,98 43,17 OK 30683 LT Olímpico 112 25,00 14,71 13,53 58,84 54,12 OK 30706 LT Pinheiros C1 35 15,90 14,76 13,47 92,83 84,72 Alerta 30706 LT Pinheiros C2 116 25,00 14,76 13,47 59,04 53,88 OK 30727 LT Toledo 40 25,00 14,66 13,47 58,64 53,88 OK 31629 ATR A - 230/138/13,8 kV 91 25,00 12,36 11,23 49,44 44,92 OK 31630 ATR B - 230/138/13,8 kV 24 40,00 12,38 11,26 30,95 28,15 OK 31631 ATR C - 230/138/13,8 kV 98 15,90 12,19 11,08 76,67 69,69 OK

Amarre 94 25,00 14,88 13,60 59,52 54,40 OK Conforme informado pela COPEL, o disjuntor n°35 será substituído pelo n°19 que é utilizado no bay para a LT 138 kV Cascavel – Medianeira, uma vez que esta LT deixará de existir passando a ser operada na tensão 230 kV, constituindo a LT 230 kV Cascavel - Foz do Iguaçu Norte.


Tabela 86 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cascavel 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 31628 Cascavel 138 kV


16,19 Trifásico :

14,92




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

30526 TR 1 - 138/34,5/13,8 kV 125 40,00 15,95 14,92 39,88 37,30 OK

30638 LT Ceu Azul 28 40,00 15,75 14,48 39,38 36,20 OK 30683 LT Olímpico 112 25,00 16,00 14,84 64,00 59,36 OK 30706 LT Pinheiros C1 35 15,90 16,06 14,78 101,01 92,96 Superado30706 LT Pinheiros C2 116 25,00 16,06 14,78 64,24 59,12 OK 30727 LT Toledo 40 25,00 15,92 14,76 63,68 59,04 OK

30759 TR 2 - 138/34,5/13,8 kV Futuro 40,00 15,93 14,92 39,83 37,30 OK

31629 ATR A - 230/138/13,8 kV 91 25,00 13,48 12,34 53,92 49,36 OK

31630 ATR B - 230/138/13,8 kV 24 40,00 13,51 12,37 33,78 30,93 OK

31631 ATR C - 230/138/13,8 kV 98 15,90 13,30 12,18 83,65 76,60 OK

Amarre 94 25,00 16,19 14,92 64,76 59,68 OK Conforme informado pela COPEL, o disjuntor n°35 será substituído pelo n°19 que é utilizado no bay para a LT 138 kV Cascavel –

Medianeira, uma vez que esta de LT deixará de existir passando a ser operada na tensão 230 kV, constituindo a LT 230 kV Cascavel - Foz do Iguaçu Norte.


SE Pilarzinho 69 kV

A SE Pilarzinho 69 kV apresentava 3 (três) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente com o reencabeçamento na SE Gralha Azul da LT 230 kV Campo Comprido - Umbará, esta SE passa a apresentar 4 (quatro) disjuntores em estado de alerta e 4 (quatro) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica, para o horizonte de dezembro de 2011. A Copel informou que 9 (nove) disjuntores (52-27, 52-36, 52-41, 52-45, 52-49, 52-54, 52-118, 52-122 e 52-148) desta SE serão trocados por disjuntores com capacidade de interrupção simétrica de 31,5 kA, previstos para dezembro de 2010. Tabela 87 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Pilarzinho 69 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 31722 Pilarzinho 69 kV


18,86Trifásico :

14,96




de Interrupção



disjuntor (ICC)


interrupção (ICC/ICCS) Situação Número


Monofásico (kA)

Trifásico (kA)

Monofásico (%) Trifásico (%)

0 BC-01 52-37 31,50 20,05 15,93 63,65 50,57 OK

0 BC-02 52-54 31,50 20,05 15,93 63,65 50,57 OK

30144 Mercês 52-148 20,00 17,37 13,68 86,85 68,40 OK

30156 TR-1 69/13,8 kV 52-41 19,80 18,68 14,96 94,34 75,56 Alerta

30157 TR-2 69/13,8 kV 52-45 19,80 18,68 14,96 94,34 75,56 Alerta

30624 Bacacheri C1 52-27 21,00 18,19 14,40 86,62 68,57 OK

30624 Bacacheri C2 52-49 21,00 18,14 14,38 86,38 68,48 OK

30637 Centro 52-36 21,00 17,53 13,80 83,48 65,71 OK

31723 TR-A 230/69 kV 52-118 20,00 15,09 12,37 75,45 61,85 OK

31724 TR-B 230/69 kV 52-122 20,00 15,05 12,34 75,25 61,70 OK

Amarre 52-54 20,00 18,86 14,96 94,30 74,80 Alerta


Tabela 88 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Pilarzinho 69 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 31722 Pilarzinho 69 kV


20,08 Trifásico :

15,93




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC-04 52-161 31,5 20,10 15,93 63,81 50,57 OK 0 BC-05 52-165 31,5 20,10 15,93 63,81 50,57 OK

30144 Mercês 52-148 20,00 18,53 14,60 92,65 73,00 Alerta 30156 TR-1 69/13,8 kV 52-41 19,80 19,89 15,93 100,45 80,45 Superado30157 TR-2 69/13,8 kV 52-45 19,80 19,89 15,93 100,45 80,45 Superado30624 Bacacheri C1 52-27 21,00 19,31 15,28 91,95 72,76 Alerta 30624 Bacacheri C2 52-49 21,00 19,25 15,25 91,67 72,62 Alerta 30637 Centro 52-36 21,00 18,69 14,72 89,00 70,10 OK 30791 Santa Felicidade C1 52-07 20,00 20,06 15,93 100,30 79,65 Superado30791 Santa Felicidade C2 52-17 21,00 20,06 15,93 95,52 75,86 Alerta 31723 TR-A 230/69 kV 52-118 20,00 15,93 13,00 79,65 65,00 OK 31724 TR-B 230/69 kV 52-122 20,00 15,89 12,97 79,45 64,85 OK

Amarre 52-54 20,00 20,10 15,93 100,50 79,65 Superado


SE Quatro Barras 69 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 58%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da LT 69 kV Santa Mônica – Quatro Barras e da SE Distrito Industrial de São José dos Pinhais 230/69/13,8 kV, esta SE passa apresentar 3 (três) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 89 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Quatro Barras 69 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 30177 Quatro Barras 69 kV


8,86 Trifásico :

8,46




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 30181 TR-1 69/34,5/13,8 kV 52-08 8,40 8,15 8,46 97,02 100,71 Superado30182 TR-2 69/34,5/13,8 kV 52-12 8,40 8,72 8,46 103,81 100,71 Superado30183 TR-3 69/34,5/13,8 kV 52-88 12,50 8,72 8,46 69,76 67,68 OK 30746 LT Piraquara 52-65 31,50 6,83 6,21 21,68 19,71 OK 31708 LT Santa Monica C1 52-111 31,50 7,14 6,93 22,67 22,00 OK 31708 LT Santa Monica C2 Futuro 21,00 7,37 7,40 35,10 35,24 OK

Amarre 52-05 8,40 8,72 8,46 103,81 100,71 Superado


SE Santa Quitéria 69 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 84%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Campina da Siqueira 69 kV, da SE Novo Mundo 69 kV e da SE Distrito Industrial de São José dos Pinhais 69/13,8 kV, esta SE passa apresentar 7 (sete) disjuntores em estado de alerta, sendo um bem próximo a superação com 99,35% de sua capacidade, no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 90 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Santa Quitéria 69 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 30723 Santa Quitéria 69 kV


20,13 Trifásico :

18,22




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 30203 TR-1 69/13,8 kV 52-15 21,00 19,60 18,22 93,33 86,76 Alerta 30204 TR-2 69/13,8 kV 52-07 21,00 19,60 18,22 93,33 86,76 Alerta 30626 LT Barigui C1 52-02 21,00 19,39 17,46 92,33 83,14 Alerta 30626 LT Barigui C2 52-112 21,00 19,39 17,46 92,33 83,14 Alerta 30627 LT Batel 52-64 31,50 16,29 14,85 51,71 47,14 OK 30655 LT Guaricana C1 52-17 21,00 19,87 17,92 94,62 85,33 Alerta 30655 LT Guaricana C2 52-10 21,00 19,87 17,92 94,62 85,33 Alerta 30722 LT S.Guaira - Parolin 52-77 31,50 17,51 15,80 55,59 50,16 OK 30739 LT Novo Mundo Futuro 31,50 18,49 17,21 58,70 54,63 OK 30772 LT C.Siqueira Futuro 31,50 19,48 18,22 61,84 57,84 OK

Amarre 52-124 20,00 19,87 18,22 99,35 91,10 Alerta


SE São José dos Pinhais 69 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 63%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Distrito Industrial de São José dos Pinhais 69/13,8 kV, esta SE passa apresentar 4 (quatro) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. A Copel informou que 4 (quatro) disjuntores (52-01, 52-02, 52-04 e 52-05) de 11,90 kA da instalação serão trocados por disjuntores com capacidade de interrupção simétrica de 21 kA, porém esta obra ainda não tem prazo de conclusão. Tabela 91 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE São José dos Pinhais


Subestação : 30208 São José dos Pinhais A 69 kV


15,23 Trifásico :

12,92




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

Santa Quitéria / Guaricana 52-05 11,90

15,23 12,92 127,98 108,57Superado

30175 Providencia 15,09 12,92 126,81 108,57

52-04 11,90 15,09 12,92 126,81 108,57

Superado

31733 Uberaba C1 13,43 11,07 112,86 93,03

52-03 20,90 13,43 11,07 64,26 52,97

OK

31733 Uberaba C2 13,43 11,07 64,26 52,97

52-02 11,90 13,43 11,07 112,86 93,03

Superado

30213 TR-B 69/13 kV 14,97 12,92 125,80 108,57

52-01 11,90 14,97 12,92 125,80 108,57

Superado30213 TR-A 69/13 kV 15,01 12,92 126,13 108,57

31763 Distrito São José de Pinhais C1 Futuro S.INF. 12,84 11,43

31763 Distrito São José de Pinhais C2 Futuro S.INF. 12,84 11,43


SE Uberaba 69 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 86%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Distrito Industrial de São José dos Pinhais 230/69/13,8 kV, esta SE passa apresentar 3 (três) disjuntores em estado de alerta e 9 (nove) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. A Copel informou que 12 (doze) disjuntores (52-53, 52-99, 52-22, 52-27, 52-32, 52-36, 52-17, 52-07, 52-48, 52-104, 52-108 e 52-40) desta SE serão trocados por disjuntores com capacidade de interrupção simétrica de 31,5 kA, previstos para dezembro de 2010. Tabela 92 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Uberaba 69 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 31733 Uberaba 69 kV


23,69 Trifásico :

19,15






(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC-06 52-189 31,50 23,71 19,15 75,27 60,79 OK 0 BC-07 52-193 31,50 23,71 19,15 75,27 60,79 OK

30126 Guatupé 52-53 21,00 22,23 17,97 105,86 85,57 Superado

30187 Parolin Placas Paraná 52-99 21,00 21,15 16,95 100,71 80,71 Superado

30208 São José dos Pinhais C1 52-22 21,00 23,33 18,82 111,10 89,62 Superado

30208 São José dos Pinhais C2 52-27 21,00 23,33 18,82 111,10 89,62 Superado

30235 TR-1 69/13,8 KV 52-32 21,00 23,47 19,15 111,76 91,19 Superado30236 TR-2 69/13,8 KV 52-36 21,00 23,47 19,15 111,76 91,19 Superado30630 Boqueirão 52-17 21,00 23,48 19,15 111,81 91,19 Superado30634 Capanema C1 52-07 21,00 20,69 16,46 98,52 78,38 Alerta 30725 Atuba C1 52-48 21,00 23,55 19,15 112,14 91,19 Superado31734 TR-A 230/69 kV 52-104 21,00 19,87 16,50 94,62 78,57 Alerta 31735 TR-B 230/69 kV 52-108 20,00 19,62 16,45 98,10 82,25 Alerta

Amarre 52-40 21,00 23,71 19,15 112,90 91,19 Superado


SE Umbará 69 kV

A SE Umbará 69 kV apresentava 9 (nove) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, o quantitativo da situação dos disjuntores não se altera para o horizonte de dezembro de 2011. A Copel informou que todos os disjuntores de 21 kA da instalação serão trocados por disjuntores com capacidade de interrupção simétrica de 31,5 kA, previstos para abril de 2012. Tabela 93 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Umbará 69 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 31737 Umbará 69 kV





de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC-01 52-37 31,50 20,05 15,93 63,65 50,57 OK 0 BC-02 52-54 31,50 20,05 15,93 63,65 50,57 OK

30104 LT Fafen C1 52-88 21,00 20,02 15,93 95,33 75,86 Alerta 30104 LT Fafen C2 52-78 21,00 19,89 15,93 94,71 75,86 Alerta 30120 LT Kraft C2 52-109 21,00 18,39 14,42 87,57 68,67 OK 30623 LT Araucária 52-102 21,00 19,64 15,68 93,52 74,67 Alerta 30666 LT Kraft C1 52-81 21,00 18,33 14,36 87,29 68,38 OK 30699 LT P. C. Gas 52-96 21,00 19,58 15,69 93,24 74,71 Alerta 30702 LT Pinheirinho 52-106 21,00 19,96 15,93 95,05 75,86 Alerta 30724 LT Tatuquara 52-99 21,00 19,94 15,93 94,95 75,86 Alerta 31738 TR-1 230/69/13,8 kV 52-86 21,00 15,29 12,56 72,81 59,81 OK 31739 TR-2 230/69/13,8 kV 52-76 21,00 15,26 12,47 72,67 59,38 OK

Interligador de Barra 52-85 21,00 20,05 15,93 95,48 75,86 Alerta Amarre 52-117 21,00 20,05 15,93 95,48 75,86 Alerta Amarre 52-91 21,00 20,50 15,93 97,62 75,86 Alerta


Tabela 94 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Umbará 69 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 31737 Umbará 69 kV


20,19 Trifásico :

16,08




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC-01 52-37 31,50 20,21 16,08 64,16 51,05 OK 0 BC-02 52-54 31,50 20,21 16,08 64,16 51,05 OK

30104 LT Fafen C1 52-88 21,00 20,06 16,08 95,52 76,57 Alerta 30104 LT Fafen C2 52-78 21,00 20,18 16,08 96,10 76,57 Alerta 30120 LT Kraft C2 52-109 21,00 18,39 14,41 87,57 68,62 OK 30623 LT Araucária 52-102 21,00 19,87 15,88 94,62 75,62 Alerta 30666 LT Kraft C1 52-81 21,00 18,32 14,35 87,24 68,33 OK 30699 LT P. C. Gas 52-96 21,00 19,81 15,89 94,33 75,67 Alerta 30702 LT Pinheirinho 52-106 21,00 20,12 16,08 95,81 76,57 Alerta 30724 LT Tatuquara 52-99 21,00 20,11 16,08 95,76 76,57 Alerta 31738 TR-1 230/69/13,8 kV 52-86 21,00 15,35 12,64 73,10 60,19 OK 31739 TR-2 230/69/13,8 kV 52-76 21,00 15,32 12,54 72,95 59,71 OK

Interligador de Barra 52-85 21,00 20,21 16,08 96,24 76,57 Alerta Amarre 52-117 21,00 20,21 16,08 96,24 76,57 Alerta Amarre 52-91 21,00 20,21 16,08 96,24 76,57 Alerta


CPFL Apresentamos a seguir as diversas contribuições de corrente pelos disjuntores para as subestações Carioba 138 kV, Nova Aparecida 138 kV e Trevo 138 kV da CPFL, considerando a configuração de dezembro de 2011. Todas as instalações citadas acima apresentam problemas de superação para o horizonte de dezembro de 2008, não sendo apresentado o estudo de corrente passante para este horizonte.


SE Carioba 138 kV

A SE Carioba 138 kV apresentava 1 (um) disjuntor em estado de alerta e 1 disjuntor superado por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Ribeirão Preto 500 kV, do 4° TR 440/138 kV da SE Ribeirão Preto, da SE Araras 440/138 kV, da SE Itatiba 500/138 kV e das usinas a Biomassa de SP, o disjuntor que estava no estado de alerta passa também a ficar superado por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011” existe 1 (um) disjuntor indicado para troca nesta SE. Tabela 95 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Carioba 138 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 12271 Carioba 138 kV


19,51 Trifásico :

30,1




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC - 01 18 31,50 19,58 30,10 62,16 95,56 Alerta

12212 LT Nova Aparecida C2 9 40,00 19,00 28,90 47,50 72,25 OK 12218 LT Tanquinho C1 16 40,00 18,79 28,77 46,98 71,93 OK 12270 LT Nova Aparecida C1 14 40,00 19,00 28,91 47,50 72,28 OK 12296 LT Fibra Dupont 11 40,00 19,51 30,10 48,78 75,25 OK 12361 LT Tanquinho C2 10 40,00 18,93 28,61 47,33 71,53 OK 12441 LT Santa Bárbara C4 12 40,00 18,67 28,56 46,68 71,40 OK 12807 TR-1 138/69 kV 7 40,00 18,52 29,61 46,30 74,03 OK 19070 LT Santa Bárbara C1 15 40,00 18,68 28,51 46,70 71,28 OK 19070 LT Santa Bárbara C2 17 40,00 18,68 28,51 46,70 71,28 OK 19070 LT Santa Bárbara C3 13 40,00 18,67 28,55 46,68 71,38 OK

Interligação de Barras 24-1 20,00 16,84 25,64 84,20 128,20 Superado Amarre 24-2 40,00 19,58 30,10 48,95 75,25 OK


Tabela 96 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Carioba 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 12271 Carioba 138 kV


20,66 Trifásico :

33,8



Equipamento destino Capacidade de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC - 01 18 31,50 20,73 33,80 65,81 107,30 Superado

12212 LT Nova Aparecida C2 9 40,00 20,08 32,27 50,20 80,68 OK 12218 LT Tanquinho C1 16 40,00 19,87 32,14 49,68 80,35 OK 12270 LT Nova Aparecida C1 14 40,00 20,08 32,28 50,20 80,70 OK 12296 LT Fibra Dupont 11 40,00 20,66 33,80 51,65 84,50 OK 12361 LT Tanquinho C2 10 40,00 19,95 31,70 49,88 79,25 OK 12441 LT Santa Bárbara C4 12 40,00 19,74 31,91 49,35 79,78 OK 12807 TR-1 138/69 kV 7 40,00 19,64 33,24 49,10 83,10 OK 19070 LT Santa Bárbara C1 15 40,00 19,75 31,84 49,38 79,60 OK 19070 LT Santa Bárbara C2 17 40,00 19,75 31,84 49,38 79,60 OK 19070 LT Santa Bárbara C3 13 40,00 19,73 31,90 49,33 79,75 OK

Interligação de Barras 24-1 20,00 17,72 28,35 88,60 141,75 Superado Amarre 24-2 40,00 20,73 33,80 51,83 84,50 OK


SE Nova Aparecida 138 kV

A SE Nova Aparecida 138 kV apresentava 15 (quinze) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Ribeirão Preto 500 kV, do 4° TR 440/138 kV da SE Ribeirão Preto, da SE Araras 440/138 kV, da SE Itatiba 500/138 kV e das usinas a Biomassa de SP, esses disjuntores passam a situação de superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011” existem 3 (três) disjuntores indicados para troca nesta SE. A CPFL informou que será adotado como medida mitigadora para a superação dos disjuntores da SE a instalação de um reator limitador de curto-circuito. Tabela 97 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Nova Aparecida 138


Subestação : 12270 Nova Aparecida 138 kV


19,84 Trifásico :

30,36




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC - 01 21 31,50 19,91 30,36 63,21 96,38 Alerta

12271 LT Usina Carioba C2 6 31,50 19,35 29,21 61,43 92,73 Alerta 12273 LT Tanquinho C2 13 31,50 19,15 29,04 60,79 92,19 Alerta 12279 LT Trevo C1 9 31,50 19,72 30,17 62,60 95,78 Alerta 12290 LT Viracopos C2 11 31,50 19,75 30,22 62,70 95,94 Alerta 12303 LT Viracopos C1 10 31,50 19,75 30,22 62,70 95,94 Alerta 12309 LT Trevo C2 8 31,50 19,72 30,17 62,60 95,78 Alerta 12379 LT Tanquinho C1 12 31,50 19,15 29,03 60,79 92,16 Alerta 12390 LT Santa Bárbara C1 2 31,50 19,27 28,97 61,17 91,97 Alerta 12452 LT Usina Carioba C1 5 31,50 19,35 29,22 61,43 92,76 Alerta 12502 LT Sumaré C3 15 31,50 19,51 29,75 61,94 94,44 Alerta 19070 LT Santa Bárbara C2 1 31,50 19,27 28,97 61,17 91,97 Alerta 19090 LT Sumaré C1 3 31,50 18,74 29,04 59,49 92,19 Alerta 19090 LT Sumaré C2 14 31,50 17,93 29,04 56,92 92,19 Alerta

TR-1 138/11,9 kV 16 40,00 19,84 30,36 49,60 75,90 OK

Interligação de Barras 24-2 31,50 16,23 24,65 51,52 78,25 OK

Amarre 24-1 31,50 19,84 30,36 62,98 96,38 Alerta


Tabela 98 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Nova Aparecida 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 12270 Nova Aparecida 138 kV


21,94 Trifásico :

35,13




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC - 01 21 31,50 22,01 35,13 69,87 111,52 Superado

12271 LT Usina Carioba C2 6 31,50 21,39 33,74 67,90 107,11 Superado12273 LT Tanquinho C2 13 31,50 21,11 33,33 67,02 105,81 Superado12279 LT Trevo C1 9 31,50 21,70 34,68 68,89 110,10 Superado12290 LT Viracopos C2 11 31,50 21,73 34,75 68,98 110,32 Superado12303 LT Viracopos C1 10 31,50 21,73 34,75 68,98 110,32 Superado12309 LT Trevo C2 8 31,50 21,69 34,68 68,86 110,10 Superado12379 LT Tanquinho C1 12 31,50 21,11 33,33 67,02 105,81 Superado12390 LT Santa Bárbara C1 2 31,50 21,32 33,49 67,68 106,32 Superado12452 LT Usina Carioba C1 5 31,50 21,40 33,75 67,94 107,14 Superado12502 LT Sumaré C3 15 31,50 21,60 34,46 68,57 109,40 Superado19070 LT Santa Bárbara C2 1 31,50 21,32 33,49 67,68 106,32 Superado19090 LT Sumaré C1 3 31,50 20,80 33,70 66,03 106,98 Superado19090 LT Sumaré C2 14 31,50 19,94 33,70 63,30 106,98 Superado

TR-1 138/11,9 kV 16 40,00 21,94 35,13 54,85 87,83 OK

Interligação de Barras 24-2 31,50 17,85 28,20 56,67 89,52 OK

Amarre 24-1 31,50 22,01 35,13 69,87 111,52 Superado


SE Trevo 138 kV

A SE Trevo 138 kV apresentava 2 (dois) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Ribeirão Preto 500 kV, do 4° TR 440/138 kV da SE Ribeirão Preto, da SE Araras 440/138 kV, da SE Itatiba 500/138 kV e das usinas a Biomassa de SP, esta SE passa a apresentar 4 (quatro) disjuntores superados por corrente simétrica de curto-circuito no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 99 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Trevo 138 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 12288 Trevo 138 kV





de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N° Disjuntor Monofásico

(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 12279 LT Nova Aparecida C1 1 20,00 10,68 17,63 53,40 88,15 OK 12290 LT Viracopos C1 23 31,50 11,13 18,88 35,33 59,94 OK 12290 LT Viracopos C2 24 31,50 11,13 18,88 35,33 59,94 OK 12294 LT Nova Aparecida C2 2 20,00 10,66 17,61 53,30 88,05 OK 12421 LT Trevo (Andorinha) 25 40,00 8,99 16,56 22,48 41,40 OK 12811 TR-1 138/69 kV 3 20,00 10,84 19,29 54,20 96,45 Alerta

TR-1 138/11,9 kV 4 20,00 11,40 19,66 57,00 98,30 Alerta


Tabela 100 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Trevo 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 12288 Trevo 138 kV


13,98 Trifásico :

23,32




de Interrupção



disjuntor (ICC)




(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 12279 LT Nova Aparecida C1 1 20,00 13,16 21,01 65,80 105,05 Superado12290 LT Viracopos C1 23 31,50 13,56 22,19 43,05 70,44 OK 12290 LT Viracopos C2 24 31,50 13,56 22,19 43,05 70,44 OK 12294 LT Nova Aparecida C2 2 20,00 13,14 20,98 65,70 104,90 Superado12421 LT Trevo (Andorinha) 25 40,00 10,16 18,90 25,40 47,25 OK 12811 TR-1 138/69 kV 3 20,00 13,45 22,90 67,25 114,50 Superado

TR-1 138/11,9 kV 4 20,00 13,56 22,90 67,80 114,50 Superado


CTEEP Apresentamos a seguir as diversas contribuições de corrente pelos disjuntores para as subestações de Baixada Santista 230 kV e 88 kV, Bom Jardim 88 kV, Bragança Paulista 138 kV, Cabreúva 440 kV e 230 kV, Embuguaçu 138 kV e 13,8 kV, Ilha Solteira 440 kV e 138 kV, Itapeti 345 kV, Limeira 1 138 kV, Mogi Mirim 2 138 kV, Norte 345 kV, Oeste 88 kV, Piratininga 88 kV, Pirituba 88 kV, Porto Ferreira 138 kV, Promissão 138 kV, Ribeirão Preto 138 kV, Rio Claro 1 138 kV, Santa Bárbara do Oeste 138 kV, São José do Rio Preto 138 kV, Sul 345 kV e Xavantes 345 kV da CTEEP, considerando a configuração de dezembro de 2011. Das instalações citadas acima, as subestações de Baixada Santista 230 kV e 88 kV, Bragança Paulista 138 kV, Embuguaçu 13,8 kV, Ilha Solteira 138 kV, Itapeti 345 kV, Limeira 1 138 kV, Norte 345 kV, Porto Ferreira 138 kV, Promissão 138 kV, Ribeirão Preto 138 kV, São José do Rio Preto 138 kV, e Sul 345 kV não apresentam problemas de superação para o horizonte de dezembro de 2008, não sendo apresentado o estudo de corrente passante para este horizonte.


SE Baixada Santista 230 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 88%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da UTE Cubatão 230 kV, esta SE não continua apresentando nenhum disjuntor no estado de alerta ou superado por corrente de curto-circuito simétrica para o horizonte de dezembro de 2011. Tabela 101 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Baixada Santista 230


Subestação : 19810 Baixada Santista 230 kV


Relação X/R : 18,7 18,6



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 13360 LT Henry Borden C5 1 40,00 23,14 23,19 57,85 57,98 OK 19801 ATR 1 - 345/230/13,8 kV 3 25,10 14,40 14,18 57,37 56,49 OK 19811 TR 7 - 230/138/13,8 kV 25 36,00 24,69 24,20 68,58 67,22 OK 19812 TR 8 - 230/138/13,9 kV 26 40,00 24,69 24,20 61,73 60,50 OK 19910 LT Carbocloro 2 40,00 23,42 23,54 58,55 58,85 OK

Amarre 3 50,00 24,69 24,20 49,38 48,40 OK


SE Baixada Santista 88 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 87%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com o fechamento do secundário do 3° TR 345/88 kV da SE Baixada Santista, esta SE passa apresentar 9 (nove) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 6 (seis) disjuntores autorizados para troca para esta SE e pelo “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011” existem mais 3 (três) disjuntores indicados para troca devido a superação por corrente de curto-circuito simétrica. Destacamos que há limites de operação de quantidade de unidades geradoras na SE Henry Borden, abertura das linhas entre Henry Borden - Pedreira 88 kV, separação do barramento da SE Henry Borden, retirada de operação do TR-231 230/88 kV da SE Henry Borden e energização do TR-3 345/88 kV em Baixada Santista somente pelo lado de alta tensão, visando obter um nível de curto-circuito menor para garantir a integridade dos disjuntores até a devida substituição dos mesmos.


Tabela 102 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Baixada Santista 88 kV, horizonte dez/2011



24,42 Trifásico :

40,02

Relação X/R : 15,8 22,9



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Disjuntores N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

0 Bco de Capacitor Estático (1) - 63 Mvar 35352-14 40,00 22,32 40,02 55,80 100,05 Superado

0 Bco de Capacitor Estático (2) - 63 Mvar 35352-23 40,00 22,32 40,02 55,80 100,05 Superado

0 TR - AT 1 88/13,8 kV NE 24,64 40,02 0 TR - AT 2 88/13,8 kV NE 24,64 40,02

13300 Henry Borden C1 35352-18 37,00 24,20 39,82 65,41 107,62 Superado13308 Henry Borden C2 35352-17 37,00 24,26 39,82 65,57 107,62 Superado13840 Capuava C1 35352-21 37,00 24,26 39,37 65,57 106,41 Superado13850 Capuava C2 35352-22 37,00 24,42 40,02 66,00 108,16 Superado13862 Henry Borden C5 35352-19 50,00 24,30 39,78 48,60 79,56 OK 13865 Henry Borden C6 35352-20 50,00 24,23 39,78 48,46 79,56 OK 13868 Henry Borden C3 35352- 42 37,00 24,20 39,83 65,41 107,65 Superado13872 Henry Borden C4 35352-43 37,00 24,19 39,83 65,38 107,65 Superado19803 TR-3 345/88 kV 35352-15 40,00 22,32 32,51 55,80 81,28 OK 19804 TR-4 345/88 kV 35352-16 40,00 22,33 32,54 55,83 81,35 OK 19805 TR-5 345/88 kV 35352-41 50,00 22,29 32,42 44,58 64,84 OK

Amarre 35324-4 40,00 24,64 40,02 61,60 100,05 Superado


Tabela 103 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Baixada Santista 88 kV, horizonte dez/2011, considerando o TR-231 230/88 kV de Henry Borden aberto



23,82 Trifásico :

37,67

Relação X/R : 15,9 22,7

Configuração : Dezembro de 2011 - sem o TR-231 230/88 kV de Henry

Borden


de Interrupção



(ICC)



Número CC Disjuntores N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

0 Bco de Capacitor Estático (1) - 63 Mvar 35352-14 40,00 21,76 37,67 54,40 94,18 Alerta

0 Bco de Capacitor Estático (2) - 63 Mvar 35352-23 40,00 21,76 37,67 54,40 94,18 Alerta

0 TR - AT 1 88/13,8 kV NE 24,03 37,67 0 TR - AT 2 88/13,8 kV NE 24,03 37,67

13300 Henry Borden C1 35352-18 37,00 23,62 37,55 63,84 101,49 Superado 13308 Henry Borden C2 35352-17 37,00 23,67 37,55 63,97 101,49 Superado 13840 Capuava C1 35352-21 37,00 23,64 37,02 63,89 100,05 Superado 13850 Capuava C2 35352-22 37,00 23,82 37,67 64,38 101,81 Superado 13862 Henry Borden C5 35352-19 50,00 23,71 37,52 47,42 75,04 OK 13865 Henry Borden C6 35352-20 50,00 23,65 37,52 47,30 75,04 OK 13868 Henry Borden C3 35352- 42 37,00 23,62 37,55 63,84 101,49 Superado 13872 Henry Borden C4 35352-43 37,00 23,61 37,55 63,81 101,49 Superado 19803 TR-3 345/88 kV 35352-15 40,00 21,48 29,96 53,70 74,90 OK 19804 TR-4 345/88 kV 35352-16 40,00 21,49 29,98 53,73 74,95 OK 19805 TR-5 345/88 kV 35352-41 50,00 21,45 29,87 42,90 59,74 OK

Amarre 35324-4 40,00 24,03 37,67 60,08 94,18 Alerta


SE Bom Jardim 88 kV

A SE Bom Jardim 88 kV apresentava 1 (um) disjuntor em estado de alerta em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existe 1 (um) disjuntor autorizado para troca para esta SE. Tabela 104 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Bom Jardim 88 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 19420 Bom Jardim 88 kV


Relação X/R : 18,9 48,7



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 13762 LT Vila Rami C1 31 50,00 29,47 30,50 58,94 61,00 OK 13780 LT Vila Rami C2 32 50,00 29,57 30,50 59,14 61,00 OK 13798 LT Vila Rami C3 34 50,00 29,53 30,50 59,06 61,00 OK 13819 LT Vila Rami C4 35 50,00 29,52 30,50 59,04 61,00 OK 13955 LT Jundiai 4 C1 38 50,00 29,47 30,50 58,94 61,00 OK 13956 LT Jundiai 4 C2 39 50,00 29,47 30,50 58,94 61,00 OK 19401 TR 4 - 440/88 kV 33 40,00 21,77 22,45 54,43 56,13 OK 19402 TR 2 - 440/88 kV 30 40,00 21,59 22,39 53,98 55,98 OK 19404 TR 3 - 440/88 kV 36 50,00 22,85 22,67 45,70 45,34 OK

TR 6 - 88/13,8 Kv 37 31,50 29,47 30,50 93,56 96,83 Alerta Amarre 24-4 50,00 29,47 30,50 58,94 61,00 OK


Tabela 105 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Bom Jardim 88 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 19420 Bom Jardim 88 kV


29,9 Trifásico :

30,94

Relação X/R : 19,2 49,8



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC-01 42 50,00 30,01 30,94 60,02 61,88 OK

13762 LT Vila Rami C1 31 50,00 29,90 30,94 59,80 61,88 OK 13780 LT Vila Rami C2 32 50,00 29,95 30,94 59,90 61,88 OK 13798 LT Vila Rami C3 34 50,00 29,96 30,94 59,92 61,88 OK 13819 LT Vila Rami C4 35 50,00 29,95 30,94 59,90 61,88 OK 13955 LT Bom Jardim C1 38 50,00 29,94 30,94 59,88 61,88 OK 13956 LT Bom Jardim C2 39 50,00 29,90 30,94 59,80 61,88 OK 19401 TR 4 - 440/88 kV 33 40,00 21,96 22,68 54,90 56,70 OK 19402 TR 2 - 440/88 kV 30 40,00 21,78 22,62 54,45 56,55 OK 19404 TR 3 - 440/88 kV 36 50,00 23,06 22,91 46,12 45,82 OK

TR 6 - 88/13,8 kV 37 31,50 29,90 30,94 94,92 98,22 Alerta Amarre 24-4 50,00 29,90 30,94 59,80 61,88 OK


SE Bragança Paulista 138 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 73%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Atibaia 345/138 kV, esta SE passa apresentar 1 (um) disjuntor em estado de alerta por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 106 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Bragança Paulista 138


Subestação : 19430 Bragança Paulista 138 kV





de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 2125 LT Mairiporã C1 2 13,00 6,11 11,44 47,00 88,00 OK 2125 LT Mairiporã C2 1 40,00 6,15 11,44 15,38 28,60 OK

13082 LT Bragança Paulista C1 17 13,50 6,48 12,74 48,00 94,37 Alerta 19410 LT Bom Jardim C1 4 40,00 6,21 12,09 15,53 30,23 OK 19416 LT Bom Jardim C2 3 40,00 6,07 12,09 15,18 30,23 OK 19431 TR 1 - 138/34,5 kV 5 31,50 6,21 12,74 19,71 40,44 OK 19436 LT Mogi Mirim II C1 6 13,00 6,10 11,38 46,92 87,54 OK 19439 LT Mogi Mirim II C2 7 40,00 6,10 11,38 15,25 28,45 OK

Amarre 24-1 20,00 6,48 12,74 32,40 63,70 OK


SE Cabreúva 440 kV

A SE Cabreúva 440 kV não apresentava disjuntor em estado de alerta ou superado por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente devido a entrada da SE Salto 440/88 kV e das usinas a Biomassa de SP a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existe 1 (um) disjuntor autorizado para troca para esta SE e pelo “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, existe mais 1 (um) disjuntor indicado para troca devido ao equipamento estar obsoleto, com tecnologia ultrapassada para utilização na manobra de reatores e bancos de transformadores. Conforme informação da CTEEP o disjuntor 10652-5, indicado para troca pela “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, que atende o TR-3 440/13,8 kV, já foi substituído e o novo disjuntor tem capacidade de interrupção simétrica de 32 kA. Tabela 107 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cabreúva 440 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 19440 Cabreúva 440 kV


16,82 Trifásico :

21,99



Equipamento destino Capacidade de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

0 RE-1 38 32,00 16,77 21,99 52,41 68,72 OK 0 RE-2 39 32,00 16,76 21,99 52,38 68,72 OK 0 RE-3 48 50,00 16,77 21,99 33,54 43,98 OK

18020 LT Bauru C1 1 32,00 16,18 20,59 50,56 64,34 OK 18050 LT Bauru C2 2 32,00 16,18 20,59 50,56 64,34 OK 19400 LT Bom Jardim 24 32,00 11,41 15,54 35,66 48,56 OK 19441 TR-1 440/230 kV 3 32,00 16,71 21,84 52,22 68,25 OK 19442 TR-2 440/230 kV 4 32,00 16,71 21,84 52,22 68,25 OK 19443 TR-7 440/230 kV 49 50,00 16,71 21,84 33,42 43,68 OK 19445 TR-4 440/138 kV 51 50,00 16,77 21,94 33,54 43,88 OK 19446 TR-3 440/138 kV 5 32,00 16,77 21,94 52,41 68,56 OK 19500 LT Gerdau 23 21,60 13,08 18,08 60,56 83,70 OK

Amarre 24-1 32,00 16,77 21,99 52,41 68,72 OK Amarre 24-6 32,00 16,77 21,99 52,41 68,72 OK


Tabela 108 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cabreúva 440 kV, horizonte dez/2011



18,73 Trifásico :

22,74



Equipamento destino Capacidade de


(ICCS) (kA)


disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

0 RE-2 39 32,00 18,67 22,74 58,34 71,06 OK 0 RE-3 48 50,00 18,67 22,74 37,34 45,48 OK

18020 LT Bauru C1 / Salto 1 32,00 16,95 20,98 52,97 65,56 OK 18050 LT Bauru C2 2 32,00 17,95 21,23 56,09 66,34 OK 19400 LT Bom Jardim 24 32,00 13,05 15,65 40,78 48,91 OK 19441 TR-1 440/230 kV 3 32,00 18,61 22,57 58,16 70,53 OK 19442 TR-2 440/230 kV 4 32,00 18,61 22,57 58,16 70,53 OK 19443 TR-7 440/230 kV 49 50,00 18,61 22,57 37,22 45,14 OK 19445 TR-4 440/138 kV 51 50,00 18,67 22,66 37,34 45,32 OK 19446 TR-3 440/138 kV 5 32,00 18,67 22,66 58,34 70,81 OK 19500 LT Gerdau 23 21,60 14,85 19,30 68,75 89,35 OK

Amarre 24-1 32,00 18,67 22,74 58,34 71,06 OK Amarre 24-6 32,00 18,67 22,74 58,34 71,06 OK


SE Cabreúva 230 kV

A SE Cabreúva 230 kV apresentava 2 (dois) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente com a entrada da SE Salto 440/88 kV e das usinas a Biomassa de SP, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 2 (dois) disjuntores autorizados para troca para esta SE.

Tabela 109 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cabreúva 230 kV,

horizonte dez/2008


Nível de curto-circuito na barra : Monofásico :

27,52 Trifásico :

34,08






(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 11501 CBA C1 10652-9 50,00 27,27 33,89 54,54 67,78 OK 11501 CBA C2 10652-10 50,00 27,27 33,89 54,54 67,78 OK 19441 TR - 7 440/230 kV 10652-50 50,00 25,68 31,27 51,36 62,54 OK 19442 TR - 1 440/230 kV 10652-7 33,00 25,68 31,27 77,82 94,76 Alerta 19443 TR - 2 440/230 kV 10652-8 33,00 25,72 31,32 77,94 94,91 Alerta 20180 Edgar de Souza C1 10652-11 50,00 27,31 33,74 54,62 67,48 OK 20180 Edgar de Souza C2 10652-12 50,00 27,27 33,74 54,54 67,48 OK 20180 Edgar de Souza C3 10652-13 50,00 27,27 33,74 54,54 67,48 OK 20180 Edgar de Souza C4 10652-14 50,00 27,31 33,74 54,62 67,48 OK

Amarre 10652-2 50,00 27,31 33,89 54,62 67,78 OK

OBS. : Conforme Parecer de Acesso Consumidor Livre CBA 440 kV, o paralelismo momentâneo no 230 kV da CBA eleva os níveis de curto-circuito na SE Cabreúva 230 kV, superando os disjuntores de n° 7 e 8 acima de 100% do fator de superação.


Tabela 110 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cabreúva 230 kV, horizonte dez/2011


Nível de curto-circuito na barra : Monofásico :

29,94 Trifásico :

35,13






(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 11501 CBA C1 10652-9 50,00 29,70 34,94 59,40 69,88 OK 11501 CBA C2 10652-10 50,00 29,70 34,94 59,40 69,88 OK 19441 TR - 7 440/230 kV 10652-50 50,00 27,72 32,20 55,44 64,40 OK 19442 TR - 1 440/230 kV 10652-7 33,00 27,72 32,20 84,00 97,58 Alerta 19443 TR - 2 440/230 kV 10652-8 33,00 27,76 32,25 84,12 97,73 Alerta 20180 Edgar de Souza C1 10652-11 50,00 29,69 34,75 59,38 69,50 OK 20180 Edgar de Souza C2 10652-12 50,00 29,66 34,75 59,32 69,50 OK 20180 Edgar de Souza C3 10652-13 50,00 29,66 34,75 59,32 69,50 OK 20180 Edgar de Souza C4 10652-14 50,00 29,69 34,75 59,38 69,50 OK

Amarre 10652-2 50,00 29,70 34,94 59,40 69,88 OK

OBS. : Conforme Parecer de Acesso Consumidor Livre CBA 440 kV, o paralelismo momentâneo no 230 kV da CBA eleva os níveis de curto-circuito na SE Cabreúva 230 kV, superando os disjuntores de n° 7 e 8 acima de 100% do fator de superação.


SE Embuguaçu 13,8 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 66%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a substituição de 2 TRs 138/13,8 kV de 18,75 MVA para 40 MVA nesta instalação, esta SE passa apresentar 6 (seis) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 111 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Embuguaçu 13,8 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 19495 Embuguaçu 13,8 kV


Relação X/R : 303 317,4



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 19492 TR-6 138/13,8 kV 14552-58 S.INF. 17,20 13,29 19540 TR-8 138/13,8 kV 14552-57 S.INF. 17,75 13,85

AL-59 Cidade II / C- 105 12552-59 25,00 32,98 25,49 131,92 101,96 Superado

AL-60 Cipó / C-103 12552-60 25,00 32,98 25,49 131,92 101,96 Superado AL-61 Cidade I / C-102 12552-61 25,00 32,98 25,49 131,92 101,96 Superado AL-62 Parelheiros 12552-62 25,00 32,98 25,49 131,92 101,96 Superado TR-SA-3 13,8/0,44 kV 14552-50 25,00 32,98 25,49 131,92 101,96 Superado Embuguaçu SA 13,8kV 14552-47 25,00 32,98 25,49 131,92 101,96 Superado


SE Ilha Solteira 440 kV

A SE Ilha Solteira 440 kV apresentava 25 (vinte e cinco) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Mirassol 440/138 kV, não há variação no quantitativo da situação dos disjuntores para o horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, existem 20 (vinte) disjuntores, pertencentes a CESP, indicados para troca nesta SE. Existem ainda 7 (sete) disjuntores pertencentes a CTEEP, indicados para troca conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011”. Tabela 112 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Ilha Solteira 440 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 18830 Ilha Solteira 440 kV


34,92 Trifásico :

28,71




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 12071 GE - 1 1 37,00 34,02 28,09 91,95 75,92 Alerta 12072 GE - 2 2 37,00 34,06 28,10 92,05 75,95 Alerta 12073 GE - 3 3 37,00 33,94 28,06 91,73 75,84 Alerta 12074 GE - 4 4 37,00 34,05 28,10 92,03 75,95 Alerta 12075 GE - 5 5 37,00 33,95 28,06 91,76 75,84 Alerta 12076 GE - 6 6 37,00 34,06 28,10 92,05 75,95 Alerta 12077 GE - 7 7 37,00 33,94 28,06 91,73 75,84 Alerta 12078 GE - 8 8 37,00 33,95 28,06 91,76 75,84 Alerta 12079 GE - 9 9 37,00 33,94 28,06 91,73 75,84 Alerta 12080 GE - 10 10 37,00 34,06 28,10 92,05 75,95 Alerta 12081 GE - 11 11 37,00 33,93 28,05 91,70 75,81 Alerta 12082 GE - 12 12 37,00 34,04 28,09 92,00 75,92 Alerta 12083 GE - 13 13 37,00 33,94 28,05 91,73 75,81 Alerta 12084 GE - 14 14 37,00 33,94 28,06 91,73 75,84 Alerta 12085 GE - 15 15 37,00 33,94 28,06 91,73 75,84 Alerta 12086 GE - 16 16 37,00 34,07 28,10 92,08 75,95 Alerta 12087 GE - 17 17 37,00 34,06 28,10 92,05 75,95 Alerta 12088 GE - 18 18 37,00 33,95 28,06 91,76 75,84 Alerta 12089 GE - 19 19 37,00 34,06 28,10 92,05 75,95 Alerta 12090 GE - 20 20 37,00 34,05 28,10 92,03 75,95 Alerta 18000 LT Mirassol C1 24 50,00 33,93 27,73 67,86 55,46 OK 18000 LT Mirassol C2 25 50,00 33,93 27,73 67,86 55,46 OK 18050 LT Bauru C1 22 37,00 31,78 25,49 85,89 68,89 OK 18050 LT Bauru C2 23 37,00 33,75 27,54 91,22 74,43 Alerta 18210 LT Água Vermelha 26 37,00 33,75 27,54 91,22 74,43 Alerta 18870 LT Três Irmãos 21 37,00 28,96 22,72 78,27 61,41 OK

Amarre 24-1 37,00 34,07 28,10 92,08 75,95 Alerta Amarre 24-2 37,00 34,07 28,10 92,08 75,95 Alerta Amarre 24-3 37,00 34,07 28,10 92,08 75,95 Alerta


Tabela 113 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Ilha Solteira 440 kV, horizonte dez/2011



35,84 Trifásico :

29,64

Relação X/R : 27,5 26,6



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 12071 GE - 1 1 37,00 34,94 29,01 94,43 78,41 Alerta 12072 GE - 2 2 37,00 34,98 29,03 94,54 78,46 Alerta 12073 GE - 3 3 37,00 34,85 28,98 94,19 78,32 Alerta 12074 GE - 4 4 37,00 34,97 29,02 94,51 78,43 Alerta 12075 GE - 5 5 37,00 34,86 28,99 94,22 78,35 Alerta 12076 GE - 6 6 37,00 34,98 29,03 94,54 78,46 Alerta 12077 GE - 7 7 37,00 34,86 28,98 94,22 78,32 Alerta 12078 GE - 8 8 37,00 34,86 28,99 94,22 78,35 Alerta 12079 GE - 9 9 37,00 34,86 28,98 94,22 78,32 Alerta 12080 GE - 10 10 37,00 34,98 29,03 94,54 78,46 Alerta 12081 GE - 11 11 37,00 34,85 28,98 94,19 78,32 Alerta 12082 GE - 12 12 37,00 34,96 29,02 94,49 78,43 Alerta 12083 GE - 13 13 37,00 34,85 28,98 94,19 78,32 Alerta 12084 GE - 14 14 37,00 34,85 28,98 94,19 78,32 Alerta 12085 GE - 15 15 37,00 34,86 28,98 94,22 78,32 Alerta 12086 GE - 16 16 37,00 34,98 29,03 94,54 78,46 Alerta 12087 GE - 17 17 37,00 34,98 29,03 94,54 78,46 Alerta 12088 GE - 18 18 37,00 34,86 28,99 94,22 78,35 Alerta 12089 GE - 19 19 37,00 34,97 29,02 94,51 78,43 Alerta 12090 GE - 20 20 37,00 34,97 29,02 94,51 78,43 Alerta 18050 LT Bauru C1 22 37,00 34,60 28,38 93,51 76,70 Alerta 18050 LT Bauru C2 23 37,00 34,60 28,38 93,51 76,70 Alerta 18210 LT Água Vermelha 26 37,00 32,57 26,20 88,03 70,81 OK 18870 LT Três Irmãos 21 37,00 29,77 23,43 80,46 63,32 OK 20350 LT Mirassol C1 24 50,00 34,95 28,73 69,90 57,46 OK 20350 LT Mirassol C2 25 50,00 34,95 28,73 69,90 57,46 OK

Amarre 24-1 37,00 34,98 29,03 94,54 78,46 Alerta Amarre 24-2 37,00 34,98 29,03 94,54 78,46 Alerta Amarre 24-3 37,00 34,98 29,03 94,54 78,46 Alerta


SE Ilha Solteira 138 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 84%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada das usinas a Biomassa, esta SE passa apresentar 5 (cinco) disjuntores em estado de alerta por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. A CTEEP informou que a UTE Pioneiros II entrará em operação seccionando um dos circuitos da LT 138 kV Ilha Solteira – Jales e até o presente momento a UTE Vale do Paraná não apresentou os estudos de acesso, entretanto destaca-se que esta informação não altera as condições de superação dos disjuntores da SE Ilha Solteira 138 kV. Tabela 114 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Ilha Solteira 138 kV,

horizonte dez/2011



8,17 Trifásico :

11,8




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 18259 LT Jales C1 6 12,00 7,65 10,95 63,75 91,25 Alerta 18832 LT Jales C2 5 12,00 7,68 10,55 64,00 87,92 OK 18841 TR 1 - 138/13,8 kV 3 12,00 7,83 11,80 65,25 98,33 Alerta 18842 TR 2 - 138/13,8 kV 4 12,00 7,83 11,80 65,25 98,33 Alerta 18848 LT Três Lagoas C1 1 12,00 6,48 9,86 54,00 82,17 OK 18849 LT Três Lagoas C2 2 12,00 7,40 11,09 61,67 92,42 Alerta 18888 LT Três Irmãos C1 17 12,00 7,38 9,90 61,50 82,50 OK 18889 LT Três Irmãos C2 18 40,00 7,37 9,90 18,43 24,75 OK 33020 LT US Pioneiros 2 Futuro S.INF. 8,14 11,72 33058 LT US Vale Paraná Futuro S.INF. 8,14 11,72

Amarre 24-1 12,00 8,14 11,80 67,83 98,33 Alerta


SE Itapeti 345 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 86%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada das LTs 345 kV Itapeti - Tijuco Preto C3 e C4, Itapeti - Nordeste, com a mudança na configuração das LT 345 kV Sul - Baixada Santista e Sul – Embuguaçu, além dos dois TRs 345/88 kV nesta instalação, esta SE passa apresentar 8 (oito) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 8 (oito) disjuntores autorizados para troca para esta SE. Tabela 115 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Itapeti 345 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 19640 Itapeti 345 kV


38,58 Trifásico :

42,07






disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 72 Mogi - Furnas C1 69 40,00 38,24 41,79 95,60 104,48 Superado73 Mogi - Furnas C2 62C 40,00 38,27 41,79 95,68 104,48 Superado

155 Tijuco Preto C1 63 40,00 37,08 40,02 92,70 100,05 Superado155 Tijuco Preto C2 64 40,00 37,13 40,02 92,83 100,05 Superado

2364 Tijuco Preto C3 Futuro 63,00 37,28 40,27 59,17 63,92 OK 2364 Tijuco Preto C4 Futuro 63,00 37,28 40,27 59,17 63,92 OK

19641 TR 1 345/230/13,8 kV 60A 40,00 37,82 41,78 94,55 104,45 Superado19645 TR 1 345/88 kV Futuro S.INF. 37,44 42,07 19645 TR 2 345/88 kV Futuro S.INF. 37,44 42,07 19720 Santo Ângelo C1 65F 40,00 37,86 41,15 94,65 102,88 Superado19720 Santo Ângelo C2 66G 40,00 37,90 41,15 94,75 102,88 Superado20040 Nordeste Futuro 63,00 36,57 40,86 58,05 64,86 OK

Amarre 67P 40,00 38,27 42,07 95,68 105,18 Superado

OBS.: Conforme RT ONS RE 2.1/104/2006 / CTEEP RT/TP/001/2006 - Fechamento do anel na SE Anhanguera: ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE SUBSTITUIÇÃO DE DISJUNTORES E INSTALAÇÃO DE REATORES LIMITADORES DE CURTO-CIRCUITO (RLCC) APONTOU A NECESSIDADE DE SUBSTITUIÇÃO DE 8 DISJUNTORES


SE Limeira 1 138 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 84%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Araras 440/138 kV, esta SE passa apresentar 2 (dois) disjuntores em estado de alerta no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 116 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Limeira 1 138 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 19100 Limeira I 138 kV





de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 19049 LT Mogi Mirim III C1 4 20,00 9,77 18,16 48,85 90,80 Alerta 19050 LT Rio Claro I C1 2 20,00 9,66 17,81 48,30 89,05 OK 19101 TR 1 - 138/13,8 kV 7 30,00 10,49 20,25 34,97 67,50 OK 19102 TR 2 - 138/13,8 kV 8 30,00 10,49 20,25 34,97 67,50 OK 19106 LT Rio Claro I C2 1 20,00 9,40 17,80 47,00 89,00 OK

19108 LT Santa Barbara do Oeste C1 5 30,00 9,56 17,07 31,87 56,90 OK

19117 LT Santa Barbara do Oeste C2 6 20,00 9,56 17,07 47,80 85,35 OK

19118 LT Mogi Mirim III C2 3 20,00 9,99 18,51 49,95 92,55 Alerta


SE Mogi Mirim 2 - 138 kV

A SE Mogi Mirim 2 - 138 kV apresentava 6 (seis) disjuntores em estado de alerta por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada do SE Mirassol 440 kV, da SE Ribeirão Preto 500 kV e das usinas a Biomassa de SP, esta SE passa apresentar 4 (quatro) disjuntores em estado de alerta, bem próximos a superação com cerca de 99 %, e 2 (dois) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 5 (cinco) disjuntores autorizados para troca para esta SE, referentes aos n° 7, 8 , 9, 13 e 24-1, e mais 2 (dois) disjuntores (n° 11 e 12) indicados para troca conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011”. Como medida mitigadora até a troca dos disjuntores da SE Santa Bárbara do Oeste 138 kV, o barramento desta SE encontra-se aberto, com isso os níveis de curto-circuito monofásico e trifásico para a SE Mogi Mirim 2 também se reduzem a valores respectivamente, 13,30 kA e 19,66 kA, no caso de dezembro de 2008, mitigando também a superação de disjuntores nesta SE. Tabela 117 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Mogi Mirim 2 138 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 19020 Mogi Mirim 2 138 kV


13,81 Trifásico :

21,23




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 12440 Itapira 18752-9 40,00 13,47 20,91 33,68 52,28 OK 19010 Mogi-Guaçu I C1 18752-7 40,00 13,50 20,58 33,75 51,45 OK 19010 Mogi-Guaçu I C2 18752-8 40,00 13,50 20,58 33,75 51,45 OK 19018 Bragança Paulista C1 18752-11 21,00 13,51 20,47 64,33 97,48 Alerta

19019 Santa Bárbara DÓeste C2 18752-6 21,00 12,75 19,57 60,71 93,19 Alerta

19021 TR-1 138/13,8 kV 18752-13 40,00 13,58 21,23 33,95 53,08 OK


19024 Bragança Paulista C2 18752-12 21,00 13,43 20,47 63,95 97,48 Alerta 19026 Mogi Mirim III C1 18752-3 21,00 13,21 19,86 62,90 94,57 Alerta 19027 Mogi Mirim III C2 18752-4 21,00 13,22 19,86 62,95 94,57 Alerta

Amarre 24-1 40,00 13,51 20,91 33,78 52,28 OK


Tabela 118 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Mogi Mirim 2 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 19020 Mogi Mirim 2 138 kV





de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 12440 Itapira 18752-9 40,00 14,06 22,14 35,15 55,35 OK 19010 Mogi-Guaçu I C1 18752-7 40,00 14,08 21,74 35,20 54,35 OK 19010 Mogi-Guaçu I C2 18752-8 40,00 14,08 21,74 35,20 54,35 OK 19018 Bragança Paulista C1 18752-11 21,00 14,06 21,47 66,95 102,24 Superado


19021 TR-1 138/13,8 kV 18752-13 40,00 14,18 22,46 35,45 56,15 OK 19022 TR-2 138/13,8 kV Futuro S.INF. 14,18 22,46


19024 Bragança Paulista C2 18752-12 21,00 14,06 21,47 66,95 102,24 Superado19026 Mogi Mirim III C1 18752-3 21,00 13,77 20,98 65,57 99,90 Alerta 19027 Mogi Mirim III C2 18752-4 21,00 13,79 20,98 65,67 99,90 Alerta

Amarre 24-1 40,00 14,18 22,46 35,45 56,15 OK


SE Norte 345 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 85%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com o fechamento do barramento de Guarulhos 345 kV, esta SE passa apresentar 5 (cinco) disjuntores em estado de alerta e 4 (quatro) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 4 (quatro) disjuntores autorizados para troca para esta SE. Tabela 119 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Norte 345 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 20060 Norte 345 kV


28,12 Trifásico :

29,57

Relação X/R : 13,9 15,5





(ICC)




(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 RE-2 36552-10 31,50 28,04 29,57 89,02 93,87 Alerta

56 Guarulhos C1 36552-1 25,00 26,56 26,51 106,24 106,04 Superado56 Guarulhos C2 36552-2 25,00 26,56 26,51 106,24 106,04 Superado

20020 Miguel Reale C1 36552-8 31,50 28,04 29,57 89,02 93,87 Alerta 20020 Miguel Reale C2 36552-9 31,50 28,04 29,57 89,02 93,87 Alerta 20062 TR-2 345/88 kV 36552-4 25,00 27,03 29,57 108,12 118,28 Superado20063 TR-3 345/88 kV 36552-6 31,50 27,02 29,57 85,78 93,87 Alerta 20064 TR-4 345/88 kV 36552-7 31,50 27,04 29,57 85,84 93,87 Alerta

Amarre 36524-1 25,00 28,04 29,57 112,16 118,28 Superado

OBS: Conforme RT ONS RE 2.1/104/2006 / CTEEP RT/TP/001/2006 - Fechamento do anel na SE Anhanguera: ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE SUBSTITUIÇÃO DE DISJUNTORES E INSTALAÇÃO DE REATORES LIMITADORES DE CURTO-CIRCUITO (RLCC) APONTOU A NECESSIDADE DE SUBSTITUIÇÃO DE 4 DISJUNTORES


SE Oeste 88 kV

A SE Oeste 88 kV não apresentava disjuntores em estado de alerta ou superados em dezembro de 2008, com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com alterações de configuração na LT 88 kV Oeste – Porto Góes e da SE Salto 440/88 kV, esta SE passa apresentar 4 (quatro) disjuntores em estado de alerta no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 4 (quatro) disjuntores autorizados para troca para esta SE, sendo 2 (dois) disjuntores superados por corrente nominal. Conforme informado pela CTEEP, o paralelismo no 230 kV da SE CBA eleva os níveis de curto-circuito na SE Oeste 88 kV, superando os disjuntores de n° 22 e 24-2. A CTEEP informou que os disjuntores NIO 38 e 39 foram instalados em junho de 2008 e os disjuntores NIO 22, 23, 24 e 24-2 foram substituídos em dezembro de 2008 por disjuntores de 40 kA. Tabela 120 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Oeste 88 kV, horizonte

dez/2008

Subestação : 19550 Oeste 88 kV


12,07 Trifásico :

30,39




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC - 1 22 40,00 12,34 30,39 30,85 75,98 OK 0 TR AT1 88/13,8 kV NE 9,41 30,39 0 TR AT2 88/13,8 kV NE 8,89 30,39

13614 LT São Roque C1 18 37,00 12,38 30,16 33,46 81,51 OK 13632 LT São Roque C2 19 37,00 12,56 30,39 33,95 82,14 OK 13650 LT Represa C1 38 50,00 12,07 30,39 24,14 60,78 OK 13653 LT Sorocaba C1 14 37,00 12,27 30,39 33,16 82,14 OK 13666 LT Represa C2 39 50,00 12,07 30,39 24,14 60,78 OK 13669 LT Sorocaba C2 15 37,00 12,07 30,39 32,62 82,14 OK 13682 LT Porto Góes C1 24 40,00 13,63 30,39 34,08 75,98 OK 13707 LT Porto Góes C2 23 40,00 13,36 30,16 33,40 75,40 OK 19531 TR 1 440/88 kV 10 31,50 11,20 23,52 35,56 74,67 OK 19532 TR 2 440/88 kV 13 31,50 11,20 23,46 35,56 74,48 OK 19533 TR 3 440/88 kV 18 37,00 11,20 23,46 30,27 63,41 OK

Amarre 24-2 40,00 13,63 30,39 34,08 75,98 OK

OBS : Conforme informado pela CTEEP, o paralelismo no 230 kV da SE CBA eleva os níveis de curto-circuito na SE Oeste 88 kV, superando os disjuntores de NIO 22 e 24-2 acima de 100% do fator de superação.


Tabela 121 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Oeste 88 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 19550 Oeste 88 kV


14,02 Trifásico :

33,88

Relação X/R : 27,8 27,8



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC - 1 22 40,00 14,29 33,88 35,73 84,70 OK 0 TR AT1 88/13,8 kV NE 11,37 33,88 0 TR AT2 88/13,8 kV NE 10,85 33,88 0 BC - 2 Futuro S.INF. 14,50 33,88 0 BC - 3 Futuro S.INF. 14,50 33,88

13614 LT São Roque C1 18 37,00 14,32 33,65 38,70 90,95 Alerta 13632 LT São Roque C2 19 37,00 14,51 33,88 39,22 91,57 Alerta 13650 LT Represa C1 38 50,00 14,03 33,88 28,06 67,76 OK 13653 LT Sorocaba C1 14 37,00 14,07 33,88 38,03 91,57 Alerta 13666 LT Represa C2 39 50,00 14,03 33,88 28,06 67,76 OK 13669 LT Sorocaba C2 15 37,00 14,04 33,88 37,95 91,57 Alerta 13686 LT Porto Góes C1 24 40,00 13,72 32,53 34,30 81,33 OK 13711 LT Porto Góes C2 23 40,00 13,71 32,53 34,28 81,33 OK 19531 TR 1 440/88 kV 10 31,50 13,12 27,13 41,65 86,13 OK 19532 TR 2 440/88 kV 13 31,50 13,11 27,07 41,62 85,94 OK 19533 TR 3 440/88 kV 18 37,00 13,11 27,07 35,43 73,16 OK

Amarre 24-2 40,00 14,51 33,88 36,28 84,70 OK

OBS : Conforme informado pela CTEEP, o paralelismo no 230 kV da SE CBA eleva os níveis de curto-circuito na SE Oeste 88 kV, superando os disjuntores de NIO 22 e 24-2 acima de 100% do fator de superação.


SE Piratininga 88 kV

A SE Piratininga 88 kV apresentava 1 (um) disjuntor em estado de alerta em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. A CTEEP informou que com a entrada da SE Nova Piratininga deverão ser realocados para a nova SE os bays Sul C1 e C2 e Bandeirantes C1, C2, C3 e C4 que hoje estão conectados na SE Piratininga 88 kV. Tabela 122 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Piratininga 88 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 20250 20251 Piratininga 88 kV


Relação X/R : 34,7 25,4



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 GE - 1 A 40,00 30,87 30,88 77,18 77,20 OK 0 GE - 2 B 40,00 30,87 30,88 77,18 77,20 OK 0 TR AT N1 NE 33,52 34,08 0 TR AT N2 NE 34,19 34,05 0 BC - 1 51 50,00 35,32 34,08 70,64 68,16 OK

13330 LT Pedreira C 37,00 30,30 27,54 81,89 74,43 OK 13357 GE - 41 N 40,00 30,36 30,10 75,90 75,25 OK 13358 GE - 42 N2 40,00 30,36 30,10 75,90 75,25 OK 20245 TR 5 - 230/88 kV W 50,00 33,25 31,33 66,50 62,66 OK 20246 TR 6 - 230/88 kV I 50,00 33,25 31,33 66,50 62,66 OK 20247 TR 7 - 230/88 kV X 50,00 33,24 31,33 66,48 62,66 OK 20248 TR 8 - 230/88 kV G 50,00 33,21 31,28 66,42 62,56 OK

LT Bandeirantes C1 49 63,00 35,26 34,08 55,97 54,10 OK LT Bandeirantes C2 50 63,00 35,26 34,08 55,97 54,10 OK LT Bandeirantes C3 D 50,00 35,26 34,08 70,52 68,16 OK LT Bandeirantes C4 E 50,00 35,26 34,08 70,52 68,16 OK LT Sul C1 T 50,00 35,26 34,08 70,52 68,16 OK LT Sul C2 U 37,00 35,26 34,08 95,30 92,11 Alerta TR 2 - 88/4,16 kV H 40,00 35,26 34,08 88,15 85,20 OK Interligação de Barras 48 63,00 20,52 20,47 32,57 32,49 OK

*** A geração na barra 20250 está equivalentada


Tabela 123 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Piratininga 88 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 20250 20251 Piratininga 88 kV


35,45 Trifásico :

34,34

Relação X/R : 33 24



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 GE - 1 A 40,00 31,05 31,14 77,63 77,85 OK 0 GE - 2 B 40,00 31,05 31,14 77,63 77,85 OK 0 TR AT N1 NE 33,70 34,34 0 TR AT N2 NE 34,36 34,31 0 BC - 1 51 50,00 35,50 34,34 71,00 68,68 OK

13330 LT Pedreira C 37,00 30,41 27,66 82,19 74,76 OK 13357 GE - 41 N 40,00 30,54 30,35 76,35 75,88 OK 13358 GE - 42 N2 40,00 30,54 30,35 76,35 75,88 OK 20245 TR 5 - 230/88 kV W 50,00 33,40 31,53 66,80 63,06 OK 20246 TR 6 - 230/88 kV I 50,00 33,41 31,54 66,82 63,08 OK 20247 TR 7 - 230/88 kV X 50,00 33,40 31,53 66,80 63,06 OK 20248 TR 8 - 230/88 kV G 50,00 33,36 31,48 66,72 62,96 OK

LT Bandeirantes C1 49 63,00 35,45 34,34 56,27 54,51 OK LT Bandeirantes C2 50 63,00 35,45 34,34 56,27 54,51 OK LT Bandeirantes C3 D 50,00 35,45 34,34 70,90 68,68 OK LT Bandeirantes C4 E 50,00 35,45 34,34 70,90 68,68 OK LT Sul C1 T 50,00 35,45 34,34 70,90 68,68 OK LT Sul C2 U 37,00 35,45 34,34 95,81 92,81 Alerta TR 2 - 88/4,16 kV H 40,00 35,45 34,34 88,63 85,85 OK Interligação de Barras 48 63,00 20,63 20,63 32,75 32,75 OK

*** A geração na barra 20250 está equivalentada


SE Pirituba 88 kV

A SE Pirituba 88 kV não apresentava disjuntores em estado de alerta ou superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Tabela 124 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Pirituba 88 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 20270 Pirituba 88 kV


12,79 Trifásico :

17,38




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC-1 36752-20 31,50 12,98 17,38 41,21 55,17 OK 0 TR-AT-1 88/13,8 kV NE 10,34 17,38 0 TR-AT-2 88/13,8 kV NE 10,78 17,38

20261 TR-1 230/88 kV 36752-14 17,50 11,75 14,74 67,14 84,23 OK 20262 TR-2 230/88 kV 36752-15 25,00 11,75 14,73 47,00 58,92 OK 20263 TR-3 230/88 kV 36752-18 26,00 11,75 14,74 45,19 56,69 OK 20264 TR-4 230/88 kV 36752-19 26,00 11,77 14,78 45,27 56,85 OK

Vila Rami C1 36752-11 26,00 12,79 17,38 49,19 66,85 OK Vila Rami C2 36752-10 26,00 12,79 17,38 49,19 66,85 OK Mutinga C1 36752-12 26,00 12,79 17,38 49,19 66,85 OK Mutinga C2 36752-13 25,00 12,79 17,38 51,16 69,52 OK Bandeirantes C1 36752-31 26,00 12,79 17,38 49,19 66,85 OK Bandeirantes C2 36752-30 26,00 12,79 17,38 49,19 66,85 OK Bandeirantes C3 36752-17 22,00 12,79 17,38 58,14 79,00 OK Bandeirantes C4 36752-16 25,00 12,79 17,38 51,16 69,52 OK Alimentador C1 36752-25 25,00 12,79 17,38 51,16 69,52 OK Alimentador C1 36752-26 26,00 12,79 17,38 49,19 66,85 OK Casa Verde C1 36752-24 26,00 12,79 17,38 49,19 66,85 OK Casa Verde C2 36752-23 26,00 12,79 17,38 49,19 66,85 OK Thomas Edson C1 36752-21 31,50 12,79 17,38 40,60 55,17 OK Thomas Edson C2 36752-22 31,50 12,79 17,38 40,60 55,17 OK Amarre 36724-1 37,00 12,79 17,38 34,57 46,97 OK


Tabela 125 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Pirituba 88 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 20270 Pirituba 88 kV


12,84 Trifásico :

17,54

Relação X/R : 36,1 17,6



de Interrupção



disjuntor (ICC)




(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC-1 36752-20 31,50 13,03 17,54 41,37 55,68 OK 0 TR-AT-1 88/13,8 kV NE 10,82 17,54 0 TR-AT-2 88/13,8 kV NE 10,39 17,54

20261 TR-1 230/88 kV 36752-14 17,50 11,80 14,86 67,43 84,91 OK 20262 TR-2 230/88 kV 36752-15 25,00 11,80 14,85 47,20 59,40 OK 20263 TR-3 230/88 kV 36752-18 26,00 11,80 14,85 45,38 57,12 OK 20264 TR-4 230/88 kV 36752-19 26,00 11,82 14,89 45,46 57,27 OK

V. Rami C1 36752-11 26,00 12,84 17,54 49,38 67,46 OK V. Rami C2 36752-10 26,00 12,84 17,54 49,38 67,46 OK Mutinga C1 36752-12 26,00 12,84 17,54 49,38 67,46 OK Mutinga C2 36752-13 25,00 12,84 17,54 51,36 70,16 OK Bandeirantes C1 36752-31 26,00 12,84 17,54 49,38 67,46 OK Bandeirantes C2 36752-30 26,00 12,84 17,54 49,38 67,46 OK Bandeirantes C3 36752-17 22,00 12,84 17,54 58,36 79,73 OK Bandeirantes C4 36752-16 25,00 12,84 17,54 51,36 70,16 OK Alimentador C1 36752-25 25,00 12,84 17,54 51,36 70,16 OK Alimentador C1 36752-26 26,00 12,84 17,54 49,38 67,46 OK Casa Verde C1 36752-24 26,00 12,84 17,54 49,38 67,46 OK Casa Verde C2 36752-23 26,00 12,84 17,54 49,38 67,46 OK Thomas Edson C1 36752-21 31,50 12,84 17,54 40,76 55,68 OK Thomas Edson C2 36752-22 31,50 12,84 17,54 40,76 55,68 OK Amarre 36724-1 37,00 12,84 17,54 34,70 47,41 OK


SE Porto Ferreira 138 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 82%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Ribeirão 500 kV, do 4° TR 440/138 kV desta SE e das usinas a Biomassa de SP, esta SE passa apresentar 6 (seis) disjuntores em estado de alerta e 2 (dois) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 126 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Porto Ferreira 138 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 19240 Porto Ferreira 138 kV


9 Trifásico :

13,89




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 19052 LT Rio Claro I C1 4 13,50 8,29 12,41 61,41 91,93 Alerta 19241 TR 1 - 138/13,8 kV 7 13,50 9,00 13,89 66,67 102,89 Superado19242 TR 2 - 138/13,8 kV 13 13,50 9,00 13,89 66,67 102,89 Superado19244 LT São Carlos C1 1 20,00 8,45 12,69 42,25 63,45 OK 19245 LT Rio Claro I C2 3 13,50 8,08 12,39 59,85 91,78 Alerta 19247 LT Limoeiro C1 6 13,50 8,34 12,58 61,78 93,19 Alerta 19248 LT Ribeirão Preto C2 15 13,50 7,65 12,45 56,67 92,22 Alerta 19260 LT Ribeirão Preto C1 14 13,50 7,86 12,45 58,22 92,22 Alerta 19278 LT São Carlos C2 2 13,50 8,56 12,69 63,41 94,00 Alerta 33007 LT Limoeiro C2 5 13,50 8,34 12,10 61,78 89,63 OK


SE Promissão 138 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 80%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada das usinas a Biomassa de SP, esta SE passa apresentar 3 (três) disjuntores em estado de alerta no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 127 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Promissão 138 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 18120 Promissão 138 kV





de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 11450 TR 1 - 138/13,8 kV 1 14,00 11,51 11,27 82,21 80,50 OK 11452 TR 2 - 138/13,8 kV 2 14,00 9,40 10,13 67,14 72,36 OK 12200 LT Lins C2 8 15,70 12,69 11,36 80,83 72,36 OK 12315 LT Lins C1 7 14,00 12,69 11,36 90,64 81,14 Alerta 18110 LT Penápolis C1 10 14,00 12,43 11,07 88,79 79,07 OK 18121 TR 4 - 138/13,8 kV 6 14,00 13,56 12,41 96,86 88,64 Alerta 18126 LT Penápolis C2 9 40,00 12,51 11,16 31,28 27,90 OK 18128 LT Catanduva C1 11 40,00 12,55 11,33 31,38 28,33 OK 18240 LT Catanduva C2 12 14,00 12,79 11,48 91,36 82,00 Alerta

Amarre 24-1 15,70 13,56 12,41 86,37 79,04 OK


SE Ribeirão Preto 138 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 66%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Ribeirão 500 kV, do 4° TR 440/138 kV desta SE e das usinas a Biomassa de SP, esta SE passa apresentar 10 (dez) disjuntores em estado de alerta no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 128 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Ribeirão Preto 138 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 19260 Ribeirão Preto 138 kV


24,76 Trifásico :

28,49




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 12320 LT Iguapé C1 21 30,00 24,22 27,51 80,73 91,70 Alerta 12320 LT Iguapé C2 22 30,00 24,22 27,51 80,73 91,70 Alerta 12366 LT Morro do Cipó C1 23 30,00 24,57 28,17 81,90 93,90 Alerta 12382 LT Morro do Cipó C2 24 30,00 24,57 28,17 81,90 93,90 Alerta 12463 LT Cravinhos 26 30,00 24,17 27,69 80,57 92,30 Alerta 19240 LT Porto Ferreira C1 12 30,00 23,75 27,54 79,17 91,80 Alerta 19251 TR 1 - 440/138 kV 20 30,00 22,07 25,97 73,57 86,57 OK 19252 TR 2 - 440/138 kV 17 30,00 22,99 26,08 76,63 86,93 OK 19253 TR 3 - 440/138 kV 11 30,00 22,90 25,96 76,33 86,53 OK 19254 TR 4 - 440/138 kV Futuro 30,00 22,07 25,97 73,57 86,57 OK 19255 LT Porto Ferreira C2 13 30,00 23,74 27,54 79,13 91,80 Alerta 19261 TR 4 - 138/13,8 kV 16 30,00 24,76 28,49 82,53 94,97 Alerta

Amarre 24-4 30,00 24,76 28,49 82,53 94,97 Alerta Amarre 24-1 30,00 24,76 28,49 82,53 94,97 Alerta Interligador de Barras 24-2 30,00 18,72 20,61 62,40 68,70 OK Interligador de Barras 24-3 30,00 18,72 20,61 62,40 68,70 OK


SE Rio Claro 1 - 138 kV

A SE Rio Claro 1 – 138 kV apresentava 6 (seis) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Araras 440/138 kV, esta SE passa apresentar 6 (seis) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 8 (oito) disjuntores autorizados para troca para esta SE. As LTs 138 kV Rio Claro 1 – São Carlos C1 e C2 serão realocadas para a SE Araras, quando entrar em operação a nova SE Araras 440/138 kV. Tabela 129 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Rio Claro 1 138 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 19050 Rio Claro 138 kV


8,67 Trifásico :

13,51




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 18055 LT Barra Bonita C1 5 13,90 8,37 12,70 60,22 91,37 Alerta 18066 LT Barra Bonita C2 6 13,90 7,81 12,81 56,19 92,16 Alerta 19054 TR 1 - 138/13,8 kV 9 40,00 8,63 13,49 21,58 33,73 OK 19055 TR 2 - 138/13,8 kV 11 40,00 8,67 13,51 21,68 33,78 OK 19058 LT Araras C1 1 13,90 8,34 12,82 60,00 92,23 Alerta 19059 LT Araras C2 2 13,50 7,97 12,64 59,04 93,63 Alerta 19100 LT Limeira I C1 3 13,90 7,92 11,50 56,98 82,73 OK 19104 LT Limeira I C2 4 13,90 7,82 11,50 56,26 82,73 OK 19270 LT São Carlos C2 8 13,50 8,39 12,84 62,15 95,11 Alerta 19275 LT São Carlos C1 7 13,50 8,22 12,82 60,89 94,96 Alerta


Tabela 130 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Rio Claro 1 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 19050 Rio Claro 138 kV


16,85 Trifásico :

22,89




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 18055 LT Barra Bonita C1 5 13,90 16,47 22,00 118,49 158,27 Superado18066 LT Barra Bonita C2 6 13,90 16,13 22,26 116,04 160,14 Superado19054 TR 1 - 138/13,8 kV 9 40,00 16,82 22,87 42,05 57,18 OK 19055 TR 2 - 138/13,8 kV 11 40,00 16,85 22,89 42,13 57,23 OK 19100 LT Limeira I C1 3 13,90 16,03 20,98 115,32 150,94 Superado19104 LT Limeira I C2 4 13,90 15,94 20,98 114,68 150,94 Superado20380 LT Araras C1 1 13,90 16,25 21,25 116,91 152,88 Superado20380 LT Araras C2 2 13,50 16,25 21,25 120,37 157,41 Superado


SE Santa Bárbara do Oeste 138 kV

A SE Santa Bárbara do Oeste 138 kV apresentava 4 (quatro) disjuntores em estado de alerta e 17 (dezessete) superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Mirassol 440 kV, da SE Ribeirão Preto 500 kV, da SE Atibaia 345/138 kV e das usina a Biomassa de SP, esta SE passa apresentar 1 (um) disjuntor em estado de alerta, bem próximo a superação com 99,95% da capacidade, e 21 (vinte e um) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 17 (dezessete) disjuntores autorizados para troca para esta SE. A CTEEP informou que o disjuntor n° 17 que no horizonte Dez/2011 encontra-se em estado de alerta, com níveis de curto-circuito em torno de 99,95 %, bem próximo da superação, também será indicado para substituição, no âmbito do GT-AS. Como medida mitigadora até a troca dos disjuntores, o barramento da SE Santa Bárbara do Oeste 138 kV encontra-se aberto diminuindo os maiores níveis de curto-circuito monofásico e trifásico para, respectivamente, 25,9 kA e 29,16 kA, no horizonte dezembro de 2008.


Tabela 131 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Santa Bárbara do Oeste 138 kV, horizonte dez/2008

Subestação : 19070 19075 Santa Bárbara do Oeste 138 kV


30,66 Trifásico :

36,94




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC - 1 41 50,00 30,83 36,92 61,66 73,84 OK 0 BC - 2 42 50,00 30,83 36,92 61,66 73,84 OK 0 BC - 3 S.INF. 50,00 30,85 36,94 61,70 73,88 OK

12252 LT Nova Odessa 25 31,50 30,24 36,14 96,00 114,73 Superado12270 LT Nova Aparecida C1 24 31,40 30,24 36,14 96,31 115,10 Superado12271 LT Carioba C1 21 31,40 30,53 36,71 97,23 116,91 Superado12271 LT Carioba C2 20 31,40 30,54 36,73 97,26 116,97 Superado12271 LT Carioba C3 23 31,40 30,53 36,71 97,23 116,91 Superado12302 LT Piracicaba C2 19 31,40 30,61 36,86 97,48 117,39 Superado12305 LT Carioba C4 22 31,50 30,54 36,73 96,95 116,60 Superado12402 LT Piracicaba C3 27 40,00 30,60 36,86 76,50 92,15 Alerta 12407 LT Saltinho 26 31,50 30,60 36,84 97,14 116,95 Superado12777 LT Piracicaba C1 18 40,00 30,61 36,86 76,53 92,15 Alerta 19061 TR-1 440/138 kV 10 31,40 29,05 34,74 92,52 110,64 Superado19062 TR-2 440/138 kV 15 31,50 28,12 34,75 89,27 110,32 Superado19063 TR-3 440/138 kV 17 40,00 28,12 34,75 70,30 86,88 OK 19064 TR-5 440/138 kV 40 50,00 28,12 34,75 56,24 69,50 OK 19073 TR-4 138/13,8 kV 16 31,40 30,66 36,94 97,64 117,64 Superado19076 LT Limeira I C1 11 31,40 30,16 35,97 96,05 114,55 Superado19077 LT Limeira I C2 12 31,40 30,15 35,97 96,02 114,55 Superado19078 LT Mogi Mirim II C1 13 31,40 30,03 35,93 95,64 114,43 Superado19079 LT Mogi Mirim II C2 14 31,40 30,16 35,97 96,05 114,55 Superado

Interligação de barras I 24-3 31,40 25,90 29,16 82,48 92,87 Alerta Interligação de barras II 24-2 31,40 25,90 29,16 82,48 92,87 Alerta Amarre 24-1 31,50 30,85 36,94 97,94 117,27 Superado Amarre 24-4 31,40 30,85 36,94 98,25 117,64 Superado


Tabela 132 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Santa Bárbara do Oeste 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 19070 19075 Santa Bárbara do Oeste 138 kV


33,5 Trifásico :

42,42




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC - 1 41 50,00 33,69 42,40 67,38 84,80 OK 0 BC - 2 42 50,00 33,69 42,40 67,38 84,80 OK 0 BC - 3 S.INF. 50,00 33,70 42,42 67,40 84,84 OK

12252 LT Nova Odessa 25 31,50 33,00 41,36 104,76 131,30 Superado12270 LT Nova Aparecida C1 24 31,40 33,00 41,36 105,10 131,72 Superado12271 LT Carioba C1 21 31,40 33,35 42,12 106,21 134,14 Superado12271 LT Carioba C2 20 31,40 33,35 42,12 106,21 134,14 Superado12271 LT Carioba C3 23 31,40 33,35 42,15 106,21 134,24 Superado12302 LT Piracicaba C2 19 31,40 33,38 42,17 106,31 134,30 Superado12305 LT Carioba C4 22 31,50 33,35 42,14 105,87 133,78 Superado12402 LT Piracicaba C3 27 40,00 33,36 42,17 83,40 105,43 Superado12407 LT Saltinho 26 31,50 33,38 42,16 105,97 133,84 Superado12777 LT Piracicaba C1 18 40,00 33,38 42,17 83,45 105,43 Superado19061 TR-1 440/138 kV 10 31,40 31,76 39,96 101,15 127,26 Superado19062 TR-2 440/138 kV 15 31,50 30,69 39,98 97,43 126,92 Superado19063 TR-3 440/138 kV 17 40,00 30,69 39,98 76,73 99,95 Alerta 19064 TR-5 440/138 kV 40 50,00 30,69 39,98 61,38 79,96 OK 19073 TR-4 138/13,8 kV 16 31,40 33,50 42,42 106,69 135,10 Superado19076 LT Limeira I C1 11 31,40 32,88 41,09 104,71 130,86 Superado19077 LT Limeira I C2 12 31,40 32,87 41,09 104,68 130,86 Superado19078 LT Mogi Mirim II C1 13 31,40 32,85 41,29 104,62 131,50 Superado19079 LT Mogi Mirim II C2 14 31,40 32,99 41,34 105,06 131,66 Superado

Interligação de barras I 24-3 31,40 28,34 33,39 90,25 106,34 Superado Interligação de barras II 24-2 31,40 28,34 33,39 90,25 106,34 Superado Amarre 24-1 31,50 33,70 42,42 106,98 134,67 Superado Amarre 24-4 31,40 33,70 42,42 107,32 135,10 Superado


SE São José do Rio Preto 138 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 60%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Mirassol 440/138 kV e das usinas a Biomassa de SP, esta SE passa apresentar 6 (seis) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 9 (nove) disjuntores autorizados para troca para esta SE. Tabela 133 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE São José do Rio Preto


Subestação : 18280 São José do Rio Preto 138 kV


7,06 Trifásico :

14,69




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC - 1 Futuro S.INF. 7,20 14,69 0 BC - 2 Futuro S.INF. 7,13 14,69 0 BC - 3 Futuro S.INF. 7,13 14,69

12269 LT São José do Rio Preto (CPFL) C1 9 12,00 7,20 14,09 60,00 117,42 Superado

12358 LT São José do Rio Preto (CPFL) C2 10 20,00 6,89 14,45 34,45 72,25 OK

12414 LT São José do Rio Preto (CPFL) C3 7 40,00 7,04 14,56 17,60 36,40 OK

18240 LT Catanduva C1 1 12,00 6,89 13,76 57,42 114,67 Superado18245 LT Catanduva C2 2 40,00 6,89 13,76 17,23 34,40 OK 18270 LT Nova Avanhandava C1 3 40,00 6,80 13,70 17,00 34,25 OK 18270 LT Nova Avanhandava C2 4 12,00 6,80 13,70 56,67 114,17 Superado18305 LT Votuporanga II C2 6 12,00 6,82 13,72 56,83 114,33 Superado20360 LT Mirassol 11 14,00 7,31 14,15 52,21 101,07 Superado33043 LT Votuporanga II C1 5 12,00 6,78 13,48 56,50 112,33 Superado

Amarre 24-1 40,00 7,31 14,69 18,28 36,73 OK


SE Sul 345 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 74%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a mudança na configuração das LT 345 kV Sul - Baixada Santista e Sul - Embuguaçu, esta SE passa apresentar 2 (dois) disjuntores em estado de alerta e 4 (quatro) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 4 (quatro) disjuntores autorizados para troca para esta SE. Tabela 134 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Sul 345 kV, horizonte

dez/2011

Subestação : 20100 Sul 345 kV


25,9 Trifásico :

26,9

Relação X/R : 11,9 13,5



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 19800 Baixada Santista C1 Futuro S.INF 21,75 22,67 19800 Baixada Santista C2 Futuro 40,00 21,75 22,67 54,38 56,68 OK 20101 TR - N1 345/88 kV 700 24,00 24,96 26,90 104,00 112,08 Superado20102 TR - N2 345/88 kV 600 24,00 24,96 26,90 104,00 112,08 Superado20103 TR - N3 345/88 kV 500 40,00 24,86 26,90 62,15 67,25 OK 20104 TR - N4 345/88 kV 400 25,00 24,84 26,90 99,36 107,60 Superado20106 Embuguaçu C1 300 24,00 23,90 23,95 99,58 99,79 Alerta 20310 Embuguaçu C2 200 24,00 23,90 23,95 99,58 99,79 Alerta

Amarre 800 24,00 24,96 26,90 104,00 112,08 Superado


SE Xavantes 345 kV

A SE Xavantes 345 kV apresentava 4 (quatro) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Piratininga II 345/88 kV e do fechamento do barramento de Guarulhos 345 kV, estes disjuntores passam a ficar superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 4 (quatro) disjuntores autorizados para troca para esta SE.

Tabela 135 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Xavantes 345 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 20280 Xavantes 345 kV


30,46 Trifásico :

29,7

Relação X/R : 13,2 19,4





(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 20200 Interlagos C1 21 31,50 28,62 27,37 90,86 86,89 Alerta 20200 Interlagos C2 23 31,50 28,62 27,37 90,86 86,89 Alerta

20140 Bandeirantes C1 53 40,00 30,45 29,70 76,13 74,25 OK

52 31,5030,45 29,70 96,67 94,29

Alerta

20220 Milton Fornasaro C1 29,83 29,17 94,70 92,60

51 40,00 29,83 29,17 74,58 72,93 OK

20220 Milton Fornasaro C2 41 40,00 29,83 29,17 74,58 72,93 OK

42 31,5029,83 29,17 94,70 92,60

Alerta

20140 Bandeirantes C2 30,45 29,70 96,67 94,29

43 40,00 30,45 29,70 76,13 74,25 OK

20140 Bandeirantes C3 31 40,00 30,45 29,70 76,13 74,25 OK 33 40,00 30,45 29,70 76,13 74,25 OK

Obs. 1: Conforme RT ONS RE 2.1/104/2006 / CTEEP RT/TP/001/2006 - Fechamento do anel na SE Anhanguera: ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE SUBSTITUIÇÃO DE DISJUNTORES E INSTALAÇÃO DE REATORES LIMITADORES DE CURTO-CIRCUITO (RLCC) APONTOU A NECESSIDADE DE SUBSTITUIÇÃO DE 4 DISJUNTORES ( 21, 23, 42 e 52 ) Obs. 2: Por se tratar de arranjo de barramento disjuntor e meio, o DJ 52 é compartilhado entre as LTs para Bandeirantes C1 e Milton Fornasaro C1 e o DJ 42 é compartilhado entre as LTs Bandeirantes C2 e Milton Fornasaro C2.


Tabela 136 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Xavantes 345 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 20280 Xavantes 345 kV







(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 20200 Interlagos C1 21 31,50 32,69 31,85 103,78 101,11 Superado20200 Interlagos C2 23 31,50 32,69 31,85 103,78 101,11 Superado

20140 Bandeirantes C1 53 40,00 34,63 34,17 86,58 85,43 OK

52 31,5034,63 34,17 109,94 108,48

Superado

20220 Milton Fornasaro C1 33,46 32,85 106,22 104,29

51 40,00 33,46 32,85 83,65 82,13 OK

20220 Milton Fornasaro C2 41 40,00 33,46 32,85 83,65 82,13 OK

42 31,5033,46 32,85 106,22 104,29

Superado

20140 Bandeirantes C2 34,63 34,17 109,94 108,48

43 40,00 34,63 34,17 86,58 85,43 OK

20140 Bandeirantes C3 31 40,00 34,63 34,17 86,58 85,43 OK 33 40,00 34,63 34,17 86,58 85,43 OK

Obs. 1: Conforme RT ONS RE 2.1/104/2006 / CTEEP RT/TP/001/2006 - Fechamento do anel na SE Anhanguera: ANÁLISE COMPARATIVA ENTRE SUBSTITUIÇÃO DE DISJUNTORES E INSTALAÇÃO DE REATORES LIMITADORES DE CURTO-CIRCUITO (RLCC) APONTOU A NECESSIDADE DE SUBSTITUIÇÃO DE 4 DISJUNTORES ( 21, 23, 42 e 52 ) Obs. 2: Por se tratar de arranjo de barramento disjuntor e meio, o DJ 52 é compartilhado entre as LTs para Bandeirantes C1 e Milton Fornasaro C1 e o DJ 42 é compartilhado entre as LTs Bandeirantes C2 e Milton Fornasaro C2.


ELETRONORTE Apresentamos a seguir as diversas contribuições de corrente pelos disjuntores para as subestações de Peritoró 13,8 kV e Usina Térmica de São Luis G1 e G2 13,8 kV da ELETRONORTE, considerando a configuração de dezembro de 2011. Todas as instalações citadas acima apresentam potenciais problemas superação para o horizonte de dezembro de 2008, sendo apresentado o estudo de corrente passante para este horizonte.


SE Peritoró 13,8 kV

A SE Peritoró A 13,8 kV apresentava 1 (um) disjuntor em estado de alerta em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada do 3° TR 230/69 kV desta SE e da SE Miranda 500/230 kV, esta SE passa apresentar 1 (um) disjuntor superado por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 137 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Peritoró 13,8 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 3272 3282 Peritoró 13,8 kV


Relação X/R : 28,4 23,1



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 3271 TF6-01 230/69/13,8 kV

PRDJ2-04 29,0018,67 15,29 64,38 52,72

OK 3281 TF6-02 230/69/13,8 kV 18,67 15,29 64,38 52,72

Peritoró (CEMAR) PRDJ2-05 25,00 18,67 15,29 74,68 61,16 OK Independência PRDJ2-03 20,00 18,67 15,29 93,35 76,45 Alerta

Obs.: Os Transformadores TF6-01 e TF6-02 não operam em paralelo pelo barramento 13,8 kV

Tabela 138 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Peritoró 13,8 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 3272 3282 Peritoró 13,8 kV


21,32 Trifásico :

18,05




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 3271 TF6-01 230/69/13,8 kV

PRDJ2-04 29,0021,32 18,05 73,52 62,24

OK 3281 TF6-02 230/69/13,8 kV 20,59 17,48 71,00 60,28

Peritoró (CEMAR) PRDJ2-05 25,00 21,32 18,05 85,28 72,20 OK Independência PRDJ2-03 20,00 21,32 18,05 106,60 90,25 Superado

Obs.: Os Transformadores TF6-01 e TF6-02 não operam em paralelo pelo barramento 13,8 kV


Usina Térmica de São Luis G1 - 13,8 kV

O barramento da Usina Térmica de São Luis G1 13,8 kV não apresentava disjuntores em estado de alerta ou superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Tabela 139 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina Térmica de São

Luis G1 13,8 kV, horizonte dez/2008

Subestação : 3311 Usina Térmica São Luis G1 13,8 kV





de Interrupção



(ICC)




Monofásico (kA)

Trifásico (kA)

Monofásico (%)

Trifásico (%)

0 Máquina SLUGG-01 SLDJ2-01 38,50

0,00 21,16 0,00 54,96OK

3310 TR-SLTF6-01 230/13,8 0,00 21,16 0,00 54,96

3314 TR-SLTF2-01 13,8/4,16 NE 0,00 41,30

Obs.: O disjuntor SLDJ2-01 atende a máquina e ao transformador 230/13,8 kV

Tabela 140 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina Térmica de São




0 Trifásico :

41,61




de Interrupção



(ICC)




Monofásico (kA)

Trifásico (kA)

Monofásico (%)

Trifásico (%)


0,00 21,47 0,00 55,77OK

3310 TR-SLTF6-01 230/13,8 0,00 21,47 0,00 55,77

3314 TR-SLTF2-01 13,8/4,16 NE 0,00 41,61

Obs.: O disjuntor SLDJ2-01 atende a máquina e ao transformador 230/13,8 kV


Usina Térmica de São Luis G2 - 13,8 kV

O barramento da Usina Térmica de São Luis G2 13,8 kV não apresentava disjuntores em estado de alerta ou superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Tabela 141 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina Térmica de São







de Interrupção



(ICC)




Monofásico (kA)

Trifásico (kA)

Monofásico (%)

Trifásico (%)


0,00 21,10 0,00 54,81OK

3310 TR-SLTF6-02 230/13,8 0,00 21,10 0,00 54,81

3313 TR-SLTF2-02 13,8/4,16 NE 0,00 41,25

Obs.: O disjuntor SLDJ2-02 atende a máquina e ao Transformador 230/13,8 kV Tabela 142 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina Térmica de São




0 Trifásico :

41,56




de Interrupção



(ICC)




Monofásico (kA)

Trifásico (kA)

Monofásico (%)

Trifásico (%)


0,00 21,41 0,00 55,61OK

3310 TR-SLTF6-02 230/13,8 0,00 21,41 0,00 55,61

3313 TR-SLTF2-02 13,8/4,16 NE 0,00 41,56

Obs.: O disjuntor SLDJ2-02 atende a máquina e ao Transformador 230/13,8 kV


ELETROSUL Apresentamos a seguir as diversas contribuições de corrente pelos disjuntores para as subestações de Campos Novos 230 kV e Joinville 138 kV da ELETROSUL, considerando a configuração de dezembro de 2011. Todas as instalações citadas acima apresentam potenciais problemas de superação para o horizonte de dezembro de 2008, sendo apresentado o estudo de corrente passante para este horizonte.


SE Campos Novos 230 kV

A SE Campos Novos 230 kV apresentava 4 (quatro) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Videira 230/138 kV, esta SE passa apresentar 6 (seis) disjuntores em estado de alerta no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 143 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Campos Novos 230 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 6157 Campos Novos 230 kV


Relação X/R : 13,5 18,8



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 6154 ATR 1 - 525/230/13,8 kV 762 40,00 33,46 31,97 83,65 79,93 OK 6156 ATR 3 - 230/138/13,8 kV 732 40,00 36,72 35,74 91,80 89,35 Alerta 6158 ATR 4 - 230/138/13,8 kV 722 40,00 36,72 35,73 91,80 89,33 Alerta 6160 ATR 5 - 230/138/13,8 kV 712 40,00 36,72 35,73 91,80 89,33 Alerta 6170 LT Barra Grande 832 40,00 33,42 31,90 83,55 79,75 OK

6172 LT Usina de Campos Novos C1 812 40,00 35,74 35,26 89,35 88,15 OK

6172 LT Usina de Campos Novos C2 822 40,00 35,73 35,26 89,33 88,15 OK

6340 ATR 7 - 525/230/13,8 kV 772 50,00 33,39 31,97 66,78 63,94 OK 6446 ATR 2 - 525/230/13,8 kV 742 40,00 33,43 32,01 83,58 80,03 OK

Amarre 752 40,00 36,72 35,74 91,80 89,35 Alerta


Tabela 144 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Campos Novos 230 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 6157 Campos Novos 230 kV


38,2 Trifásico :

37,07

Relação X/R : 12,9 17,6



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 6002 LT Videira 2 C1 Futuro S.INF. 38,14 37,04 6002 LT Videira 2 C2 Futuro S.INF. 38,14 37,04 6154 ATR 1 - 525/230/13,8 kV 762 40,00 34,52 33,01 86,30 82,53 OK 6156 ATR 3 - 230/138/13,8 kV 732 40,00 37,96 37,04 94,90 92,60 Alerta 6158 ATR 4 - 230/138/13,8 kV 722 40,00 37,96 37,03 94,90 92,58 Alerta 6160 ATR 5 - 230/138/13,8 kV 712 40,00 37,96 37,03 94,90 92,58 Alerta 6170 LT Barra Grande 832 40,00 34,51 32,98 86,28 82,45 OK

6172 LT Usina de Campos Novos C1 812 40,00 36,96 36,55 92,40 91,38 Alerta

6172 LT Usina de Campos Novos C2 822 40,00 36,97 36,55 92,43 91,38 Alerta

6340 ATR 7 - 525/230/13,8 kV 772 50,00 34,45 33,01 68,90 66,02 OK 6446 ATR 2 - 525/230/13,8 kV 742 40,00 34,49 33,05 86,23 82,63 OK

Amarre 752 40,00 38,14 37,04 95,35 92,60 Alerta


SE Joinville 138 kV

A SE Joinville 138 kV não apresentava disjuntores em estado de alerta ou superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Joinville Norte 230/138 kV, esta SE passa apresentar 1 (um) disjuntor em estado de alerta, bem próxima a superação com 99,88% de sua capacidade, e 2 (dois) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 145 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Joinville 138 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 6245 Joinville 138 kV





de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 6238 LT JOINVILLE-SC 642 16,00 14,14 12,94 88,38 80,88 OK 6249 TF-3 230/138 kV 662 50,00 14,25 13,01 28,50 26,02 OK 6251 TF-4 230/138 kV 632 16,00 14,28 13,17 89,25 82,31 OK 6253 TF-6 230/138 kV 512 50,00 13,67 12,47 27,34 24,94 OK 6255 TF-7 230/138 kV 522 50,00 13,65 12,45 27,30 24,90 OK 6257 TF-1 138/69/13,8 kV 612 40,00 14,38 13,52 35,95 33,80 OK 6258 LT ILHOTA 652 16,00 14,00 12,72 87,50 79,50 OK 6259 TF-2 138/69 kV 622 19,90 14,53 13,55 73,02 68,09 OK 6261 TF- 5 138/69 kV NE 14,52 13,55

34022 LT JOINVILLE QUATRO C1 542 19,90 14,68 13,57 73,77 68,19 OK 34022 LT JOINVILLE QUATRO C2 532 19,90 14,68 13,57 73,77 68,19 OK 34060 LT TIGRE 672 50,00 14,33 13,40 28,66 26,80 OK 34061 LT WEG Fundição 602 20,00 13,43 12,28 67,15 61,40 OK 34102 LT São Bento do Sul Brasília 682 20,00 14,53 13,40 72,65 67,00 OK

AMARRE 692 50,00 14,68 13,57 29,36 27,14 OK


Tabela 146 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Joinville 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 6245 Joinville 138 kV


16,73 Trifásico :

15,38




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 6249 TF-3 230/138 kV 662 50,00 16,33 14,89 32,66 29,78 OK 6251 TF-4 230/138 kV 632 16,00 16,34 15,03 102,13 93,94 Superado6253 TF-6 230/138 kV 512 50,00 15,81 14,43 31,62 28,86 OK 6255 TF-7 230/138 kV 522 50,00 15,79 14,41 31,58 28,82 OK 6257 TF-1 138/69/13,8 kV 612 40,00 16,41 15,34 41,03 38,35 OK 6259 TF-2 138/69 kV 622 19,90 16,55 15,36 83,17 77,19 OK 6261 TF- 5 138/69 kV NE 16,54 15,36 6263 LT JOINVILLE-SC 642 16,00 16,05 14,90 100,31 93,13 Superado

34022 LT JOINVILLE QUATRO C1 542 19,90 16,66 15,35 83,72 77,14 OK 34022 LT JOINVILLE QUATRO C2 532 19,90 16,66 15,35 83,72 77,14 OK 34060 LT TIGRE 672 50,00 16,28 15,22 32,56 30,44 OK 34061 LT WEG Fundição 602 20,00 15,35 13,99 76,75 69,95 OK 34102 LT São Bento do Sul Brasília 682 20,00 16,51 15,15 82,55 75,75 OK 34366 LT ILHOTA 652 16,00 15,98 14,48 99,88 90,50 Alerta

AMARRE 692 50,00 16,66 15,36 33,32 30,72 OK


EMAE

Apresentamos a seguir as diversas contribuições de corrente pelos disjuntores para as subestações de Henry Borden Anel 230 kV, Henry Borden 230 kV e 88 kV, Pedreira 88 kV e Traição 88 kV da EMAE, considerando a configuração de dezembro de 2011. Das instalações citadas acima, as subestações de Henry Borden Anel 230 kV e Traição 88 kV não apresentam problemas de superação para o horizonte de dezembro de 2008, não sendo apresentado o estudo de corrente passante para este horizonte.


SE Henry Borden Anel 230 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 86%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da UTE Euzébio de Queiroz (Cubatão) 230 kV, esta SE passa apresentar 2 (dois) disjuntores em estado de alerta no horizonte de dezembro de 2011. Nos casos de curto-circuito o Banco de Transformador n° 231, 230/88 kV de Henry Borden está inserido ligado na base de dados, entretanto esta não é uma condição operativa, visto que o referido equipamento apresenta uma limitação de fluxo de potência. Dessa forma, sem esta transformação, os níveis de curto-circuito monofásico e trifásico ficam respectivamente 21,1 kA e 21,76 kA, para o horizonte dezembro de 2011, ficando os disjuntores não mais na condição de alerta. Tabela 147 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Henry Borden Anel


Subestação : 13320 Henry Borden Anel 230 kV


21,66 Trifásico :

22,66

Relação X/R : 12,9 16,1



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

13310 LT Henry Borden 4E 23,86 20,09 21,08 84,20 88,35 OK

57 26,0020,09 21,08 77,27 81,08

OK

13317 TR-231 230/88 kV 20,49 21,76 78,81 83,69

3C 23,8620,49 21,76 85,88 91,20

Alerta

13319 G-8 21,38 22,19 89,61 93,00

4E 23,86 21,38 22,19 89,61 93,00 Alerta

OBS.: Por se tratar de arranjo de barramento em anel, o Dj 57 é compartilhado entre a LT para Henry Borden e o G-8, o DJ 57 é compartilhado entre a LT para Henry Borden e o TR-231 230/88 kV e o DJ 3C é compartilhado entre o G-8 e o TR-231 230/88 kV


SE Henry Borden 230 kV

A SE Henry Borden 230 kV apresentava 2 disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da UTE Euzébio de Queiroz (Cubatão) 230 kV, esta SE passa apresentar 7 (sete) disjuntores em estado de alerta, sendo 6 (seis) deles bem próximos a superação com cerca de 99 % da sua capacidade, e 2 (dois) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Nos casos de curto-circuito o Banco de Transformador n° 231, 230/88 kV de Henry Borden está inserido ligado na base de dados, entretanto esta não é uma condição operativa, visto que o referido equipamento apresenta uma limitação de fluxo de potência. Dessa forma, sem esta transformação, o disjuntor 4L, que se encontrava em estado superado por corrente de curto-circuito simétrica para o horizonte dezembro de 2011, passa a estar em estado de alerta, porém bem próxima superação com 98,6%, entretanto, o disjuntor 3K continua superado. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011” existem 2 (dois) disjuntores indicados para troca nesta SE. Tabela 148 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Henry Borden 230 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 13310 Henry Borden 230 kV


20 Trifásico :

21,8

Relação X/R : 13,8 16,6



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 13311 G-11 6L 23,86 19,64 21,15 82,31 88,64 OK 13312 G-12 7M 23,86 19,64 21,16 82,31 88,68 OK 13313 G-13 8P 23,86 18,97 21,15 79,51 88,64 OK 13314 G-14 9Q 23,86 18,98 21,15 79,55 88,64 OK 13315 G-15 10R 23,86 19,71 21,29 82,61 89,23 OK 13316 G-16 11S 26,00 19,71 21,29 75,81 81,88 OK 13320 LT Anel Henry Borden 3K 22,00 18,56 20,48 84,36 93,09 Alerta 19810 LT Baixada 4L 22,00 19,02 20,84 86,45 94,73 Alerta 19910 LT Carbocloro 2J 26,00 19,03 20,84 73,19 80,15 OK 20240 LT Piratininga 1H 26,00 15,85 16,76 60,96 64,46 OK

Amarre 12T 23,86 19,71 21,16 82,61 88,68 OK


Tabela 149 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Henry Borden 230 kV, horizonte dez/2011



23,75 Trifásico :

24,18

Relação X/R : 15,5 17,1



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 13311 G-11 6L 23,86 23,34 23,54 97,82 98,66 Alerta 13312 G-12 7M 23,86 23,34 23,54 97,82 98,66 Alerta 13313 G-13 8P 23,86 22,76 23,53 95,39 98,62 Alerta 13314 G-14 9Q 23,86 22,77 23,53 95,43 98,62 Alerta 13315 G-15 10R 23,86 23,42 23,67 98,16 99,20 Alerta 13316 G-16 11S 26,00 23,42 23,67 90,08 91,04 Alerta 13320 LT Anel Henry Borden 3K 22,00 22,36 22,87 101,64 103,95 Superado

13360 LT Usina Térmica Cubatão 4L 22,00 20,49 22,59 93,14 102,68 Superado

19910 LT Carbocloro 2J 26,00 21,57 23,03 82,96 88,58 OK 20240 LT Piratininga 1H 26,00 19,34 19,01 74,38 73,12 OK

Amarre 12T 23,86 23,34 23,67 97,82 99,20 Alerta

Tabela 150 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Henry Borden 230 kV,

horizonte dez/2008, considerando o TR-231 230/88 kV de Henry Borden aberto



23,19 Trifásico :

23,31

Relação X/R : 15,3 16,7

Configuração : Dezembro de 2011 - sem o TR-231 230/88 kV

de Henry Borden


de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 13311 G-11 6L 23,86 22,76 22,67 95,39 95,01 Alerta 13312 G-12 7M 23,86 22,76 22,67 95,39 95,01 Alerta 13313 G-13 8P 23,86 22,21 22,66 93,08 94,97 Alerta 13314 G-14 9Q 23,86 22,21 22,67 93,08 95,01 Alerta 13315 G-15 10R 23,86 22,85 22,80 95,77 95,56 Alerta 13316 G-16 11S 26,00 22,85 22,80 87,88 87,69 OK 13320 LT Anel Henry Borden 3K 22,00 22,36 22,85 101,64 103,86 Superado

13360 LT Usina Térmica Cubatão 4L 22,00 19,99 21,69 90,86 98,59 Alerta

19910 LT Carbocloro 2J 26,00 21,04 22,13 80,92 85,12 OK 20240 LT Piratininga 1H 26,00 18,68 18,06 71,85 69,46 OK

Amarre 12T 23,86 22,85 22,80 95,77 95,56 Alerta


SE Henry Borden 88 kV

A SE Henry Borden 88 kV apresentava 18 (dezoito) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com o fechamento do secundário do 3° TR 345/88 kV da SE Baixada Santista, não houve alteração no quantitativo da situação dos disjuntores desta SE no horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, existem 25 (vinte e cinco) disjuntores indicados para troca nesta subestação. Destacamos que nessa instalação há limite de operação de quantidade de unidades geradoras, abertura das linhas entre Henry Borden - Pedreira 88 kV, separação do barramento, retirada de operação do TR-231 230/88 kV da SE Henry Borden e energização do TR-3 345/88 kV em Baixada Santista somente pelo lado de alta tensão, visando obter um nível de curto-circuito menor para garantir a integridade dos disjuntores até a devida substituição dos mesmos.



Subestação : 13300 13308 Henry Borden 88 kV


23,17 Trifásico :

30,99

Relação X/R : 18,4 15,4





disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 Gerador N.1 22 50,00 22,88 30,43 45,76 60,86 OK 0 Gerador N.2 23 50,00 22,88 30,43 45,76 60,86 OK 0 Gerador N.3 21 50,00 22,69 30,03 45,38 60,06 OK 0 Gerador N.4 24 50,00 20,40 30,04 40,80 60,08 OK 0 Gerador N.5 20 50,00 22,69 30,04 45,38 60,08 OK 0 Gerador N.6 25 50,00 20,40 30,04 40,80 60,08 OK 0 Gerador N.7 19 50,00 22,69 30,04 45,38 60,08 OK

13317 TR-231 230/88 kV 26B 23,00 21,98 27,98 95,57 121,65 Superado13330 LT Pedreira C1 7 26,00 22,31 29,14 85,81 112,08 Superado13330 LT Pedreira C2 6 26,00 22,21 29,02 85,42 111,62 Superado13860 LT Baixada Santista C5 46 23,00 22,97 30,53 99,87 132,74 Superado13863 LT Baixada Santista C6 18 26,30 22,95 30,53 87,26 116,08 Superado13866 LT Baixada Santista C4 16 23,00 22,96 30,61 99,83 133,09 Superado13870 LT Baixada Santista C3 17 23,00 22,96 30,61 99,83 133,09 Superado13874 LT Pedro Taques C1 14 23,00 23,17 30,99 100,74 134,74 Superado13878 LT Pedro Taques C2 15 23,00 23,17 30,99 100,74 134,74 Superado13882 LT Jabaquara C1 5 26,30 23,16 30,99 88,06 117,83 Superado13894 LT Jabaquara C2 5A 26,00 23,16 30,99 89,08 119,19 Superado13905 LT Jabaquara C4 35 26,00 23,16 30,99 89,08 119,19 Superado13915 LT Jabaquara C3 48 26,00 23,16 30,99 89,08 119,19 Superado19825 LT Baixada Santista C1 41 26,30 22,96 30,61 87,30 116,39 Superado19825 LT Baixada Santista C2 42 26,30 22,98 30,61 87,38 116,39 Superado20110 LT Sul C1 (Aberta) 11 23,00 23,17 30,99 100,74 134,74 Superado20111 LT Sul C2 (Aberta) 10 26,00 23,17 30,99 89,12 119,19 Superado

Amarre 27 23,00 23,17 30,99 100,74 134,74 Superado

OBS. : Nesta instalação existem limitações de quantidade de máquinas em operação e abertura de linhas para que em condições normais seja possível operar a instalação sem que ocorram problemas de superação



Subestação : 13300 13308 Henry Borden 88 kV


25,13 Trifásico :

36,75

Relação X/R : 18,2 14,7



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 Gerador N.1 22 50,00 24,87 36,18 49,74 72,36 OK 0 Gerador N.2 23 50,00 24,87 36,18 49,74 72,36 OK 0 Gerador N.3 21 50,00 24,69 35,79 49,38 71,58 OK 0 Gerador N.4 24 50,00 22,21 35,79 44,42 71,58 OK 0 Gerador N.5 20 50,00 24,70 35,79 49,40 71,58 OK 0 Gerador N.6 25 50,00 22,21 35,79 44,42 71,58 OK 0 Gerador N.7 19 50,00 24,70 35,79 49,40 71,58 OK

13317 TR-231 230/88 kV 26B 23,00 24,17 33,80 105,09 146,96 Superado 13330 LT Pedreira C1 7 26,00 24,27 34,78 93,35 133,77 Superado 13330 LT Pedreira C2 6 26,00 24,37 34,90 93,73 134,23 Superado 13860 LT Baixada Santista C5 46 23,00 24,85 35,93 108,04 156,22 Superado 13863 LT Baixada Santista C6 18 26,30 24,82 35,93 94,37 136,62 Superado 13866 LT Baixada Santista C4 16 23,00 24,85 36,08 108,04 156,87 Superado 13870 LT Baixada Santista C3 17 23,00 24,85 36,08 108,04 156,87 Superado 13874 LT Pedro Taques C1 14 23,00 25,13 36,75 109,26 159,78 Superado 13878 LT Pedro Taques C2 15 23,00 25,13 36,75 109,26 159,78 Superado 13882 LT Jabaquara C1 5 26,30 25,13 36,74 95,55 139,70 Superado 13894 LT Jabaquara C2 5A 26,00 25,13 36,74 96,65 141,31 Superado 13905 LT Jabaquara C4 35 26,00 25,13 36,74 96,65 141,31 Superado 13915 LT Jabaquara C3 48 26,00 25,13 36,74 96,65 141,31 Superado 19825 LT Baixada Santista C1 41 26,30 24,87 36,06 94,56 137,11 Superado 19825 LT Baixada Santista C2 42 26,30 24,85 36,07 94,49 137,15 Superado 20110 LT Sul C1 (Aberta) 11 23,00 25,13 36,75 109,26 159,78 Superado 20111 LT Sul C2 (Aberta) 10 26,00 25,13 36,75 96,65 141,35 Superado

Amarre 27 23,00 25,13 36,75 109,26 159,78 Superado

OBS. : Nesta instalação existem limitações de quantidade de máquinas em operação e abertura de linhas para que em condições normais seja possível operar a instalação sem que ocorram problemas de superação


SE Pedreira 88 kV

A SE Pedreira 88 kV apresentava 1 (um) disjuntor em estado de alerta e 10 (dez) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, existem 10 (dez) disjuntores indicados para troca nesta SE. Destacamos que existem medidas mitigadoras, tais como, limites de operação de quantidade de unidades geradoras da UHE Henry Borden 88 kV, abertura das linhas entre Henry Borden - Pedreira 88 kV, separação do barramento de Henry Borden, limitação de geração na UTE Piratininga 88 kV e limitação das bombas na SE Pedreira 88 kV, visando permitir a operação desses equipamentos até a substituição dos mesmos. Tabela 153 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Pedreira 88 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 13330 Pedreira 88 kV


28,04 Trifásico :

31,2

Relação X/R : 13,2 15,6





(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 Máquina N.1 1A 26,30 27,84 30,87 105,86 117,38 Superado0 Máquina N.2 2A 26,30 27,85 30,88 105,89 117,41 Superado0 Máquina N.3 3A 26,30 27,85 30,88 105,89 117,41 Superado0 Máquina N.4 4A 26,30 27,94 31,04 106,24 118,02 Superado0 Máquina N.5 5A 26,30 27,83 30,85 105,82 117,30 Superado0 Máquina N.6 6A 26,30 27,84 30,87 105,86 117,38 Superado0 Máquina N.7 7A 26,30 27,87 30,91 105,97 117,53 Superado0 Máquina N.8 8A 31,50 27,68 30,60 87,87 97,14 Alerta

13300 LT Henry Borden C1 L1 26,30 26,84 29,23 102,05 111,14 Superado13300 LT Henry Borden C2 L2 26,30 26,93 29,35 102,40 111,60 Superado20250 LT Piratininga NE 23,40 24,20

Amarre L3 26,30 27,94 31,04 106,24 118,02 Superado


Tabela 154 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Pedreira 88 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 13330 Pedreira 88 kV


28,17 Trifásico :

31,44

Relação X/R : 12,9 14,9





(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 Máquina N.1 1A 26,30 27,97 31,11 106,35 118,29 Superado0 Máquina N.2 2A 26,30 27,98 31,12 106,39 118,33 Superado0 Máquina N.3 3A 26,30 27,98 31,12 106,39 118,33 Superado0 Máquina N.4 4A 26,30 28,08 31,28 106,77 118,94 Superado0 Máquina N.5 5A 26,30 27,96 31,09 106,31 118,21 Superado0 Máquina N.6 6A 26,30 27,97 31,11 106,35 118,29 Superado0 Máquina N.7 7A 26,30 28,00 31,15 106,46 118,44 Superado0 Máquina N.8 8A 31,50 27,81 30,84 88,29 97,90 Alerta

13300 LT Henry Borden C1 L1 26,30 26,92 29,37 102,36 111,67 Superado13300 LT Henry Borden C2 L2 26,30 27,01 29,49 102,70 112,13 Superado20250 LT Piratininga NE 23,46 24,31

Amarre L3 26,30 28,08 31,28 106,77 118,94 Superado


UHE Traição 88 kV

A SE Traição 88 kV apresentava 5 (cinco) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente com o fechamento do barramento da SE Guarulhos 345 kV, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Tabela 155 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da UHE Traição 88 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 13370 Traição 88 kV


Relação X/R : 37,7 29,9



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 13371 TR-1 88/3,8 kV 1A 26,30 13,82 24,61 52,55 93,57 Alerta 13372 TR-2 88/3,8 kV 2A 26,30 13,82 24,60 52,55 93,54 Alerta 13373 TR-3 88/3,8 kV 3A 26,30 13,82 24,60 52,55 93,54 Alerta 13374 TR-4 88/3,8 kV 4A 26,30 13,82 24,60 52,55 93,54 Alerta 20150 LT Bandeirantes C1 NE 13,64 24,19

TR-5 88/3,8 kV (Reserva) 5A 26,30 13,84 24,74 52,62 94,07 Alerta

LT Bandeirantes C2 (Aberto) NE

Tabela 156 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da UHE Traição 88 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 13370 Traição 88 kV


Relação X/R : 37,7 29,7



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 13371 TR-1 88/3,8 kV 1A 26,30 13,96 25,29 53,08 96,16 Alerta 13372 TR-2 88/3,8 kV 2A 26,30 13,96 25,28 53,08 96,12 Alerta 13373 TR-3 88/3,8 kV 3A 26,30 13,96 25,28 53,08 96,12 Alerta 13374 TR-4 88/3,8 kV 4A 26,30 13,96 25,28 53,08 96,12 Alerta 20150 LT Bandeirantes C1 NE 13,78 24,87

TR-5 88/3,8 kV (Reserva) 5A 26,30 13,98 25,42 53,16 96,65 Alerta LT Bandeirantes C2 (Aberto) NE


FURNAS Apresentamos a seguir as diversas contribuições de corrente pelos disjuntores para as subestações, Bandeirantes 230 kV, Brasília Sul 138 kV, Campinas 138 kV, Campos 138 kV, Foz do Iguaçu 500 kV, Furnas 345 kV, Grajaú 138 kV, Guarulhos 345 kV, Itumbiara 345 kV e 230 kV, Jacarepaguá 138 kV, Luiz Carlos Barreto 345 kV, Mascarenhas de Moraes 345 kV e 138 kV, Mogi das Cruzes 345 kV e 230 kV, Poços de Caldas 345 kV, Santa Cruz 138 kV, Usina Térmica de Campos 138 kV e 69 kV e Vitória 138 kV de FURNAS, considerando a configuração de dezembro de 2011. Das instalações citadas acima, as subestações de Bandeirantes 230 kV e Mascarenhas de Moraes 345 kV não apresentam problemas de superação para o horizonte de dezembro de 2008, não sendo apresentado o estudo de corrente passante para este horizonte. A SE Foz do Iguaçu 500 kV não possui barramento no horizonte dezembro de 2008, sendo sua construção necessária devido à inclusão da LT 500 kV Foz do Iguaçu – Cascavel do Oeste prevista para 2011. Atualmente cada transformador 765/500 kV da SE Foz de Iguaçu possui conexão direta, através de uma linha curta, com a subestação da Usina de Itaipu. A SE Guarulhos 345 kV opera atualmente com o barramento aberto, em função disto não apresenta disjuntores em estado de alerta e superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2008. A SE Tijuco Preto 345 kV, não apresenta possível indicação de superação para o horizonte dezembro de 2011 e para o horizonte atual dezembro de 2008. Porém, no horizonte dezembro de 2009, esta SE apresenta nível de curto-circuito em 96 % do disjuntor de menor capacidade, devido à inclusão do 4º ATR 765/345 kV desta SE e dos circuitos C3 e C4 Tijuco Preto – Itapeti, podendo assim apresentar disjuntores em estado de alerta. Este nível não irá se manter, nem se elevar, para os horizontes seguintes pois será instalado um reator limitador de curto-circuito se 15 ohms entre os barramentos desta SE.


SE Bandeirantes 230 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 83%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da do 5° TR 345/230/13,8 kV nesta instalação, esta SE passa a apresentar 5 (cinco) disjuntores em estado de alerta no horizonte de dezembro de 2011. Conforme informado por FURNAS existe a possibilidade do 5° TR 345/230/13,8 kV da SE Bandeirantes não entrar em operação, devido a entrada da SE Trindade. Assim, a instalação passará a apresentar níveis de curto-circuito na barra em torno de 92%. Tabela 157 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Bandeirantes 230 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 134 Bandeirantes 230 kV


18,35 Trifásico :

15,92

Relação X/R : 13,9 12,7



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

133 AT-01 345/230/13,8 kV 712 19,00 17,56 15,25 92,42 80,26 Alerta

171 AT-04 345/230/13,8 kV 742 40,00 17,58 15,26 43,95 38,15 OK

175 AT-02 345/230/13,8 kV 722 40,00 17,92 15,45 44,80 38,63 OK

263 AT-03 345/230/13,8 kV 732 40,00 17,64 15,28 44,10 38,20 OK

2151 LT Goiânia II S.INF. S.INF. 16,66 14,70

263 AT-05 345/230/13,8 kV Futuro S.INF. 17,57 15,25

11111 LT Anhanguera C1 7362 19,00 18,34 15,92 96,53 83,79 Alerta 11111 LT Anhanguera C2 7372 19,00 18,34 15,92 96,53 83,79 Alerta 11161 LT Xavantes C1 7342 40,00 18,23 15,84 45,58 39,60 OK 11162 LT Xavantes C2 7352 19,00 18,26 15,84 96,11 83,37 Alerta

Amarre 702 19,00 18,34 15,92 96,53 83,79 Alerta


SE Brasília Sul 138 kV

A SE Brasília Sul 138 kV apresentava 8 (oito) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da LT 138 kV Brasília Centro – Mangueiral – Santa Maria, não há variação no quantitativo da situação dos disjuntores no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 8 (oito) disjuntores autorizados para troca para esta SE. Tabela 158 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Brasília Sul 138 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 43 Brasilia Sul 138 kV


25,02 Trifásico :

21,52

Relação X/R : 17,7 17,7



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

23 Bco Autotrafo 8A 345/138 kV 684 40,00 23,05 20,02 57,63 50,05 OK

32 Bco Autotrafo 8B 345/138 kV 694 40,00 22,87 19,75 57,18 49,38 OK

41 Bco Autotrafo 1 345/138 kV 614 20,90 22,89 19,72 109,52 94,35 Superado42 Bco Autotrafo 2 345/138 kV 624 40,00 23,30 20,18 58,25 50,45 OK


1700 Brasília Norte C1 6814 20,00 24,88 21,41 124,40 107,05 Superado1700 Brasília Norte C2 6824 20,90 24,88 21,41 119,04 102,44 Superado1710 Taguatinga C1 6854 20,90 25,00 21,52 119,62 102,97 Superado1710 Taguatinga C2 6844 20,90 25,01 21,52 119,67 102,97 Superado1717 Aguas Claras 6834 20,90 24,92 21,41 119,23 102,44 Superado1720 Ceilândia Sul C1 6874 40,00 25,02 21,52 62,55 53,80 OK 1720 Ceilândia Sul C2 6884 40,00 25,02 21,52 62,55 53,80 OK

10884 Santa Maria 6864 40,00 23,65 20,13 59,13 50,33 OK Amarre 604 20,90 25,02 21,52 119,71 102,97 Superado


Tabela 159 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Brasília Sul 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 43 Brasilia Sul 138 kV


Relação X/R : 16,1 15,9



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

23 Bco Autotrafo 8A 345/138 kV 684 40,00 23,87 20,85 59,68 52,13 OK

32 Bco Autotrafo 8B 345/138 kV 694 40,00 23,70 20,57 59,25 51,43 OK



1700 Brasília Norte C1 6814 20,00 25,65 22,17 128,25 110,85 Superado1700 Brasília Norte C2 6824 20,90 25,65 22,17 122,73 106,08 Superado1710 Taguatinga C1 6854 20,90 25,84 22,36 123,64 106,99 Superado1710 Taguatinga C2 6844 20,90 25,84 22,36 123,64 106,99 Superado1717 Aguas Claras 6834 20,90 25,69 22,17 122,92 106,08 Superado1720 Ceilândia Sul C1 6874 40,00 25,86 22,36 64,65 55,90 OK 1720 Ceilândia Sul C2 6884 40,00 25,86 22,36 64,65 55,90 OK

10884 Santa Maria 6864 40,00 24,65 21,18 61,63 52,95 OK Amarre 604 20,90 25,86 22,36 123,73 106,99 Superado


SE Campos 138 kV

A SE Campos 138 kV apresentava 6 (seis) disjuntores em estado de alerta e 1 (um) superado por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da LT 345 kV Macaé - Campos C3, esta SE passa apresentar 7 (sete) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 7 (sete) disjuntores autorizados para troca para esta SE. Tabela 160 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Campos 138 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 126 Campos 138 kV


Relação X/R : 13,4 11,1



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 Bco capacitores 01 6112C 40,00 19,72 18,24 49,30 45,60 OK 0 Bco capacitores 02 6122C 40,00 19,72 18,24 49,30 45,60 OK

116 AT 03 345/138 kV 632 40,00 16,76 15,67 41,90 39,18 OK 118 Rocha Leão C1 6412 20,90 19,34 17,82 92,54 85,26 Alerta 125 AT 01 345/138 kV 612 20,90 17,03 16,02 81,48 76,65 OK 127 Cachoeiro do Itapemirim C2 6452 20,90 19,32 17,82 92,44 85,26 Alerta

143 Usina Térmica de Campos C1 6472 13,50 19,62 18,22 145,33 134,96 Superado

143 Usina Térmica de Campos C2 6462 20,00 19,62 18,22 98,10 91,10 Alerta

261 AT 02 345/138 kV 622 40,00 17,37 16,30 43,43 40,75 OK 548 Cachoeiro do Itapemirim C1 6442 20,90 19,32 17,82 92,44 85,26 Alerta 671 Rocha Leão C2 6422 20,90 19,34 17,82 92,54 85,26 Alerta

Amarre 602 20,90 19,72 18,24 94,35 87,27 Alerta


Tabela 161 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Campos 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 126 Campos 138 kV


21,69 Trifásico :

20,3

Relação X/R : 14,2 11,9



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 Bco capacitores 01 6112C 40,00 21,75 20,30 54,38 50,75 OK 0 Bco capacitores 02 6122C 40,00 21,75 20,30 54,38 50,75 OK

116 AT 03 345/138 kV 632 40,00 18,17 17,16 45,43 42,90 OK 118 Rocha Leão 1 6412 20,90 21,25 19,72 101,67 94,35 Superado125 AT 01 345/138 kV 612 20,90 18,50 17,57 88,52 84,07 OK

127 Cachoeiro do Itapemirim 2 6452 20,90 21,32 19,84 102,01 94,93 Superado



261 AT 02 345/138 kV 622 40,00 18,91 17,91 47,28 44,78 OK

548 Cachoeiro do Itapemirim 1 6442 20,90 21,32 19,84 102,01 94,93 Superado

671 Rocha Leão 2 6422 20,90 21,25 19,72 101,67 94,35 Superado Amarre 602 20,90 21,75 20,30 104,07 97,13 Superado


SE Foz do Iguaçu 500 kV

Para a inclusão da LT 500 kV Foz do Iguaçu – Cascavel do Oeste, prevista para 2011, será necessária a construção de um barramento na tensão de 500 kV na SE Foz do Iguaçu. Atualmente cada transformador 765/500 kV da SE Foz de Iguaçu possui conexão direta, através de uma linha curta, com a subestação da Usina de Itaipu, dessa forma o maior nível de curto-circuito nestas saídas das LTs atinge 75 % da capacidade do menor disjuntor, portanto não implicando em indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Após a construção de um barramento de 500 kV na SE Foz do Iguaçu para viabilizar a entrada em operação da LT 500 kV Foz do Iguaçu – Cascavel do Oeste, esta SE passa apresentar 3 (três) disjuntores em estado de alerta, bem próximos a superação com 98,3 % da sua capacidade, e 1 (um) disjuntor superado por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011” existem 4 (quatro) disjuntores indicados para troca nesta SE. Tabela 162 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Foz do Iguaçu 500 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 237 Foz do Iguaçu 500 kV


39,93 Trifásico :

34,24

Relação X/R : 24,3 31,4



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 148 ATR-1 765/500/69 kV 9254 40,00 39,30 33,74 98,25 84,35 Alerta 164 ATR-2 765/500/69 kV 9264 39,00 39,33 33,80 100,85 86,67 Superado207 ATR-3 765/500/69 kV 9274 40,00 39,33 33,80 98,33 84,50 Alerta 208 ATR-4 765/500/69 kV 9284 40,00 39,30 33,74 98,25 84,35 Alerta

31751 LT Cascavel Oeste Futuro S.INF. 36,72 30,98 11330 LT Itaipú C1 Futuro S.INF. 39,26 33,94 11330 LT Itaipú C2 Futuro S.INF. 39,38 33,95 11330 LT Itaipú C3 Futuro S.INF. 39,30 33,96 11330 LT Itaipú C4 Futuro S.INF. 39,39 33,95


SE Furnas 345 kV

A SE Furnas 345 kV apresentava 5 (cinco) disjuntores em estado de alerta, com 2 (dois) disjuntores bem próximos a superação com 99 % da sua capacidade, e 8 (oito) superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Estreito 500/345 kV e da LT 345 kV Furnas - Pimenta C2, esta SE passa apresentar 1 (um) disjuntor em estado de alerta e 14 (quatorze) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 9 (nove) disjuntores autorizados para substituição .e pelo “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, existem mais 8 (oito) disjuntores indicados para troca.

Tabela 163 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Furnas 345 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 2 Furnas 345 kV


Relação X/R : 15,8 16,5



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

1 Máquina 1-TR A 345/15/13,8 kV 816 22,00 21,91 22,66 99,59 103,00 Superado

5 Máquina 5 - TR B 345/15/13,8 kV 856 22,00 21,91 22,66 99,59 103,00 Superado

7 Mascarenhas de Moraes 8216 41,00 21,59 21,40 52,66 52,20 OK 10 Luis Carlos Barreto 8236 25,00 21,83 21,54 87,32 86,16 OK 12 Poços de Caldas C1 8016 22,00 21,99 21,75 99,95 98,86 Alerta 12 Poços de Caldas C2 8026 22,00 21,98 21,74 99,91 98,82 Alerta 71 Itutinga C1 8116 41,00 22,37 22,29 54,56 54,37 OK 71 Itutinga C2 8126 25,00 22,39 22,35 89,56 89,40 OK

389 Pimenta 8036 22,00 20,59 20,40 93,59 92,73 Alerta 2208 Máquina 2 826 22,00 21,92 22,66 99,64 103,00 Superado2209 Máquina 3 836 22,00 21,92 22,66 99,64 103,00 Superado2210 Máquina 4 846 22,00 21,92 22,66 99,64 103,00 Superado2212 Máquina 6 866 22,00 21,84 22,53 99,27 102,41 Superado2213 Máquina 7 876 23,80 21,92 22,66 92,10 95,21 Alerta 2214 Máquina 8 886 23,80 21,92 22,66 92,10 95,21 Alerta

Amarre 806 22,00 22,39 22,66 101,77 103,00 Superado

Interligação de barras 896 22,00 22,39 22,66 101,77 103,00 SuperadoObs.: O disjuntor de Interligação de barras pode funcionar como amarre


Tabela 164 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Furnas 345 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 2 Furnas 345 kV


Relação X/R : 14,7 15,4



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

1 Máquina 1-TR A 345/15/13,8 kV 816 22,00 24,04 25,56 109,27 116,18 Superado

5 Máquina 5 - TR B 345/15/13,8 kV 856 22,00 24,04 25,56 109,27 116,18 Superado

7 Mascarenhas de Moraes 8216 41,00 23,70 24,11 57,80 58,80 OK 12 Poços de Caldas C1 8016 22,00 24,07 24,45 109,41 111,14 Superado12 Poços de Caldas C2 8026 22,00 24,08 24,47 109,45 111,23 Superado71 Itutinga C1 8116 41,00 24,59 25,23 59,98 61,54 OK 71 Itutinga C2 8126 25,00 24,61 25,29 98,44 101,16 Superado

389 Pimenta 8036 22,00 24,21 24,97 110,05 113,50 Superado389 Pimenta Futuro 40,00 24,33 25,32 60,83 63,30 OK

2110 Estreito 8236 25,00 23,71 23,96 94,84 95,84 Alerta 2208 Máquina 2 826 22,00 24,05 25,56 109,32 116,18 Superado2209 Máquina 3 836 22,00 24,05 25,56 109,32 116,18 Superado2210 Máquina 4 846 22,00 24,05 25,56 109,32 116,18 Superado2212 Máquina 6 866 22,00 23,97 25,43 108,95 115,59 Superado2213 Máquina 7 876 23,80 24,05 25,56 101,05 107,39 Superado2214 Máquina 8 886 23,80 24,05 25,56 101,05 107,39 Superado

Amarre 806 22,00 24,61 25,56 111,86 116,18 Superado

Interligação de barras 896 22,00 24,61 25,56 111,86 116,18 SuperadoObs.: O disjuntor de Interligação de barras pode funcionar como amarre


SE Grajaú 138 kV

A SE Grajaú 138kV apresentava 22 (vinte e dois) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da 2ª. unidade a gás da UTE Santa Cruz e do consumidor CSA no 138 kV entre as SE´s Santa Cruz e Jacarepaguá e depois a migração deste para o 500 kV na LT Angra – Grajaú, esta SE passa apresentar 12 (doze) disjuntores em estado de alerta e 14 (quatorze) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Uma alternativa para reduzir a superação de disjuntores por corrente de curto-circuito nesta instalação é o by-pass da LT 500 kV Cachoeira Paulista – Adrianópolis – Grajaú, na SE Adrianópolis, tornando a LT 500 kV expressa Cachoeira Paulista – Grajaú. Nesta situação, os níveis de curto-circuito trifásico e monofásico ficam 36,52 kA (73,04 %) e 44,95 kA (89,9 %) respectivamente, não apresentando disjuntores em estado de alerta ou superados por corrente de curto-circuito simétrica para o horizonte de dezembro de 2011. É importante destacar que as LTs 138 kV Grajaú – Cascadura C4 e C5 operam abertas no terminal de Cascadura.


Tabela 165 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Grajaú 138 kV, horizonte dez/2008

Subestação : 142 Grajaú 138 kV


38,89 Trifásico :

48,88

Relação X/R : 12,9 16,4



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 80 LT Jacarepaguá 6142 50,00 38,07 47,52 76,14 95,04 Alerta

130 TR-52 500/138 kV 612 50,00 32,59 46,67 65,18 93,34 Alerta 632 50,00 32,59 46,67 65,18 93,34 Alerta

131 TR-54 500/138 kV 622 50,00 36,77 44,07 73,54 88,14 OK 642 50,00 36,77 44,07 73,54 88,14 OK

132 TR-56 500/138 kV 652 50,00 36,77 44,07 73,54 88,14 OK 672 50,00 36,77 44,07 73,54 88,14 OK


948 LT Frei Caneca C1 6622 50,00 38,89 48,88 77,78 97,76 Alerta 948 LT Frei Caneca C2 6632 50,00 38,89 48,88 77,78 97,76 Alerta 948 LT Frei Caneca C3 6642 50,00 38,89 48,88 77,78 97,76 Alerta 948 LT Frei Caneca C4 6652 50,00 38,89 48,88 77,78 97,76 Alerta 948 LT Frei Caneca C5 6672 50,00 38,89 48,88 77,78 97,76 Alerta 948 LT Frei Caneca C5 6692 50,00 38,89 48,88 77,78 97,76 Alerta 950 LT Terminal Sul C1 6762 50,00 38,86 48,81 77,72 97,62 Alerta 950 LT Terminal Sul C2 6612 50,00 38,86 48,81 77,72 97,62 Alerta 950 LT Terminal Sul C3 6712 50,00 38,84 48,81 77,68 97,62 Alerta 950 LT Terminal Sul C4 6722 50,00 38,86 48,81 77,72 97,62 Alerta

1021 LT Cascadura C1 6682 50,00 38,46 48,01 76,92 96,02 Alerta 1021 LT Cascadura C2 6662 50,00 38,37 48,20 76,74 96,40 Alerta 1021 LT Cascadura C3 6132 50,00 38,47 48,01 76,94 96,02 Alerta 921 LT Cascadura C4 (Aberto) 6152 50,00 38,89 48,88 77,78 97,76 Alerta 921 LT Cascadura C5 (Aberto) 6162 50,00 38,89 48,88 77,78 97,76 Alerta

Interligador de Barra - 1 602 50,00 38,89 48,88 77,78 97,76 Alerta Interligador de Barra - 2 692 50,00 38,89 48,88 77,78 97,76 Alerta


Tabela 166 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Grajaú 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 142 Grajaú 138 kV


39,67 Trifásico :

50,13

Relação X/R : 12,7 16,6



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 80 LT Jacarepaguá 6142 50,00 38,76 48,61 77,52 97,22 Alerta





948 LT Frei Caneca C1 6622 50,00 39,67 50,13 79,34 100,26 Superado948 LT Frei Caneca C2 6632 50,00 39,67 50,13 79,34 100,26 Superado948 LT Frei Caneca C3 6642 50,00 39,67 50,13 79,34 100,26 Superado948 LT Frei Caneca C4 6652 50,00 39,67 50,13 79,34 100,26 Superado948 LT Frei Caneca C5 6672 50,00 39,67 50,13 79,34 100,26 Superado948 LT Frei Caneca C5 6692 50,00 39,67 50,13 79,34 100,26 Superado950 LT Terminal Sul C1 6762 50,00 39,63 50,05 79,26 100,10 Superado950 LT Terminal Sul C2 6612 50,00 39,61 50,05 79,22 100,10 Superado950 LT Terminal Sul C3 6712 50,00 39,62 50,05 79,24 100,10 Superado950 LT Terminal Sul C4 6722 50,00 39,63 50,05 79,26 100,10 Superado

1021 LT Cascadura C1 6682 50,00 39,23 49,25 78,46 98,50 Alerta 1021 LT Cascadura C2 6662 50,00 39,24 49,25 78,48 98,50 Alerta 1021 LT Cascadura C3 6132 50,00 39,13 49,45 78,26 98,90 Alerta 921 LT Cascadura C4 (Aberto) 6152 50,00 39,67 50,13 79,34 100,26 Superado921 LT Cascadura C5 (Aberto) 6162 50,00 39,67 50,13 79,34 100,26 Superado

Interligador de Barra - 1 602 50,00 39,67 50,13 79,34 100,26 Superado Interligador de Barra - 2 692 50,00 39,67 50,13 79,34 100,26 Superado

O resultado desta simulação não esta levando em consideração o operação do by-pass da LT 500 kV Cachoeira Paulista – Adrianópolis – Grajaú,


SE Guarulhos 345 kV

A SE Guarulhos 345 kV opera atualmente com o barramento aberto, em função disto não apresenta disjuntores em estado de alerta e superados por corrente de curto-circuito simétrica, entretanto se considerarmos o fechamento dos barramentos de 345 kV desta instalação, previsto para dezembro de 2011, esta SE passa apresentar 4 (quatro) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 4 (quatro) disjuntores autorizados para troca nesta SE. Tabela 167 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Guarulhos 345 kV,

horizonte dez/2011

Subestação : 56 260 Guarulhos 345 kV





de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC-01 Futuro S.INF. 29,80 33,41 0 BC-02 Futuro S.INF. 29,76 33,41

12 Poços de Caldas C1 8052 22,00 28,90 32,09 131,36 145,86 Superado12 Poços de Caldas C2 8062 22,00 28,89 32,07 131,32 145,77 Superado46 Campinas 8042 23,80 27,79 30,96 116,76 130,08 Superado

173 Ibiúna C1 8022 50,00 28,39 31,21 56,78 62,42 OK 203 Ibiúna C2 8032 50,00 28,39 31,21 56,78 62,42 OK

20046 Nordeste 8092 22,00 25,44 28,67 115,64 130,32 Superado20060 Norte C1 8072 50,00 30,35 33,41 60,70 66,82 OK 20060 Norte C2 8082 50,00 30,35 33,41 60,70 66,82 OK 20120 Anhanguera - C1 8002 50,00 28,22 31,41 56,44 62,82 OK 20120 Anhanguera - C2 8012 50,00 28,22 31,41 56,44 62,82 OK

Amarre 812 50,00 29,80 33,41 59,60 66,82 OK Amarre 802 50,00 30,35 33,41 60,70 66,82 OK


SE Itumbiara 345 kV

A SE Itumbiara 345 kV apresentava 3 (três) disjuntores em estado de alerta e 3 (três) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, esta SE passa apresentar 2 (dois) disjuntores em estado de alerta e 4 (quatro) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 8 (oito) disjuntores autorizados para troca para esta SE, sendo 3 (três) disjuntores indicados devido à superação por corrente de curto-circuito simétrica e os 5 (cinco) disjuntores restantes por outros motivos. Tabela 168 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Itumbiara 345 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 25 Itumbiara 345 kV


24,78 Trifásico :

24,31

Relação X/R : 21,4 22,2



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 RE-01 S.INF. S.INF. 24,73 24,31

21 Porto Colômbia 8426 23,80 23,39 22,62 98,28 95,04 Alerta

26 Autotrafo N1 345/230/13,8 kV 816 23,80 24,52 24,12 103,03 101,34 Superado


30 Bandeirantes C1 8436 25,00 24,20 23,54 96,80 94,16 Alerta 31 Bandeirantes C2 8446 25,00 24,20 23,54 96,80 94,16 Alerta

137 BCO Autotrafo T53 500/345/13,8 kV 846 25,00 21,55 21,40 86,20 85,60 OK


215 BCO Autotrafo T49 856 50,00 21,32 21,30 42,64 42,60 OK

236 Autotrafo N3 345/230/13,8 kV 866 50,00 24,52 24,12 49,04 48,24 OK

287 Corumbá 8226 50,00 23,02 22,44 46,04 44,88 OK Amarre 806 23,80 24,73 24,31 103,91 102,14 Superado


Tabela 169 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Itumbiara 345 kV, horizonte dez/2011



25,34 Trifásico :

25,09

Relação X/R : 20,3 20,7



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 RE-01 S.INF. S.INF. 25,29 25,09

21 Porto Colômbia 8426 23,80 23,96 23,38 100,67 98,24 Superado



30 Bandeirantes C1 8436 25,00 24,69 24,21 98,76 96,84 Alerta 31 Bandeirantes C2 8446 25,00 24,69 24,21 98,76 96,84 Alerta



215 BCO Autotrafo T49 856 50,00 21,78 21,95 43,56 43,90 OK

236 Autotrafo N3 345/230/13,8 kV 866 50,00 25,06 24,87 50,12 49,74 OK

287 Corumbá 8226 50,00 23,54 23,17 47,08 46,34 OK Amarre 806 23,80 25,29 25,09 106,26 105,42 Superado


SE Itumbiara 230 kV

A SE Itumbiara 230 kV apresentava 2 (dois) disjuntores em estado de alerta e 3 (três) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, o quantitativo da situação dos disjuntores não se altera no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 5 (cinco) disjuntores autorizados para troca nesta SE. Tabela 170 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Itumbiara 230 kV,

horizonte dez/2008



Relação X/R : 18,9 17,8



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 26 TR-1 345/230 kV 716 19,00 18,11 17,30 95,32 91,05 Alerta 27 TR-2 345/230 kV 726 19,00 18,11 17,30 95,32 91,05 Alerta

236 TR-3 345/230 kV 736 31,50 18,11 17,30 57,49 54,92 OK 2320 Rio Verde C1 7326 19,00 20,80 19,33 109,47 101,74 Superado2328 Rio Verde C2 7346 31,50 21,31 20,00 67,65 63,49 OK

11100 Cachoeira Dourada 7316 19,00 19,46 17,98 102,42 94,63 Superado11123 Paranaíba 7336 40,00 21,32 20,35 53,30 50,88 OK

Amarre 706 19,00 21,32 20,35 112,21 107,11 Superado


Tabela 171 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Itumbiara 230 kV, horizonte dez/2011



22,12 Trifásico :

20,95

Relação X/R : 17,4 16,1





(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 26 TR-1 345/230 kV 716 19,00 18,50 17,82 97,37 93,79 Alerta 27 TR-2 345/230 kV 726 19,00 18,50 17,82 97,37 93,79 Alerta

236 TR-3 345/230 kV 736 31,50 18,50 17,82 58,73 56,57 OK 2320 Rio Verde C1 7326 19,00 21,12 19,75 111,16 103,95 Superado2328 Rio Verde C2 7346 31,50 21,72 20,54 68,95 65,21 OK

11100 Cachoeira Dourada 7316 19,00 19,80 18,40 104,21 96,84 Superado11123 Paranaíba 7336 40,00 21,77 20,95 54,43 52,38 OK

Amarre 706 19,00 21,77 20,95 114,58 110,26 Superado


SE Jacarepaguá 138 kV

A SE Jacarepaguá 138 kV apresentava 7 (sete) disjuntores em estado de alerta e 6 (seis) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da conexão temporária da siderúrgica TKCSA no sistema de 138 kV entre as SE´s Santa Cruz e Jacarepaguá, a 2° unidade geradora a gás da UTE Santa Cruz e o 5° AT 345/138 kV da SE Jacarepaguá, esta SE passa apresentar 8 (oito) disjuntores em estado de alerta e 10 (dez) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Como medida mitigadora para preservar a integridade dos equipamentos desta instalação pode ser adotada a limitação de unidades geradoras na Usina de Santa Cruz e a abertura do barramento da SE Jacarepaguá 138 kV. Atualmente encontram-se disponibilizados à operação 3 novos vãos nessa subestação, sendo um de amarre e dois de seccionamento de barras. Estes novos vãos poderão ser utilizados para evitar a superação de outros equipamentos, uma vez que os disjuntores de 37 kA serão trocados por disjuntores de 63 kA. Este seccionamento foi analisado na Nota Técnica 088/2007 e incluído no PAR 2008/2010. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 7 (sete) disjuntores autorizados para troca para esta SE. Furnas informou que em atendimento à Resolução 758/2006 da Aneel, já se encontra em andamento a substituição dos demais equipamentos.


Tabela 172 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Jacarepaguá 138 kV, horizonte dez/2008

Subestação : 80 2381 Jacarepaguá 138 kV


35,56 Trifásico :

38,82

Relação X/R : 10,1 11,9



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 77 Bco ATF 1A 345/138 kV 618 42,00 33,18 37,23 79,00 88,64 OK 78 Bco ATF 1B 345/138 kV 628 42,00 33,18 37,23 79,00 88,64 OK 79 Bco ATF 2A 345/138 kV 638 37,00 33,14 37,15 89,57 100,41 Superado

142 Grajaú 6158 42,00 34,08 36,47 81,14 86,83 OK 201 Bco ATF 2B 345/138 kV 648 37,00 33,16 37,08 89,62 100,22 Superado254 Zin 6188 37,00 34,92 37,76 94,38 102,05 Superado255 Palmares 6198 37,00 35,10 38,04 94,86 102,81 Superado950 Terminal Sul C1 6118 42,00 34,51 37,14 82,17 88,43 OK

950 Terminal Sul C2 6128 42,00 34,53 37,14 82,21 88,43 OK 954 Valqueire C1 6148 42,00 35,53 38,78 84,60 92,33 Alerta 955 Valqueire C2 6138 42,00 35,53 38,78 84,60 92,33 Alerta

981 Itapeba C1 6038 40,00 35,53 38,78 88,83 96,95 Alerta

982 Itapeba C2 6048 40,00 35,53 38,78 88,83 96,95 Alerta 1021 Cascadura 6168 42,00 32,65 34,64 77,74 82,48 OK 2339 Ary Franco 6058 63,00 35,56 38,82 56,44 61,62 OK 2382 Mato Alto 6088 37,00 35,13 38,11 94,95 103,00 Superado2383 Santa Cruz 6098 37,00 34,94 37,79 94,43 102,14 Superado2394 Cosmos 6068 42,00 35,56 38,82 84,67 92,43 Alerta

0 Bco Capacitores 1A - 100MVar 658C 40,00 35,81 38,82 89,53 97,05 Alerta

0 Bco Capacitores 1B - 100MVar 668C 40,00 35,81 38,82 89,53 97,05 Alerta

Amarre A1-B1 608 63,00 35,81 38,82 56,84 61,62 OK

Amarre A2-B2 698 63,00 35,81 38,82 56,84 61,62 OK

Interligadores de Barra A1-A2 678 63,00 26,76 28,75 42,48 45,63 OK

Interligadores de Barra B1-B2 688 63,00 26,76 28,75 42,48 45,63 OK

OBS.: A instalação de 3 novos vãos ( 2 interligadores de barras e 1 amarre) na SE Jacarepaguá 138 kV poderá mitigar a superação de outros equipamentos através do seccionamento do setor de 138 kV quando necessário.


Tabela 173 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Jacarepaguá 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 80 2381 Jacarepaguá 138 kV


38,99 Trifásico :

41,22

Relação X/R : 10,4 11,7



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 77 Bco ATF 1A 345/138 kV 618 42,00 37,08 40,01 88,29 95,26 Alerta 78 Bco ATF 1B 345/138 kV 628 42,00 37,08 40,01 88,29 95,26 Alerta 79 Bco ATF 2A 345/138 kV 638 37,00 37,09 39,98 100,24 108,05 Superado

142 Grajaú 6158 42,00 37,42 38,85 89,10 92,50 Alerta 201 Bco ATF 2B 345/138 kV 648 37,00 37,12 39,93 100,32 107,92 Superado254 Zin 6188 37,00 38,21 39,95 103,27 107,97 Superado255 Palmares 6198 37,00 38,43 40,29 103,86 108,89 Superado950 Terminal Sul C1 6118 42,00 37,92 39,56 90,29 94,19 Alerta

950 Terminal Sul C2 6128 42,00 37,93 39,56 90,31 94,19 Alerta 954 Valqueire C1 6148 42,00 38,99 41,21 92,83 98,12 Alerta 955 Valqueire C2 6138 42,00 38,99 41,21 92,83 98,12 Alerta

981 Itapeba C1 6038 40,00 38,99 41,21 97,48 103,03 Superado

982 Itapeba C2 6048 40,00 38,99 41,21 97,48 103,03 Superado1021 Cascadura 6168 42,00 35,99 37,06 85,69 88,24 OK 2129 Bco ATF 5 345/138 kV Futuro S.INF. 37,12 39,93 2339 Ary Franco 6058 63,00 38,98 41,22 61,87 65,43 OK 2382 Mato Alto 6088 37,00 38,44 40,34 103,89 109,03 Superado2383 Santa Cruz 6098 37,00 38,18 39,95 103,19 107,97 Superado2394 Cosmos 6068 42,00 38,98 41,22 92,81 98,14 Alerta

Bco Capacitores 1A - 100MVar 658C 40,00 39,15 41,22 97,88 103,05 Superado

Bco Capacitores 1B - 100MVar 668C 40,00 39,15 41,22 97,88 103,05 Superado

Amarre A1-B1 608 63,00 39,15 41,22 62,14 65,43 OK

Amarre A2-B2 698 63,00 39,15 41,22 62,14 65,43 OK

Interligadores de Barra A1-A2 678 63,00 28,31 29,33 44,94 46,56 OK

Interligadores de Barra B1-B2 688 63,00 28,31 29,33 44,94 46,56 OK

OBS.: A instalação de 3 novos vãos ( 2 interligadores de barras e 1 amarre) na SE Jacarepaguá 138 kV poderá mitigar a superação de outros equipamentos através do seccionamento do setor de 138 kV quando necessário.


SE Luis Carlos Barreto 345 kV

A SE Luis Carlos Barreto 345 kV apresentava 1 (um) disjuntores em estado de alerta e 11 (onze) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Estreito 500/345 kV, esta SE passa apresentar 13 (treze) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 8 (oito) disjuntores autorizados para troca e pelo “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, existem mais 6 (seis) disjuntores indicados para troca nesta SE. Tabela 174 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Luis Carlos Barreto


Subestação : 10 Luis Carlos Barreto 345 kV


26,99 Trifásico :

26

Relação X/R : 17,7 18,1



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 2 Furnas 8232 25,00 25,52 24,26 102,08 97,04 Superado7 Mascarenhas de Moraes 8222 25,00 24,06 22,89 96,24 91,56 Alerta

12 Poços de Caldas C1 8242 25,00 25,99 24,67 103,96 98,68 Superado12 Poços de Caldas C2 8252 25,00 25,98 24,66 103,92 98,64 Superado

370 Jaquara 8282 25,00 20,15 18,52 80,60 74,08 OK 379 Várzea Grande 8262 25,00 25,51 24,39 102,04 97,56 Superado

2201 Máquina 1 812 25,00 25,48 25,20 101,92 100,80 Superado2202 Máquina 2 822 25,00 25,36 25,01 101,44 100,04 Superado2203 Máquina 3 832 25,00 25,49 25,20 101,96 100,80 Superado2204 Máquina 4 842 25,00 25,49 25,20 101,96 100,80 Superado2205 Máquina 5 852 25,00 25,49 25,20 101,96 100,80 Superado2206 Máquina 6 862 25,00 25,47 25,20 101,88 100,80 Superado

Amarre 802 25,00 25,99 25,20 103,96 100,80 Superado

Interligação de barras A e B 892 25,00 16,52 16,52 66,08 66,08 OK


Tabela 175 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Luis Carlos Barreto 345 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 10 Luis Carlos Barreto 345 kV


30,51 Trifásico :

30,88

Relação X/R : 16,4 17,2



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 12 Poços de Caldas C1 8242 25,00 29,54 29,48 118,16 117,92 Superado12 Poços de Caldas C2 8252 25,00 29,55 29,48 118,20 117,92 Superado

370 Jaquara 8282 25,00 25,15 25,10 100,60 100,40 Superado379 Várzea Grande 8262 25,00 29,15 29,41 116,60 117,64 Superado

2110 Estreito C1 8232 25,00 28,68 28,39 114,72 113,56 Superado2110 Estreito C2 8222 25,00 28,68 28,39 114,72 113,56 Superado2201 Máquina 1 812 25,00 28,90 30,08 115,60 120,32 Superado2202 Máquina 2 822 25,00 28,79 29,90 115,16 119,60 Superado2203 Máquina 3 832 25,00 28,92 30,08 115,68 120,32 Superado2204 Máquina 4 842 25,00 28,92 30,08 115,68 120,32 Superado2205 Máquina 5 852 25,00 28,92 30,08 115,68 120,32 Superado2206 Máquina 6 862 25,00 28,90 30,08 115,60 120,32 Superado

Amarre 802 25,00 29,55 30,08 118,20 120,32 Superado

Interligação de barras A e B 892 25,00 17,15 18,67 68,60 74,68 OK


SE Mascarenhas de Moraes 345 kV

Em dezembro de 2008, o maior nível de curto-circuito nesta barra é 62%, comparando-se com o disjuntor de menor capacidade da instalação, portanto não apresentando indicação de superação de disjuntores por corrente de curto-circuito simétrica ou em estado de alerta. Mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Estreito 500/345 kV, a substituição do TR 345/138 kV de 150 MVA para 400 MVA, ficando o antigo transformador em reserva quente e a entrada do 2 TR 345/138 kV de 400 MVA na SE Mascarenhas de Moraes, esta SE não apresenta disjuntores em estado de alerta ou superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008,, existem 2 (dois) disjuntores indicados para troca nesta SE, ambos superados por corrente nominal. Tabela 176 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Mascarenhas de

Moraes 345 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 7 Mascarenhas de Moraes 345 kV


23,34 Trifásico :

25,57

Relação X/R : 13,8 14,3



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

2 LT Furnas 8218 41,00 21,61 23,23 52,71 56,66 OK 8618 41,00 21,61 23,23 52,71 56,66 OK

8 TR 11 - 345/138/13,8 kV 8118 41,00 22,68 25,22 55,32 61,51 OK

8518 41,0022,68 25,22 55,32 61,51

OK

2219 GE - 5 22,91 25,35 55,88 61,83

8058 41,00 22,91 25,35 55,88 61,83 OK

2110 LT Estreito 8228 25,00 14,15 18,56 56,60 74,24 OK 8238 25,00 14,15 18,56 56,60 74,24 OK

2128 TR - 345/138/13,8 kV Futuro S.INF. 22,68 25,22

2220 GE - 6 8068 41,00 22,38 25,30 54,59 61,71 OK 8618 41,00 22,38 25,30 54,59 61,71 OK

2221 GE - 7 8078 40,00 22,91 25,35 57,28 63,38 OK

8788 40,0022,91 25,35 57,28 63,38

OK

2222 GE - 8 22,90 25,35 57,25 63,38

8088 40,00 22,90 25,35 57,25 63,38 OK

2223 GE - 9 8098 40,00 22,33 25,22 55,83 63,05 OK

8908 40,0022,33 25,22 55,83 63,05

OK

2224 GE - 10 22,88 25,30 57,20 0,00

8108 40,00 22,88 25,30 57,20 63,25 OK


SE Mascarenhas de Moraes 138 kV

A SE Mascarenhas de Moraes 138 kV apresentava 1 (um) disjuntor em estado de alerta em dezembro de 2008, bem próximo da superação com 99,6 % da sua capacidade. Com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Estreito 500/345 kV, a substituição do TR 345/138 kV de 150 MVA para 400 MVA, ficando o antigo transformador em reserva quente e a entrada do 2° TR 345/138 kV de 400 MVA na SE Mascarenhas de Moraes e SE Estreito 500/345 kV, esta SE passa apresentar 10 (dez) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 7 (sete) disjuntores autorizados para troca e pelo “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, existem mais 3 (três) disjuntores indicados para troca nesta SE e ainda mais 1 (um) disjuntor apontado pelo “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011”. Tabela 177 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Mascarenhas de

Moraes 138 kV, horizonte dez/2008



13,44 Trifásico :

12,93




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 8 AT11 345/138/13,8 kV 658 20,90 8,07 7,75 38,61 37,08 OK

290 TR12 138/13,8 kV 678 13,50 13,44 12,93 99,56 95,78 Alerta 348 Cássia C1 6548 40,00 13,43 12,93 33,58 32,33 OK 489 Jaguara 6588 20,90 12,19 11,46 58,33 54,83 OK

2215 Máquina 1 618 40,00 12,55 12,40 31,38 31,00 OK 2216 Máquina 2 628 16,70 12,55 12,40 75,15 74,25 OK 2217 Máquina 3 638 20,90 12,58 12,44 60,19 59,52 OK 2218 Máquina 4 648 20,90 12,58 12,44 60,19 59,52 OK 2703 Cássia C2 6018 16,70 13,43 12,93 80,42 77,43 OK

12360 França C1 6598 16,70 13,11 12,48 78,50 74,73 OK 12360 França C2 6558 40,00 13,11 12,48 32,78 31,20 OK 12366 Morro do Cipó C1 6568 16,70 12,73 12,01 76,23 71,92 OK 12383 Morro do Cipó C2 6578 16,70 12,74 12,01 76,29 71,92 OK

Amarre 608 42,00 13,44 12,93 32,00 30,79 OK


Tabela 178 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Mascarenhas de Moraes 138 kV, horizonte dez/2011



30,97 Trifásico :

28,82

Relação X/R : 14,2 12,4



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 8 AT11 345/138/13,8 kV 658 20,90 22,20 20,76 106,22 99,33 Superado

290 TR12 138/13,8 kV 678 13,50 30,97 28,82 229,41 213,48 Superado348 Cássia C1 6548 40,00 30,96 28,82 77,40 72,05 OK 489 Jaguara 6588 20,90 29,86 27,58 142,87 131,96 Superado

2128 AT-B 345/138/13,8 kV Futuro S.INF. 22,19 20,74 2215 Máquina 1 618 40,00 30,14 28,29 75,35 70,73 OK 2216 Máquina 2 628 16,70 30,14 28,29 180,48 169,40 Superado2217 Máquina 3 638 20,90 30,16 28,32 144,31 135,50 Superado2218 Máquina 4 648 20,90 30,16 28,32 144,31 135,50 Superado2703 Cássia C2 6018 16,70 30,96 28,82 185,39 172,57 Superado

12360 França C1 6598 16,70 30,77 28,57 184,25 171,08 Superado12360 França C2 6558 40,00 30,79 28,59 76,98 71,48 OK 12360 Franca C3 Futuro S.INF. 30,79 28,59 12366 Morro do Cipó C1 6568 16,70 30,26 27,93 181,20 167,25 Superado12383 Morro do Cipó C2 6578 16,70 30,26 27,93 181,20 167,25 Superado

Amarre 608 42,00 30,97 28,82 73,74 68,62 OK


SE Mogi das Cruzes 345 kV

A SE Mogi das Cruzes 345 kV apresentava 1 (um) disjuntor em estado de alerta em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com as alterações nas LTs 230 kV do Vale do Paraíba, LT 345 kV Tijuco Preto - Itapeti C3 e C4 e seccionamento da LT 345 kV Mogi – Poços na nova SE Atibaia II 345/138 kV, esta SE passa apresentar 3 (três) disjuntores em estado de alerta e 2 (dois) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 5 disjuntores autorizados para troca para esta SE, superados por TRT. Tabela 179 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Mogi das Cruzes 345


Subestação : 62 Mogi das Cruzes 345 kV


20,98 Trifásico :

23,3

Relação X/R : 11,2 17,2



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 12 Poços de Caldas 8076 25,00 19,93 21,87 79,72 87,48 OK 63 AT01 - 345/230 kV 816 50,00 20,04 22,80 40,08 45,60 OK 64 AT02 - 345/230 kV 826 50,00 20,04 22,80 40,08 45,60 OK 72 Itapeti C1 8616 23,80 18,00 19,31 75,63 81,13 OK 73 Itapeti C2 8626 25,00 18,09 19,31 72,36 77,24 OK

20047 Terminal Nordeste 8096 25,00 18,03 20,55 72,12 82,20 OK

Amarre 806 25,00 20,04 22,80 80,16 91,20 Alerta


Tabela 180 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Mogi das Cruzes 345 kV, horizonte dez/2011



24,45 Trifásico :

27,05

Relação X/R : 11,7 17,4



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 63 AT01 - 345/230 kV 816 50,00 23,56 26,54 47,12 53,08 OK 64 AT02 - 345/230 kV 826 50,00 23,56 26,54 47,12 53,08 OK 72 Itapeti C1 8616 23,80 20,97 22,97 88,11 96,51 Alerta 73 Itapeti C2 8626 25,00 21,08 22,97 84,32 91,88 Alerta

2120 Atibaia 2 8076 25,00 22,78 25,06 91,12 100,24 Superado20047 Terminal Nordeste 8096 25,00 21,40 23,61 85,60 94,44 Alerta

Amarre 806 25,00 23,56 26,54 94,24 106,16 Superado


SE Mogi das Cruzes 230 kV

A SE Mogi das Cruzes 230 kV não apresentava disjuntor em estado de alerta ou superado por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com os recondutoramentos das LTs 230 kV do Vale do Paraíba, esta SE passa apresentar 1 disjuntor em estado de alerta por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Tabela 181 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Mogi das Cruzes 230




Relação X/R : 14,8 19,6



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 63 AT-01 345/230 kV 716 40,00 19,58 19,72 48,95 49,30 OK 64 AT-02 345/230 kV 726 40,00 19,58 19,72 48,95 49,30 OK

19740 São José C1 7016 25,10 21,97 21,73 87,53 86,57 OK 19746 Mogi CTEEP 7036 37,70 17,04 17,51 45,20 46,45 OK

Amarre 706 40,00 21,97 21,73 54,93 54,33 OK

Tabela 182 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Mogi das Cruzes 230




24,69 Trifásico :

24,81

Relação X/R : 17,4 21,6



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 63 AT-01 345/230 kV 716 40,00 20,08 20,70 50,20 51,75 OK 64 AT-02 345/230 kV 726 40,00 20,08 20,70 50,20 51,75 OK

19740 São José C1 7016 25,10 23,53 23,77 93,75 94,70 Alerta 19746 Mogi CTEEP 7036 37,70 18,32 18,67 48,59 49,52 OK

Amarre 706 40,00 23,53 23,77 58,83 59,43 OK


SE Poços de Caldas 345 kV

A SE Poços de Caldas 345 kV apresentava 5 (cinco) disjuntores em estado de alerta em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da SE Atibaia 345/138 kV e do 5° e 6° AT 345/138 kV desta SE, a mesma passa apresentar 5 (cinco) disjuntores em estado de alerta e 8 (oito) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 14 (quatorze) disjuntores autorizados para troca nesta SE, sendo 7 (sete) disjuntores superados por TRT. Tabela 183 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Poços de Caldas 345


Subestação : 12 Poços de Caldas 345 kV


16,1 Trifásico :

21,3




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 2 Furnas C1 8014 22,00 15,19 19,41 69,05 88,23 OK 2 Furnas C2 8024 22,00 15,18 19,39 69,00 88,14 OK

10 Luis Carlos Barreto C1 8244 25,00 15,39 19,74 61,56 78,96 OK 10 Luis Carlos Barreto C2 8254 25,00 15,39 19,75 61,56 79,00 OK 13 AT 51 500/345 kV 874 23,80 12,74 17,93 53,53 75,34 OK 22 TR-A 345/138 kV 814 22,00 15,80 21,22 71,82 96,45 Alerta 46 Campinas 8084 23,80 14,60 19,34 61,34 81,26 OK 47 TR-B 345/138 kV 824 23,80 15,84 21,23 66,55 89,20 OK 48 TR-C 345/138 kV 834 25,00 15,80 21,23 63,20 84,92 OK 49 TR-D 345/138 kV 844 22,00 15,80 21,23 71,82 96,50 Alerta 62 Mogi das Cruzes 8074 25,00 15,10 19,77 60,40 79,08 OK

260 Guarulhos C1 8054 22,00 15,71 20,51 71,41 93,23 Alerta 260 Guarulhos C2 8064 22,00 15,70 20,50 71,36 93,18 Alerta

Amarre 804 22,00 15,84 21,23 72,00 96,50 Alerta


Tabela 184 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Poços de Caldas 345 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 12 Poços de Caldas 345 kV


19,57 Trifásico :

24,48




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 BC-01 Futuro S.INF. 19,68 24,48 2 Furnas C1 8014 22,00 18,52 22,43 84,18 101,95 Superado2 Furnas C2 8024 22,00 18,52 22,44 84,18 102,00 Superado

10 Luis Carlos Barreto C1 8244 25,00 18,76 22,83 75,04 91,32 Alerta 10 Luis Carlos Barreto C2 8254 25,00 18,75 22,83 75,00 91,32 Alerta 13 AT 51 500/345 kV 874 23,80 15,49 20,60 65,08 86,55 OK 22 TR-A 345/138 kV 814 22,00 19,38 24,45 88,09 111,14 Superado46 Campinas 8084 23,80 17,83 22,09 74,92 92,82 Alerta 47 TR-B 345/138 kV 824 23,80 19,40 24,45 81,51 102,73 Superado48 TR-C 345/138 kV 834 25,00 19,36 24,45 77,44 97,80 Alerta 49 TR-D 345/138 kV 844 22,00 19,36 24,45 88,00 111,14 Superado

260 Guarulhos C1 8054 22,00 18,73 22,82 85,14 103,73 Superado260 Guarulhos C2 8064 22,00 18,72 22,80 85,09 103,64 Superado

2120 Atibaia 2 C1 8074 25,00 18,24 22,56 72,96 90,24 Alerta 2396 TR-F 345/138 kV Futuro 50,00 19,22 24,43 38,44 48,86 OK 2397 TR-E 345/138 kV Futuro 50,00 19,22 24,43 38,44 48,86 OK

Amarre 804 22,00 19,68 24,48 89,45 111,27 Superado


SE Santa Cruz 138 kV

A SE Santa Cruz 138 kV apresentava 11 (onze) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da 2° unidade geradora a gás da UTE Santa Cruz e da conexão temporária da siderúrgica TKCSA no sistema de 138 kV entre as SE´s Santa Cruz e Jacarepaguá, não houve alteração no quantitativo da situação dos disjuntores desta SE no horizonte de dezembro de 2011. Como medida mitigadora para preservar a integridade dos equipamentos desta instalação até a substituição dos mesmos, vem sendo adotado a limitação de unidades geradoras de Santa Cruz e a abertura dos barramentos de 138 kV desta instalação. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 9 (nove) disjuntores autorizados para troca e pelo “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009”, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, existem mais 4 (quatro) disjuntores indicados para troca nesta SE.

Tabela 185 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Santa Cruz 138 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 87 2368 Santa Cruz 138 kV


30,18 Trifásico :

28,54




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 90 Angra 6382 40,00 25,40 24,40 63,50 61,00 OK

963 Brisamar C1 6282 40,00 25,75 24,93 64,38 62,33 OK 963 Brisamar C2 6072 40,00 25,86 25,03 64,65 62,58 OK

2199 Zin / Ari Franco 6052 63,00 25,98 25,15 41,24 39,92 OK 2268 Palmares C1 6192 20,90 25,42 24,37 121,63 116,60 Superado2269 Palmares C2 6082 20,90 25,43 24,37 121,67 116,60 Superado2270 Zin / Cosmos 6062 63,00 25,98 25,15 41,24 39,92 OK 2351 TR-12 138/34,5/4,16 kV 652 20,90 25,94 25,20 124,11 120,57 Superado2353 TR-34 138/34,5/4,16 kV 662 20,90 25,88 25,20 123,83 120,57 Superado2369 Máquina 1 612 20,90 24,38 23,80 116,65 113,88 Superado2371 Máquina 2 622 20,90 24,38 23,80 116,65 113,88 Superado2373 Máquina 3 632 20,90 21,95 22,55 105,02 107,89 Superado2375 Máquina 4 642 20,90 21,95 22,55 105,02 107,89 Superado2377 Máquina Gás 11 6112 63,00 21,94 22,11 34,83 35,10 OK 2403 Zin 6182 20,90 26,01 25,18 124,45 120,48 Superado2404 Jacarepaguá 6092 20,90 24,47 23,14 117,08 110,72 Superado

Amarre 602 20,90 26,01 25,20 124,45 120,57 Superado


Tabela 186 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Santa Cruz 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 87 2368 Santa Cruz 138 kV


30,18 Trifásico :

28,54






(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 90 Angra 6382 40,00 29,49 27,69 73,73 69,23 OK

963 Brisamar C1 6282 40,00 29,86 28,23 74,65 70,58 OK 963 Brisamar C2 6072 40,00 29,97 28,33 74,93 70,83 OK

2199 Zin / Ari Franco 6052 63,00 30,14 28,48 47,84 45,21 OK 2268 Palmares C1 6192 20,90 29,53 27,68 141,29 132,44 Superado2269 Palmares C2 6082 20,90 29,53 27,68 141,29 132,44 Superado2270 Zin / Cosmos 6062 63,00 30,14 28,48 47,84 45,21 OK

2351 TR-12 138/34,5/4,16 kV 652 20,90 30,11 28,54 144,07 136,56 Superado

2353 TR-34 138/34,5/4,16 kV 662 20,90 30,05 28,54 143,78 136,56 Superado

2369 Máquina 1 612 20,90 28,52 27,10 136,46 129,67 Superado2371 Máquina 2 622 20,90 28,52 27,10 136,46 129,67 Superado2373 Máquina 3 632 20,90 26,21 25,88 125,41 123,83 Superado2375 Máquina 4 642 20,90 26,21 25,88 125,41 123,83 Superado2377 Máquina Gás 11 6112 63,00 26,20 25,44 41,59 40,38 OK 2379 Máquina Gás 12 21 63,00 26,20 25,44 41,59 40,38 OK 2403 Zin 6182 20,90 30,17 28,52 144,35 136,46 Superado2404 Jacarepaguá 6092 20,90 28,47 26,38 136,22 126,22 Superado

Amarre 602 20,90 30,17 28,54 144,35 136,56 Superado


SE Usina Térmica de Campos 138 kV

O barramento da Usina Térmica de Campos 138 kV apresentava 2 (dois) disjuntores em estado de alerta e 1 (um) superado por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da LT 345 kV Macaé - Campos C3, esta SE passa apresentar 2 (dois) disjuntores em estado de alerta e 3 (três) disjuntores superado por corrente de curto-circuito simétrica no horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 10 (dez) disjuntores autorizados para troca nesta SE, os 9 (nove) restantes estão superados por TRT. Tabela 187 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Usina Térmica de

Campos 138 kV, horizonte dez/2008

Subestação : 143 Usina de Campos 138 kV


18,29 Trifásico :

17,53




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 126 SE Campos C1 6468 19,90 17,10 16,86 85,93 84,72 OK 126 SE Campos C2 6478 13,50 17,10 16,86 126,67 124,89 Superado144 Autotrafo 1 138/69 kV 618 19,90 18,21 17,50 91,51 87,94 Alerta 145 Autotrafo 2 138/69 kV 628 25,80 18,21 17,50 70,58 67,83 OK 146 Autotrafo 3 138/69 kV 638 40,00 17,81 17,31 44,53 43,28 OK 672 Italva C2 6828 25,80 18,25 17,52 70,74 67,91 OK 673 Italva C1 6818 25,80 18,25 17,52 70,74 67,91 OK 801 Mombaça C1 6728 25,80 18,28 17,51 70,85 67,87 OK 801 Mombaça C2 6718 19,90 18,28 17,51 91,86 87,99 Alerta

Amarre 608 20,90 18,28 17,52 87,46 83,83 OK


Tabela 188 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Usina Térmica de Campos 138 kV, horizonte dez/2011



19,99 Trifásico :

19,41




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 126 SE Campos C1 6468 19,90 18,55 18,58 93,22 93,37 Alerta 126 SE Campos C2 6478 13,50 18,55 18,58 137,41 137,63 Superado144 Autotrafo 1 138/69 kV 618 19,90 19,91 19,39 100,05 97,44 Superado145 Autotrafo 2 138/69 kV 628 25,80 19,91 19,39 77,17 75,16 OK 146 Autotrafo 3 138/69 kV 638 40,00 19,49 19,19 48,73 47,98 OK 672 Italva C2 6828 25,80 19,95 19,40 77,33 75,19 OK 673 Italva C1 6818 25,80 19,95 19,40 77,33 75,19 OK 801 Mombaça C1 6728 25,80 19,98 19,40 77,44 75,19 OK 801 Mombaça C2 6718 19,90 19,98 19,40 100,40 97,49 Superado

Amarre 608 20,90 19,98 19,40 95,60 92,82 Alerta


SE Usina Térmica de Campos 69 kV

O barramento da Usina Térmica de Campos 69 kV apresentava 3 (três) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da LT 345 kV Macaé - Campos C3, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 5 (cinco) disjuntores autorizados para troca nesta SE, sendo 2 (dois) superados por TRT. Tabela 189 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Usina Térmica de

Campos 69 kV, horizonte dez/2008



12,49 Trifásico :

10,56

Relação X/R : 20,9 17,4



de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 144 Autotrafo 1 138/69 kV 518 11,90 10,37 8,67 87,14 72,86 OK 145 Autotrafo 2 138/69 kV 528 11,90 10,37 8,67 87,14 72,86 OK 146 Autotrafo 3 138/69 kV 538 19,90 7,08 5,78 35,58 29,05 OK 664 Campos C1 5818 11,90 12,43 10,50 104,45 88,24 Superado670 Vila Nova 5848 19,90 12,49 10,56 62,76 53,07 OK 683 Guarus 5838 19,90 12,49 10,56 62,76 53,07 OK 724 Campos C2 5828 11,90 12,43 10,50 104,45 88,24 Superado

Amarre 508 11,90 12,49 10,56 104,96 88,74 Superado


Tabela 190 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Usina Térmica de Campos 69 kV, horizonte dez/2011



12,72 Trifásico :

10,79




de Interrupção



(ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 144 Autotrafo 1 138/69 kV 518 11,90 10,55 8,84 88,66 74,29 OK 145 Autotrafo 2 138/69 kV 528 11,90 10,55 8,84 88,66 74,29 OK 146 Autotrafo 3 138/69 kV 538 19,90 7,24 5,83 36,38 29,30 OK 664 Campos C1 5818 11,90 12,67 10,73 106,47 90,17 Superado670 Vila Nova 5848 19,90 12,72 10,79 63,92 54,22 OK 683 Guarus 5838 19,90 12,72 10,79 63,92 54,22 OK 724 Campos C2 5828 11,90 12,67 10,73 106,47 90,17 Superado

Amarre 508 11,90 12,72 10,79 106,89 90,67 Superado


SE Vitória 138 kV

O barramento da Vitoria 138 kV apresentava 2 (dois) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, principalmente agravada com a entrada da LT 345 kV Macaé - Campos C3 e da UTE Viana, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Conforme indicado na carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, existem 2 (dois) disjuntores autorizados para troca para esta SE. Tabela 191 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Vitória 138 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : Vitória A/B/C/D - 138 kV (165/166/217/267)


23,89 Trifásico :

20,87

Relação X/R : 11,9 10,7



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

123 Bco Autotrafo N1 345/138/13,8 kV 6518 16,00 23,28 20,51 145,50 128,19 Superado


216 Bco Autotrafo N3 345/138/13,8 kV 6538 31,50 23,23 20,48 73,75 65,02 OK

267 Bco Autotrafo N4 345/138/13,8 kV

6548 40,00 23,30 20,48 58,25 51,20

OK 32686 Bco Autotrafo N5

345/138/13,8 kV 23,02 20,51 57,55 51,28


Tabela 192 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Vitória 138 kV, horizonte dez/2011

Subestação : Vitória A/B/C/D - 138 kV (165/166/217/267)


26,05 Trifásico :

23,13

Relação X/R : 12 11



de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)



216 Bco Autotrafo N3 345/138/13,8 kV 6538 31,50 25,23 22,59 80,10 71,71 OK

267 Bco Autotrafo N4 345/138/13,8 kV

6548 40,00 25,30 22,59 63,25 56,48

OK 32686 Bco Autotrafo N5

345/138/13,8 kV 24,99 22,64 62,48 56,60


TRACTEBEL

Apresentamos a seguir as diversas contribuições de corrente pelos disjuntores para a subestação de Charqueadas 13,8 kV da TRACTEBEL, considerando a configuração de dezembro de 2011. Além do horizonte de dezembro de 2011, esta SE já apresenta possíveis problemas de superação para o horizonte de dezembro de 2008, uma vez que o nível de curto-circuito na barra é maior do que a menor capacidade do menor disjuntor da instalação, caracterizando a necessidade de se efetuar estudo de corrente passante também para este horizonte.

SE Charqueadas 13,8 kV

A SE Charqueadas 13,8 kV não apresentava disjuntores em estado de alerta ou superado por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Tabela 193 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Charqueadas 13,8 kV,

horizonte dez/2008

Subestação : 35212 Charqueadas 13,8 kV





de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 CF - 1 288 28,00 0,00 21,80 0,00 77,86 OK 0 CF - 2 298 28,00 0,00 21,80 0,00 77,86 OK

6173 TR 8 - 230/13,8 kV NE 0,00 14,99


Tabela 194 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Charqueadas 13,8 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 35212 Charqueadas 13,8 kV


0 Trifásico :

28,8




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%) 0 CF - 1 288 28,00 0,00 21,99 0,00 78,54 OK 0 CF - 2 298 28,00 0,00 21,99 0,00 78,54 OK

6173 TR 8 - 230/13,8 kV NE 0,00 15,18


TSN

Apresentamos a seguir as diversas contribuições de corrente pelos disjuntores para os barramentos da subestação de Bom Jesus da Lapa 2 13,8 kV 05T1 e 05T2 da TSN, considerando a configuração de dezembro de 2011. Além do horizonte de dezembro de 2011, esta SE já apresenta possíveis problemas de superação para o horizonte de dezembro de 2008, sendo apresentado o estudo de corrente passante também para este horizonte.

SE Bom Jesus da Lapa 2 05T1 13,8 kV

A SE Bom Jesus da Lapa 2 05T1 13,8 kV apresenta 6 (seis) disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica em dezembro de 2008 e mesmo com a evolução do nível de curto-circuito do sistema, a situação dos disjuntores quanto ao estado de alerta e superação por corrente de curto-circuito simétrica permanece inalterada para o horizonte de dezembro de 2011. Conforme apresentado no “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2008-2011” existem 6 (seis) disjuntores indicados para troca nesta SE. Tabela 195 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Bom Jesus da Lapa 2

05T1 13,8 kV, horizonte dez/2008

Subestação : 8283 8284 Bom Jesus da Lapa II 13,8 kV





de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

8281 TR-05T1 500/230/13,8 kV 52-1 25,00 0,00 38,06 0,00 152,24 Superado

TR-SA1 13,8/0,38 kV 52-2 25,00 0,00 38,06 0,00 152,24 Superado

8282 TR-05T2 500/230/13,8 kV 52-6 25,00 0,00 38,06 0,00 152,24 Superado

TR-SA2 13,8/0,38 kV 52-5 25,00 0,00 38,06 0,00 152,24 Superado LT Coelba 52-4 25,00 0,00 38,06 0,00 152,24 Superado Interligador de Barra 52-3 25,00 0,00 38,06 0,00 152,24 Superado

Obs.: As barras de 13,8 kV estão representadas separadas, assim o interligador de barra fica aberto. Os valores mostrados acima já apresentam a configuração de barramento aberta


Tabela 196 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Bom Jesus da Lapa 2 05T1 13,8 kV, horizonte dez/2011

Subestação : 8283 8284 Bom Jesus da Lapa II 13,8 kV


0 Trifásico :

38,5




de Interrupção



disjuntor (ICC)



Número CC Nome N°


(kA) Trifásico

(kA) Monofásico

(%) Trifásico

(%)

8281 TR-05T1 500/230/13,8 kV 52-1 25,00 0,00 38,50 0,00 154,00 Superado

TR-SA1 13,8/0,38 kV 52-2 25,00 0,00 38,50 0,00 154,00 Superado

8282 TR-05T2 500/230/13,8 kV 52-6 25,00 0,00 38,50 0,00 154,00 Superado

TR-SA2 13,8/0,38 kV 52-5 25,00 0,00 38,50 0,00 154,00 Superado LT Coelba 52-4 25,00 0,00 38,50 0,00 154,00 Superado Interligador de Barra 52-3 25,00 0,00 38,50 0,00 154,00 Superado

Obs.: As barras de 13,8 kV estão representadas separadas, assim o interligador de barra fica aberto. Os valores mostrados acima já apresentam a configuração de barramento aberta


Na Tabela 197 é mostrada a variação na quantidade de disjuntores que estavam em estado de alerta ou superados comparando-se os horizontes de dezembro de 2008 e dezembro de 2011, assim como o quantitativo de disjuntores indicados para substituição através da carta ONS 190/100/2008 de 28/03/2008 – “Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009, pelo “Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS”, horizontes 2006-2009, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, e 2008-2011. Conforme se verifica há um total de 433 disjuntores que estão na condição de superado e 230 na condição de alerta, no horizonte dezembro de 2011, e em sua maioria esta situação ocorre em níveis de tensão inferior a 230 kV. Para maiores detalhes, sugerimos que sejam observadas as tabelas mencionadas acima, onde encontram-se detalhadas as diversas correntes pelos disjuntores.


Tabela 197 Resumo dos disjuntores analisados nos estudos de corrente passante, por instalação, nas configurações dez/2008 e dez/2011

Identificação da SE

Quantidade de Disjuntores Quantitativo de Disjuntores Indicados para Substituição

Disjuntores apontados neste relatório (Icc

simétrico) e ainda não indicados para

substituição Barra

Empresa Tensão(kV)

Número Nome

S.INF. Ok Alerta Superado Total Revisão do Anexo

I da

Resolução 758

Disjuntores indicados no PMIS

2006-2009


2008-2011

Total

Alertas (> 95 %) Superados

2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011

2152 UTE GOIANIA II BRENTECH 30 0 0 2 2 0 0 0 0 2 2 0

5714 CACHOEIRINHA 1 CEEE 138 0 0 6 5 1 1 1 7 7 2 2

5749 CAMPO BOM CEEE 23 1 0 0 9 0 10 9 9

5722 CANOAS 1 CEEE 23 1 0 0 6 0 7 6 6

5756 CIDADE INDUSTRIAL CEEE 138 0 2 3 1 0 6 0 3 1

5755 CIDADE INDUSTRIAL CEEE 230 0 0 0 0 1 1 19 19 20 20 20 20

5768 FARROUPILHA CEEE 69 0 0 5 5 0 0 4 4 9 9 4 4

5913 FARROUPILHA B CEEE 13,8 0 0 4 4 0 0 4 4 8 8 4 4

5896 PORTO ALEGRE 10 CEEE 13,8 0 0 5 5 1 0 3 4 9 9 9 9

5874 PORTO ALEGRE 6 CS CEEE 13,8 0 0 4 4 0 0 0 0 4 4 0

5859 PORTO ALEGRE 9 CEEE 13,8 0 0 0 0 13 0 0 13 13 13 13 13

5911 SCHARLAU CEEE 23 1 1 0 7 0 9 7 7

6964 SCHARLAU CEEE 23 1 0 0 8 0 9 7 7 1

6961 SCHARLAU CEEE 138 0 4 5 0 1 0 0 6 6 10 6 6

34113 BLUMENAU 2 CELESC 69 0 0 4 4 1 0 0 1 5 5 0 1

34110 BLUMENAU 2 CELESC 138 0 1 3 3 1 0 6 7 10 11 7 7

34100 BLUMENAU GARCIA CELESC 69 0 0 4 4 6 6 0 0 10 10 0

34096 BLUMENAU GARCIA CELESC 138 0 0 5 5 4 3 0 1 9 9 4 4

34074 BLUMENAU SALTO CELESC 69 1 4 3 2 0 10 0 3 2

34159 HERVAL DÓESTE CELESC 138 1 6 2 0 0 9 2 2

34016 JOINVILLE 1 CELESC 69 0 2 2 0 0 2 3 4 5 8 0 3 4

34270 SIDEROPOLIS CELESC 69 0 0 2 2 7 2 0 7 9 11 0 7







Empresa Tensão(kV)

Número Nome


I da

Resolução 758


2006-2009


2008-2011

Total


2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011

34164 VIDEIRA CELESC 138 0 3 2 0 0 5 3 3

34201 XANXERÊ CELESC 69 0 0 6 4 4 6 0 0 10 10 0 5

339 BARBACENA 2 CEMIG 138 0 0 10 10 0 0 0 0 10 10 6 2 8

332 CONSELHEIRO LAFAIETE CEMIG 138 0 1 11 8 0 1 0 2 11 12 5 5 1 2

370 JAGUARA CEMIG 345 0 0 2 1 1 1 9 10 12 12 9 2 11

425 NEVES CEMIG 138 0 0 11 11 9 9 0 0 20 20 0 6 7

321 NOVA LIMA CEMIG 138 0 0 4 4 0 0 3 3 7 7 3 3

7100 ABAIXADORA CHESF 69 0 2 1 5 0 8 7 7

7310 ANGELIM CHESF 230 1 20 1 0 0 22 0 1

7900 BOM NOME CHESF 230 0 8 0 1 0 9 1 1

7622 CAMAÇARI 2 - B1 CHESF 230 2 6 17 0 0 25 13 13 7

7620 CAMAÇARI 2 - B2 CHESF 230

7672 COTEGIPE B1 CHESF 69 0 5 1 17 0 23 17 17

7674 COTEGIPE B2 CHESF 69

7773 FUNIL CE CHESF 13,5 0 0 3 0 0 3 0 3

8144 IRECÊ 01K1 CHESF 13,8 0 0 1 1 0 1 1 0

7711 MATATU CHESF 69 1 7 6 0 14 0 0 6

7392 PIRAPAMA 2 CHESF 69 1 1 18 18 0 0 0 0 19 19 0

8113 USINA DE BOA ESPERANÇA 04T5 CHESF 13,8 0 0 1 1 0 0 3 3 4 4 3 3

7135 USINA DE PAULO AFONSO 1 CHESF 230 0 0 0 0 0 0 4 4 4 4 4 4

7136 USINA DE PAULO AFONSO 2 A CHESF 230 0 0 0 0 0 0 4 4 4 4 4 4

7137 USINA DE PAULO AFONSO 2 B CHESF 230 0 0 1 1 0 0 4 4 5 5 4 4

7971 MONDUBIM COELCE 69 0 2 3 0 0 5 0 2

30623 ARAUCÁRIA COPEL 69 0 0 3 3 1 1 3 2 7 6 4 4

31632 CAMPO COMPRIDO COPEL 230 0 0 6 6 6 2 0 4 12 12 6 6







Empresa Tensão(kV)

Número Nome


I da

Resolução 758


2006-2009


2008-2011

Total


2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011

31628 CASCAVEL COPEL 138 0 0 10 10 1 0 0 1 11 11 1 1

31722 PILARZINHO COPEL 69 0 0 8 5 3 4 0 4 11 13 3 3 1 3

30177 QUATRO BARRAS COPEL 69 1 3 0 3 0 7 0 3

30723 SANTA QUITÉRIA COPEL 69 0 4 7 0 0 11 0 1

30208 SÃO JOSÉ DOS PINHAIS A COPEL 69 2 1 0 4 0 7 0 4

31733 UBERABA COPEL 69 0 5 0 9 0 14 3 3 1 9

31737 UMBARÁ COPEL 69 0 0 6 6 9 9 0 0 15 15 0 5 7

12271 CARIOBA CPFL 138 0 0 11 11 1 0 1 2 13 13 1 1 1 1

12270 NOVA APARECIDA CPFL 138 0 0 2 2 15 0 0 15 17 17 0 6 15

12288 TREVO CPFL 138 0 0 5 3 2 0 0 4 7 7 0 2 4

19825 BAIXADA SANTISTA CTEEP 88 0 5 0 9 0 14 6 3 9

19810 BAIXADA SANTISTA CTEEP 230 0 6 0 0 0 6 0

19420 BOM JARDIM CTEEP 88 0 0 10 11 1 1 0 0 11 12 1 1 1 1

19430 BRAGANÇA PAULISTA CTEEP 138 0 8 1 0 0 9 0

19450 CABREÚVA CTEEP 230 0 0 8 8 2 2 0 0 10 10 2 2 2

19440 CABREÚVA CTEEP 440 0 0 14 13 0 0 0 0 14 13 1 1 2

19495 EMBUGUAÇU H CTEEP 13,8 2 0 0 6 0 8 0 6

18840 ILHA SOLTEIRA CTEEP 138 2 4 5 0 0 11 0 3

18830 ILHA SOLTEIRA CTEEP 440 0 0 4 4 25 25 0 0 29 29 20 7 27

19640 ITAPETI CTEEP 345 2 3 0 8 0 13 8 8

19100 LIMEIRA CTEEP 138 0 6 2 0 0 8 0

19020 MOGI MIRIM 2 CTEEP 138 0 1 5 5 6 4 0 2 11 12 5 2 7 2 4

20060 NORTE CTEEP 345 0 0 5 4 0 9 4 4

19550 OESTE CTEEP 88 2 13 9 0 4 0 0 13 15 4 4

20250 PIRATININGA A CTEEP 88 0 0 17 17 1 1 0 0 18 18 0 1 1







Empresa Tensão(kV)

Número Nome


I da

Resolução 758


2006-2009


2008-2011

Total


2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011

20270 PIRITUBA CTEEP 88 0 0 20 20 0 0 0 0 20 20 0

19240 PORTO FERREIRA CTEEP 138 0 2 6 2 0 10 0 2

18120 PROMISSÃO CTEEP 138 0 7 3 0 0 10 0 1

19260 RIBEIRÃO PRETO CTEEP 138 0 6 10 0 0 16 0

19050 RIO CLARO 1 CTEEP 138 0 0 4 2 6 0 0 6 10 8 8 8

19070 SANTA BÁRBARA D'OESTE A CTEEP 138 0 0 5 4 4 1 17 21 26 26 17 17 1 4

19075 SANTA BÁRBARA D'OESTE B CTEEP 138

18280 SÃO JOSÉ DO RIO PRETO CTEEP 138 3 5 0 6 0 14 9 9 1

20100 SUL CTEEP 345 1 2 2 4 0 9 4 4 1

20280 XAVANTES CTEEP 345 0 0 6 6 4 0 0 4 10 10 4 4

3272 PERITORÓ TF1 A ELETRONORTE 13,8 0 0 2 2 1 0 0 1 3 3 0 1

3282 PERITORO TF2 B ELETRONORTE 13,8

3311 USINA SÃO LUIS 2 G1 ELETRONORTE 13,8 0 0 1 1 0 0 0 0 1 1 0

3312 USINA SÃO LUIS 2 G2 ELETRONORTE 13,8 0 0 1 1 0 0 0 0 1 1 0

6157 CAMPOS NOVOS ELETROSUL 230 0 2 6 4 4 6 0 0 10 12 0 1

6245 JOINVILLE ELETROSUL 138 0 0 14 11 0 1 0 2 14 14 1 1 1 2

13310 HENRY BORDEN EMAE 230 0 0 9 2 2 7 0 2 11 11 2 2 6

13320 HENRY BORDEN ANEL EMAE 230 0 1 2 0 0 3 0

13300 HENRY BORDEN NORTE EMAE 88 0 0 7 7 0 0 18 18 25 25 25 25

13308 HENRY BORDEN SUL EMAE 88

13330 PEDREIRA EMAE 88 0 0 0 0 1 1 10 10 11 11 10 10 1 1

13370 UHE TRAIÇÃO EMAE 88 0 0 0 0 5 5 0 0 5 5 0 5

134 BANDEIRANTES FURNAS 230 2 4 5 0 0 11 0 4

43 BRASÍLIA SUL FURNAS 138 0 0 7 7 0 0 8 8 15 15 8 8

126 CAMPOS FURNAS 138 0 0 5 5 6 0 1 7 12 12 7 7







Empresa Tensão(kV)

Número Nome


I da

Resolução 758


2006-2009


2008-2011

Total


2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011

237 FOZ DE IGUAÇU 60Hz FURNAS 500 5 0 3 1 0 9 4 4

2 FURNAS FURNAS 345 0 0 4 3 5 1 8 14 17 18 9 8 17

142 GRAJAÚ FURNAS 138 0 0 4 0 22 12 0 14 26 26 0 18 8 14

260 GUARULHOS A FURNAS 345 2 8 0 4 0 14 4 4

28 ITUMBIARA FURNAS 230 0 0 3 3 2 2 3 3 8 8 5 5

25 ITUMBIARA FURNAS 345 1 1 5 5 3 2 3 4 12 12 8 8

80 JACAREPAGUÁ A FURNAS 138 0 1 11 6 7 8 6 10 24 25 7 7 4 5 4

2381 JACAREPAGUA B FURNAS 138

10 LUIS CARLOS BARRETO FURNAS 345 0 0 2 1 1 0 11 13 14 14 8 6 14

9 MASCARENHAS DE MORAES FURNAS 138 0 2 13 4 1 0 0 10 14 16 7 3 1 11

7 MASCARENHAS DE MORAES FURNAS 345 1 15 0 0 0 16 2 2

65 MOGI DAS CRUZES FURNAS 230 0 0 5 4 0 1 0 0 5 5 0

62 MOGI DAS CRUZES FURNAS 345 0 0 6 2 1 3 0 2 7 7 5 5

12 POÇOS DE CALDAS FURNAS 345 0 1 9 3 5 5 0 8 14 17 14 14

87 SANTA CRUZ A FURNAS 138 0 0 6 7 0 0 11 11 17 18 9 4 13

2368 SANTA CRUZ B FURNAS 138

155 TIJUCO PRETO FURNAS 345 0 0 0

2140 TIJUCO PRETO BR8C1 FURNAS 345 0 0 0




147 USINA TERMICA DE CAMPOS FURNAS 69 0 0 5 5 0 0 3 3 8 8 5 5

143 USINA TERMICA DE CAMPOS FURNAS 138 0 0 7 5 2 2 1 3 10 10 10 10

165 VITÓRIA A FURNAS 138 0 0 2 2 0 0 2 2 4 4 2 2

166 VITÓRIA B FURNAS 138







Empresa Tensão(kV)

Número Nome


I da

Resolução 758


2006-2009


2008-2011

Total


2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011 2008 2011

217 VITÓRIA C FURNAS 138

35212 CHARQUEADAS TRACTEBEL 13,8 0 0 2 2 0 0 0 0 2 2 0

8283 BOM JESUS DA LAPA 2 05T1 TSN 13,8 0 0 0 0 0 0 6 6 6 6 6 6

8284 BOM JESUS DA LAPA 2 05T2 TSN 13,8

Total 3 51 415 492 211 230 179 433 808 1206 294 125 68 487 53 87 3 91


Na Tabela 198 é apresentado um resumo com o quantitativo de disjuntores por instalação que só passaram a apresentar problemas de superação por corrente de curto-circuito simétrica a partir deste ciclo de análise, ainda não indicados para autorização e conseqüente substituição. Os disjuntores superados por corrente de curto-circuito simétrica serão compilados no âmbito do GT-AS e encaminhados para autorização de substituição no próximo PMIS – Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico, ciclo 2009-2012. Tais substituições estarão vinculadas a entrada em operação das obras que provocaram estas superações. Tabela 198 Resumo dos novos disjuntores superados e em estado de alerta (>95%), por

instalação, nas configurações dez/2008 e dez/2011

Identificação da SE Disjuntores apontados neste relatório (Icc simétrico) e ainda não indicados

para substituição Barra

Empresa Tensão(kV) Número Nome


2008 2011 2008 2011

5756 CIDADE INDUSTRIAL CEEE 138 3 1

6964 SCHARLAU CEEE 23 1

34113 BLUMENAU 2 CELESC 69 1

34074 BLUMENAU SALTO CELESC 69 3 2

34016 JOINVILLE 1 CELESC 69 3 4

34270 SIDEROPOLIS CELESC 69 7

34201 XANXERÊ CELESC 69 5

332 CONSELHEIRO LAFAIETE CEMIG 138 1 2

425 NEVES CEMIG 138 6 7

7310 ANGELIM CHESF 230 1

7622 CAMAÇARI 2 - B1 CHESF 230 7

7620 CAMAÇARI 2 - B2 CHESF 230

7773 FUNIL CE CHESF 13,5 3

7711 MATATU CHESF 69 6

7971 MONDUBIM COELCE 69 2

31722 PILARZINHO COPEL 69 1 3

30177 QUATRO BARRAS COPEL 69 3

30723 SANTA QUITÉRIA COPEL 69 1

30208 SÃO JOSÉ DOS PINHAIS A COPEL 69 4

31733 UBERABA COPEL 69 1 9

31737 UMBARÁ COPEL 69 5 7

12271 CARIOBA CPFL 138 1 1

12270 NOVA APARECIDA CPFL 138 6 15

12288 TREVO CPFL 138 2 4

19420 BOM JARDIM CTEEP 88 1 1

19450 CABREÚVA CTEEP 230 2

19495 EMBUGUAÇU H CTEEP 13,8 6

18840 ILHA SOLTEIRA CTEEP 138 3

19020 MOGI MIRIM 2 CTEEP 138 2 4

20250 PIRATININGA A CTEEP 88 1 1

19240 PORTO FERREIRA CTEEP 138 2

18120 PROMISSÃO CTEEP 138 1


Identificação da SE Disjuntores apontados neste relatório (Icc simétrico) e ainda não indicados

para substituição Barra

Empresa Tensão(kV) Número Nome


2008 2011 2008 2011

19070 SANTA BÁRBARA D'OESTE A CTEEP 138 1 4

19075 SANTA BÁRBARA D'OESTE B CTEEP 138

18280 SÃO JOSÉ DO RIO PRETO CTEEP 138 1

20100 SUL CTEEP 345 1

3272 PERITORÓ TF1 A ELETRONORTE 13,8 1

3282 PERITORO TF2 B ELETRONORTE 13,8

6157 CAMPOS NOVOS ELETROSUL 230 1

6245 JOINVILLE ELETROSUL 138 1 2

13310 HENRY BORDEN EMAE 230 6

13330 PEDREIRA EMAE 88 1 1

13370 UHE TRAIÇÃO EMAE 88 5

134 BANDEIRANTES FURNAS 230 4

142 GRAJAÚ FURNAS 138 18 8 14

80 JACAREPAGUÁ A FURNAS 138 4 5 4

2381 JACAREPAGUA B FURNAS 138

Total 53 87 3 91


6.2 Evolução dos níveis de curto-circuito

No Anexo 3 do Volume 2 constam a evolução dos níveis de curto-circuito nos diversos barramentos do SIN, considerando as obras propostas no PAR 2009-2011. Na Tabela 199 é retratado um panorama geral, onde pode ser verificado o quantitativo de barras por agentes que tiveram evoluções dos seus níveis de curto-circuito monofásicos e/ou trifásicos, com valores superiores a 10 % e a 30%, considerando as diversas obras previstas até dezembro de 2009, em relação a dezembro de 2008. Tabela 199 Resumo por Agente da evolução superior a 10 % e 30 % nos níveis de curto-

circuito monofásico e/ou trifásico, do período de dez/2008 para dez/2009

Empresa Quantidade de barras com evolução percentual significativa em relação ao primeiro

ano de planejamento

≥ 10% ≥ 30%

AMPLA 4 1 ATE 2 1 1 CEB 2 0 CEEE 20 7

CELESC 28 15 CELG 10 2

CEMAT 3 0 CEMIG 11 2 CHESF 59 20 CLFSC 1 0

COELBA 3 1 COELCE 1 1 COPEL 52 11

COPEL-D 10 4 CPFL 35 5

CTEEP 41 11 EDEVP 7 3

ELEKTRO 15 1 ELETRONORTE 9 3

ELETROSUL 9 1 EMAE 4 0

EQUIPAV 1 0 FURNAS 18 3

GRUPO REDE 2 1 LIGHT 1 0

PETROBRAS 3 1 PLENATRANS 3 1

RGE 3 3 TRACTEBEL 0 0

UTE URUGUAI 1 0 TOTAL 357 98


O detalhamento dos barramentos com evoluções de níveis de curto-circuito monofásicos e/ou trifásicos, com valores superiores a 10 % e a 30%, estão detalhados nos itens 6.2.1 e 6.2.2, a seguir. 6.2.1 Barras monitoradas que apresentam evolução dos níveis de curto-circuito

superior a 10 %

Na Tabela 200 apresentamos as barras do SIN que tiveram uma evolução dos níveis de curto-circuito monofásicos e/ou trifásicos superiores a 10 %, considerando o horizonte de dezembro de 2009 em relação ao ano de dezembro de 2008. Recomenda-se aos agentes que verifiquem a necessidade de reajuste das proteções associadas às barras onde ocorrem variações dos níveis de curto-circuito superiores a 10 %. Tabela 200 Evolução superior a 10 % nos níveis de curto-circuito do período de dez/2008 para

dez/2009

Identificação da SE Evolução percentual ≥10% em relação ao primeiro ano de planejamento


(kV) Monofásico Trifásico

Número Nome 2008 (MVA) 2009 (%) 2008 (MVA) 2009 (%)

14584 UTE TRÊS LAGOAS 2 PETROBRAS 138 714,2 501,2 594 656,3

8242 PIRIPIRI 02B1 CHESF 69 120,53 243,0 413,22 27,7

312 PIRAPORA -1 CEMIG 138 640,03 203,0 916,62 103,3

8277 BRUMADO 2 COELBA 230 459,07 161,7 335,36 197,8

34164 VIDEIRA CELESC 138 823,21 178,8 867,34 124,7

2348 SERRA DA MESA 2 PLENATRANS 500 4036,33 169,5 9779,88 64,5

7232 BOM JESUS DA LAPA CHESF 69 194,69 168,9 534,17 41,9

4708 CERRO LARGO RGE 69 120,35 155,7 173,64 91,8

7321 TACAIMBÓ CHESF 69 292,24 144,9 1072,55 33,9

18680 ITARARÉ 2 CTEEP 138 345,34 37,6 475,07 131,8

34169 CAÇADOR CELESC 138 504,5 102,2 504,2 129,0

13227 COCAL GRUPO REDE 88 121,53 126,2 360,46 74,0

10790 INDEPENDENCIA CELG 138 417,63 121,5 663,84 54,3

18106 IBITINGA A CTEEP 13,8 123,21 83,6 95,18 111,6

30732 VILA YOLANDA COPEL 138 562,65 100,0 440,7 110,2

7570 PENEDO CHESF 230 896,25 99,2 706,68 109,2

30648 FOZ DO IGUACU COPEL 138 572,48 96,9 444,01 108,7

34166 VIDEIRA CELESC 69 245,97 105,8 190,02 104,2

34350 CHAPECÓ CASTELIANO CELESC 138 425,19 67,8 438,21 95,8

19250 RIBEIRÃO PRETO CTEEP 440 3944,89 95,4 5622,86 82,2

8230 RIBEIRO GONÇALVES ATE 2 500 2928,2 94,9 6738,6 60,6

19025 MOGI MIRIM 2 CTEEP 13,8 210,64 94,0 163,57 94,1

31610 ACARAY ANDE 138 508,38 74,0 408,81 92,3

34291 INDAIAL A CELESC 23 195,02 89,1 147,39 89,4

7572 PENEDO CHESF 69 240,55 17,9 488,9 86,9

5857 PORTO ALEGRE 9 CEEE 69 848,7 80,5 683,1 79,0

8010 COREMAS 04B1 CHESF 230 974,22 65,2 734,83 79,9

34018 ILHA NORTE CELESC 138 796,83 63,3 755,14 76,7






31707 SANTA MÔNICA COPEL 230 2599,04 62,5 2578,03 75,2

2804 BURITIZEIRO CEMIG 138 505,26 75,0 750,87 49,4

14206 CCPM ELEKTRO 138 562,15 35,6 602,08 74,2

18650 ITAPEVA CTEEP 138 647,97 38,6 653,09 74,2

7481 PARAISO CHESF 230 1222,95 42,5 1596,12 64,0

31648 SÃO JOSÉ DOS PINHAIS COPEL 230 3557,31 62,0 3873 61,2

5821 LIVRAMENTO 2 CEEE 69 366,49 61,4 281,93 58,2

13225 PARAGUAÇÚ EDEVP 88 429,63 37,5 621,79 61,2

20040 NORDESTE CTEEP 345 8060,07 48,6 8181,98 59,8

7 MASCARENHAS DE MORAES FURNAS 345 8746,51 46,1 9188,94 58,8

7995 TAUA CHESF 230 546,67 48,8 446 58,1

13224 SANTA LINA EDEVP 88 307,95 47,2 379,24 56,2

34005 ILHA CENTRO CELESC 138 1295,61 55,9 1315,7 46,0

18685 ITARARÉ 2 CTEEP 69 248,42 24,0 300,85 54,1

8260 PICOS CHESF 230 592,89 44,5 476,14 52,4

5831 MISSÕES RGE 69 411,11 47,0 297,17 51,6

8012 COREMAS 02BP CHESF 69 316,82 14,3 564,32 50,7

18670 ITARARÉ 1 CTEEP 69 233,53 22,4 285,68 50,6

12310 BOTUCATU CPFL 138 1394,95 50,2 1845,19 39,3

12757 USINA BARRA GRANDE CPFL 138 334,58 20,1 612,07 49,8

30676 MEDIANEIRA COPEL 138 757,74 44,0 733,35 49,3

7838 SANTO ANTONIO DE JESUS CHESF 230 2635,13 33,4 2535,32 48,2

6932 GRAVATAÍ 3 ELETROSUL 230 3842,65 47,9 4369,82 36,9

5980 USINA PRESIDENTE MÉDICI CEEE 230 3669,39 44,8 2964,76 44,9

8020 USINA DE COREMAS 02B1 CHESF 69 301,2 13,5 521,7 44,9

12573 Z.LOREN CPFL 138 330,5 18,9 598,89 44,5

6422 CAXIAS 5 CEEE 230 3310,02 44,0 3506,85 44,3

3143 SANTA MARIA ELETRONORTE 69 791,5 43,2 605,12 39,1

5935 SANTA MARIA 3 CEEE 230 1511,85 34,9 1536,53 41,9

12202 LENÇOIS PAULISTA CPFL 138 315,14 17,9 570,78 41,6

7311 ANGELIM CHESF 69 518,15 8,4 1314,77 41,6

8289 IBICOARA CHESF 500 2408,49 41,4 3599,58 6,2

31721 PILARZINHO COPEL 230 4239,98 36,4 4427,79 41,3

34046 PIRABEIR CELESC 138 2050,15 41,2 2057,75 38,7

11164 CARAJAS CELG 230 2710,74 40,5 2982,82 30,9

30177 QUATRO BARRAS COPEL 69 585,02 39,1 507,96 40,4

4704 PASSO FUNDO RGE 138 734,33 40,1 891,66 27,6

7520 AÇU 2 CHESF 230 2402,27 39,0 2300,79 39,9

30550 FOZ DO IGUAÇU COPEL 69 315,25 34,2 244,78 39,8

19260 RIBEIRÃO PRETO CTEEP 138 3670,83 39,2 4754,53 27,2

6939 LIVRAMENTO 2 TRAT CEEE 13,8 122,35 12,6 202,7 38,7

34206 SÃO MIGUEL DO OESTE 2 CELESC 69 315,89 37,7 237,05 34,0

13226 RANCHARIA EDEVP 88 301,6 37,6 342,83 37,4

34282 INDAIAL CELESC 138 1035,25 29,9 1195,16 37,5

7532 NATAL 2 CHESF 69 445,05 7,2 1184,96 37,0

34159 HERVAL DÓESTE CELESC 138 1470,41 23,1 1687,49 36,3

18610 CAPÃO BONITO CTEEP 138 1473,74 25,3 1293,65 36,3

3653 NOVA MUTUM ELETRONORTE 69 347,5 34,2 276,29 36,1






30700 PINHAIS COPEL-D 69 555,51 32,1 478,82 36,1

14 POÇOS DE CALDAS FURNAS 500 6110,17 29,7 8523,62 36,0

34182 JOINVILE SC CELESC 138 1460,87 35,3 1907,3 10,1

3680 JAURU ELETRONORTE 230 1366,74 35,2 1465,28 27,7

30056 HUHTAMKI A COPEL-D 69 539,74 30,6 467,26 35,0

30057 HUHTAMKI B COPEL-D 69 529,05 29,8 463,34 34,6

31650 FOZ DE CHOPIM COPEL 138 2197,22 34,0 2090,13 31,7

30726 TARUMÃ B COPEL 69 577,5 29,0 493,44 33,0

18640 ITAPETININGA 2 CTEEP 138 917,46 18,3 968,53 32,7

12561 SÃO MANUEL CPFL 138 580,11 21,9 953,36 32,6

34013 TRINDADE CELESC 138 1590,32 32,5 1536,72 29,0

7955 PICI COELCE 69 462,97 7,7 1062,92 32,5

7921 MILAGRES CHESF 500 6109,38 23,7 5926,55 31,5

8015 COREMAS 04T2 CHESF 13,8 540,91 27,2 399,61 31,1

7909 BOM NOME CHESF 138 1254,1 24,1 1393 31,1

30227 TARUMÃ X COPEL 69 542,56 26,0 469,59 31,0

7996 TAUA CHESF 69 261,64 16,7 285,79 30,7

30563 ITAIPU-E COPEL-D 69 263,6 26,1 198,98 30,5

7530 NATAL 2 CHESF 230 2135,11 24,3 1694,28 30,3

8250 SÃO JOÃO DO PIAUÍ CHESF 500 6318,9 30,2 10366,5 27,3

30145 PINHAIS B COPEL-D 69 473,97 24,5 413,11 29,8

30564 ITAIPU-D COPEL-D 69 250,06 24,4 194,72 29,6

366 VARZEA DE PALMA CEMIG 345 2711,86 29,5 2510,76 23,5

31732 UBERABA COPEL 230 3880,85 26,8 4168,59 29,4

1760 BRASILIA CENTRO CEB 138 1326,65 29,3 2068,16 20,4

7580 USINA JESUS SOARES PEREIRA PETROBRAS 230 2580,91 21,3 2330,72 29,2

8262 PICOS CHESF 69 199,81 10,6 311,03 28,9

2803 JEQUITAI CEMIG 138 395,88 28,6 592,02 27,1

12560 POMPEIA CPFL 138 263,28 8,5 498,03 28,6

19640 ITAPETI CTEEP 345 16653,12 28,5 20485,2 20,3

10750 GOYA CELG 138 689,48 18,1 1013,11 28,1

367 JAGUARA CEMIG 500 12501,42 24,7 14431,18 27,8

18 MARIMBONDO FURNAS 500 15138,78 21,3 14661,15 27,6

34251 TIMBO CELESC 138 1452,99 16,5 1597,13 27,2

12783 EQUIPAV EQUIPAV 138 628,58 8,9 1096,9 27,0

14583 UTE TRÊS LAGOAS 1 PETROBRAS 138 3412,18 26,2 3870,71 16,4

3125 GUAMÁ ELETRONORTE 69 1648,64 25,9 1279,66 23,6

5790 GENERAL MOTORS CEEE 230 2647,24 25,8 3122,02 23,9

7432 PAU FERRO CHESF 230 5881,02 25,7 5834,01 20,2

10816 USINA FRANCISCO CELG 138 597,99 25,1 800,19 14,0

389 PIMENTA CEMIG 345 6575,27 22,5 8595,29 24,8

19825 BAIXADA SANTISTA CTEEP 88 3386,33 10,1 4906,47 24,8

7822 JARDIM CHESF 69 551,68 5,0 1529,8 24,5

7233 BOM JESUS DA LAPA 04T3 CHESF 13,8 389,04 19,5 306,32 23,9

7990 RUSSAS 2 CHESF 230 1443,52 21,4 1224,78 23,5

31726 POSTO FISCAL COPEL 138 1463,71 21,4 1234,69 23,0

30447 COLORADO COPEL 138 505,52 22,9 508,06 22,9

2368 SANTA CRUZ B FURNAS 138 6220,42 22,8 6024,13 22,9






87 SANTA CRUZ A FURNAS 138 6204,66 22,6 6012,73 22,7

12315 LINS CPFL 138 853,82 8,5 1343,3 22,7

6163 LONDRINA ELETROSUL 230 8782,56 22,7 9345,83 16,4

3650 NOVA MUTUM ELETRONORTE 230 601,85 22,7 698,16 1,9

7635 FORD COELBA 230 6095,47 22,6 7087,2 11,9

30746 PIRAQ COPEL-D 69 327,07 16,5 322,01 22,4

5941 SANTA MARTA A CEEE 138 931,05 22,2 1072,98 18,7

5844 SANTA MARTA AT2 CEEE 138 931,04 22,2 1072,96 18,6

18625 CERQUILHO A CTEEP 13,8 67,76 22,1 58,06 5,6

7314 ANGELIM 04T3 CHESF 13,8 850,27 17,7 679,64 22,0

18080 BOTUCATU CTEEP 138 3010,22 17,0 2701,14 21,7

6040 RIO DO SUL CELESC 138 1636,28 20,1 1539,1 21,4

18420 ASSIS CTEEP 88 1454,59 15,1 1322,88 21,3

12613 NAZARE CPFL 138 928,02 21,3 1631,33 20,6

30142 VILA YOLANDA COPEL 13,8 62,03 5,1 149,06 21,1

12724 BERTIN CPFL 138 840,6 8,0 1313,73 21,1

2057 JAURU CEMAT 138 1615,51 20,9 1577,7 17,0

12314 MARILIA CPFL 138 410,82 6,4 787,48 20,9

30143 VILA YOLANDA COPEL 13,8 61,82 5,1 147,33 20,8

30638 CÉU AZUL COPEL 138 740,83 10,1 815,33 20,7

30216 USINA FOZ DO CHOPIM COPEL 138 1460,81 17,4 1528,85 20,7

260 GUARULHOS A FURNAS 345 5315 10,7 7815,32 20,6

6191 CANOINHAS ELETROSUL 230 1120,46 20,4 1194,78 20,1

30692 PARANAGUÁ COPEL 138 1341,85 17,3 1167,1 20,2

34120 RIO DO SUL 2 CELESC 138 1562,08 18,7 1397,54 20,1

31689 JAGUARIAIVA COPEL 230 1959,02 20,0 1844,53 17,8

1727 SANTA MARIA CEB 138 1796,15 19,9 2443,61 14,2

34364 ALTO BENEDITO NOVO 1 CELESC 138 654,58 13,5 762,55 19,8

30543 FOZ DO IGUACU A COPEL 34,5 196,96 18,1 142,41 19,7

2027 NOVA MUTUM CEMAT 138 335,79 17,8 252,68 19,7

30162 PORTO COPEL 138 1266,9 16,4 1125,45 19,7

10884 SANTA MARIA CELG 138 1795,77 19,7 2444,86 14,0

12360 FRANCA CPFL 138 862,93 12,6 1630,51 19,4

18270 NOVA AVANHANDAVA CTEEP 138 2676,87 13,2 2434,48 19,2

5815 LAJEADO 2 CEEE 230 1414,96 15,4 1409,57 19,2

34022 JOINVILLE.4 CELESC 138 2588,99 19,1 2692,91 17,2

13233 MARACAI GRUPO REDE 88 245,3 8,3 496,46 19,0

30544 FOZ DO IGUACU B COPEL 34,5 186,86 17,0 137,7 18,9

13300 HENRY BORDEN NORTE EMAE 88 3531,14 8,6 4724,21 18,9

13308 HENRY BORDEN SUL EMAE 88 3530,77 8,6 4723,93 18,9

6041 RIO DO SUL CELESC 230 1615,27 18,7 1742,11 12,4

30205 ALEGRE A COPEL 138 636,41 16,2 608,16 18,6

31636 CAMPO DO ASSOBIO COPEL 230 3966,46 16,2 4487,89 18,5

31611 APUCARANA COPEL 230 3818,84 18,2 4276,13 18,5

31617 BATEIAS COPEL 230 11415,02 18,5 10455,92 13,7

12562 TARUMÃ 1 CPFL 138 423,08 6,1 759,32 18,4

13310 HENRY BORDEN EMAE 230 7967,71 18,4 8683,35 10,7

12563 TARUMÃ 2 CPFL 138 419,44 6,1 754,48 18,3






31539 PORTLAND COPEL 230 2187,78 12,9 2327,28 18,2

313 VARZEA DE PALMA CEMIG 138 2387,04 18,0 1976,6 16,3

13878 HENRY BORDEN 1 CPFL 88 3344,15 8,1 4530,59 18,0

13874 HENRY BORDEN 2 CPFL 88 3344,15 8,1 4530,59 18,0

7533 NATAL 2 04T1 CHESF 13,8 795,68 14,3 644,87 17,9

31686 IBIPORÃ COPEL 138 3391,73 17,9 3296,92 15,7

14564 UMIDOURO ELEKTRO 138 569,51 8,5 737,9 17,9

7920 MILAGRES CHESF 230 5245,78 13,8 5000,84 17,7

7565 MESSIAS CHESF 230 6173,2 17,6 6011,72 8,1

120 CAMPOS FURNAS 345 5737,11 17,2 6524,22 17,5

7770 FUNIL CHESF 230 2424,89 12,8 2105,8 17,4

5836 NOVA PRATA 2 CEEE 69 862,07 15,2 668,84 17,3

31616 BATEIAS COPEL 525 13460,18 17,3 14748,68 7,2

10814 CARAJAS CELG 138 1655,24 17,2 1570,05 14,1

20050 NORDESTE CTEEP 88 2384,14 7,8 3199 17,1

960 ZIN LIGHT 138 3883,89 8,5 5138,82 17,1

7450 CAMPINA GRANDE 2 04BP CHESF 230 4218,68 11,9 3897,97 17,0

494 NOVA PONTE CEMIG 500 14204 13,3 16094,59 17,0

12722 TROPICAL CPFL 138 759,36 6,6 1187,56 16,9

14177 B.SUCESS ELEKTRO 69 77,57 6,6 118,04 16,6

13320 HENRY BORDEN ANEL EMAE 230 7387,73 16,5 8194,41 9,9

30206 ALEGRE B COPEL 138 595,19 13,4 570,04 16,4

10 LUIS CARLOS BARRETO FURNAS 345 16129,19 11,4 15533,76 16,3

14293 GUAPIARA ELEKTRO 138 575,69 8,6 675,32 16,2

18600 CAPÃO BONITO CTEEP 230 1112,18 9,7 1164,33 16,1

8000 MOSSORÓ 2 CHESF 230 1931,84 12,9 1579,69 16,0

6181 CURITIBA ELETROSUL 525 14205,2 16,0 14190,79 9,3

7815 TOMBA COELBA 230 2563,73 11,6 2375,27 15,9

13011 BORBOREMA EDEVP 138 777,87 6,8 1073,29 15,9

363 SÃO SIMÃO CEMIG 500 14620,48 12,2 14381,15 15,9

12558 ITAMBÉ CPFL 138 367,62 4,9 717,58 15,8

7454 CAMPINA GRANDE 2 04H1 CHESF 230 3920,44 11,0 3644,28 15,7

6183 CURITIBA ELETROSUL 230 12501,35 15,7 11463,54 13,1

31736 UMBARÁ COPEL 230 12492,05 15,5 11446,17 13,0

7150 USINA SOBRADINHO CHESF 500 12119,51 10,8 11320,73 15,5

12595 COSTA PINTO CPFL 138 1301,07 7,6 2295,92 15,4

14116 ANGATUBA ELEKTRO 138 458,53 8,4 520,16 15,3

8013 COREMAS 04T1 CHESF 13,8 256,59 11,2 223,16 15,2

18800 DRACENA CTEEP 138 832,08 3,2 1142,42 15,1

34059 DOHLER CELESC 138 2103,73 15,0 2378,6 14,9

6032 DESTERRO ELETROSUL 138 1385,35 12,4 1426,54 15,0

30178 QUATRO BARRAS A COPEL 34,5 311,54 13,8 229,82 14,8

5937 SANTA MARIA 3 CEEE 69 881,19 13,4 667,57 14,6

18690 TIETÊ CTEEP 138 958,98 8,5 1037,8 14,6

10705 QUIRINOP CELG 138 606,11 14,6 795,57 10,1

30723 SANTA QUITÉRIA COPEL 69 2003,18 14,5 1899,61 7,4

2367 PARACATU 4 PLENATRANS 500 5177,9 14,5 8198,61 7,8

19810 BAIXADA SANTISTA CTEEP 230 8698,15 14,4 8796,94 10,6






14313 ITAPORGA ELEKTRO 69 67,44 5,7 104,09 14,4

14112 SANTISTA ELEKTRO 138 508,57 6,6 683,49 14,4

34246 ILHA SUL CELESC 138 1285,96 11,1 1362,35 14,2

30622 ATUBA COPEL 69 882,97 11,8 709,41 14,2

3137 UTINGA ELETRONORTE 69 1895,82 14,2 1445,51 12,2

5920 SANTA CRUZ 1 CEEE 230 923,55 14,1 1276,05 12,4

7560 MESSIAS CHESF 500 6660,79 14,0 6919,54 6,5

34184 CATANDUVA_SC CELESC 138 1007,76 8,6 1094,64 14,0

12302 PIRACICABA CPFL 138 2044,02 8,8 3643,25 14,0

13165 MARTINÓPOLIS EDEVP 88 382,28 9,5 449,26 14,0

7839 SANTO ANTONIO DE JESUS CHESF 69 283,93 2,5 960,16 13,9

14531 TATUI 2 ELEKTRO 138 638,66 7,7 722,67 13,9

31615 GRALHA AZUL COPEL 230 10239,22 13,8 9696,51 12,5

31708 SANTA MÔNICA COPEL 69 1214,38 13,1 900,37 13,8

31725 POSTO FISCAL COPEL 230 1778,37 13,8 1906,19 6,4

12344 AUXILIADORA CPFL 138 1776,02 8,1 2080,73 13,7

31567 JAGUARIAIVA COPEL 138 1763,15 13,6 1518,98 11,9

14182 BURI ELEKTRO 138 632,02 6,7 799,44 13,5

14185 C.CORREA ELEKTRO 138 494,94 7,3 579,38 13,5

34057 COMPARTILHADA CELESC 138 1816,9 12,7 2176,47 13,4

7515 AÇU 2 CHESF 138 1366,81 13,4 1275,91 13,4

12222 PONTAL CPFL 138 492,63 5,0 897,13 13,3

18620 CERQUILHO CTEEP 88 124,79 13,2 129,39 -2,8

5710 BAGÉ 2 CEEE 230 1479,15 9,7 1466,78 13,1

3673 SINOP ELETRONORTE 138 405,95 13,1 302,32 9,1

30547 FOZ DO IGUACU A COPEL 13,8 55,39 4,5 100,27 13,1

11102 CACHOEIRA DOURADA CELG 138 2768,74 11,8 2436,83 13,0

14258 FERRO LG ELEKTRO 138 765,65 7,4 852,82 13,0

31685 IBIPORÃ COPEL 230 4707,79 13,0 5476,11 9,0

19700 SANTA CABEÇA CTEEP 230 2056,27 7,3 1869,62 12,9

30685 PRAIA DE LESTE COPEL 138 753,92 8,7 755,12 12,9

31532 PEROXIDO A COPEL 230 10759,86 12,8 10362,09 11,6

18070 BOTUCATU CTEEP 230 3048,41 10,3 3438,85 12,8

7320 TACAIMBÓ CHESF 230 3581,2 12,8 3856,31 4,6

7823 JARDIM 04T2 CHESF 13,8 924,34 10,2 753,14 12,8

30548 FOZ DO IGUACU B COPEL 13,8 53,45 4,3 98,1 12,7

13257 ASSIS 3 EDEVP 88 722,14 6,6 910,65 12,7

14440 PIRELLI ELEKTRO 138 740,45 7,0 845,38 12,6

62 MOGI DAS CRUZES FURNAS 345 12534,37 12,6 13925,19 11,1

12366 MORRO DO CIPO CPFL 138 1924,3 9,8 3187,58 12,5

18120 PROMISSÃO CTEEP 138 2660,04 9,4 2293,49 12,5

6167 LONDRINA ELETROSUL 525 12380,99 12,5 14204,18 3,1

12682 LEAO XIII CPFL 138 1876,57 10,5 3047,45 12,5

19720 SANTO ÂNGELO CTEEP 345 14751,72 9,7 18043,78 12,5

5820 LIVRAMENTO 2 CEEE 230 949,12 12,4 1002,82 2,9

6245 JOINVILLE ELETROSUL 138 3515,28 12,4 3244,2 12,4

12748 SANTA TEREZINHA 2 CPFL 138 1567,93 7,2 2792,92 12,3

34054 CANOINHAS CELESC 138 994,63 12,2 1011,04 11,8






30717 QUEDAS DO IGUACU COPEL 138 980,21 8,2 1214,1 12,1

12735 SANTA TEREZINHA 1 CPFL 138 1574,39 8,5 2803,14 12,1

18520 PRESIDENTE PRUDENTE CTEEP 88 1080,98 6,3 1129,24 12,1

12666 W.MA 1 B CPFL 138 1600,78 7,2 2855,78 12,0

14126 APIAI ELEKTRO 138 435,67 6,4 517,74 11,9

5951 SANTA ROSA CEEE 69 1067,46 10,6 809,78 11,9

7991 RUSSAS 2 CHESF 69 118,61 1,2 690,82 11,9

12665 W.MA 1 A CPFL 138 1605,64 8,2 2863,6 11,9

18675 ITARARÉ 1 CTEEP 13,8 104,72 8,5 93,44 11,8

5955 SÃO VICENTE DO SUL CEEE 230 962,41 7,5 1257,56 11,8

12320 IGUAPE CPFL 138 1951,08 7,7 3566,16 11,8

3330 SÃO LUIS 1 ELETRONORTE 230 3594,72 11,8 2941,4 10,2

7340 RECIFE 2 B2 CHESF 230 8845,69 9,0 7988,87 11,7

18666 ITAPEVA B CTEEP 13,8 228,13 10,5 168,4 11,7

8255 SÃO JOÃO DO PIAUÍ CHESF 230 2436,02 10,9 2215,23 11,7

7446 MACEIÓ 04T3 CHESF 13,8 899,17 9,4 728,54 11,6

31678 GOV. PARIGOT DE SOUZA COPEL 230 2715,92 9,2 2390,3 11,6

30645 DOIS VIZINHOS COPEL 138 1239,53 8,6 1189,68 11,6

18200 ÁGUA VERMELHA CTEEP 500 10138,08 11,6 12445,79 9,1

7420 MIRUEIRA CHESF 230 5868,62 8,6 5748,05 11,6

18647 ITAPETININGA 2 CTEEP 34,5 489,91 8,7 420,09 11,6

19750 SÃO SEBASTIÃO CTEEP 138 1118,7 11,4 1456,09 0,4

18860 JUPIÁ CTEEP 138 5075,42 8,9 4674,32 11,4

7345 RECIFE 2 B1 CHESF 230 9488,64 8,9 8378,09 11,4

12500 SÃO MARTINHO CPFL 138 764,13 4,7 1285,06 11,4

19740 SÃO JOSÉ DOS CAMPOS CTEEP 230 5876,36 7,8 5483,77 11,3

10744 PACAEMBU CELG 138 1108,04 11,3 1665,86 9,2

384 AVATINGUARA CEMIG 138 760,16 11,3 1332,88 10,0

30283 PISA COPEL-D 138 1598,72 11,2 1428,3 10,9

2341 VIANA FURNAS 138 3896,3 11,2 3492,36 9,4

3410 COLINAS ELETRONORTE 500 8437,28 11,2 17683,84 7,4

13853 PARISI T2 CPFL 88 1536,15 4,3 2509,6 11,2

7620 CAMAÇARI 2 - B2 CHESF 230 13042,1 10,5 11045,6 11,1

7622 CAMAÇARI 2 - B1 CHESF 230 13044,77 10,5 11047,79 11,1

19910 CARBOCLORO CTEEP 230 8238,68 11,1 8408,5 10,2

13843 PARISI T1 CPFL 88 1551,32 4,2 2571,23 11,1

14337 LARANJAL PAULISTA ELEKTRO 138 829,1 6,2 957,11 11,1

30179 QUATRO BARRAS B COPEL 34,5 205,37 9,7 176,68 11,0

30025 S.INACIO COPEL-D 138 487,32 8,0 470,23 11,0

30180 QUATRO BARRAS C COPEL 34,5 204,67 9,6 176,13 10,9

7440 RIO LARGO 2 04BP CHESF 230 5049,58 10,9 4917,83 9,1

8173 SOBRAL 3 04B1 CHESF 230 3994,42 10,4 3703,86 10,9

7441 MACEIÓ CHESF 230 3943,51 10,9 3882,76 5,0

7623 UTE CAMAÇARI CHESF 230 12410,73 9,8 10757,78 10,7

18110 PENAPOLIS CTEEP 138 956,5 2,8 1272,76 10,7

2 FURNAS FURNAS 345 13864,25 8,1 14027,25 10,7

30654 GUARATU COPEL 138 763,07 8,4 637,42 10,6

34016 JOINVILLE 1 CELESC 69 2016,35 9,6 1620,32 10,6






2095 SRTRIVELA CEMAT 138 118,32 5,7 147,01 10,6

155 TIJUCO PRETO FURNAS 345 25033,39 10,6 26069,31 9,8

6247 JOINVILLE ELETROSUL 69 2060,66 9,6 1629,26 10,5

2140 TIJUCO PRETO BR8C1 FURNAS 345 24970,4 10,5 26001,62 9,7




7954 PICI 2 CHESF 230 3451,42 10,4 3559,43 4,0

2346 PEIXE 2 PLENATRANS 500 7985,2 9,0 13822,57 10,4

7330 RECIFE 2 CHESF 500 9884,58 7,8 9190,38 10,4

30599 PALMAS COPEL 138 464,46 10,4 442,2 0,3

5870 PELOTAS 3 CEEE 230 1491,97 7,4 1374,46 10,3

13163 PRP.P1 EDEVP 88 753,85 4,2 988,59 10,3

10724 JUNDIAI CELG 138 759,7 10,2 1026,03 4,8

30680 MATINHOS COPEL 138 743,08 8,2 613,28 10,2

280 SERRA DA MESA FURNAS 500 16492,56 9,2 17076,81 10,2

34127 TROMBUDO CELESC 138 654,13 6,6 768,47 10,1

7344 RECIFE 2 04H2 CHESF 230 7631,41 7,7 6986,6 10,1

11713 OURINHOS 2 CLFSC 66 653,6 8,6 500,18 10,1

14106 AJINOMOTO BIOLÓGICO ELEKTRO 138 912,33 5,0 1224,86 10,1

18840 ILHA SOLTEIRA CTEEP 138 1779,25 5,8 2394,83 10,1

7337 JOAIRAM CHESF 230 8258,06 7,6 7300,08 10,1

7339 JOAIRAM CHESF 230 8245,51 7,6 7286,66 10,1

6102 RIVERA UTE URUGUAI 230 830,96 10,0 906,02 2,6

18280 SÃO JOSÉ DO RIO PRETO CTEEP 138 895,29 -14,1 1707,94 4,4

12700 AUSTA CPFL 138 794,86 -12,7 1505,67 3,8

12358 SÃO JOSÉ DO RIO PRETO CPFL 138 751,06 -11,9 1479,9 3,8

863 MACABU AMPLA 138 1695,03 -10,5 2323,08 1,3

865 ROCHA LEÃO RJ AMPLA 138 2029,06 -51,3 1994,52 1,0

118 ROCHA LEÃO FURNAS 138 1940,52 -58,6 2005,44 1,0

868 ROCHA LEÃO RJ AMPLA 69 1537,1 -17,3 1214,9 0,6

745 IMBOASSICA AMPLA 138 650,47 -27,5 951,33 0,6

34031 BIGUAÇU QUATRO BARRAS CELESC 138 1610,73 -12,2 1751,86 -2,6

329 CONSELHEIRO LAFAIETE CEMIG 345 4563,53 -4,1 5193,55 -11,7

12559 PEDERN CPFL 69 155,13 -5,7 230,26 -11,9

18478 BERNARDINO DE CAMPOS CTEEP 88 467,16 -7,7 620,64 -13,1

12422 MACATUBA CPFL 69 101,54 -7,8 165,91 -17,6

18090 BOTUCATU CTEEP 88 694,18 -12,4 568,25 -14,3

30737 COOPAVEL COPEL-D 138 1335,75 -13,2 1707,15 -13,8

5842 OSÓRIO 2 CEEE 69 1632,88 -13,5 1215,32 -14,7

5788 OSÓRIO 2 CEEE 138 789,9 -44,7 767,93 -50,7






34283 JIU CELESC 138 1592,58 -95,0 1916,76 -96,4

34378 GUARARAPE CELESC 138 372,1 53,8 413,59 85,7

35204 CANA BRAVA TRACTEBEL 230 4049,64 13,1 3692,6 14,5


6.2.2 Identificação das obras que provocaram evolução dos níveis de curto-

circuito superior a 30 % Na Tabela 201 apresentamos as 100 (cem) barras do SIN que tiveram uma evolução dos níveis de curto-circuito monofásicos e/ou trifásicos superiores a 30 %, considerando o horizonte de dezembro de 2009 em relação ao ano de dezembro de 2008, ressaltando as principais obras que causaram este impacto.


Tabela 201 Principal obra associada à barra da Rede Básica que produziu uma variação do nível de curto-circuito superior a 30 % em 2009


Principal obra associada à elevação do nível de curto-circuito Barra Empresa Tensão

(kV)


Número Nome 2008 (MVA) 2009 (%) 2008

(MVA) 2009 (%)

14584 UTE TRÊS LAGOAS 2 PETROBRAS 138 714,2 501,2 594 656,3 Fechamento do barramento da Usina de Três Lagoas 8242 PIRIPIRI 02B1 CHESF 69 120,53 243,0 413,22 27,7 3° TR 230/69 kV de 50 MVA na SE Piripiri 312 PIRAPORA -1 CEMIG 138 640,03 203,0 916,62 103,3 SE Pirapora 2 500/345/138 kV

8277 BRUMADO 2 COELBA 230 459,07 161,7 335,36 197,8 LT 230 kV Ibicoara - Brumado 34164 VIDEIRA CELESC 138 823,21 178,8 867,34 124,7 SE Videira 230/138 kV 2348 SERRA DA MESA 2 PLENATRANS 500 4036,33 169,5 9779,88 64,5 LT 500 kV Serra da Mesa - Rio das Éguas 7232 BOM JESUS DA LAPA CHESF 69 194,69 168,9 534,17 41,9 TR 230/69 kV de 50 MVA na SE Bom Jesus da Lapa 4708 CERRO LARGO RGE 69 120,35 155,7 173,64 91,8 UHE São José 7321 TACAIMBÓ CHESF 69 292,24 144,9 1072,55 33,9 3° TR 230/69 kV de 100 MVA na SE Tacaimbó

18680 ITARARÉ 2 CTEEP 138 345,34 37,6 475,07 131,8 SE Itararé II 230/138 kV 34169 CAÇADOR CELESC 138 504,5 102,2 504,2 129,0 SE Videira 230/138 kV 13227 COCAL GRUPO REDE 88 121,53 126,2 360,46 74,0 Usinas a Biomassa de SP

10790 INDEPENDENCIA CELG 138 417,63 121,5 663,84 54,3SE Carajas 230/138 kV - SE nova seccionando a LT 230 kV Anhanguera - Firminópolis (Tap em Palmeiras)

18106 IBITINGA A CTEEP 13,8 123,21 83,6 95,18 111,6 Usina Iacanga

30732 VILA YOLANDA COPEL 138 562,65 100,0 440,7 110,2Seccionamento das LT's 138 kV Medianeira - Foz do Iguaçu e Medianeira - Vila Yolanda para Foz do Iguaçu Norte

7570 PENEDO CHESF 230 896,25 99,2 706,68 109,2 LT 230 kV Penedo - Jardim e 3° TR 230/69 kV de 100 MVA na SE Penedo

30648 FOZ DO IGUACU COPEL 138 572,48 96,9 444,01 108,7Seccionamento das LT's 138 kV Medianeira - Foz do Iguaçu e Medianeira - Vila Yolanda para Foz do Iguaçu Norte

34166 VIDEIRA CELESC 69 245,97 105,8 190,02 104,2 SE Videira 230/138 kV e mudança na configuração das LT's 138 kV nas SE's do Oeste de Santa Catarina

34283 JIU CELESC 138 1592,58 -95,0 1916,76 -96,4 Mudança na LT 138 kV Joinville iV - Joiville Iririu 34350 CHAPECÓ CASTELIANO CELESC 138 425,19 67,8 438,21 95,8 SE Videira 230/138 kV 19250 RIBEIRÃO PRETO CTEEP 440 3944,89 95,4 5622,86 82,2 SE Ribeirão Preto 500 kV

8230 RIBEIRO GONÇALVES ATE 2 500 2928,2 94,9 6738,6 60,6 LT 500 kV Colinas - Ribeiro Gonçalves C2 e 2 reatores de barra manobráveis ( 2 x 180 Mvar) na SE Ribeiro Gonçalves 500 kV

19025 MOGI MIRIM 2 CTEEP 13,8 210,64 94,0 163,57 94,1 SE Mirassol 440/138 kV, SE Ribeirão Preto 500 KV e Usinas a Biomassa de SP 34291 INDAIAL A CELESC 23 195,02 89,1 147,39 89,4 TR-2 138/23/4,16 kV na SE Indaial 7572 PENEDO CHESF 69 240,55 17,9 488,9 86,9 LT 230 kV Penedo - Jardim e 3° TR 230/69 kV de 100 MVA na SE Penedo

34378 GUARARAPE CELESC 138 372,1 53,8 413,59 85,7 SE Videira 230/138 kV 5857 PORTO ALEGRE 9 CEEE 69 848,7 80,5 683,1 79,0 2° TR 230/69/13,8 kV da SE Porto Alegre 9




(kV)


Número Nome 2008 (MVA) 2009 (%) 2008

(MVA) 2009 (%)

8010 COREMAS 04B1 CHESF 230 974,22 65,2 734,83 79,9 LT 230 kV Milagres - Coremas C2

34018 ILHA NORTE CELESC 138 796,83 63,3 755,14 76,7 LT 138 kV Trindade - Ilha Norte C2 e substituição do condutor da LT 138 kV Trindade - Ilha Norte C1

31707 SANTA MÔNICA COPEL 230 2599,04 62,5 2578,03 75,2 LT 69 kV Santa Mônica - Quatro Barras 2804 BURITIZEIRO CEMIG 138 505,26 75,0 750,87 49,4 SE Pirapora 2 500/345/138 kV

14206 CCPM ELEKTRO 138 562,15 35,6 602,08 74,2 SE Itararé II 230/138 kV 18650 ITAPEVA CTEEP 138 647,97 38,6 653,09 74,2 SE Itararé II 230/138 kV

7481 PARAISO CHESF 230 1222,95 42,5 1596,12 64,0 LT 230 kV Açu II - Paraíso C2 e seccionamento da LT 230 kV Campina Grande II - Natal II na SE Paraíso 230 kV

31648 SÃO JOSÉ DOS PINHAIS COPEL 230 3557,31 62,0 3873 61,2 SE Repar 230 kV e LT 230 kV Santa Mônica - Distrito Industrial São José dos Pinhais

5821 LIVRAMENTO 2 CEEE 69 366,49 61,4 281,93 58,2 2° TR 230/69/13,8 kV da SE Livramento 13225 PARAGUAÇÚ EDEVP 88 429,63 37,5 621,79 61,2 Usinas a Biomassa de SP 20040 NORDESTE CTEEP 345 8060,07 48,6 8181,98 59,8 LT 345 kV Itapeti - Nordeste

7 MASCARENHAS DE MORAES FURNAS 345 8746,51 46,1 9188,94 58,8 SE Estreito 500/345 kV

118 ROCHA LEÃO FURNAS 138 1940,52 -58,6 2005,44 1,0 Transferência dos Banco Capacitores 2 x 75 Mvar da SE Cachoeira Paulista para a SE Rocha Leão 138 kV

7995 TAUA CHESF 230 546,67 48,8 446 58,1 LT 230 kV Picos - Tauá II 13224 SANTA LINA EDEVP 88 307,95 47,2 379,24 56,2 Usinas a Biomassa de SP 34005 ILHA CENTRO CELESC 138 1295,61 55,9 1315,7 46,0 SE Florianópolis Agronômica 138 kV 18685 ITARARÉ 2 CTEEP 69 248,42 24,0 300,85 54,1 SE Itararé II 230/138 kV 8260 PICOS CHESF 230 592,89 44,5 476,14 52,4 LT 230 kV Picos - Tauá II 5831 MISSÕES RGE 69 411,11 47,0 297,17 51,6 UHE Passo São João

865 ROCHA LEÃO RJ AMPLA 138 2029,06 -51,3 1994,52 1,0 Transferência dos Banco Capacitores 2 x 75 Mvar da SE Cachoeira Paulista para a SE Rocha Leão 138 kV

5788 OSÓRIO 2 CEEE 138 789,9 -44,7 767,93 -50,7 Abertura da LT 138 kV Osório 2 - Taquara 8012 COREMAS 02BP CHESF 69 316,82 14,3 564,32 50,7 LT 230 kV Milagres - Coremas C2

18670 ITARARÉ 1 CTEEP 69 233,53 22,4 285,68 50,6 SE Itararé II 230/138 kV 12310 BOTUCATU CPFL 138 1394,95 50,2 1845,19 39,3 LT 138 kV Botucatu CPFL - Botucatu CPFL C2 12757 USINA BARRA GRANDE CPFL 138 334,58 20,1 612,07 49,8 Usinas a Biomassa de SP

30676 MEDIANEIRA COPEL 138 757,74 44,0 733,35 49,3 Seccionamento das LT's 138 kV Medianeira - Foz do Iguaçu e Medianeira - Vila Yolanda para Foz do Iguaçu Norte

7838 SANTO ANTONIO DE JESUS CHESF 230 2635,13 33,4 2535,32 48,2 Seccionamento da LT 230 kV Sapeaçu - Funil C2, na SE Santo Antônio de Jesus 230 kV

6932 GRAVATAÍ 3 ELETROSUL 230 3842,65 47,9 4369,82 36,9 Seccionamento da LT 230 kV Gravataí 2 - D_Fibraplac, na SE Gravataí 3 5980 USINA PRESIDENTE MÉDICI CEEE 230 3669,39 44,8 2964,76 44,9 UTE Candiota 3 8020 USINA DE COREMAS 02B1 CHESF 69 301,2 13,5 521,7 44,9 LT 230 kV Milagres - Coremas C2

12573 Z.LOREN CPFL 138 330,5 18,9 598,89 44,5 Usinas a Biomassa de SP




(kV)


Número Nome 2008 (MVA) 2009 (%) 2008

(MVA) 2009 (%)

6422 CAXIAS 5 CEEE 230 3310,02 44,0 3506,85 44,3 LT 230 kV Caxias - Caxias 5 3143 SANTA MARIA ELETRONORTE 69 791,5 43,2 605,12 39,1 2° TR 230/69/13,8 kV na SE Santa Maria 5935 SANTA MARIA 3 CEEE 230 1511,85 34,9 1536,53 41,9 LT 230 kV Santa Maria - 3 - Dona Francisca C2

12202 LENÇOIS PAULISTA CPFL 138 315,14 17,9 570,78 41,6 Usinas a Biomassa de SP 7311 ANGELIM CHESF 69 518,15 8,4 1314,77 41,6 3° TR 230/69/13,8 kV da SE Angelim 8289 IBICOARA CHESF 500 2408,49 41,4 3599,58 6,2 1° ATR 500/230/13,8 kV e novo setor de 230 kV da SE Ibicoara

31721 PILARZINHO COPEL 230 4239,98 36,4 4427,79 41,3 LT 230 kV Campo Comprido - Umbará com reencabeçamento na SE Gralha Azul 34046 PIRABEIR CELESC 138 2050,15 41,2 2057,75 38,7 SE Joinville Norte230/138/13,8 kV

11164 CARAJAS CELG 230 2710,74 40,5 2982,82 30,9SE Carajas 230/138 kV - SE nova seccionando a LT 230 kV Anhanguera - Firminópolis (Tap em Palmeiras)

30177 QUATRO BARRAS COPEL 69 585,02 39,1 507,96 40,4 LT 69 kV Santa Mônica - Quatro Barras 4704 PASSO FUNDO RGE 138 734,33 40,1 891,66 27,6 UHE Monjolinho 7520 AÇU 2 CHESF 230 2402,27 39,0 2300,79 39,9 UEES Alegria I e Alegria II e LT 230 kV Açu II - Paraíso C2

30550 FOZ DO IGUAÇU COPEL 69 315,25 34,2 244,78 39,8Seccionamento das LT's 138 kV Medianeira - Foz do Iguaçu e Medianeira - Vila Yolanda para Foz do Iguaçu Norte

19260 RIBEIRÃO PRETO CTEEP 138 3670,83 39,2 4754,53 27,2 SE Ribeirão Preto 500 kV 6939 LIVRAMENTO 2 TRAT CEEE 13,8 122,35 12,6 202,7 38,7 2° TR 230/69/13,8 kV da SE Livramento

34206 SÃO MIGUEL DO OESTE 2 CELESC 69 315,89 37,7 237,05 34,0 2° TR 138/69/13,8 kV de 33,33 MVA da SE São Miguel D'Oeste 2 13226 RANCHARIA EDEVP 88 301,6 37,6 342,83 37,4 Usinas a Biomassa de SP 34282 INDAIAL CELESC 138 1035,25 29,9 1195,16 37,5 UHE Salto Pilão e TR-2 138/23/4,16 kV na SE Indaial 7532 NATAL 2 CHESF 69 445,05 7,2 1184,96 37,0 UTE Potiguar I e Potiguar III

34159 HERVAL DÓESTE CELESC 138 1470,41 23,1 1687,49 36,3 SE Videira 230/138 kV e mudança na configuração das LT's 138 kV nas SE's do Oeste de Santa Catarina

18610 CAPÃO BONITO CTEEP 138 1473,74 25,3 1293,65 36,3 SE Itararé II 230/138 kV 3653 NOVA MUTUM ELETRONORTE 69 347,5 34,2 276,29 36,1 2° TR 230/69/13,8 kV na SE Nova Mutum

30700 PINHAIS COPEL-D 69 555,51 32,1 478,82 36,1 LT 69 kV Pinhais - Santa Mônica 14 POÇOS DE CALDAS FURNAS 500 6110,17 29,7 8523,62 36,0 SE Ribeirão Preto 500 kV

34182 JOINVILE SC CELESC 138 1460,87 35,3 1907,3 10,1 SE Paranaguamirim e 1° TR 138/13,8/4,16 kV na SE Joinvile SC 3680 JAURU ELETRONORTE 230 1366,74 35,2 1465,28 27,7 Sistema Acre - Rondônia

30056 HUHTAMKI A COPEL-D 69 539,74 30,6 467,26 35,0 LT 69 kV Pinhais - Santa Mônica 30057 HUHTAMKI B COPEL-D 69 529,05 29,8 463,34 34,6 LT 69 kV Pinhais - Santa Mônica 31650 FOZ DE CHOPIM COPEL 138 2197,22 34,0 2090,13 31,7 SE São Cristovão 138 kV 30726 TARUMÃ B COPEL 69 577,5 29,0 493,44 33,0 LT 69 kV Pinhais - Santa Mônica 18640 ITAPETININGA 2 CTEEP 138 917,46 18,3 968,53 32,7 Usinas a Biomassa de SP 12561 SÃO MANUEL CPFL 138 580,11 21,9 953,36 32,6 Usinas a Biomassa de SP 34013 TRINDADE CELESC 138 1590,32 32,5 1536,72 29,0 SE Florianópolis Agronômica, LT 138 kV Trindade - Ilha Norte C2 e substituição




(kV)


Número Nome 2008 (MVA) 2009 (%) 2008

(MVA) 2009 (%)

do condutor da LT 138 kV Trindade - Ilha Norte C1 7955 PICI COELCE 69 462,97 7,7 1062,92 32,5 3° TR 230/69 kV na SE Pici 7921 MILAGRES CHESF 500 6109,38 23,7 5926,55 31,5 LT 500 kV São João do Piauí - Milagres 8015 COREMAS 04T2 CHESF 13,8 540,91 27,2 399,61 31,1 LT 230 kV Milagres - Coremas C2 7909 BOM NOME CHESF 138 1254,1 24,1 1393 31,1 3° TR 230/138 kV de 100 MVA na SE Bom Nome

30227 TARUMÃ X COPEL 69 542,56 26,0 469,59 31,0 LT 69 kV Pinhais - Santa Mônica 7996 TAUA CHESF 69 261,64 16,7 285,79 30,7 LT 230 kV Picos - Tauá II

30563 ITAIPU-E COPEL-D 69 263,6 26,1 198,98 30,5 Seccionamento das LT's 138 kV Medianeira - Foz do Iguaçu e Medianeira - Vila Yolanda para Foz do Iguaçu Norte

7530 NATAL 2 CHESF 230 2135,11 24,3 1694,28 30,3 UTEs Potiguar I e III e seccionamento da LT 230 kV Campina Grande II - Natal II na SE Paraíso 230 kV

8250 SÃO JOÃO DO PIAUÍ CHESF 500 6318,9 30,2 10366,5 27,3 LT 500 kV São João do Piauí - Milagres


7 Conclusões

• Com a elaboração deste relatório foi possível identificar atualmente um total de 179 disjuntores superados, dos quais 65 pertencem a barramentos com tensão igual ou superior a 230 kV. Para essas instalações, enquanto não ocorrem à substituição dos disjuntores, estão sendo adotadas medidas mitigadoras, quando possível, impondo restrições à operação do SIN uma vez que essas medidas são abertura de barramentos, abertura de linhas e restrição de geração. No item 6.1.3 encontram-se detalhados por empresa e por instalação as condições dos disjuntores quanto aos aspectos de capacidade de interrupção simétrica.

• Destacamos que para o horizonte de dezembro 2011 o número de disjuntores

superados por corrente de curto-circuito simétrica totalizam 433, aumentando em 254 disjuntores em relação a situação atual. Deste total, 117 pertencem a barramentos com tensão igual ou superior a 230 kV. A Tabela 197 apresenta detalhadamente a situação dos disjuntores das instalações analisadas, destacando-se os que se apresentam em estado de alerta e superados para o horizonte de estudo. Observa-se que desse total alguns já estão indicados para troca no Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, e também no 2009-2011, bem como na “Revisão do Anexo 1 da resolução Aneel n° 758/2006” e revisada pela resolução da Aneel n° 1.814/2009.

• Do total acima referido estão sendo identificados 91 disjuntores superados por

corrente de curto-circuito simétrica, no horizonte de dezembro de 2011, que não estão indicados para substituição nos documentos citados no parágrafo anterior. Desse montante, 3 disjuntores apresentam superação na configuração atual. Todas essas novas indicações pertencem a barramentos com nível de tensão inferior a 230 kV e serão analisados no âmbito do GT-AS para posterior indicação de substituição no próximo ciclo do PMIS, 2009-2012.

• Além dos disjuntores superados, são apresentados também, na configuração atual, 53 disjuntores em estado de alerta com corrente de curto-circuito simétrica passante superior a 95%. Para o horizonte dezembro de 2011 esse número aumenta para 87 disjuntores. O Agente proprietário do equipamento deve realizar o acompanhamento desses equipamentos, pois já se encontram bem próximos da superação.

• De um total de 3824 barras monitoradas, existem 360 barras, na configuração dezembro de 2009, que apresentaram evolução do nível de curto-circuito superior a 10 % em relação a dezembro de 2008, indicando a necessidade de verificação dos ajustes das proteções, conforme apresentado na Tabela 200. Desse total, 118 barramentos possuem tensão superior ou igual a 230 kV.


8 Recomendações

Recomenda-se aos agentes a substituição dos disjuntores que se encontram com sua capacidade de interrupção por corrente simétrica superada. Recomenda-se aos agentes que verifiquem a necessidade de reajuste das proteções associadas às barras onde ocorrem variações dos níveis de curto-circuito superiores a 10 %. Recomenda-se aos agentes que verifiquem a representação dos componentes, especialmente a inclusão dos valores de resistência dos enrolamentos dos transformadores, na base de dados de curto-circuito nos barramentos onde possuem valores elevados de relação X/R. Aproveitamos a oportunidade de mais uma vez solicitar aos Agentes detentores dos barramentos que possuem o campo de capacidade de interrupção simétrica dos disjuntores com a inscrição “S.INF.”, que promovam o seu preenchimento, dentro dos critérios adotados neste relatório. Essas informações permitirão que a avaliação feita nos próximos relatórios seja mais completa. Destacamos que a falta destas informações junto ao ONS implica em não conformidade com os Procedimentos de Rede – Submódulo 11.3. Recomenda-se aos Agentes efetuarem os demais estudos (corrente nominal, crista da corrente de curto-circuito, constante de tempo X/R e TRT) pertinentes a superação do disjuntor, utilizando como base este relatório, principalmente os barramentos que estão incluídos nas tabelas Tabela 4, Tabela 5, Tabela 6, Tabela 7 e Tabela 8. 9 Providências Tomadas Cumpre destacar que alguns barramentos que apresentam disjuntores com capacidade de interrupção simétrica considerada como superada, tiveram seus disjuntores com indicação de troca apontadas no Plano de Modernização de Instalações de Interesse Sistêmico – PMIS 2006-2009, autorizado pela resolução da Aneel n°1.523/2008, e PMIS 2008-2011 e na Revisão do Anexo 1 da resolução da Aneel n° 758/2006 e já foram trocados. 10 Créditos Este trabalho foi emitido em março de 2009 tendo sido desenvolvido pela Gerência de Estudos Especiais, Proteção e Controle – GPE, subordinada a Diretoria de Planejamento e Programação - DPP e pela Gerência de Administração da Transmissão – GAT, subordinada a Diretoria de Administração dos Serviços de Transmissão – DAT. Participaram da elaboração deste documento os Engenheiros Benedito Adelino Souza da Silva, Anderson Rotay Gaspar e Joana Magda Vaz da Silva Reis pela DPP/GPE, Tatiana da Costa Frade Gonçalves e Daniel Sinder DAT/GAT, Alexandre Dantas Fonseca dos Anjos DGL/NNE e Thiago Brighente DGL/NSUL.


11 Lista de figuras, fluxograma, quadros e tabelas

11.1 Fluxograma

Fluxograma 1 Processo formal de identificação de disjuntores, chaves e TCs superados da Rede

Básica _______________________________________________________________ 8

Fluxograma 2 Processo para elaboração do relatório de identificação de potencial superação de

disjuntores por Icc. _____________________________________________________ 9

11.2 Tabelas

Tabela 1 Casos de referências utilizados nas simulações de curto‐circuito _______________ 11

Tabela 2 Contabilização das barras supervisionadas quanto ao nível de tensão e a existência

da capacidade de interrupção simétrica dos disjuntores. _____________________ 14

Tabela 3 Quantidade de barramentos para todos os horizontes analisados, classificados por

nível de tensão, que não atendem os critérios do item 3 ______________________ 15

Tabela 4 Barramentos que apresentam constante de tempo inferior a 45 ms (X/R <16,96) e

corrente de curto total superior a 90 % ___________________________________ 16

Tabela 5 Barramentos que apresentam constante de tempo entre 45 (X/R = 16,96) e 60 (X/R =

22,62) ms e corrente de curto total superior a 85 % _________________________ 19

Tabela 6 Barramentos que apresentam constante de tempo entre 60 (X/R = 22,62) e 75 (X/R =

28,28) ms e corrente de curto total superior a 80 % _________________________ 21

Tabela 7 Barramentos que apresentam constante de tempo entre 75 (X/R = 28,28) e 120 (X/R

= 45,24) ms e corrente total maior que 70 % da menor capacidade do disjuntor ___ 22

Tabela 8 Barramentos que apresentam constante de tempo superior a 120 ms (X/R > 45,24) 23

Tabela 9 Relação das barras que podem apresentar problemas de superação de disjuntores no

ano de 2011, juntamente com os níveis de curto‐circuito em dezembro de 2008 __ 37

Tabela 10 Principal obra associada à barra onde ocorre provável superação de disjuntores no

ano de 2011, por corrente de curto‐circuito simétrica ________________________ 43

Tabela 11 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Goiânia 2 30 kV, horizonte

dez/2008 ___________________________________________________________ 56

Tabela 12 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Goiânia 2 30 kV, horizonte

dez/2011 ___________________________________________________________ 56

Tabela 13 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cachoeirinha 1 138 kV,

horizonte dez/2008 ___________________________________________________ 58

Tabela 14 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cachoeirinha 1 138 kV,

horizonte dez/2011 ___________________________________________________ 59

Tabela 15 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Campo Bom 23 kV,

horizonte dez/2011 ___________________________________________________ 60

Tabela 16 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Canoas 1 23 kV, horizonte

dez/2011 ___________________________________________________________ 61


Tabela 17 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cidade Industrial 230 kV,

horizonte dez/2008 ___________________________________________________ 62


horizonte dez/2011 ___________________________________________________ 63


horizonte dez/2011 ___________________________________________________ 64

Tabela 20 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Farroupilha 69 kV,

horizonte dez/2008 ___________________________________________________ 65

Tabela 21 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Farroupilha 69 kV,

horizonte dez/2011 ___________________________________________________ 66

Tabela 22 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Farroupilha 13,8 kV,

horizonte dez/2008 ___________________________________________________ 67

Tabela 23 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Farroupilha 13,8 kV,

horizonte dez/2011 ___________________________________________________ 68

Tabela 24 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Porto Alegre 10 ‐ 13,8 kV,

horizonte dez/2008 ___________________________________________________ 69

Tabela 25 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Porto Alegre 10 ‐ 13,8 kV,

horizonte dez/2011 ___________________________________________________ 70

Tabela 26 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Porto Alegre 6 13,8 kV,

horizonte dez/2008 ___________________________________________________ 71


horizonte dez/2011 ___________________________________________________ 71


horizonte dez/2008 ___________________________________________________ 72


horizonte dez/2011 ___________________________________________________ 73

Tabela 30 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Scharlau 138 kV, horizonte

dez/2008 ___________________________________________________________ 74


dez/2011 ___________________________________________________________ 75


dez/2011 ___________________________________________________________ 76


dez/2011 ___________________________________________________________ 77

Tabela 34 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Blumenau 2 138 kV,

horizonte dez/2008 ___________________________________________________ 79


horizonte dez/2011 ___________________________________________________ 80


horizonte dez/2008 ___________________________________________________ 81


horizonte dez/2011 ___________________________________________________ 82

Tabela 38 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Blumenau Garcia 138 kV,

horizonte dez/2008 ___________________________________________________ 83



horizonte dez/2011 ___________________________________________________ 84


horizonte dez/2008 ___________________________________________________ 85


horizonte dez/2011 ___________________________________________________ 86

Tabela 42 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Blumenau Salto 69 kV,

horizonte dez/2011 ___________________________________________________ 87

Tabela 43 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Herval D’Oeste 138 kV,

horizonte dez/2011 ___________________________________________________ 88

Tabela 44 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Joinville 69 kV, horizonte

dez/2008 ___________________________________________________________ 89


dez/2011 ___________________________________________________________ 90

Tabela 46 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Siderópolis 69 kV,

horizonte dez/2008 ___________________________________________________ 91

Tabela 47 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Siderópolis 69 kV,

horizonte dez/2011 ___________________________________________________ 92

Tabela 48 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Videira 138 kV, horizonte

dez/2011 ___________________________________________________________ 93

Tabela 49 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Xanxerê 69 kV, horizonte

dez/2008 ___________________________________________________________ 94

Tabela 50 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Xanxerê 69 kV, horizonte

dez/2011 ___________________________________________________________ 95

Tabela 51 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Barbacena 2 138 kV,

horizonte dez/2008 ___________________________________________________ 97

Tabela 52 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Barbacena 2 138 kV,

horizonte dez/2011 ___________________________________________________ 98

Tabela 53 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Conselheiro Lafaiete 138

kV, horizonte dez/2008 ________________________________________________ 99

Tabela 54 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Conselheiro Lafaiete 138

kV, horizonte dez/2011 _______________________________________________ 100

Tabela 55 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Jaguara 345 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 101

Tabela 56 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Jaguara 345 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 102

Tabela 57 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Neves 1 138 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 103

Tabela 58 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Neves 1 138 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 104

Tabela 59 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Nova Lima 138 kV,

horizonte dez/2008 __________________________________________________ 105

Tabela 60 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Nova Lima 138 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 106


Tabela 61 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Abaixadora 69 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 108

Tabela 62 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Angelim 230 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 109

Tabela 63 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Bom Nome 230 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 110

Tabela 64 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Camaçari 2 230 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 112

Tabela 65 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cotegipe 69 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 114

Tabela 66 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Funil 13,5 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 115

Tabela 67 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Irecê 13,8 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 116

Tabela 68 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Irecê 13,8 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 116

Tabela 69 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Matatu 69 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 117

Tabela 70 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Pirapama 2 69 kV,

horizonte dez/2008 __________________________________________________ 118

Tabela 71 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Pirapama 2 69 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 119

Tabela 72 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina de Boa Esperança 13,8

kV, horizonte dez/2008 _______________________________________________ 120

Tabela 73 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina de Boa Esperança 13,8

kV, horizonte dez/2011 _______________________________________________ 121

Tabela 74 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina de Paulo Afonso 1 230

kV , horizonte dez/2008 _______________________________________________ 122

Tabela 75 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina de Paulo Afonso 1 230

kV, horizonte dez/2011 _______________________________________________ 122

Tabela 76 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina de Paulo Afonso 2A ‐

230 kV , horizonte dez/2008 ___________________________________________ 123

Tabela 77 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina de Paulo Afonso 2A ‐

230 kV, horizonte dez/2011 ____________________________________________ 123

Tabela 78 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina de Paulo Afonso 2B ‐

230 kV , horizonte dez/2008 ___________________________________________ 124

Tabela 79 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina de Paulo Afonso 2B ‐

230 kV, horizonte dez/2011 ____________________________________________ 124

Tabela 80 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Mondubim 69 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 125

Tabela 81 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Araucária 69 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 127

Tabela 82 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Araucária 69 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 128


Tabela 83 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Campo Comprido 230 kV,

horizonte dez/2008 __________________________________________________ 129

Tabela 84 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Campo Comprido 230 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 130

Tabela 85 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cascavel 138 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 131

Tabela 86 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Cascavel 138 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 132

Tabela 87 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Pilarzinho 69 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 133

Tabela 88 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Pilarzinho 69 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 134

Tabela 89 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Quatro Barras 69 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 135

Tabela 90 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Santa Quitéria 69 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 136

Tabela 91 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE São José dos Pinhais 69

kV, horizonte dez/2011 _______________________________________________ 137

Tabela 92 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Uberaba 69 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 138

Tabela 93 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Umbará 69 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 139

Tabela 94 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Umbará 69 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 140

Tabela 95 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Carioba 138 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 142

Tabela 96 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Carioba 138 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 143

Tabela 97 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Nova Aparecida 138 kV,

horizonte dez/2008 __________________________________________________ 144

Tabela 98 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Nova Aparecida 138 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 145

Tabela 99 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Trevo 138 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 146

Tabela 100 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Trevo 138 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 147

Tabela 101 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Baixada Santista 230 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 149


horizonte dez/2011 __________________________________________________ 151


horizonte dez/2011, considerando o TR‐231 230/88 kV de Henry Borden aberto _ 152

Tabela 104 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Bom Jardim 88 kV,

horizonte dez/2008 __________________________________________________ 153


Tabela 105 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Bom Jardim 88 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 154

Tabela 106 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Bragança Paulista 138 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 155


horizonte dez/2008 __________________________________________________ 156


horizonte dez/2011 __________________________________________________ 157


horizonte dez/2008 __________________________________________________ 158


horizonte dez/2011 __________________________________________________ 159

Tabela 111 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Embuguaçu 13,8 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 160

Tabela 112 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Ilha Solteira 440 kV,

horizonte dez/2008 __________________________________________________ 161


horizonte dez/2011 __________________________________________________ 162


horizonte dez/2011 __________________________________________________ 163

Tabela 115 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Itapeti 345 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 164

Tabela 116 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Limeira 1 138 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 165

Tabela 117 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Mogi Mirim 2 138 kV,

horizonte dez/2008 __________________________________________________ 166

Tabela 118 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Mogi Mirim 2 138 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 167

Tabela 119 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Norte 345 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 168

Tabela 120 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Oeste 88 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 169

Tabela 121 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Oeste 88 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 170

Tabela 122 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Piratininga 88 kV,

horizonte dez/2008 __________________________________________________ 171

Tabela 123 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Piratininga 88 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 172

Tabela 124 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Pirituba 88 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 173

Tabela 125 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Pirituba 88 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 174

Tabela 126 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Porto Ferreira 138 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 175


Tabela 127 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Promissão 138 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 176

Tabela 128 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Ribeirão Preto 138 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 177

Tabela 129 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Rio Claro 1 138 kV,

horizonte dez/2008 __________________________________________________ 178

Tabela 130 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Rio Claro 1 138 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 179

Tabela 131 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Santa Bárbara do Oeste

138 kV, horizonte dez/2008 ____________________________________________ 181

Tabela 132 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Santa Bárbara do Oeste

138 kV, horizonte dez/2011 ____________________________________________ 182

Tabela 133 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE São José do Rio Preto 138

kV, horizonte dez/2011 _______________________________________________ 183

Tabela 134 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Sul 345 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 184


horizonte dez/2008 __________________________________________________ 185


horizonte dez/2011 __________________________________________________ 186

Tabela 137 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Peritoró 13,8 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 188

Tabela 138 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Peritoró 13,8 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 188

Tabela 139 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Usina Térmica de São Luis G1

13,8 kV, horizonte dez/2008 ___________________________________________ 189


13,8 kV, horizonte dez/2011 ___________________________________________ 189


13,8 kV, horizonte dez/2008 ___________________________________________ 190


13,8 kV, horizonte dez/2011 ___________________________________________ 190

Tabela 143 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Campos Novos 230 kV,

horizonte dez/2008 __________________________________________________ 192

Tabela 144 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da Campos Novos 230 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 193


dez/2008 __________________________________________________________ 194


dez/2011 __________________________________________________________ 195

Tabela 147 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Henry Borden Anel 230 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 197


horizonte dez/2008 __________________________________________________ 198



horizonte dez/2011 __________________________________________________ 199


horizonte dez/2008, considerando o TR‐231 230/88 kV de Henry Borden aberto _ 199


horizonte dez/2008 __________________________________________________ 201


horizonte dez/2011 __________________________________________________ 202

Tabela 153 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Pedreira 88 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 203

Tabela 154 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Pedreira 88 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 204

Tabela 155 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da UHE Traição 88 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 205

Tabela 156 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da UHE Traição 88 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 205

Tabela 157 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Bandeirantes 230 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 207

Tabela 158 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Brasília Sul 138 kV,

horizonte dez/2008 __________________________________________________ 208

Tabela 159 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Brasília Sul 138 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 209

Tabela 160 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Campos 138 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 210

Tabela 161 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Campos 138 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 211

Tabela 162 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Foz do Iguaçu 500 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 212

Tabela 163 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Furnas 345 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 213

Tabela 164 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Furnas 345 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 214

Tabela 165 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Grajaú 138 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 216

Tabela 166 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Grajaú 138 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 217

Tabela 167 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Guarulhos 345 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 218

Tabela 168 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Itumbiara 345 kV,

horizonte dez/2008 __________________________________________________ 219


horizonte dez/2011 __________________________________________________ 220


horizonte dez/2008 __________________________________________________ 221



horizonte dez/2011 __________________________________________________ 222

Tabela 172 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Jacarepaguá 138 kV,

horizonte dez/2008 __________________________________________________ 224

Tabela 173 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Jacarepaguá 138 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 225

Tabela 174 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Luis Carlos Barreto 345 kV,

horizonte dez/2008 __________________________________________________ 226

Tabela 175 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Luis Carlos Barreto 345 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 227

Tabela 176 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Mascarenhas de Moraes

345 kV, horizonte dez/2011 ____________________________________________ 228


138 kV, horizonte dez/2008 ____________________________________________ 229


138 kV, horizonte dez/2011 ____________________________________________ 230

Tabela 179 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Mogi das Cruzes 345 kV,

horizonte dez/2008 __________________________________________________ 231


horizonte dez/2011 __________________________________________________ 232


horizonte dez/2008 __________________________________________________ 233


horizonte dez/2011 __________________________________________________ 233

Tabela 183 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Poços de Caldas 345 kV,

horizonte dez/2008 __________________________________________________ 234

Tabela 184 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Poços de Caldas 345 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 235


horizonte dez/2008 __________________________________________________ 236


horizonte dez/2011 __________________________________________________ 237

Tabela 187 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Usina Térmica de Campos

138 kV, horizonte dez/2008 ____________________________________________ 238


138 kV, horizonte dez/2011 ____________________________________________ 239


69 kV, horizonte dez/2008 _____________________________________________ 240


69 kV, horizonte dez/2011 _____________________________________________ 241

Tabela 191 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Vitória 138 kV, horizonte

dez/2008 __________________________________________________________ 242

Tabela 192 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Vitória 138 kV, horizonte

dez/2011 __________________________________________________________ 243


Tabela 193 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Charqueadas 13,8 kV,

horizonte dez/2008 __________________________________________________ 244

Tabela 194 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Charqueadas 13,8 kV,

horizonte dez/2011 __________________________________________________ 245

Tabela 195 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Bom Jesus da Lapa 2 05T1

13,8 kV, horizonte dez/2008 ___________________________________________ 246

Tabela 196 Contribuições de corrente pelos diversos disjuntores da SE Bom Jesus da Lapa 2 05T1

13,8 kV, horizonte dez/2011 ___________________________________________ 247

Tabela 197 Resumo dos disjuntores analisados nos estudos de corrente passante, por instalação,

nas configurações dez/2008 e dez/2011 __________________________________ 249

Tabela 198 Resumo dos novos disjuntores superados e em estado de alerta (>95%), por

instalação, nas configurações dez/2008 e dez/2011 ________________________ 255

Tabela 199 Resumo por Agente da evolução superior a 10 % e 30 % nos níveis de curto‐circuito

monofásico e/ou trifásico, do período de dez/2008 para dez/2009 ____________ 257

Tabela 200 Evolução superior a 10 % nos níveis de curto‐circuito do período de dez/2008 para

dez/2009 __________________________________________________________ 258

Tabela 201 Principal obra associada à barra da Rede Básica que produziu uma variação do nível

de curto‐circuito superior a 30 % em 2009 ________________________________ 268

Documents

RE_3_061_2009_volume1