Estudos para a Licitação da Expansão da Transmissão · I.Solteira 2 Inocência 3 2 2 denominada...

Ministério de Minas e Energia

Estudos para a Licitação da Expansão da Transmissão

Análise Técnico-Econômica de Alternativas-Relatório R1

PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO – ESTADOS DO MATO GROSSO DO SUL E GOIÁS

INTEGRAÇÃO DAS USINAS TÉRMICAS A BIOMASSA E

PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS

Governo Federal Ministério de Minas e Energia MME/SPE Ministério de Minas e Energia Ministro Edison Lobão Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Altino Ventura Filho Diretor do Departamento de Planejamento Energético Pedro Alves Melo

Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída

nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a EPE tem por

finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a

subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica,

petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes

energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras. Presidente Mauricio Tiomno Tolmasquim

Diretor de Estudos Econômicos e Energéticos Amilcar Guerreiro

Diretor de Estudos de Energia Elétrica José Carlos de Miranda Farias

Diretor de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustível

Mauricio Tiomno Tolmasquim (Interino)

Diretor de Gestão Corporativa IIbanês César Cássel

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

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

Escritório Central Av. Rio Branco nº 1, 11º andar 20090-003 Rio de Janeiro RJ

Estudos para a

Licitação da Expansão da Transmissão

Análise Técnico-Econômica

de Alternativas- Relatório R1

PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO DO SISTEMA

DE TRANSMISSÃO – ESTADOS DO MATO GROSSO DO SUL E GOIÁS

INTEGRAÇÃO DAS USINAS TÉRMICAS A BIOMASSA E PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS

Coordenação Geral

Mauricio Tiomno Tolmasquim José Carlos de Miranda Farias

Coordenação Executiva Paulo Cesar Vaz Esmeraldo

Equipe Técnica Jurema Ludwig Thiago Martins

Vinicius Martins Marcelo Szrajbman Alexandre de Melo

Flavia Serran

No. EPE-DEE-RE- 109/2008-r1 Data: 20 de Agosto de 2008

IDENTIFICAÇÃO DO DOCUMENTO

Contrato/Aditivo Data de assinatura do contrato/Aditivo

Área de Estudo

Estudos para a Licitação da Expansão da Transmissão

Estudo

Análise Técnico-Econômica de Alternativas- Relatório R1

Macro-atividade

Ref. Interna (se aplicável)

Planejamento da Expansão do Sistema de Transmissão – Estados do Mato Grosso do Sul e Goiás – Integração das Usinas a Biomassa e Pequenas Centrais Hidrelétricas

Revisões Data de emissão Descrição sucinta

RO 22.07.2008 Emissão original

R1 20.08.2008 1ª REVISÃO

Estudo da Expansão da Transmissão para os estados do Mato Grosso do Sul e Goiás

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

1

Equipe Técnica

1a etapa: Planejamento da Expansão da Rede Básica Mato Grosso do Sul

Rogério Machado EletrosulAline Souza EletrosulMiguel Di Carli EletrosulLucas Muller EnersulFernando Corradi Enersul

GoiásEdna Araújo EPEFernando Hevelton EPEJoão Maurício Caruso EPEHenrique Abreu de Oliveira EPE

2a etapa: Estudo da conexão das usinasLuiz Maurício Thome PSR ConsultoriaRaphael Chabar PSR Consultoria

3a etapa: Estudo de estabilidadeAlexandre de Melo EPE

4a etapa: Estimativa das tarifas de Uso do Sistema da TransmissãoVinícius Martins EPEMarcelo Henriques EPE

CoordenaçãoJurema Ludwig EPEThiago Martins EPE



2

SUMÁRIO

1ª PARTE: REVISÃO DO RELATÓRIO NO. EPE-DEE-RE-109/2008-R0 .................4

1. INFORMAÇÕES RELEVANTES ........................................................................4

1.1 Configuração Mínima de Reatores ................................................................................................................... 4

1.2 Nova Subestação Ilha Solteira 2 ........................................................................................................................ 5

1.3 SE Imbirussú ...................................................................................................................................................... 6

1.4 SE Dourados ....................................................................................................................................................... 6

1.5 Plano de Obras Recomendado .......................................................................................................................... 6

1.6 Resumo dos Quantitativos para as Novas Subestações e Ampliações das Subestações Existentes.............. 9

2ª PARTE: RELATÓRIO NO. EPE-DEE-RE-109/2008-R0 ....................................13

MOTIVAÇÃO.......................................................................................................13

1. INTRODUÇÃO ..............................................................................................14

1.1 Considerações Iniciais ...................................................................................................................................... 14

1.2 Oferta de Energia ............................................................................................................................................. 15

1.3 Objetivo do Trabalho....................................................................................................................................... 17

2. CONCLUSÕES ..............................................................................................18

3. RECOMENDAÇÕES .......................................................................................20

4. PLANO DE OBRAS RECOMENDADO .............................................................22

4.1 Estado do Mato Grosso do Sul ........................................................................................................................ 22

4.2 Estado de Goiás ................................................................................................................................................ 24

5. PREMISSAS E CRITÉRIOS ...........................................................................25

5.1 Base de Dados ................................................................................................................................................... 25

5.2 Patamares de Carga ......................................................................................................................................... 25

5.3 Cenários de Geração ........................................................................................................................................ 25

5.4 Limites de Carregamento da Transmissão..................................................................................................... 26



3

5.5 Critérios de Planejamento ............................................................................................................................... 27

5.6 Tensões Máximas - Rejeição de Carga e Energização de Linha .................................................................. 27

5.7 Ponderação das Perdas Elétricas – Mato Grosso do Sul............................................................................... 28

5.8 Análise Econômica ........................................................................................................................................... 29

6. ANÁLISE DOS RESULTADOS DA CHAMADA PÚBLICA ..................................31

6.1 Aspectos Gerais................................................................................................................................................. 31

6.2 Subestações Coletoras ...................................................................................................................................... 31

7. AVALIAÇÃO TÉCNICO-ECONÔMICA DAS ALTERNATIVAS ...........................39

MATO GROSSO DO SUL......................................................................................39

7.1 Esquemático das Alternativas ......................................................................................................................... 39

7.2 Desempenho das Alternativas em Regime Normal........................................................................................ 40

7.3 Desempenho das Alternativas em Regime de Emergência ........................................................................... 54

7.4 Plano de Obras – Mato Grosso do Sul............................................................................................................ 56

7.5 Análise econômica ............................................................................................................................................ 60

7.6 Energização de Linha....................................................................................................................................... 62

7.7 Rejeição de Carga............................................................................................................................................. 71

7.8 Estabilidade do Sistema Interligado Nacional ............................................................................................... 77

ESTADO DE GOIÁS.............................................................................................80

7.9 Plano de Obras – Goiás.................................................................................................................................... 81

8. ESTUDO DA CONEXÃO DAS USINAS............................................................82

8.1 Subestações Subcoletoras................................................................................................................................. 82

8.2 ICG – Instalações Compartilhadas de Geração............................................................................................. 83

8.3 Sistemas de Conexão ........................................................................................................................................ 85

8.4 Estimativa dos Custos de Conexão e Tarifas de Uso de Transmissão.......................................................... 94

9. REFERÊNCIAS............................................................................................108



4

1ª PARTE: REVISÃO DO RELATÓRIO NO. EPE-DEE-RE-109/2008-R0

Motivo da Revisão Esta revisão visa complementar as informações constantes do relatório e

incorporar outras relevantes ao processo de preparação do edital de licitação

das obras recomendadas.

1. INFORMAÇÕES RELEVANTES

1.1 Configuração Mínima de Reatores

As análises de energização de linha e rejeição de carga recomendaram a configuração

mínima de reatores, verificando os limites de suportabilidade dos equipamentos terminais.

SE Potência LT F/M

Jataí 2 x 10 Mvar LTs Jataí-Chapadão F3 x 10 Mvar LTs Chapadão-Inocência F

20 Mvar LT Chapadão-Imbirussú F3 x 10 Mvar LTs Inocência-Chapadão F3 x 10 Mvar LTs Inocência-I.Solteira F

I.Solteira 3 x 10 Mvar LTs I.Solteira-Inocência FImbirussú 20 Mvar LT Imbirussú-Chapadão F

Sidrolândia 10 Mvar LT Sidrolândia-Anastácio M

Chapadão

Inocência

A Subestação de Imbirussú 230/138kV está localizada na cidade de Campo Grande,

tendo seu barramento de 138kV conectado à subestação mais antiga adjacente



5

I.Solteira 2

Inocência

3

2

2

denominada Campo Grande-Imbirussú. Para efeito do processo de licitação, é importante

que as designações acima sejam respeitadas.

1.2 Nova Subestação Ilha Solteira 2

Esta SE de Ilha Solteira 2 - 440/230kV é uma subestação nova sem vínculo com a SE

Ilha Solteira existente. Esta denominação foi utilizada durante as análises pela

proximidade das subestações, cabe lembrar que a localização definitiva será apontada

pelo relatório R3.



6

Chegam a esta SE 3 LTs em 230kV oriundas da SE Inocência, no Mato Grosso do Sul,

em 2010 e 2012, e partem 4 LTs em 440kV que visam o seccionamento de 2 LTs em 440

kV Ilha Solteira-Bauru.

1.3 SE Imbirussú

Este estudo definiu um estático de -100/+100MVAr a ser instalado na subestação de

Imbirussú 230/138kV. Cabe notar que este equipamento é de grande importância para o

desempenho deste sistema, o que implica na ampliação desta subestação.

Durante as análises, constatou-se a necessidade de reforços na transformação de

fronteira da SE Imbirussú para atendimento ao aumento de mercado local, que será

reavaliada a posteriori.

1.4 SE Dourados

Este estudo definiu, ainda, um capacitor de 20MVAr a ser instalado na subestação de

Dourados 230/138kV. Cabe notar que este equipamento é de grande importância para o

desempenho deste sistema o que implica na ampliação desta subestação.

Durante as análises, constatou-se a necessidade de reforços na transformação de

fronteira da SE Dourados para atendimento ao aumento de mercado local, que será

reavaliada a posteriori.

1.5 Plano de Obras Recomendado

Este item visa auxiliar a equipe técnica da ANEEL na preparação do edital de licitação

das obras recomendadas pelo relatório No. EPE-DEE-RE-109/2008-r0.



7

Linhas de Transmissão Ano kmLT 440 KV SECC. I.SOLTEIRA - ARARAQUARA: 440-AA-CD-G-4-636 2010 1LT 440 KV SECC. I.SOLTEIRA - BAURU: 440-AA-CD-G-4-636 2010 1LT 230 KV ANASTÁCIO - SIDROLÂNDIA: 230-AA-CS-G-2-795 2010 120LT 230 KV SIDROLÂNDIA - IMBIRUSSÚ: 230-AA-CS-G-2-795 2010 20LT 230 KV IMBIRUSSÚ - CHAPADÃO: 230-AA-CS-G-2-795 2010 295LT 230 KV CHAPADÃO - JATAÍ: 230-AA-CD-G-2-795 2010 131LT 230 KV CHAPADÃO - INOCÊNCIA: 230-AA-CD-G-2-795 2010 165LT 230 KV INOCÊNCIA - I.SOLTEIRA 2: 230-AA-CD-G-2-795 2010 85LT 230 KV SECC. RIO BRILHANTE: 230-AA-CD-G-2-795 2010 1LT 230 KV SECC. IVINHEMA: 230-AA-CD-G-2-795 2010 1LT 230 KV CHAPADÃO - INOCÊNCIA: 230-AA-CS-G-2-795 2012 165LT 230 KV INOCÊNCIA - I.SOLTEIRA 2: 230-AA-CS-G-2-795 2012 85

Subestações Ano Qtde.

MÓDULO GERAL-440kV-GRANDE 2010 1IB-440KV-DJM 2010 3IB-230KV-DJM 2010 1EL-440KV-DJM 2010 4EL-230kV-BD 2010 2CT-440KV-DJM 2010 2CT-230kV-BD 2010 2ATF-150MVA-M-440/230kV-C-C 2010 7REATOR-10MVAr-T-230KV 2010 2IB-440KV-DJM 2012 1EL-230kV-BD 2012 1CT-440KV-DJM 2012 1CT-230kV-BD 2012 1ATF-150MVA-M-440/230kV-C-C 2012 3REATOR-10MVAr-T-230KV 2012 1

EL-230kV-BD 2010 1

MÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1IB-230KV-BD 2010 1EL-230kV-BD 2010 3REATOR-10MVAr-T-230KV 2010 1

MÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1EL-230KV-BD 2010 3COMP. ESTÁTICO (-100 a +100) MVAr-230KV 2010 1REATOR-20MVAr-T-230KV 2010 1

SE 230 KV ANASTÁCIO

SE 440 KV I.SOLTEIRA 2

Obras Estruturais para o Mato Grosso do Sul

SE 230 KV IMBIRUSSÚ

SE 230 KV SIDROLÂNDIA



8

MÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1IB-230KV-BD 2010 1EL-230kV-BD 2010 5REATOR-20MVAr-T-230KV 2010 1REATOR-10MVAr-T-230KV 2010 2EL-230kV-BD 2012 1REATOR-10MVAr-T-230KV 2012 1

MÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1IB-230KV-BD 2010 1EL-230kV-BD 2010 2REATOR-10MVAr-T-230KV 2010 2

MÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1IB-230KV-BD 2010 1EL-230kV-BD 2010 4REATOR-10MVAr-T-230KV 2010 4EL-230kV-BD 2012 2REATOR-10MVAr-T-230KV 2012 2

MÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1IB-230KV-BD 2010 1EL-230kV-BD 2010 2

MÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1EL-230kV-BD 2012 1CAPACITOR-20MVAr-T-230KV 2012 1

MÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1IB-230KV-BD 2010 1EL-230kV-BD 2010 2

SE 230 KV JATAÍ

SE 230 KV CHAPADÃO

SE 230 KV IVINHEMA

SE 230 KV DOURADOS

SE 230 KV RIO BRILHANTE

SE 230 KV INOCÊNCIA



9

Linhas de Transmissão

LT 230 KV BARRA DOS COQUEIROS - QUIRINÓPOLIS: 230-AA-CS-G-2-795 2010 50LT 230 KV PALMEIRAS - EDÉIA: 230-AA-CS-G-2-795 2010 60

Subestações

SE 230 KV QUIRINÓPOLISMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1IB-230KV-BD 2010 1EL-230kV-BD 2010 1

SE 230 KV BARRA DOS COQUEIROSEL-230kV-BD 2010 1

SE 230 KV EDÉIAMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1IB-230KV-BD 2010 1EL-230kV-BD 2010 1

SE 230 KV PALMEIRASEL-230kV-BD 2010 1

Rede Básica Ano Quantidade


Obras Estruturais para Goiás

1.6 Resumo dos Quantitativos para as Novas Subestações e Ampliações das

Subestações Existentes.

Este item visa auxiliar a equipe técnica que desenvolverá o relatório R4 de

Caracterização da Rede Existente, bem como o detalhamento das novas subestações.

Qtde.

MÓDULO GERAL-440kV-GRANDE 1IB-440KV-DJM 4IB-230KV-BD 1EL-440KV-DJM 4EL-230kV-BD 3CT-440KV-DJM 3CT-230kV-BD 3ATF-150MVA-M-440/230kV-C-C 10REATOR-10MVAr-T-230KV 3IB-440KV-DJM 2EL-440KV-DJM 4

Mato Grosso do Sul

FUTURO

SubestaçõesSE 440 KV I.SOLTEIRA 2 (NOVA)

RB



10

RB EL-230kV-BD 1FUTURO EL-230kV-BD 2

MÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 1IB-230KV-BD 1EL-230kV-BD 2VÃO-230kV-BD (REATOR) 1REATOR MANOBRÁVEL-10MVAr-T-230KV 1IB-138KV-BPT 1EL-138kV-BPT 2CT- 230kV - BD 1CT- 138kV - BPT 1TRANSF. 230/138kV - 225MVA 1EL-138kV-BPT 1CT- 230kV - BD 1CT- 138kV - BPT 1

MÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 1EL-230KV-BD 2VÃO-230kV-BD (ESTÁTICO) 1REATOR-20MVAr-T-230KV 1COMP. ESTÁTICO (-100 a +100) MVAr-230KV 1CT- 230kV - BD 1CT- 138kV - BPT 1

MÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 1IB-230KV-BD 1EL-230kV-BD 6REATOR-20MVAr-T-230KV 1REATOR-10MVAr-T-230KV 3IB-138KV-BPT 1EL-138kV-BPT 5CT- 230kV - BD 3CT- 138kV - BPT 3TRANSF. 230/138kV - 225MVA 3EL-138kV-BPT 1CT- 230kV - BD 1CT- 138kV - BPT 1

MÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 1IB-230KV-BD 1EL-230kV-BD 2REATOR-10MVAr-T-230KV 2IB-138KV-BPT 1EL-138kV-BPT 3CT- 230kV - BD 2CT- 138kV - BPT 2TRANSF. 230/138kV - 225MVA 2EL-138kV-BPT 1CT- 230kV - BD 1CT- 138kV - BPT 1

SE 230 KV CHAPADÃO (NOVA)

RB

FUTURO

SE 230 KV SIDROLÂNDIA (NOVA)

SE 230 KV IMBIRUSSÚ (AMPLIAÇÃO DE BARRAMENTO)

RB

ICG

FUTURO

SE 230 ANASTÁCIO (EXISTENTE)

SE 230 KV JATAÍ (NOVA)

FUTURO

RB

ICG

RB

ICG

FUTURO



11

MÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 1IB-230KV-BD 1EL-230kV-BD 6REATOR-10MVAr-T-230KV 6IB-138KV-BPT 1EL-138kV-BPT 1CT- 230kV - BD 1CT- 138kV - BPT 1TRANSF. 230/138kV - 100MVA 1EL-138kV-BPT 1CT- 230kV - BD 1CT- 138kV - BPT 1

MÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 1IB-230KV-BD 1EL-230kV-BD 2IB-138KV-BPT 1EL-138kV-BPT 1CT- 230kV - BD 2CT- 138kV - BPT 2TRANSF. 230/138kV - 150MVA 2EL-138kV-BPT 1CT- 230kV - BD 1CT- 138kV - BPT 1

MÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 1VÃO-230kV-BD (CAPACITOR) 1CAPACITOR MANOBRÁVEL-20MVAr-T-230KV 1CT- 230kV - BD 1CT- 138kV - BPT 1


SE 230 KV INOCÊNCIA (NOVA)

SE 230 KV RIO BRILHANTE (NOVA)

FUTURO

ICG

RB

SE 230 KV DOURADOS (AMPLIAÇÃO DE BARRAMENTO)

RB

ICG

FUTURO

RB

FUTURO

ICG

RB

SE 230 KV IVINHEMA (NOVA)

FUTURO



12


RB EL-230kV-BD 1


RB EL-230kV-BD 1

SE 230 KV BARRA DOS COQUEIROS (EXISTENTE)

SE 230 KV PALMEIRAS (EXISTENTE)

FUTURO

ICG

RB

SE 230 KV EDÉIA (NOVA)

FUTURO

ICG

RB

SE 230 KV QUIRINÓPOLIS (NOVA)

Goiás



13

2ª PARTE: RELATÓRIO NO. EPE-DEE-RE-109/2008-R0

Motivação Este relatório vem revisar e complementar os Estudos de Planejamento da

Transmissão para os estados do Mato Grosso do Sul e Goiás, relatórios EPE-

DEE-RE-xxx/2008-r1, EPE-DEE-RE-138/2008-r1 e EPE-DEE-RE-041/2008-r0,

incorporando as informações adicionais decorrentes da Chamada Pública no

001/2008, realizada pela ANEEL em junho de 2008, cujo objeto foi a inscrição

de potenciais empreendimentos de geração interessados em compartilhar

Instalação de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para

Conexão Compartilhada – ICGs.



14

1. INTRODUÇÃO

1.1 Considerações Iniciais

Os relatórios EPE-DEE-RE-xxx/2008-r1, EPE-DEE-RE-138/2008-r1 e EPE-DEE-RE-

041/2008-r0, em sua análise inicial, consideraram como premissa, a partir de informações

das principais concessionárias de distribuição dos estados do Mato Grosso do Sul e Goiás –

ENERSUL e CELG, e da cooperativa COGEN-SP/ÚNICA, o potencial de cerca de 3609 MW

com data de previsão de entrada em operação em 2010, evoluindo para 4319 MW em

2012 e 5434 MW em 2015.

Com a aprovação pelo MME do Leilão de Energia de Reserva, específico para a

contratação de energia proveniente de biomassa, bem como dos leilões A-3 e A-5 para o

ano de 2008, a EPE realizou o cadastramento de cerca de 30 usinas, nos estados do Mato

Grosso do Sul e Goiás, com um potencial previsto de 1670 MW.

Cabe lembrar que estas usinas, em sua maioria, dependem de grandes áreas para o

plantio da cana-de-açúcar, normalmente longe dos centros de consumo, o que dificulta

sobremaneira o escoamento da potência gerada pela inexistência de redes de

transmissão.

A dificuldade de se estabelecer um plano de obras, para a integração deste potencial, está

na decisão da instalação dos novos geradores condicionada à ações definidas

exclusivamente pela vontade dos agentes, o que impõe ao planejamento da transmissão a

difícil missão de estabelecer um plano de expansão sem o conhecimento prévio das

decisões dos agentes.

Desta forma, o MME e a ANEEL, procederam ao aprimoramento da regulamentação com o

decreto n0 6460/2008, que instituiu a Instalação de Transmissão de Interesse Exclusivo de

Centrais de Geração para Conexão Compartilhada – ICG e a Resolução Normativa n0

320/2008 que estabeleceu a classificação específica para as ICGs e a realização da

Chamada Pública no 001/2008, com vistas a apurar compromissos firmes dos



15

empreendedores de geração interessados em participar de uma ICG, o que é

caracterizado por intermédio do aporte de garantias financeiras.

Estas ações atenuaram as incertezas quanto ao número de usinas a serem agregadas ao

sistema, propiciando ao planejamento da transmissão análises mais realistas de modo a

minimizar perdas e maximizar os ganhos na escolha da melhor alternativa de expansão.

1.2 Oferta de Energia

• Na fase inicial da Chamada Pública 001/2008 foram cadastradas 57 usinas sendo 44

UTEs a biomassa e 13 PCHs. Na fase seguinte, 35 usinas foram habilitadas em função

do aporte de garantias financeiras.

• As PCHs e UTEs a Biomassa habilitadas pela Chamada Pública 001/2008 interessadas

em compartilhar instalações de transmissão que serão licitadas e implantadas com a

finalidade de permitir o acesso a Rede Básica estão listadas a seguir.



16

Nº Cadastro Tipo Empreendimento Potência (MW) Coletora

1 1038 T Santa Luzia II 87,1 Rio Brilhante

2 1022 T Santa Luzia I 87,1 Rio Brilhante

3 1051 T Amandina Agroenergia Ltda 53,4 Nova Andradina

4 1030 T Anhanduí 99,8 Campo Grande

5 1035 T Unidade de Bioenergia Perolândia 56,0 Jataí

6 1062 T Unidade de Bioenergia Paranaíba II 27,0 Inocência

7 1061 T Unidade de Bioenergia Paranaíba I 56,0 Inocência

8 1028 T Unidade de Bioenergia Morro Vermelho 56,0 Jataí

9 1033 T Unidade de Bioenergia de Alto Taquari 66,0 Jataí

10 1034 T Unidade de Bioenergia Costa Rica 66,0 Chapadão do Sul

11 1036 T Unidade de Bioenergia Água Emendada 56,0 Jataí

12 1053 T CERONA S/A USINA DE ALCOOL 104,0 Nova Andradina

13 1014 T Jataí 77,0 Jataí

14 1047 T CTE Terra Verde I S.A 90,0 Nova Andradina

15 1032 P PCH Guatambu (ex-PCH Indaiazinho) 11,5 Chapadão do Sul

16 1031 P PCH Figueira (ex-PCH Indaiá Grande) 18,3 Chapadão do Sul

17 1059 P Galheiros I 11,0 Jataí

18 1050 T Ivinhema Agroenergia Ltda 53,4 Nova Andradina

19 1044 T NARDINI AGROINDUSTRIAL LTDA 40,0 Chapadão do Sul

20 1037 T Itarumã 87,1 Itaguaçu

21 1019 T Caçu I 87,1 Barra dos Coqueiros

22 1043 T SÃO FERNANDO AÇUCAR E ÁLCOOL LTDA 48,8 Dourados

23 1046 T Tropical Bioenergia I (Tropical Bioenergia) 57,0 Planalto

24 1054 P São Domingos II 24,3 Jataí

25 1048 T Tropical Bioenergia II (Tropical Bioenergia - Unidade Edealina) 70,0 Planalto

26 1052 T UTE Cachoeira Dourada 80,0 Itaguaçu

27 1010 T UTE Boa Vista 100,0 Itaguaçu

28 1026 T Chapadão 148,5 Chapadão do Sul

29 1024 T Eldorado 66,0 Rio Brilhante

30 1025 T Entre Rios 148,4 Chapadão do Sul

31 1072 T USINA NOVA GÁLIA LTDA 15,0 Jataí

32 1013 T Porto das Águas 80,0 Chapadão do Sul

33 1063 T USINA RIO VERDE LTDA. 10,0 Jataí

34 1049 T UTE - Quirinópolis 80,0 Itaguaçu

35 1027 T Vale do Vacaria 99,8 Maracaju



17

1.3 Objetivo do Trabalho

Com a indicação dos novos cenários de expansão da oferta de energia para a região, a

partir dos resultados da Chamada Pública 001/2008, torna-se necessária uma reavaliação

dos estudos realizados anteriormente com a indicação dos montantes fornecidos pelas

entidades representantes dos empreendedores - UNICA e COGEN-SP - e das distribuidoras

locais ENERSUL e CELG.

Este estudo tem como objetivo, então, definir os reforços estruturais para o sistema de

transmissão do Mato Grosso do Sul e adequar o sistema de transmissão do estado de

Goiás visando escoar a oferta de energia a partir de pequenas centrais hidrelérticas e

usinas térmicas a biomassa que atenderam à Chamada Pública 001/2008.



18

2. CONCLUSÕES

A Chamada Pública 001/2008 cadastrou 57 usinas das quais 35 usinas fizeram o

aporte de garantias sendo 35 habilitadas pela ANEEL com um potencial de 2317

MW.

Foram 24 usinas habilitadas no estado do Mato Grosso do Sul e 11 usinas no

estado de Goiás perfazendo um total de 1696 MW e 621 MW, respectivamente.

Foram viabilizadas 8 Subestações Coletoras com ICGs agregando 27 usinas sendo

que 8 usinas foram conectadas diretamente em subestações existentes quer sejam

da Rede Básica ou da Distribuidora local.

A comparação econômica final, quando se analisou os custos dos equipamentos e

das instalações e o diferencial de perdas, apontou a alternativa 02, em 230kV como

a mais atrativa, do ponto de vista econômico-financeiro apresentando um

diferencial de cerca de 3% em relação à alternativa 01, em 500kV.

Na determinação da localização, dos arranjos e capacidades das ICGs foram

desenvolvidas análises conjuntas com a PSR Consultoria que tiveram como critério

a minimização de custos e perdas.

As análises ambientais não mostraram grandes dificuldades e orientaram o traçado

das novas linhas de transmissão e subestações não só da Rede Básica mas,

também, das ICGs.

Em todas as análises, foi considerado o aumento de carga na região de Corumbá

em função de ampliações de siderúrgicas existentes e da previsão de novas

instalações. Porém, por se tratar de uma região delicada ambientalmente a

definição do novo sistema de transmissão será analisado a posteriori.



19

Foram observadas sobrecargas no sistema de distribuição da ENERSUL, na região

de Paraíso, devido ao escoamento da energia de PCHs conectadas a essa

subestação. Esse problema deverá ser analisado o mais breve possível.

A subestação de Palmeiras, que atualmente é em derivação, deverá ser ter seu

arranjo adequado de modo a atender aos requisitos mínimos de planejamento e

aos Procedimentos de Rede do ONS.

As análises de energização de linha e rejeição de carga recomendaram a

configuração mínima de reatores, verificando os limites de suportabilidade dos

equipamentos terminais.

SE Potência LT

Jataí 2 x 10 Mvar LTs Jataí-Chapadão3 x 10 Mvar LTs Chapadão-Inocência

20 Mvar LT Chapadão-Imbirussú3 x 10 Mvar LTs Inocência-Chapadão3 x 10 Mvar LTs Inocência-I.Solteira

I.Solteira 3 x 10 Mvar LTs I.Solteira-InocênciaImbirussú 25 Mvar LT Imbirussú-Chapadão

Sidrolândia 10 Mvar LT Sidrolândia-Anastácio

Chapadão

Inocência



20

3. RECOMENDAÇÕES

Recomenda-se:

a alternativa 02 para os reforços estruturais do Mato Grosso do Sul de modo a

capacitar o sistema de transmissão da região a escoar o potencial de energia

oriundo da Chamada Pública 001/2008.

a construção de duas linhas de transmissão em 230kV, no estado de Goiás,

Palmeiras-Edéia e Barra dos Coqueiros-Quirinópolis com 50km e 60km,

respectivamente.

a adequação da SE Palmeira para atendimento aos requisitos mínimos de

planejamento e aos Procedimentos de Rede do ONS.

a continuidade das análises para o atendimento à região de Corumbá, face ao

crescimento da industria siderúrgica local, e à região de Paraíso, de forma a

eliminar as sobrecargas decorrentes do escoamento da energia de PCHs conectadas

a essa subestação.

que a configuração mínima de reatores para o sistema do estado do Mato Grosso

do Sul seja conforme a indicação da tabela abaixo:

SE Potência LT

Jataí 2 x 10 Mvar LTs Jataí-Chapadão3 x 10 Mvar LTs Chapadão-Inocência

20 Mvar LT Chapadão-Imbirussú3 x 10 Mvar LTs Inocência-Chapadão3 x 10 Mvar LTs Inocência-I.Solteira

I.Solteira 3 x 10 Mvar LTs I.Solteira-InocênciaImbirussú 25 Mvar LT Imbirussú-Chapadão

Sidrolândia 10 Mvar LT Sidrolândia-Anastácio

Chapadão

Inocência



21

a análise do impacto do sistema de transmissão planejado para o estado do Mato

Grosso do Sul sobre os sistemas existentes de São Paulo e Paraná, notadamente as

regiões de Ilha Solteira, Porto Primavera e Cascavel Oeste.



22

4. PLANO DE OBRAS RECOMENDADO

4.1 Estado do Mato Grosso do Sul


LT 230 KV ANASTÁCIO - SIDROLÂNDIA: 230-AA-CS-G-2-795 2010 120LT 230 KV SIDROLÂNDIA - IMBIRUSSÚ: 230-AA-CS-G-2-795 2010 20LT 230 KV IMBIRUSSÚ - CHAPADÃO: 230-AA-CS-G-2-795 2010 295LT 230 KV CHAPADÃO - JATAÍ: 230-AA-CD-G-2-795 2010 131LT 230 KV CHAPADÃO - INOCÊNCIA: 230-AA-CD-G-2-795 2010 165LT 230 KV INOCÊNCIA - I.SOLTEIRA 2: 230-AA-CD-G-2-795 2010 85LT 230 KV SECC. RIO BRILHANTE: 230-AA-CD-G-2-795 2010 1LT 230 KV SECC. IVINHEMA: 230-AA-CD-G-2-795 2010 1LT 230 KV CHAPADÃO - INOCÊNCIA: 230-AA-CS-G-2-795 2012 165LT 230 KV INOCÊNCIA - I.SOLTEIRA 2: 230-AA-CS-G-2-795 2012 85

Subestações

SE 440 KV I.SOLTEIRA 2MÓDULO GERAL-440kV-GRANDE 2010 1IB-440KV-DJM 2010 3EL-440KV-DJM 2010 4EL-230kV-BD 2010 2CT-440KV-DJM 2010 2CT-230kV-BD 2010 2ATF-150MVA-M-440/230kV-C-C 2010 7REATOR-10MVAr-T-230KV 2010 2IB-440KV-DJM 2012 1EL-230kV-BD 2012 1CT-440KV-DJM 2012 1CT-230kV-BD 2012 1ATF-150MVA-M-440/230kV-C-C 2012 3REATOR-10MVAr-T-230KV 2012 1

SE 230 KV ANASTÁCIOEL-230kV-BD 2010 3REATOR-20MVAr-T-230KV 2010 2

SE 230 KV SIDROLÂNDIAMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1IB-230KV-BD 2010 1EL-230kV-BD 2010 3REATOR-10MVAr-T-230KV 2010 1





23

SE 230 KV IMBIRUSSÚMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1EL-230KV-BD 2010 3CT-230kV-BD 2010 1CT-138kV-BD 2010 1ATF-150MVA-T-230/138kV-C-C 2010 1COMP. ESTÁTICO-100MVAr-230KV 2010 200REATOR-25MVAr-T-230KV 2010 1

SE 230 KV CHAPADÃOMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1IB-230KV-BD 2010 1EL-230kV-BD 2010 5REATOR-20MVAr-T-230KV 2010 1REATOR-10MVAr-T-230KV 2010 2EL-230kV-BD 2012 1REATOR-10MVAr-T-230KV 2012 1

SE 230 KV JATAÍMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1IB-230KV-BD 2010 1EL-230kV-BD 2010 2REATOR-10MVAr-T-230KV 2010 2

SE 230 KV INOCÊNCIAMÓDULO GERAL-230kV-GRANDE 2010 1IB-230KV-BD 2010 1EL-230kV-BD 2010 8REATOR-10MVAr-T-230KV 2010 4EL-230kV-BD 2012 4REATOR-10MVAr-T-230KV 2012 2

SE 230 KV RIO BRILHANTEMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1IB-230KV-BD 2010 1EL-230kV-BD 2010 2

SE 230 KV DOURADOSMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1CT-230KV-BD 2010 1CT-138KV-BD 2010 1ATF-75MVA-T-230/138kV-C-C 2010 1EL-230kV-BD 2012 1CAPACITOR-20MVAr-T-230KV 2012 1

SE 230 KV IVINHEMAMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1IB-230KV-BD 2010 1EL-230kV-BD 2010 2



24

4.2 Estado de Goiás


LT 230 KV BARRA DOS COQUEIROS - QUIRINÓPOLIS: 230-AA-CS-G-2-795 2010 50LT 230 KV PALMEIRAS - EDÉIA: 230-AA-CS-G-2-795 2010 60

Subestações

SE 230 KV QUIRINÓPOLISMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1IB-230KV-BD 2010 1EL-230kV-BD 2010 1

SE 230 KV BARRA DOS COQUEIROSEL-230kV-BD 2010 1

SE 230 KV EDÉIAMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1IB-230KV-BD 2010 1EL-230kV-BD 2010 1

SE 230 KV PALMEIRASEL-230kV-BD 2010 1






25

5. PREMISSAS E CRITÉRIOS

5.1 Base de Dados

Foram utilizados os casos do Plano Decenal da Transmissão EPE, ciclo 2007/2016 0, com

os ajustes e alterações de topologia que caracterizaram os planos de obras referentes a

cada uma das alternativas analisadas. Os anos avaliados foram 2010, 2012 e 2015,

devidos aos montantes de energia associados.

5.2 Patamares de Carga

As análises foram realizadas para os casos extremos, isto é, carga pesada e leve.

5.3 Cenários de Geração

Os cenários analisados levaram em conta os intercâmbios Sul-Sudeste, a hidrologia local e

a sazonalidade do período de safra de cana-de-açúcar na região.

• Intercâmbio

Norte seco: caracterizado pelo regime seco na região Norte, quando a região Sul

é exportadora para a região Sudeste/Centro-Oeste e, esta, exportadora para as

regiões Norte e Nordeste.

Norte úmido: caracterizado pelo regime úmido na região Norte, quando a região

Sul é importadora da região Sudeste/Centro-Oeste e, esta, importadora da

região Norte e exportadora para a região Nordeste.

• Hidrologia Local

Período úmido dezembro a abril

Período seco maio a novembro



26

As PCHs, em função da hidrologia da região, geram energia praticamente durante o ano

inteiro, mesmo nos períodos secos, o fator de utilização dessas usinas é elevado,

chegando a 94 %.

• Safra da cana-de-açúcar

Safra abril a outubro

Entressafra novembro a março

De forma geral, durante o período de safra, as usinas a biomassa disponibilizam 70% de

sua capacidade total para a exportação, dado que 30% é utilizado para o consumo

interno. Já no período de entressafra, a exportação torna-se nula, com uma carga residual

de cerca de 3% da capacidade total da usina.

• Cenários Considerados no Estudo

Os 4 cenários de geração avaliados foram compostos com base na análise dos tempos de

permanência dos ítens anteriores, a saber:

Cenário alto/Norte seco

Cenário alto/Norte úmido

Cenário baixo/Norte seco

Cenário baixo/Norte úmido

5.4 Limites de Carregamento da Transmissão

• Linhas de Transmissão

Para as linhas de transmissão existentes na Rede Básica, foram utilizados, em regime

normal, os limites de carregamentos constantes no CPST, sem restrições de equipamentos

terminais.



27

Em regime de emergência foram considerados os fatores indicados na resolução

normativa ANEEL n° 191, de 12 de dezembro de 2005. De acordo com o art. 4°:

“A Capacidade Operativa de Curta Duração de LT, admissível durante condição de

emergência, será obtida pela multiplicação do valor da Capacidade Operativa de Longa

Duração de LT, pelo fator correspondente à temperatura especificada no projeto para a

linha de transmissão, de acordo com a tabela a seguir:”

• Transformadores

Para os transformadores, foram utilizados os valores nominais de potência dos

equipamentos em regime normal, e o limite de 120 % do valor nominal para emergências

de curta duração.

5.5 Critérios de Planejamento

O estudo foi elaborado observando-se os critérios usuais de planejamento descritos no

documento “Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de

Transmissão”, de dezembro de 2002.

5.6 Tensões Máximas - Rejeição de Carga e Energização de Linha



28

5.7 Ponderação das Perdas Elétricas – Mato Grosso do Sul

• Tempos de Permanência dos Patamares de Carga

A participação dos patamares de carga na curva anual é calculada considerando-se 10

feriados no ano, coincidindo com dias úteis, chegando a uma média de 3 horas diárias

para carga pesada, 12 horas para carga média e 9 horas para carga leve.

Neste trabalho, como as análises foram realizadas para os casos extremos, isto é, carga

pesada e leve, os tempos de permanência foram recalculados e equivalentados para dois

patamares, sendo atribuído, então, 14,7 horas para carga pesada e 9,3 horas para a carga

leve.

• Tempos de Permanência dos Intercâmbios

Com base nas informações históricas da operação do SIN, disponibilizadas pelo ONS, foi

atribuída uma expectativa de 14 % do tempo com intercâmbios modestos (próximos de

zero) entre os subsistemas Sul e Sudeste, 24 % do tempo com o Sul exportando para o

Sudeste e 62 % com o Sudeste exportando para o Sul.

Da mesma forma como anteriormente, as análises foram realizadas somente para os

intercâmbios Sul Sudeste e Sudeste Sul, e os tempos de permanência tiveram de

ser recalculados e equivalentados para os dois sentidos, sendo considerado, então, 61 %

o tempo de intercâmbio do Sudeste para o Sul e 39 %, do Sul para o Sudeste.

Outros dois fatores importantes na ponderação das perdas foram a hidrologia local e o

período de safra da cana-de-açúcar, que tiveram de ser combinados com os intercâmbios

considerados, para a obtenção dos cenários analisados:



29

A tabela a seguir, mostra o tempo de permanência utilizado no cálculo das perdas

elétricas para os 4 cenários.

5.8 Análise Econômica

Os critérios adotados na comparação econômica das alternativas de transmissão e na

avaliação dos custos de perdas foram os definidos no documento do CCPE “Critérios e

Procedimentos do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos – volume II, de

novembro de 2002”.

Para a estimativa de custo das alternativas de transmissão foi utilizado o documento

“Referência de Custos de LTs e SE’s de AT e EAT” da ELETROBRÁS, de junho de 2004 e

revisado em dezembro de 2004 [2].

A comparação econômica das alternativas foi realizada com a utilização do Método dos

Rendimentos Necessários ou Método do Valor Presente dos Custos Anuais Equivalentes.



30

Neste método, os investimentos totais anuais contabilizados para equipamentos e

instalações de cada alternativa são convertidos em uma série de pagamentos de valor

constante, estendida por 30 anos. As séries temporais correspondentes a cada alternativa

são truncadas no final do período em estudo, sendo considerado o valor presente referido

ao ano base da análise econômica.

A alternativa recomendada é a de menor custo global, considerando investimentos e

perdas elétricas, independentemente do ônus de cada agente envolvido.

Na análise econômica foi considerado o valor presente referido ao ano 2008, truncamento

em 2017, taxa de atualização de 11 % ao ano e tempo de vida útil das instalações igual a

30 anos.

As perdas foram calculadas para o período considerado (2010-2017) e valoradas pelo

custo marginal de expansão da geração, definido a partir do último leilão de energia nova,

no caso 138 R$/MWh.



31

6. ANÁLISE DOS RESULTADOS DA CHAMADA PÚBLICA

6.1 Aspectos Gerais

Após os resultados da Chamada Pública, os montantes de geração dos estados do Mato

Grosso do Sul e Goiás foram reavaliados e realocados em SEs Coletoras conforme as

tabelas a seguir.

Usinas Potência Total (MW)Jataí S 5 311,0

Chapadão do Sul S 7 512,7Inocência S 2 83,0

Sidrolândia S 2 199,6Ivinhema S 4 300,8

Rio Brilhante S 3 240,2Dourados N 1 48,8

Total 6 24 1.696,1

Quirinópolis S 2 180,0Edéa S 2 127,0

Barra dos Coqueiros N 1 87,1Itaguaçu N 1 87,1

Cachoeira Dourada N 1 80,0Acreúna N 1 15,0

Rio Verde N 1 10,0Iaciara N 2 35,0Total 2 11 621,2

8 35 2317,3

Mat

o G

ross

o do

Sul

Estado

Goi

ás

Subestação EstudoICG

ICG

6.2 Subestações Coletoras

O conceito de SE Coletora, instalação da Rede Básica, está vinculado à conexão de um

conjunto de usinas localizadas em uma mesma área geográfica, permitindo a expansão da

Rede Básica de forma mais racional, econômica e flexível.

Na determinação do local recomendado para a instalação de uma SE Coletora, levou-se

em conta a economia global para a expansão da rede de transmissão, buscando uma

atratividade para os investimentos e garantindo o padrão de desempenho do sistema.



32

As figuras a seguir, obtidas a partir do programa Google Earth, mostram as várias SEs

coletoras ou não com as usinas consideradas na área de abrangência das mesmas.

Coletora: Inocência

Coletora: Rio Brilhante



33

Coletora: Ivinhema

Coletora: Sidrolândia



34

Coletora: Chapadão

Coletora: Edéia



35

Coletora: Quirinópolis

Coletora: Jataí

As figuras seguintes mostram as usinas que não se conectaram as SEs Coletoras em

função das distâncias envolvidas nas conexões.



36

SE: Dourados

SE: Barra dos Coqueiros



37

SE: Itaguaçu

SD: Rio Verde



38

SD: Cachoeira Dourada

SD: Acreúna



39

SD: Iaciara

7. AVALIAÇÃO TÉCNICO-ECONÔMICA DAS ALTERNATIVAS

MATO GROSSO DO SUL

7.1 Esquemático das Alternativas

Os diagramas abaixo mostram o esquema original das alternativas analisadas, para a

expansão do sistema de transmissão do Mato Grosso do Sul.



40

ALTERNATIVA 01 ALTERNATIVA 02

Jataí

Chapadão

Inocência

I.Solteira

Corumbá

Aquidauana

Sidrolândia

Ivinhema

R.Brilhante

Imbirussú

Dourados

Guaíra

P.Primavera

I.Solte

Jataí

Chapadão

Inocência

Corumbá

Aquidauana

Sidrolândi

Ivinhema

R.Brilhante

Imbiruss

Guaíra

Dourados P.Primavera

7.2 Desempenho das Alternativas em Regime Normal

As alternativas 01 e 02 apresentaram, nos cenários de geração alto e baixo, tanto para os

intercâmbios Sul Sudeste como Sudeste Sul, desempenho satisfatório nos

patamares de cargas pesada e leve, com as tensões e carregamentos dentro dos critérios

estabelecidos, após a utilização dos recursos disponíveis de controle de tensão em todas

as alternativas.

A tabela a seguir mostra os casos analisados com a consideração dos cenários de

intercâmbio, geração e carga.



41

7.2.1 Alternativa 01

A seguir são apresentados os principais resultados das análises da alternativa 01 em

regime normal de operação.

Ano de 2010

As obras definidas para o ano de 2010 foram:

Linhas de Transmissão SubestaçãoLT 500 KV IMBIRUSSÚ - CHAPADÃO SE 500kV IMBIRUSSÚLT 500 KV CHAPADÃO - INOCÊNCIA SE 500kV CHAPADÃOLT 500 KV INOCÊNCIA - I.SOLTEIRA SE 500kV INOCÊNCIALT 230 KV CD CORUMBÁ - ANASTÁCIO SE 230kV CORUMBÁLT 230 KV ANASTÁCIO - SIDROLÂNDIA SE 230kV ANASTÁCIOLT 230 KV SIDROLÂNDIA - IMBIRUSSÚ SE 230kV SIDROLÂNDIALT 230 KV CD CHAPADÃO - JATAÍ SE 230kV JATAÍLT 230 KV CD SECC. RIO BRILHANTE SE 230kV RIO BRILHANTELT 230 KV CD SECC. IVINHEMA SE 230kV IVINHEMA

O sistema apresentou, tanto no cenário de geração alto como no cenário baixo, um

desempenho satisfatório nos patamares de cargas pesada e leve, com as tensões e

carregamentos dentro dos critérios estabelecidos, após a utilização dos recursos

disponíveis de controle de tensão.

As análises apontaram, ainda, a necessidade de compensação estática adicional de -

100;+100 MVAr na SE 230kV Imbirussú e -40;+40 MVAr na SE 230kV de Corumbá.

As tensões das principais barras do sistema na condição de regime normal, são mostradas

na tabela seguinte:



42

BARRA

2600261177687769562356207755777285617758838477647757852977747788429020747756666569846625

NOME SI-CP-GA SI-CP-GB SI-CL-GA SI-CL-GB SE-CP-GA SE-CP-GB SE-CL-GA

ISOLTEIRA500 100,7% 97,2% 95,9% 96,4% 98,3% 98,3% 99,8%I.SOLT-4-440 101,0% 101,0% 100,3% 100,0% 103,0% 102,0% 100,8%

INOCENCIA500 101,3% 98,5% 97,5% 98,1% 99,6% 100,0% 100,2%CHAPADAO-500 101,5% 100,0% 99,4% 99,9% 100,9% 101,8% 100,7%CHAPADAO-230 99,8% 100,2% 100,0% 100,1% 100,0% 100,2% 99,9%

JATAI----230 99,9% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 99,9%CGR------230 102,6% 100,7% 101,4% 100,3% 103,4% 103,0% 102,3%CG-------500 104,2% 102,1% 102,9% 102,0% 104,8% 104,5% 104,0%

CGIMBIRU-138 102,3% 100,5% 100,3% 100,5% 100,0% 100,0% 100,3%ANASTACIO230 104,0% 102,2% 103,6% 102,2% 104,3% 103,2% 103,9%ANASTACIO138 101,7% 103,1% 101,0% 102,7% 101,9% 103,6% 102,9%CORUMBA--230 102,2% 101,9% 102,1% 101,9% 102,3% 102,1% 102,2%DOURADOS-230 101,8% 99,7% 103,1% 99,6% 102,7% 99,7% 103,1%DSTACRUZ-138 100,0% 99,9% 100,0% 100,1% 100,0% 100,1% 100,0%RBRILHAN-230 104,3% 101,4% 103,4% 100,6% 103,2% 102,4% 103,4%IVINHEMA-230 102,4% 99,6% 102,8% 98,7% 100,9% 100,0% 102,1%P.PRIM-230l0 102,9% 100,1% 102,4% 97,8% 99,9% 100,0% 101,4%P.PRIM-4-440 104,5% 104,5% 100,0% 100,0% 104,5% 104,5% 100,0%I.GRANDE-000 100,6% 100,7% 104,2% 101,6% 100,4% 101,5% 102,7%GUAIRA---230 100,4% 100,4% 104,1% 101,4% 99,8% 101,3% 102,3%GUAIRA---138 102,4% 102,2% 97,9% 97,7% 101,9% 99,6% 99,9%

CASCAVOE-230 102,9% 101,9% 102,0% 100,9% 102,0% 101,9% 100,0%

SE-CL-GB

97,0%100,8%98,6%

100,3%100,1%100,0%100,5%102,3%103,4%102,9%103,7%102,0%100,3%100,1%100,6%99,2%98,0%

100,0%102,1%102,1%98,2%

100,9%

Os fluxos nas principais linhas de transmissão do sistema, na condição de regime normal,

são mostrados na tabela seguinte:



43

MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar MW Mvar

2611 -166 16 91 -37 -231 -8 21 -47 -207 -4 50 -48 -275 49 -20 -4226002611 -166 16 91 -37 -231 -8 21 -47 -207 -4 50 -48 -275 49 -20 -4226002600 -331 19 181 -80 -462 -45 42 -95 -413 -29 100 -98 -550 61 -41 -8477682600 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 077687768 -282 9 181 -74 -414 -39 42 -85 -364 -27 100 -89 -502 29 -41 -7477697768 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 077697769 -129 11 -17 -12 -129 12 -17 -12 -129 12 -17 -12 -129 11 -17 -1256237769 -129 11 -17 -12 -129 12 -17 -12 -129 12 -17 -12 -129 11 -17 -1256237769 1.665 160 -115 304 -92 57 -129 196 -97 81 -139 229 -113 -29 -121 119 -9777727755 -80 18 -151 27 -28 21 -98 14 -40 26 -114 24 14 15 -59 777727755 -80 18 -151 27 -28 21 -98 14 -40 26 -114 24 14 15 -59 777727755 122 -45 118 -44 107 -53 100 -48 86 -37 83 -26 67 -43 58 -5377587755 39 -24 100 -20 -13 -19 49 -4 31 -41 94 -22 -20 -21 44 385617755 39 -24 100 -20 -13 -19 49 -4 31 -41 94 -22 -20 -21 44 385617755 39 -24 100 -20 -13 -19 49 -4 31 -41 94 -22 -20 -21 44 385617758 49 -11 48 -19 49 -13 49 -19 49 -10 49 -15 49 -12 49 -1677647758 49 -11 48 -19 49 -13 49 -19 49 -10 49 -15 49 -12 49 -1677647764 18 -1 17 -1 19 -2 19 -2 18 -1 18 -1 19 -2 19 -285067764 18 -1 17 -1 19 -2 19 -2 18 -1 18 -1 19 -2 19 -285067758 23 -11 1 -7 21 -21 -4 -6 -26 -9 -46 7 -32 -13 -53 377577758 0 4 10 10 -7 8 2 9 7 9 16 11 0 11 6 183847758 0 5 10 11 -7 8 2 9 7 10 16 12 -1 11 6 183847757 -166 7 -241 41 -59 -4 -131 19 -104 23 -182 17 8 -5 -68 777887788 -66 -10 -247 22 42 -2 -133 36 -3 19 -185 21 110 0 -68 3542907755 -28 -16 -117 12 38 -27 -52 5 -47 9 -137 32 16 -14 -71 977747774 -11 -2 -119 18 55 -14 -53 20 -30 22 -139 34 33 0 -72 2242904290 -39 -5 -185 3 48 -7 -94 24 -17 21 -164 13 71 -1 -71 2620744290 -39 -5 -185 3 48 -7 -94 24 -17 21 -164 13 71 -1 -71 2620747757 176 -10 77 -31 141 -30 39 -35 53 -12 -43 -23 8 -20 -86 -1377567757 17 -1 58 0 -9 6 31 0 22 -5 63 0 -4 5 35 -285297757 15 -1 53 -1 -8 5 29 -1 20 -5 58 -1 -4 5 33 -385297757 15 -1 53 -1 -8 5 29 -1 20 -5 58 -1 -4 5 33 -385297756 169 -21 75 0 137 -19 38 3 52 25 -43 15 8 23 -88 1666656665 -3 -50 -65 -30 35 7 -32 -9 -90 -36 -149 -6 -58 19 -121 126625 34%

25%

44%

44%

47%

26%

17%

17%

11%

11%

12%

10%

7%

8%

14%

25%

25%

7%

7%

29%

29%

29%

12%

20%

20%

0%

7%

7%

0%

5%

0%

6%

10%

10%

SE-CL-GB

%

42% 17%

13% 7%GUAIRA---230 350

CASCAVOE-230 14% 21% 10% 9% 28%

77% 8%I.GRANDE-000 350GUAIRA---230 49% 21% 38% 11% 16%

77% 8%DOURADOS-230 75DSTACRUZ-138 20% 72% 12% 39% 27%



37% 16%DOURADOS-230 337I.GRANDE-000 51% 25% 42% 15% 16%

37% 16%P.PRIM-2-230 450P.PRIM-4-440 8% 41% 11% 22% 6%

21% 5%P.PRIM-2-230 450P.PRIM-4-440 8% 41% 11% 22% 6%

20% 3%RBRILHAN-230 669P.PRIM-2-230 2% 18% 8% 8% 5%

28% 16%CGR------230 669

RBRILHAN-230 5% 17% 7% 8% 7%

27% 1%IVINHEMA-230 669P.PRIM-2-230 10% 37% 6% 21% 3%

23% 13%DOURADOS-230 669IVINHEMA-230 24% 37% 9% 20% 16%

25% 13%ANASTACIO230 84ANASTACIO138 5% 17% 12% 11% 13%

13% 9%ANASTACIO230 75ANASTACIO138 5% 19% 13% 12% 15%

24% 24%ANASTACIO230 352DOURADOS-230 7% 2% 8% 2% 7%

24% 24%CORUMBA--230 75CORUMBA--138 24% 23% 24% 25% 24%

7% 7%CORUMBA--230 75CORUMBA--138 24% 23% 24% 25% 24%

7% 7%ANASTACIO230 669CORUMBA--230 7% 7% 7% 8% 7%

62% 19%ANASTACIO230 669CORUMBA--230 7% 7% 7% 8% 7%

62% 19%CGR------230 150

CGIMBIRU-138 30% 68% 15% 33% 33%

62% 19%CGR------230 150

CGIMBIRU-138 30% 68% 15% 33% 33%

13% 12%CGR------230 150

CGIMBIRU-138 30% 68% 15% 33% 33%

38% 7%CGR------230 669

ANASTACIO230 19% 19% 18% 17% 14%

38% 7%CGR------230 300CG-------500 27% 51% 12% 33% 16%

0% 0%CGR------230 300CG-------500 27% 51% 12% 33% 16%

CG-------500 0% 0% 0% 0% 0%

7% 43%CHAPADAO-500

7% 43%CHAPADAO-500 300CHAPADAO-230 43% 7% 44% 7% 43%

CHAPADAO-500 300CHAPADAO-230 43% 7% 44% 7% 43%

0% 0%

8% 30%INOCENCIA500 1.665CHAPADAO-500 0% 0% 0% 0% 0%

INOCENCIA500 1.665CHAPADAO-500 17% 12% 26% 6% 22%

0% 0%

9% 33%ISOLTEIRA500 1.665INOCENCIA500 0% 0% 0% 0% 0%

15% 62%ISOLTEIRA500 1.665INOCENCIA500 20% 12% 29% 6% 25%

15% 62%I.SOLT-4-440 450

ISOLTEIRA500 37% 22% 51% 11% 45%

22% 51% 11% 45%I.SOLT-4-440 450

ISOLTEIRA500 37%

SE-CP-GB SE-CL-GA

% % % % % % %

SI-CP-GB SI-CL-GA SI-CL-GB SE-CP-GABARRA NOME LIM.

SI-CP-GA



44

Ano de 2012


Linhas de Transmissão SubestaçãoLT 500 KV CHAPADÃO - INOCÊNCIA - LT 500 KV INOCÊNCIA - I.SOLTEIRA -

Com as obras previstas para o ano de 2010 e as indicadas para 2012 o sistema

apresentou, tanto no cenário de geração alto como no cenário baixo, um desempenho

satisfatório nos patamares de carga pesada e leve, com as tensões e carregamentos

dentro dos critérios estabelecidos, após a utilização dos recursos disponíveis de controle

de tensão.


na tabela seguinte:

BARRA

2600261177687769562356207755777285617758838477647757852977747788429020747756666569846625


ISOLTEIRA500 99,5% 96,7% 101,3% 99,9% 101,0% 99,8% 103,8%I.SOLT-4-440 103,0% 100,0% 101,0% 101,0% 104,5% 103,5% 101,0%


JATAI----230 99,2% 100,0% 99,0% 100,0% 99,2% 99,9% 99,2%CGR------230 102,2% 102,6% 101,8% 101,7% 102,0% 103,3% 102,4%CG-------500 103,8% 103,8% 103,6% 103,6% 103,8% 105,0% 104,2%


CASCAVOE-230 103,7% 103,8% 104,0% 103,7% 102,9% 103,9% 103,0%

SE-CL-GB

100,0%101,0%101,6%102,0%99,8%99,9%

102,7%104,6%99,9%

103,7%102,0%102,1%101,3%100,3%102,3%100,6%99,5%

100,0%101,4%101,4%100,1%103,9%





45


2611 -234 27 69 -57 -318 86 -1 -38 -302 72 16 -49 -366 127 -46 -4026002611 -234 27 69 -57 -318 86 -1 -38 -302 72 16 -49 -366 127 -46 -4026002611 -234 27 69 -57 -318 86 -1 -38 -302 72 16 -49 -366 127 -46 -4026002600 -350 0 104 -108 -478 70 -1 -78 -453 53 24 -96 -549 120 -69 -8277682600 -350 42 104 -68 -478 114 -1 -35 -453 97 24 -53 -549 166 -69 -3977687768 -323 38 104 -55 -451 95 -1 -19 -427 80 24 -37 -523 139 -69 -2477697768 -323 -56 104 -146 -451 -1 -1 -115 -427 -16 24 -133 -523 39 -69 -12077697769 -167 51 -17 -6 -167 49 -17 -6 -167 51 -17 -7 -167 51 -17 -756237769 -167 51 -17 -6 -167 49 -17 -6 -167 51 -17 -7 -167 51 -17 -756237769 29 -136 329 -140 -194 -104 154 -97 -171 -109 177 -120 -334 -68 24 -11077727755 -9 16 -109 36 65 11 -51 5 57 11 -59 14 112 10 -8 577727755 -9 16 -109 36 65 11 -51 5 57 11 -59 14 112 10 -8 577727755 150 -41 130 -45 101 -46 98 -44 68 -44 66 -39 38 -33 38 -3477587755 39 -45 98 -13 -20 3 41 0 26 -40 88 -12 -30 -16 31 385617755 39 -45 98 -13 -20 3 41 0 26 -40 88 -12 -30 -16 31 385617755 39 -45 98 -13 -20 3 41 0 26 -40 88 -12 -30 -16 31 385617758 50 -14 50 -11 50 -13 50 -14 50 -8 50 -9 50 -9 50 -1277647758 50 -14 50 -11 50 -13 50 -14 50 -8 50 -9 50 -9 50 -1277647764 20 0 20 0 20 -1 20 -1 20 0 20 0 20 -1 20 -185067764 20 0 20 0 20 -1 20 -1 20 0 20 0 20 -1 20 -185067758 48 -20 10 -15 11 -22 -8 -12 -53 -11 -69 3 -68 -3 -82 977577758 0 10 9 5 -5 13 3 10 10 5 17 2 3 9 10 683847758 0 10 9 6 -6 13 2 10 10 6 17 3 3 9 10 683847757 -165 16 -239 27 -80 17 -146 7 -94 5 -168 8 1 -3 -68 277887788 30 -37 -245 15 117 -7 -148 23 103 -32 -171 19 199 -15 -69 3142907755 -63 10 -99 -7 -62 12 -66 -8 -143 25 -153 21 -109 26 -108 2377747774 138 -39 -100 4 139 -22 -67 8 56 -37 -155 20 91 -18 -109 3142904290 83 -45 -174 -4 127 -24 -108 11 79 -37 -165 5 143 -26 -90 2620744290 83 -45 -174 -4 127 -24 -108 11 79 -37 -165 5 143 -26 -90 2620747757 224 3 70 -32 174 -14 39 -34 27 -26 -102 -1 -7 -31 -133 1277567757 9 -3 63 3 -17 3 35 1 18 -6 70 2 -9 -1 42 085297757 8 -3 58 1 -15 3 32 0 16 -6 65 0 -9 0 38 -185297757 8 -3 58 1 -15 3 32 0 16 -6 65 0 -9 0 38 -185297756 213 -40 69 3 167 -21 39 6 26 16 -104 24 -7 13 -137 2266656665 27 -60 -71 -17 52 -45 -37 -22 -116 -1 -207 -3 -79 4 -169 -266625

SI-CL-GA SI-CL-GB SE-CP-GABARRA NOME LIM.

SI-CP-GA SE-CP-GB SE-CL-GA

% % % % % % %

SI-CP-GB

I.SOLT-4-440 450ISOLTEIRA500 51% 20% 73% 8% 66% 11% 85%I.SOLT-4-440 450

ISOLTEIRA500 51% 20% 73% 8% 66% 11% 85%I.SOLT-4-440 450

ISOLTEIRA500 51% 20% 73% 8% 66% 11% 85%ISOLTEIRA500 1.665INOCENCIA500 21% 9% 29% 5% 27% 6% 33%ISOLTEIRA500 1.665INOCENCIA500 21% 8% 29% 2% 28% 3% 33%INOCENCIA500 1.665CHAPADAO-500 19% 7% 27% 1% 26% 3% 31%INOCENCIA500 1.665CHAPADAO-500 20% 11% 27% 7% 25% 8% 30%CHAPADAO-500 300CHAPADAO-230 58% 6% 58% 6% 58% 6% 57%CHAPADAO-500 300CHAPADAO-230 58% 6% 58% 6% 58% 6% 57%CHAPADAO-500 1.665

CG-------500 8% 22% 13% 11% 12% 13% 20%CGR------230 300CG-------500 6% 37% 22% 17% 19% 19% 37%CGR------230 300CG-------500 6% 37% 22% 17% 19% 19% 37%CGR------230 669

ANASTACIO230 23% 20% 16% 16% 12% 11% 7%CGR------230 150

CGIMBIRU-138 39% 64% 13% 27% 31% 57% 22%CGR------230 150

CGIMBIRU-138 39% 64% 13% 27% 31% 57% 22%CGR------230 150

CGIMBIRU-138 39% 64% 13% 27% 31% 57% 22%ANASTACIO230 669CORUMBA--230 7% 7% 7% 7% 7% 7% 7%ANASTACIO230 669CORUMBA--230 7% 7% 7% 7% 7% 7% 7%CORUMBA--230 75CORUMBA--138 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25%CORUMBA--230 75CORUMBA--138 25% 25% 25% 25% 25% 25% 25%ANASTACIO230 352DOURADOS-230 14% 5% 7% 4% 15% 19% 19%ANASTACIO230 75ANASTACIO138 13% 13% 17% 13% 15% 21% 12%ANASTACIO230 84ANASTACIO138 12% 12% 15% 12% 13% 20% 12%DOURADOS-230 669IVINHEMA-230 24% 35% 12% 22% 14% 25% 0%IVINHEMA-230 669P.PRIM-2-230 7% 35% 17% 22% 16% 25% 29%CGR------230 669

RBRILHAN-230 9% 14% 9% 10% 21% 22% 16%RBRILHAN-230 669P.PRIM-2-230 21% 14% 21% 10% 10% 23% 14%P.PRIM-2-230 450P.PRIM-4-440 20% 37% 28% 24% 19% 36% 32%P.PRIM-2-230 450P.PRIM-4-440 20% 37% 28% 24% 19% 36% 32%

DOURADOS-230 337I.GRANDE-000 65% 22% 50% 15% 11% 29% 9%

DOURADOS-230 75DSTACRUZ-138 12% 81% 21% 45% 24% 92% 12%DOURADOS-230 75DSTACRUZ-138 11% 75% 20% 41% 23% 84% 11%DOURADOS-230 75DSTACRUZ-138 11% 75% 20% 41% 23% 84% 11%I.GRANDE-000 350GUAIRA---230 61% 19% 47% 11% 9% 30% 4%GUAIRA---230 350

CASCAVOE-230 19% 20% 19% 12% 32% 58% 22%

SE-CL-GB

%

13%

13%

13%

6%

5%

4%

8%

6%

6%

7%

3%

3%

7%

20%

20%

20%

7%

7%

25%

25%

22%

15%

13%

10%

11%

16%

17%

21%

21%

39%

55%

51%

51%

39%

48%



46

Ano de 2015

Nesse ano, o sistema planejado apresenta, tanto no cenário de geração alto como no

cenário baixo, um desempenho satisfatório nos patamares de cargas pesada e leve, com

as tensões e carregamentos dentro dos critérios estabelecidos, após a utilização dos

recursos disponíveis de controle de tensão.


na tabela seguinte:

BARRA

2600261177687769562356207755777285617758838477647757852977747788429020747756666569846625


ISOLTEIRA500 101,8% 101,7% 101,1% 99,8% 102,9% 101,8% 102,5%I.SOLT-4-440 103,0% 103,0% 100,6% 101,0% 104,5% 103,0% 101,0%


JATAI----230 99,9% 100,0% 100,0% 99,9% 99,8% 99,8% 99,8%CGR------230 102,7% 103,3% 102,4% 102,5% 102,8% 103,4% 102,2%CG-------500 104,4% 104,9% 104,1% 104,2% 104,7% 105,3% 103,9%


CASCAVOE-230 104,0% 104,0% 102,9% 103,0% 104,0% 104,0% 103,0%

SE-CL-GB

99,0%103,0%100,7%101,5%100,0%99,9%

102,6%104,4%100,3%104,0%102,2%102,2%101,4%100,1%102,7%101,4%100,6%100,0%101,8%102,1%100,0%103,9%





47


2611 -252 60 67 -29 -283 75 33 -34 -282 80 35 -34 -324 131 -7 -3726002611 -252 60 67 -29 -283 75 33 -34 -282 80 35 -34 -324 131 -7 -3726002611 -252 60 67 -29 -283 75 33 -34 -282 80 35 -34 -324 131 -7 -3726002600 -504 68 133 -83 -567 89 66 -90 -563 100 71 -92 -645 141 -14 -9777682600 -504 113 133 -38 -567 133 66 -48 -563 145 71 -47 -645 186 -14 -5577687768 -465 86 133 -24 -527 97 66 -32 -524 112 70 -32 -606 139 -15 -3977697768 -465 -10 133 -123 -527 2 66 -128 -524 14 70 -131 -606 42 -15 -13477697769 -175 32 -17 -12 -175 32 -17 -13 -175 30 -17 -15 -175 30 -17 -1356237769 -175 32 -17 -12 -175 32 -17 -13 -175 30 -17 -15 -175 30 -17 -1356237769 -25 -125 380 -80 -120 -126 278 -102 -140 -110 260 -86 -274 -94 124 -11977727755 8 11 -125 18 40 14 -92 16 47 9 -86 7 92 13 -41 1177727755 8 11 -125 18 40 14 -92 16 47 9 -86 7 92 13 -41 1177727755 136 -37 142 -34 120 -43 123 -43 81 -48 86 -45 51 -49 57 -4077587755 46 -40 110 -16 -13 -15 50 6 37 -25 101 -3 -23 -10 39 685617755 46 -40 110 -16 -13 -15 50 6 37 -25 101 -3 -23 -10 39 685617755 46 -40 110 -16 -13 -15 50 6 37 -25 101 -3 -23 -10 39 685617758 52 -13 52 -11 51 -12 51 -12 52 -8 52 -7 51 -10 51 -1177647758 52 -13 52 -11 51 -12 51 -12 52 -8 52 -7 51 -10 51 -1177647764 21 1 21 1 20 0 20 0 21 1 21 1 20 0 20 085067764 21 1 21 1 20 0 20 0 21 1 21 1 20 0 20 085067758 23 -13 16 -8 30 -18 20 -11 -45 -11 -52 -4 -56 -11 -62 577577758 4 10 10 7 -6 10 0 6 11 2 17 -1 2 5 8 383847758 4 10 10 7 -7 10 0 6 11 3 17 0 2 6 9 483847757 -178 13 -246 37 -34 -3 -95 6 -100 33 -174 8 50 14 -19 -1577887788 119 -53 -252 20 267 -37 -96 32 200 4 -177 19 351 -3 -19 1842907755 -101 21 -97 14 -3 8 4 0 -133 38 -131 13 -57 18 -50 677747774 138 -38 -98 15 237 -27 4 8 105 -12 -132 7 183 -13 -50 1242904290 127 -56 -177 3 247 -69 -46 20 151 -14 -157 2 262 -44 -35 1620744290 127 -56 -177 3 247 -69 -46 20 151 -14 -157 2 262 -44 -35 1620747757 228 3 66 -26 180 -19 11 -38 64 -27 -93 13 -11 -24 -169 2577567757 8 -1 69 9 -24 11 36 3 14 -7 76 6 -16 8 44 185297757 7 -1 64 7 -22 10 33 2 13 -7 70 4 -15 8 40 085297757 7 -1 64 7 -22 10 33 2 13 -7 70 4 -15 8 40 085297756 216 -45 65 8 173 -30 11 5 63 11 -95 40 -11 20 -175 1566656665 11 -68 -93 -49 41 -24 -71 4 -108 -12 -218 -30 -98 11 -213 -96625

SI-CL-GA SI-CL-GB SE-CP-GABARRA NOME LIM.

SI-CP-GA SE-CP-GB SE-CL-GA

% % % % % % %

SI-CP-GB

I.SOLT-4-440 450ISOLTEIRA500 56% 16% 65% 10% 62% 11% 77%I.SOLT-4-440 450

ISOLTEIRA500 56% 16% 65% 10% 62% 11% 77%I.SOLT-4-440 450

ISOLTEIRA500 56% 16% 65% 10% 62% 11% 77%ISOLTEIRA500 1.665INOCENCIA500 30% 9% 34% 7% 33% 7% 39%ISOLTEIRA500 1.665INOCENCIA500 31% 8% 35% 5% 34% 5% 39%INOCENCIA500 1.665CHAPADAO-500 28% 8% 32% 4% 31% 5% 37%INOCENCIA500 1.665CHAPADAO-500 27% 11% 31% 9% 31% 9% 36%CHAPADAO-500 300CHAPADAO-230 59% 7% 59% 7% 58% 7% 59%CHAPADAO-500 300CHAPADAO-230 59% 7% 59% 7% 58% 7% 59%CHAPADAO-500 1.665

CG-------500 8% 23% 10% 17% 11% 16% 17%CGR------230 300CG-------500 5% 41% 14% 30% 15% 28% 30%CGR------230 300CG-------500 5% 41% 14% 30% 15% 28% 30%CGR------230 669

ANASTACIO230 20% 21% 19% 19% 14% 14% 10%CGR------230 150

CGIMBIRU-138 39% 72% 13% 33% 29% 65% 17%CGR------230 150

CGIMBIRU-138 39% 72% 13% 33% 29% 65% 17%CGR------230 150

CGIMBIRU-138 39% 72% 13% 33% 29% 65% 17%ANASTACIO230 669CORUMBA--230 8% 8% 7% 7% 7% 7% 7%ANASTACIO230 669CORUMBA--230 8% 8% 7% 7% 7% 7% 7%CORUMBA--230 75CORUMBA--138 28% 28% 27% 27% 28% 28% 27%CORUMBA--230 75CORUMBA--138 28% 28% 27% 27% 28% 28% 27%ANASTACIO230 352DOURADOS-230 7% 5% 10% 6% 13% 14% 15%ANASTACIO230 75ANASTACIO138 13% 16% 15% 8% 13% 21% 8%ANASTACIO230 84ANASTACIO138 12% 14% 13% 7% 13% 19% 7%DOURADOS-230 669IVINHEMA-230 26% 37% 5% 14% 15% 25% 7%IVINHEMA-230 669P.PRIM-2-230 19% 37% 40% 15% 29% 26% 52%CGR------230 669

RBRILHAN-230 15% 14% 1% 1% 20% 19% 9%RBRILHAN-230 669P.PRIM-2-230 21% 14% 35% 1% 16% 19% 27%P.PRIM-2-230 450P.PRIM-4-440 30% 39% 56% 11% 34% 34% 59%P.PRIM-2-230 450P.PRIM-4-440 30% 39% 56% 11% 34% 34% 59%

DOURADOS-230 337I.GRANDE-000 66% 21% 52% 12% 20% 27% 8%

DOURADOS-230 75DSTACRUZ-138 11% 92% 35% 48% 20% 97% 24%DOURADOS-230 75DSTACRUZ-138 9% 84% 32% 44% 19% 89% 21%DOURADOS-230 75DSTACRUZ-138 9% 84% 32% 44% 19% 89% 21%I.GRANDE-000 350GUAIRA---230 63% 19% 49% 3% 18% 29% 6%GUAIRA---230 350

CASCAVOE-230 20% 30% 13% 19% 30% 63% 27%

SE-CL-GB

%

8%

8%

8%

6%

3%

3%

8%

7%

7%

10%

14%

14%

10%

25%

25%

25%

7%

7%

27%

27%

17%

12%

11%

4%

4%

7%

7%

8%

8%

50%

57%

53%

53%

49%

60%



48

7.2.2 Alternativa 02 A seguir são apresentados os principais resultados das análises das alternativa 02 em

regime normal de operação.

Ano de 2010


Linhas de Transmissão SubestaçãoLT 230 KV IMBIRUSSÚ - CHAPADÃO SE 230kV IMBIRUSSÚLT 230 KV CD CHAPADÃO - INOCÊNCIA SE 230kV CHAPADÃOLT 230 KV CD INOCÊNCIA - I.SOLTEIRA SE 230kV INOCÊNCIALT 230 KV CD CORUMBÁ - ANASTÁCIO SE 230kV CORUMBÁLT 230 KV ANASTÁCIO - SIDROLÂNDIA SE 230kV ANASTÁCIOLT 230 KV SIDROLÂNDIA - IMBIRUSSÚ SE 230kV SIDROLÂNDIALT 230 KV CD CHAPADÃO - JATAÍ SE 230kV JATAÍLT 230 KV CD SECC. RIO BRILHANTE SE 230kV RIO BRILHANTELT 230 KV CD SECC. IVINHEMA SE 230kV IVINHEMA

O sistema apresentou, tanto no cenário de geração alto como no cenário baixo, um

desempenho satisfatório nos patamares de cargas pesada e leve, com as tensões e

carregamentos dentro dos critérios estabelecidos, após a utilização dos recursos

disponíveis de controle de tensão.

As análises apontaram, ainda, a necessidade de compensação estática adicional de -

100;+100 MVAr na SE 230kV Imbirussú e -40;+40 MVAr na SE 230kV de Corumbá.


na tabela seguinte:



49

BARRA

26002611776856235620775585617758838477647757852977744290778820747756666569846625

100,4%100,3%100,0%100,0%

101,2%99,8%

100,3%100,0%

104,0%100,0%99,7%99,9%

100,0%99,8%

101,0%

100,5%100,2%

SE-CL-GB

100,8%100,8%100,9%


ISOLTEIRA230 102,3% 101,1% 103,5% 98,3% 100,4% 100,1% 102,9%I.SOLT-4-440 101,0% 101,0% 100,3% 100,0% 100,0% 102,0% 102,0%

INOCENCIA230 101,1% 101,0% 101,7% 99,1% 99,8% 100,4% 101,1%CHAPADAO-230 100,5% 100,1% 101,2% 99,9% 100,3% 100,1% 101,5%

JATAI----230 101,3% 100,0% 102,2% 99,9% 100,1% 100,0% 102,9%CGR------230 102,0% 100,0% 102,0% 100,0% 103,0% 100,0% 103,0%

CGIMBIRU-138 102,0% 100,0% 100,0% 99,8% 102,0% 99,8% 102,0%ANASTACIO230 102,5% 101,2% 102,4% 101,1% 103,9% 101,1% 103,7%ANASTACIO138 102,0% 103,0% 100,9% 103,0% 103,0% 104,0% 104,0%CORUMBA--230 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 102,5% 100,0% 101,6%DOURADOS-230 100,6% 100,0% 100,7% 99,4% 100,8% 100,8% 102,0%DSTACRUZ-138 100,0% 100,0% 100,0% 99,7% 100,0% 100,1% 100,4%RBRILHAN-230 103,4% 101,3% 101,5% 100,4% 102,1% 101,2% 103,2%P.PRIM-230l0 103,3% 102,0% 100,0% 98,2% 99,8% 101,9% 102,2%

IVINHEMA-230 102,7% 100,8% 100,8% 98,8% 100,5% 101,5% 102,7%P.PRIM-4-440 104,5% 104,5% 100,0% 100,0% 104,5% 104,5% 100,0%I.GRANDE-000 100,8% 100,5% 103,2% 101,6% 99,7% 101,0% 102,3%GUAIRA---230 100,8% 100,2% 103,2% 101,4% 99,3% 100,8% 102,0%GUAIRA---138 102,2% 101,9% 98,1% 100,0% 101,6% 100,0% 99,8%

CASCAVOE-230 103,3% 101,2% 101,9% 100,1% 101,9% 101,0% 99,8%





50


2611 -175 55 39 -5 -219 80 -9 -16 -198 49 12 -9 -244 88 -35 -126002611 -175 55 39 -5 -219 80 -9 -16 -198 49 12 -9 -244 88 -35 -126002600 -175 51 39 -5 -219 73 -9 -16 -198 43 12 -9 -244 80 -35 -177682600 -175 51 39 -5 -219 73 -9 -16 -198 43 12 -9 -244 80 -35 -177687755 127 -32 87 -39 125 -30 83 -38 100 -37 60 -35 93 -34 55 -3477587755 37 -25 90 -17 -12 -22 43 -3 32 -27 86 -20 -16 -11 38 -585617755 37 -25 90 -17 -12 -22 43 -3 32 -27 86 -20 -16 -11 38 -585617758 49 -7 48 -14 49 -7 49 -14 49 -13 49 -14 49 -9 49 -1577647758 49 -7 48 -14 49 -7 49 -14 49 -13 49 -14 49 -9 49 -1577647758 29 -13 -37 -8 42 -16 -25 -7 -6 -2 -75 -4 2 -12 -62 -277577758 0 7 14 10 -8 10 5 11 4 8 18 12 -4 11 9 1283847758 -1 7 14 11 -9 10 4 11 4 8 18 13 -4 11 9 1383847788 151 0 275 -9 31 -20 148 -32 79 -26 208 -16 -42 -3 79 -1677577788 -134 -4 -275 9 -14 15 -148 32 -62 22 -208 16 59 -1 -79 1642907755 -67 -7 -180 22 21 3 -88 10 -68 20 -181 24 20 -5 -90 177747774 34 -22 -183 11 123 -10 -89 21 34 4 -185 12 122 -17 -91 1242904290 -50 -15 -233 -18 54 -2 -119 19 -14 14 -199 -8 90 -14 -85 1020744290 -50 -15 -233 -18 54 -2 -119 19 -14 14 -199 -8 90 -14 -85 1020747757 167 -19 54 -28 138 -36 25 -35 52 -19 -59 -11 17 -25 -90 -577567757 12 0 47 -1 -8 2 25 -1 15 -1 50 -1 -6 5 28 -185297757 11 0 43 -2 -7 2 23 -1 14 -1 46 -2 -5 5 26 -285297757 11 0 43 -2 -7 2 23 -1 14 -1 46 -2 -5 5 26 -285297756 161 -26 53 8 134 -27 25 5 52 17 -59 24 17 17 -92 2266656665 -8 -51 -79 -23 33 -3 -45 3 -89 -41 -159 2 -53 16 -126 26625

BARRA NOME LIM.SI-CP-GA

%

SI-CP-GB

%

SI-CL-GA

%

SI-CL-GB

%

SE-CP-GA

%

SE-CP-GB

%

SE-CL-GA

%

45% 3% 56%I.SOLT-4-440

ISOLTEIRA230450

40% 9% 52% 4%

45% 3% 56%I.SOLT-4-440

ISOLTEIRA230450

40% 9% 52% 4%

30% 2% 37%ISOLTEIRA230INOCENCIA230

66927% 6% 33% 3%


66927% 6% 33% 3%

16% 10% 14%CGR------230

ANASTACIO230669

19% 14% 19% 14%

27% 59% 12%CGR------230

CGIMBIRU-138150

29% 61% 16% 29%

27% 59% 12%CGR------230

CGIMBIRU-138150

29% 61% 16% 29%

7% 7% 7%ANASTACIO230CORUMBA--230

6697% 7% 7% 8%


6697% 7% 7% 8%

2% 21% 3%ANASTACIO230DOURADOS-230

3529% 11% 12% 7%

11% 29% 15%ANASTACIO230ANASTACIO138

758% 23% 17% 16%


848% 20% 15% 14%

12% 31% 6%IVINHEMA-230

DOURADOS-230669

22% 41% 6% 23%

10% 31% 9%IVINHEMA-230P.PRIM-2-230

66919% 41% 3% 23%

10% 27% 3%CGR------230

RBRILHAN-230669

10% 27% 3% 13%

5% 27% 18%RBRILHAN-230P.PRIM-2-230

6696% 27% 18% 14%

4% 44% 20%P.PRIM-2-230P.PRIM-4-440

45011% 51% 12% 27%

4% 44% 20%P.PRIM-2-230P.PRIM-4-440

45011% 51% 12% 27%

16% 18% 9%DOURADOS-230I.GRANDE-000

33750% 18% 42% 13%

20% 65% 9%DOURADOS-230DSTACRUZ-138

7516% 63% 11% 33%


7515% 57% 11% 31%


7515% 57% 11% 31%

16% 18% 7%I.GRANDE-000GUAIRA---230

35046% 15% 38% 7%

28% 45% 15%GUAIRA---230

CASCAVOE-230350

15% 23% 9% 13%

SE-CL-GB

%

8%

8%

5%

5%

10%

26%

26%

8%

8%

18%

20%

18%

12%

12%

13%

13%

19%

19%

27%

37%

35%

35%

27%

36%

Ano de 2012




51

Linhas de Transmissão SubestaçãoLT 230 KV CHAPADÃO - INOCÊNCIA - LT 230 KV INOCÊNCIA - I.SOLTEIRA -

Com as obras previstas para o ano de 2010 e as indicadas para 2012 o sistema

apresentou, tanto no cenário de geração alto como no cenário baixo, um desempenho

satisfatório nos patamares de carga pesada e leve, com as tensões e carregamentos

dentro dos critérios estabelecidos, após a utilização dos recursos disponíveis de controle

de tensão.


na tabela seguinte:

BARRA

26002611776856235620775585617758838477647757852977744290778820747756666569846625


ISOLTEIRA230 104,1% 100,2% 104,7% 99,3% 103,7% 98,8% 102,6%I.SOLT-4-440 100,0% 100,0% 102,0% 101,0% 103,0% 103,5% 100,0%


JATAI----230 99,9% 100,0% 100,9% 100,6% 99,8% 100,0% 102,0%CGR------230 103,0% 100,0% 100,0% 100,0% 103,0% 100,0% 103,0%



CASCAVOE-230 101,9% 101,2% 103,1% 100,2% 102,0% 103,5% 101,1%

SE-CL-GB

99,9%101,2%103,0%100,0%99,8%99,9%

101,0%101,0%

101,2%100,2%100,6%100,0%102,6%

101,2%100,9%

100,0%100,3%

102,9%100,0%103,7%





52


2611 -211 88 29 -11 -262 124 -17 -17 -250 110 -4 -16 -287 117 -44 026002611 -211 88 29 -11 -262 124 -17 -17 -250 110 -4 -16 -287 117 -44 026002611 -211 88 29 -11 -262 124 -17 -17 -250 110 -4 -16 -287 117 -44 026002600 -211 81 29 -11 -262 113 -17 -17 -250 100 -4 -16 -287 105 -44 077682600 -211 81 29 -11 -262 113 -17 -17 -250 100 -4 -16 -287 105 -44 077682600 -211 81 29 -11 -262 113 -17 -17 -250 100 -4 -16 -287 105 -44 077687755 164 -23 94 -42 137 -45 82 -44 107 -27 48 -47 98 -29 40 -3577587755 38 -42 87 -11 -11 5 36 4 32 -42 81 -11 -20 -37 30 285617755 38 -42 87 -11 -11 5 36 4 32 -42 81 -11 -20 -37 30 285617758 50 -14 50 -13 50 -12 50 -12 50 -7 50 -9 50 -16 50 -1477647758 50 -14 50 -13 50 -12 50 -12 50 -7 50 -9 50 -16 50 -1477647758 63 -9 -34 -8 58 -26 -26 -14 -7 -10 -92 -7 1 -7 -80 377577758 -1 13 13 7 -11 10 4 9 6 10 19 3 -2 17 10 983847758 -1 14 13 7 -12 10 4 9 6 10 20 4 -2 18 10 1083847788 154 -7 272 0 51 -20 160 -17 65 -28 190 -21 -42 -2 68 -1377577788 47 -37 -272 0 150 -40 -160 17 136 -6 -190 21 243 -47 -68 1342907755 -33 15 -172 11 22 -17 -96 -9 -65 25 -186 17 12 11 -105 377747774 165 -28 -175 3 220 -38 -97 1 132 -12 -190 5 209 -28 -106 1242904290 104 -44 -227 -24 182 -63 -129 2 132 -19 -193 -9 222 -67 -88 820744290 104 -44 -227 -24 182 -63 -129 2 132 -19 -193 -9 222 -67 -88 820747757 229 8 40 -22 203 -18 27 -31 55 -20 -114 9 38 -36 -133 -277567757 5 -1 51 1 -16 8 28 0 10 -3 55 1 -12 10 32 085297757 5 -1 47 0 -14 7 25 0 9 -3 51 -1 -10 9 29 -185297757 5 -1 47 0 -14 7 25 0 9 -3 51 -1 -10 9 29 -185297756 217 -46 40 16 193 -45 27 10 54 16 -117 28 38 4 -137 866656665 29 -68 -97 -31 74 -26 -44 11 -96 -33 -216 -1 -45 6 -169 -66625


%

SI-CP-GB

%

SI-CL-GA

%

SI-CL-GB

%

SE-CP-GA

%

SE-CP-GB

%

SE-CL-GA

%

59% 3% 69%I.SOLT-4-440

ISOLTEIRA230450

51% 7% 63% 5%

59% 3% 69%I.SOLT-4-440

ISOLTEIRA230450

51% 7% 63% 5%

59% 3% 69%I.SOLT-4-440

ISOLTEIRA230450

51% 7% 63% 5%


66932% 5% 41% 4%


66932% 5% 41% 4%


66932% 5% 41% 4%

16% 10% 15%CGR------230

ANASTACIO230669

24% 15% 22% 14%

34% 55% 27%CGR------230

CGIMBIRU-138150

37% 59% 9% 24%

34% 55% 27%CGR------230

CGIMBIRU-138150

37% 59% 9% 24%


6698% 8% 8% 8%


6698% 8% 8% 8%


35218% 10% 18% 8%


7517% 20% 19% 12%


8415% 18% 18% 11%

10% 28% 6%IVINHEMA-230

DOURADOS-230669

23% 40% 8% 24%

20% 28% 36%IVINHEMA-230P.PRIM-2-230

6699% 40% 23% 24%

10% 28% 2%CGR------230

RBRILHAN-230669

5% 26% 4% 14%

19% 28% 31%RBRILHAN-230P.PRIM-2-230

66925% 26% 33% 14%

30% 42% 50%P.PRIM-2-230P.PRIM-4-440

45025% 49% 42% 28%

30% 42% 50%P.PRIM-2-230P.PRIM-4-440

45025% 49% 42% 28%


33768% 14% 59% 12%


757% 68% 23% 36%


757% 63% 21% 33%


757% 63% 21% 33%

16% 34% 11%I.GRANDE-000GUAIRA---230

35065% 12% 55% 8%

29% 61% 13%GUAIRA---230

CASCAVOE-230350

22% 29% 22% 13%

SE-CL-GB

%

10%

10%

10%

7%

7%

7%

8%

20%

20%

8%

8%

22%

17%

17%

10%

10%

16%

16%

20%

20%

39%

43%

39%

39%

38%

47%

Ano de 2015

Nesse ano, o sistema planejado apresenta, tanto no cenário de geração alto como no

cenário baixo, um desempenho satisfatório nos patamares de cargas pesada e leve, com



53

as tensões e carregamentos dentro dos critérios estabelecidos, após a utilização dos

recursos disponíveis de controle de tensão.


na tabela seguinte:

BARRA

26002611776856235620775585617758838477647757852977744290778820747756666569846625


ISOLTEIRA230 103,3% 103,0% 103,7% 99,2% 103,1% 101,1% 103,9%I.SOLT-4-440 103,0% 103,0% 100,6% 101,0% 103,0% 103,0% 101,0%


JATAI----230 99,1% 100,3% 98,8% 100,0% 98,8% 100,3% 98,5%CGR------230 103,0% 98,0% 102,0% 100,0% 103,0% 100,0% 100,0%



CASCAVOE-230 104,0% 103,0% 102,7% 100,0% 103,0% 104,0% 99,8%

SE-CL-GB

100,2%103,0%100,8%101,2%100,6%103,0%100,2%104,3%100,0%101,7%102,3%98,2%

104,4%103,0%103,4%100,0%101,8%102,1%98,0%

102,8%





54


2611 -291 140 43 2 -316 165 13 -14 -311 155 19 -8 -343 191 -19 -1226002611 -291 140 43 2 -316 165 13 -14 -311 155 19 -8 -343 191 -19 -1226002611 -291 140 43 2 -316 165 13 -14 -311 155 19 -8 -343 191 -19 -1226002600 -291 126 43 2 -316 149 13 -14 -311 140 19 -8 -343 171 -19 -1277682600 -291 126 43 2 -316 149 13 -14 -311 140 19 -8 -343 171 -19 -1277682600 -291 126 43 2 -316 149 13 -14 -311 140 19 -8 -343 171 -19 -1277687755 178 -24 105 -70 173 -42 108 -41 140 -37 70 -51 126 -43 59 -4077587755 50 -37 100 -5 -5 -9 41 7 44 -26 93 3 -12 -18 37 1385617755 50 -37 100 -5 -5 -9 41 7 44 -26 93 3 -12 -18 37 1385617758 67 -5 67 -12 66 -6 66 -14 67 -5 67 -9 66 -13 66 -777647758 67 -5 67 -12 66 -6 66 -14 67 -5 67 -9 66 -13 66 -777647758 45 -15 -51 -9 68 -18 -29 -14 -3 -21 -99 -1 7 -23 -86 777577758 -2 5 10 -10 -15 -1 2 11 3 5 17 -4 -7 11 6 -283847758 -2 5 11 -9 -15 -2 2 11 3 5 17 -4 -8 11 6 -283847788 165 -14 299 -7 8 -6 128 -28 74 -53 207 -29 -87 -16 35 -777577788 135 -57 -299 7 292 -2 -128 28 226 0 -207 29 387 -14 -35 742907755 -51 16 -193 10 70 4 -68 -7 -54 24 -194 30 57 -9 -83 -477747774 188 -38 -198 -6 310 -21 -68 8 186 -12 -199 14 297 -11 -83 1042904290 159 -66 -252 -33 294 -68 -99 14 203 -29 -206 -3 333 -79 -59 720744290 159 -66 -252 -33 294 -68 -99 14 203 -29 -206 -3 333 -79 -59 720747757 241 8 26 -30 203 -16 -16 -13 93 -22 -125 10 32 -18 -181 3677567757 4 0 56 5 -21 13 30 1 7 2 60 3 -17 9 34 085297757 4 0 52 3 -19 12 28 1 7 2 55 1 -16 8 31 085297757 4 0 52 3 -19 12 28 1 7 2 55 1 -16 8 31 085297756 228 -53 26 11 194 -44 -16 28 91 7 -128 25 32 22 -189 1866656665 20 -75 -120 -17 60 -24 -91 -14 -88 -16 -239 -2 -66 -7 -219 86625


%

SI-CP-GB

%

SI-CL-GA

%

SI-CL-GB

%

SE-CP-GA

%

SE-CP-GB

%

SE-CL-GA

%

75% 4% 86%I.SOLT-4-440

ISOLTEIRA230450

70% 9% 79% 4%

75% 4% 86%I.SOLT-4-440

ISOLTEIRA230450

70% 9% 79% 4%

75% 4% 86%I.SOLT-4-440

ISOLTEIRA230450

70% 9% 79% 4%


66946% 6% 50% 3%


66946% 6% 50% 3%


66946% 6% 50% 3%

21% 13% 20%CGR------230

ANASTACIO230669

26% 19% 26% 17%

33% 62% 14%CGR------230

CGIMBIRU-138150

40% 68% 7% 28%

33% 62% 14%CGR------230

CGIMBIRU-138150

40% 68% 7% 28%


66910% 10% 10% 10%


66910% 10% 10% 10%


35213% 14% 19% 9%


757% 19% 20% 15%


846% 17% 18% 13%

13% 30% 13%IVINHEMA-230

DOURADOS-230669

24% 44% 1% 19%

33% 30% 58%IVINHEMA-230P.PRIM-2-230

66922% 44% 42% 19%

9% 29% 9%CGR------230

RBRILHAN-230669

8% 30% 10% 10%

27% 29% 44%RBRILHAN-230P.PRIM-2-230

66928% 29% 46% 10%

45% 45% 76%P.PRIM-2-230P.PRIM-4-440

45037% 55% 66% 22%

45% 45% 76%P.PRIM-2-230P.PRIM-4-440

45037% 55% 66% 22%


33771% 12% 59% 6%


755% 75% 32% 40%


755% 68% 31% 37%


755% 68% 31% 37%

25% 37% 11%I.GRANDE-000GUAIRA---230

35067% 8% 55% 9%

25% 67% 19%GUAIRA---230

CASCAVOE-230350

22% 34% 18% 26%

SE-CL-GB

%

5%

5%

5%

3%

3%

3%

10%

25%

25%

10%

10%

24%

8%

7%

5%

5%

12%

12%

13%

13%

54%

44%

41%

41%

53%

61%

7.3 Desempenho das Alternativas em Regime de Emergência


Foram analisados 8 cenários na alternativa 01 levando em consideração a hidrologia, a

safra de cana-de-açúcar e os patamares de carga. Dentre estes cenários aqueles que mais



55

estressaram o sistema foram os cenários SI-CL-GA sul importador (norte úmido), carga

leve e cenário alto de geração e SE-CL-GA sul exportador (norte seco), carga leve e

cenário alto de geração.

A tabela a seguir indica a lista de emergências considerada nas análises.

Título1Título2Título3Título4Título5Título6Título7Título8Título9

Título10Título11Título12Título13

Emergências

LT 230 Dourados - Guaíra (I.Grande)LT 230 Guaíra - Cascavel

LT 230 Dourados - IvinhemaLT 230 Ivinhema - P.PrimaveraLT 230 Anastácio - CorumbáLT 230 Anastácio - Dourados

LT 230 C.Grande - AnastácioLT 500 Chapadão - C.GrandeLT 230 C.Grande - R.BrilhanteLT 230 R.Brilhante - P.Primavera

LT 230 Jataí - ChapadãoLT 500 Chapadão - InocênciaLT 230 Inocência - I.Solteira

O plano de obras previsto proporcionou ao sistema um comportamento satisfatório, com

tensões e carregamentos dentro dos critérios estabelecidos, em todo o período analisado,

isto é, nos anos de 2010,2012 e 2015.

7.3.2 Alternativa 02 Foram também analisados 8 cenários nesta alternativa 02 levando em consideração a

hidrologia, a safra de cana-de-açúcar e os patamares de carga. Dentre estes cenários

aqueles que mais estressaram o sistema foram os cenários SI-CL-GA sul importador

(norte úmido), carga leve e cenário alto de geração e SE-CL-GA sul exportador (norte

seco), carga leve e cenário alto de geração.



56

A tabela a seguir indica a lista de Emergências considerada nas análises.

Título1Título2Título3Título4Título5Título6Título7Título8Título9

Título10Título11Título12Título13

LT 230 Dourados - Guaíra (I.Grande)LT 230 Guaíra - Cascavel

EmergênciasLT 230 Jataí - ChapadãoLT 230 Chapadão - InocênciaLT 230 Inocência - I.SolteiraLT 230 C.Grande - AnastácioLT 230 Chapadão - C.GrandeLT 230 C.Grande - R.BrilhanteLT 230 R.Brilhante - P.PrimaveraLT 230 Dourados - IvinhemaLT 230 Ivinhema - P.PrimaveraLT 230 Anastácio - CorumbáLT 230 Anastácio - Dourados

O plano de obras previsto, nesta alternativa, proporcionou ao sistema um comportamento

satisfatório frente às emergências processadas, com tensões e carregamentos dentro dos

critérios estabelecidos, em todo o período analisado, isto é, nos anos de 2010,2012 e

2015.

7.4 Plano de Obras – Mato Grosso do Sul




57

30 anos0,11 a.a.


LT 500 KV IMBIRUSSÚ - CHAPADÃO: 500-AA-CS-G-3-954 2010 295 607,63 179.250,85 145.484,01 20.618,26 78.855,02LT 500 KV CHAPADÃO - INOCÊNCIA: 500-AA-CS-G-3-954 2010 165 607,63 100.258,95 81.372,41 11.532,25 44.105,35LT 500 KV INOCÊNCIA - I.SOLTEIRA 2: 500-AA-CS-G-3-954 2010 85 607,63 51.648,55 41.919,12 5.940,85 22.720,94LT 230 KV CORUMBÁ - ANASTÁCIO: 230-AA-CD-G-2-795 2010 290 670,93 194.569,70 157.917,13 22.380,30 85.594,01LT 230 KV ANASTÁCIO - SIDROLÂNDIA: 230-AA-CS-G-2-79 2010 120 381,86 45.823,20 37.191,14 5.270,80 20.158,28LT 230 KV SIDROLÂNDIA - IMBIRUSSÚ: 230-AA-CS-G-2-79 2010 20 381,86 7.637,20 6.198,52 878,47 3.359,71LT 230 KV CHAPADÃO - JATAÍ: 230-AA-CD-G-2-795 2010 131 670,93 87.891,83 71.334,98 10.109,72 38.664,88LT 230 KV SECC. RIO BRILHANTE: 230-AA-CD-G-2-795 2010 1 670,93 670,93 544,54 77,17 295,15LT 230 KV SECC. IVINHEMA: 230-AA-CD-G-2-795 2010 1 670,93 670,93 544,54 77,17 295,15LT 500 KV CHAPADÃO - INOCÊNCIA: 500-AA-CS-G-3-954 2012 165 607,63 100.258,95 66.043,68 11.532,25 28.076,43LT 500 KV INOCÊNCIA - I.SOLTEIRA 2: 500-AA-CS-G-3-954 2012 85 607,63 51.648,55 34.022,50 5.940,85 14.463,61

Subestações

SE 500 KV IMBIRUSSÚMÓDULO GERAL-500kV-MÉDIA 2010 1 25.991,65 25.991,65 21.095,41 2.989,68 11.434,10IB-500KV-DJM 2010 2 3.067,98 6.135,96 4.980,09 705,79 2.699,30EL-500KV-DJM 2010 1 7.425,16 7.425,16 6.026,43 854,08 3.266,44EL-230KV-BD ( LT + estático ) 2010 2 3.297,41 6.594,81 5.352,50 758,57 2.901,15CT-500KV-DJM 2010 2 6.715,38 13.430,75 10.900,70 1.544,87 5.908,38CT-230kV-BD 2010 3 2.747,70 8.243,10 6.690,28 948,16 3.626,26CT-138kV-BD 2010 1 1.476,60 1.476,60 1.198,44 169,85 649,58ATF-100MVA-M-500/230kV-C-C 2010 7 5.261,30 36.829,09 29.891,31 4.236,25 16.201,64ATF-150MVA-T-230/138kV-C-C 2010 1 3.906,31 3.906,31 3.170,45 449,32 1.718,44ESTÁTICO - (100;-100) 2010 200 100,00 20.000,00 16.232,45 2.300,49 8.798,29REATOR-50MVAr-M-500KV 2010 3 3.079,71 9.239,14 7.498,69 1.062,73 4.064,43

SE 500 KV CHAPADÃOMÓDULO GERAL-500kV-GRANDE 2010 1 33.003,21 33.003,21 26.786,15 3.796,18 14.518,59IB-500KV-DJM 2010 2 3.067,98 6.135,96 4.980,09 705,79 2.699,30EL-500KV-DJM 2010 2 7.425,16 14.850,32 12.052,86 1.708,15 6.532,87EL-230KV-BD 2010 2 3.297,41 6.594,81 5.352,50 758,57 2.901,15CT-500KV-DJM 2010 2 6.715,38 13.430,75 10.900,70 1.544,87 5.908,38CT-230kV-BD 2010 2 2.747,70 5.495,40 4.460,19 632,11 2.417,50ATF-100MVA-M-500/230kV-C-C 2010 7 7.301,34 51.109,39 41.481,53 5.878,84 22.483,76REATOR-50MVAr-M-500KV 2010 3 3.079,71 9.239,14 7.498,69 1.062,73 4.064,43REATOR-33MVAr-M-500KV 2010 3 2.424,56 7.273,69 5.903,49 836,65 3.199,80IB-500KV-DJM 2012 1 3.067,98 3.067,98 2.020,97 352,89 859,15EL-500KV-DJM 2012 1 7.425,16 7.425,16 4.891,18 854,08 2.079,34REATOR-33MVAr-M-500KV 2012 3 2.424,56 7.273,69 4.791,40 836,65 2.036,92

SE 500 KV INOCÊNCIAMÓDULO GERAL-500kV-GRANDE 2010 1 33.003,21 33.003,21 26.786,15 3.796,18 14.518,59IB-500KV-DJM 2010 2 3.067,98 6.135,96 4.980,09 705,79 2.699,30EL-500KV-DJM 2010 3 7.425,16 22.275,48 18.079,28 2.562,23 9.799,31REATOR-33MVAr-M-500KV 2010 3 2.424,56 7.273,69 5.903,49 836,65 3.199,80IB-500KV-DJM 2012 2 3.067,98 6.135,96 4.041,95 705,79 1.718,31EL-500KV-DJM 2012 3 7.425,16 22.275,48 14.673,55 2.562,23 6.238,01REATOR-33MVAr-M-500KV 2012 3 2.424,56 7.273,69 4.791,40 836,65 2.036,92

ata Horizonte-2ºTruncamen 2037

RN-2017VP Parcela AnualRede Básica Ano Qtde. Custo TotalCusto Unitário

Data Referência: 2008ata Horizonte-1ºTruncamen 2017

Vida Útil:Taxa de Atualização:


Custo da Alternativa 01 : R$ x 1000



58



59


30,00 anos0,11 a.a.


LT 230 KV CORUMBÁ - ANASTÁCIO: 230-AA-CD-G-2-795 2010 290 670,93 194.569,70 157.917,13 22.380,30 85.594,01LT 230 KV ANASTÁCIO - SIDROLÂNDIA: 230-AA-CS-G-2-795 2010 120 381,86 45.823,20 37.191,14 5.270,80 20.158,28LT 230 KV SIDROLÂNDIA - IMBIRUSSÚ: 230-AA-CS-G-2-795 2010 20 381,86 7.637,20 6.198,52 878,47 3.359,71LT 230 KV IMBIRUSSÚ - CHAPADÃO: 230-AA-CS-G-2-795 2010 295 381,86 112.648,70 91.428,21 12.957,37 49.555,78LT 230 KV CHAPADÃO - JATAÍ: 230-AA-CD-G-2-795 2010 131 670,93 87.891,83 71.334,98 10.109,72 38.664,88LT 230 KV CHAPADÃO - INOCÊNCIA: 230-AA-CD-G-2-795 2010 165 670,93 110.703,45 89.849,40 12.733,62 48.700,04LT 230 KV INOCÊNCIA - I.SOLTEIRA 2: 230-AA-CD-G-2-795 2010 85 670,93 57.029,05 46.286,06 6.559,74 25.087,90LT 230 KV SECC. RIO BRILHANTE: 230-AA-CD-G-2-795 2010 1 670,93 670,93 544,54 77,17 295,15LT 230 KV SECC. IVINHEMA: 230-AA-CD-G-2-795 2010 1 670,93 670,93 544,54 77,17 295,15LT 230 KV CHAPADÃO - INOCÊNCIA: 230-AA-CS-G-2-795 2012 165 381,86 63.006,90 41.504,60 7.247,34 17.644,40LT 230 KV INOCÊNCIA - I.SOLTEIRA 2: 230-AA-CS-G-2-795 2012 85 381,86 32.458,10 21.381,16 3.733,48 9.089,54

Subestações

SE 440 KV I.SOLTEIRA 2MÓDULO GERAL-440kV-GRANDE 2010 1 33.003,21 33.003,21 26.786,15 3.796,18 14.518,59IB-440KV-DJM 2010 3 3.067,98 9.203,95 7.470,13 1.058,68 4.048,95EL-440KV-DJM 2010 4 7.425,16 29.700,65 24.105,71 3.416,30 13.065,74EL-230kV-BD 2010 2 7.425,16 14.850,32 12.052,86 1.708,15 6.532,87CT-440KV-DJM 2010 2 6.715,38 13.430,75 10.900,70 1.544,87 5.908,38CT-230kV-BD 2010 2 2.747,70 5.495,40 4.460,19 632,11 2.417,50ATF-150MVA-M-440/230kV-C-C 2010 7 6.678,41 46.748,90 37.942,46 5.377,27 20.565,51REATOR-10MVAr-T-230KV 2010 2 445,53 891,06 723,21 102,49 391,99IB-440KV-DJM 2012 1 3.067,98 3.067,98 2.020,97 352,89 859,15EL-230kV-BD 2012 1 7.425,16 7.425,16 4.891,18 854,08 2.079,34CT-440KV-DJM 2012 1 6.715,38 6.715,38 4.423,63 772,43 1.880,57CT-230kV-BD 2012 1 2.747,70 2.747,70 1.809,99 316,05 769,46ATF-150MVA-M-440/230kV-C-C 2012 3 6.678,41 20.035,24 13.197,83 2.304,55 5.610,65REATOR-10MVAr-T-230KV 2012 1 445,53 445,53 293,49 51,25 124,77

SE 230 KV CORUMBÁMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1 11.691,54 11.691,54 9.489,12 1.344,82 5.143,28IB-230KV-BD 2010 1 1.801,47 1.801,47 1.462,12 207,21 792,49EL-230kV-BD 2010 3 3.297,41 9.892,22 8.028,75 1.137,85 4.351,73CT-230KV-BD 2010 2 2.747,70 5.495,40 4.460,19 632,11 2.417,50CT-138KV-BD 2010 2 1.476,60 2.953,21 2.396,89 339,69 1.299,16ATF-50MVA-T-230/138kV-C-C 2010 2 2.151,62 4.303,24 3.492,61 494,98 1.893,06COMP. ESTÁTICO-80MVAr-230KV 2010 80 100,00 8.000,00 6.492,98 920,20 3.519,31REATOR-20MVAr-T-230KV 2010 2 891,06 1.782,13 1.446,41 204,99 783,98

SE 230 KV ANASTÁCIOEL-230kV-BD 2010 3 3.297,41 9.892,22 8.028,75 1.137,85 4.351,73REATOR-20MVAr-T-230KV 2010 2 891,06 1.782,13 1.446,41 204,99 783,98

SE 230 KV SIDROLÂNDIAMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1 11.691,54 11.691,54 9.489,12 1.344,82 5.143,28IB-230KV-BD 2010 1 1.801,47 1.801,47 1.462,12 207,21 792,49EL-230kV-BD 2010 3 3.297,41 9.892,22 8.028,75 1.137,85 4.351,73REATOR-10MVAr-T-230KV 2010 1 445,53 445,53 361,60 51,25 196,00

Parcela Anual RN-2017

ata Horizonte-2ºTruncamento 2037

Custo Total VPRede Básica Ano Qtde. Custo Unitário

Data Referência: 2008ata Horizonte-1ºTruncamento 2017


Custo da Alternativa 02 : R$ x 1000




60

SE 230 KV IMBIRUSSÚMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1 11.691,54 11.691,54 9.489,12 1.344,82 5.143,28EL-230KV-BD 2010 3 3.297,41 9.892,22 8.028,75 1.137,85 4.351,73CT-230kV-BD 2010 1 2.747,70 2.747,70 2.230,09 316,05 1.208,75CT-138kV-BD 2010 1 1.476,60 1.476,60 1.198,44 169,85 649,58ATF-150MVA-T-230/138kV-C-C 2010 1 3.906,31 3.906,31 3.170,45 449,32 1.718,44COMP. ESTÁTICO-100MVAr-230KV 2010 200 100,00 20.000,00 16.232,45 2.300,49 8.798,29REATOR-25MVAr-T-230KV 2010 1 1.113,83 1.113,83 904,01 128,12 489,99

SE 230 KV CHAPADÃOMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1 11.691,54 11.691,54 9.489,12 1.344,82 5.143,28IB-230KV-BD 2010 1 1.801,47 1.801,47 1.462,12 207,21 792,49EL-230kV-BD 2010 5 3.297,41 16.487,03 13.381,25 1.896,41 7.252,88REATOR-20MVAr-T-230KV 2010 1 891,06 891,06 723,21 102,49 391,99REATOR-10MVAr-T-230KV 2010 2 445,53 891,06 723,21 102,49 391,99EL-230kV-BD 2012 1 3.297,41 3.297,41 2.172,10 379,28 923,40REATOR-10MVAr-T-230KV 2012 1 445,53 445,53 293,49 51,25 124,77

SE 230 KV JATAÍMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1 11.691,54 11.691,54 9.489,12 1.344,82 5.143,28IB-230KV-BD 2010 1 1.801,47 1.801,47 1.462,12 207,21 792,49EL-230kV-BD 2010 2 3.297,41 6.594,81 5.352,50 758,57 2.901,15REATOR-10MVAr-T-230KV 2010 2 445,53 891,06 723,21 102,49 391,99

SE 230 KV INOCÊNCIAMÓDULO GERAL-230kV-GRANDE 2010 1 14.557,21 14.557,21 11.814,96 1.674,44 6.403,93IB-230KV-BD 2010 1 1.801,47 1.801,47 1.462,12 207,21 792,49EL-230kV-BD 2010 8 3.297,41 26.379,25 21.409,99 3.034,26 11.604,61REATOR-10MVAr-T-230KV 2010 4 445,53 1.782,13 1.446,41 204,99 783,98EL-230kV-BD 2012 4 3.297,41 13.189,63 8.688,42 1.517,13 3.693,61REATOR-10MVAr-T-230KV 2012 2 445,53 891,06 586,97 102,49 249,53

SE 230 KV RIO BRILHANTEMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1 11.691,54 11.691,54 9.489,12 1.344,82 5.143,28IB-230KV-BD 2010 1 1.801,47 1.801,47 1.462,12 207,21 792,49EL-230kV-BD 2010 2 3.297,41 6.594,81 5.352,50 758,57 2.901,15

SE 230 KV DOURADOSMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1 11.691,54 11.691,54 9.489,12 1.344,82 5.143,28CT-230KV-BD 2010 1 2.747,70 2.747,70 2.230,09 316,05 1.208,75CT-138KV-BD 2010 1 1.476,60 1.476,60 1.198,44 169,85 649,58ATF-75MVA-T-230/138kV-C-C 2010 1 2.681,36 2.681,36 2.176,25 308,42 1.179,57EL-230kV-BD 2012 1 3.297,41 3.297,41 2.172,10 379,28 923,40CAPACITOR-20MVAr-T-230KV 2012 1 1.254,26 1.254,26 826,22 144,27 351,24

SE 230 KV IVINHEMAMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1 11.691,54 11.691,54 9.489,12 1.344,82 5.143,28IB-230KV-BD 2010 1 1.801,47 1.801,47 1.462,12 207,21 792,49EL-230kV-BD 2010 2 3.297,41 6.594,81 5.352,50 758,57 2.901,15

CUSTO DOS EQUIPAMENTOS E INSTALAÇÕES 1.217.533,02 963.977,87 140.046,25 510.305,64

eventos 2010 250.237,55 1.059.255,74 859.715,72 121.840,47 465.981,81 eventos 2012 39.881,43 158.277,29 104.262,15 18.205,78 44.323,83 eventos 2015 - - - - -

7.5 Análise econômica

A tabela abaixo apresenta o custo dos investimentos para cada uma das alternativas.

Constata-se que a alternativa 2 é a mais atrativa, do ponto de vista de menor custo de

investimentos.



61

1 1.268.672,50 132% 2º2 963.977,87 100% 1º

Custo total - Valor Presente ( 2008 )

(%) OrdemAlternativa Custos(R$ x 1000)

A tabela a seguir mostra o custo de perdas nas diferentes alternativas analisadas, bem

como o diferencial de custos onde pode-se observar que a alternativa 1 apresenta os

menores custos de perdas.

1 277.661,77 0,00 1º2 411.416,11 133.754,34 2º

Diferencial Ordem

Perdas

Alternativa Custos(R$ x 1000)

A tabela abaixo mostra os rendimentos necessários dos investimentos para cada uma das

alternativas, com a indicação de que a alternativa 2 é a mais atrativa, do ponto de vista

dos rendimentos necessários.

1 662.662,10 130% 2º2 510.305,64 100% 1º

Alternativa Custos(R$ x 1000) (%) Ordem

Rendimentos Necessários

Na comparação econômica final, quando foram analisados os rendimentos necessários dos

investimentos em equipamentos e instalações, e o diferencial de perdas, observou-se que

a alternativa 2 é a mais atrativa com uma diferença percentual de 3 % em relação à

alternativa 1.



62

1 662.662,10 103% 2º2 644.059,98 100% 1º

Rendimentos Necessários + Perdas

Alternativa Custos(R$ x 1000) (%) Ordem

7.6 Energização de Linha

Esta análise tem como objetivo verificar se a configuração de reatores utilizada nos

estudos de regime permanente está adequada. O cabo utilizado no estudo de energização

é o com dois subcondutores de 795 MCM na tensão de 230 kV, conforme os estudos de

regime permanente. Os geradores conectados às ICGs foram modelados como fonte de

potencia ativa e reativa. Lembrando que os parâmetros elétricos dos geradores não são,

até então, conhecidos. Portanto os resultados são válidos do ponto de vista do SIN.

Nas análises de energização de linha, foram considerados os seguintes limites de tensão

na base de 230 kV:

▪▪ Tensão pré-chaveamento de 1,05 pu;

▪▪ Tensão no terminal de linha aberto de 1,1 pu.

Para o controle da tensão de pré-energização, foram feitas manobras dos equipamentos

(reatores, transformadores com controle de Tap, geradores, compensadores estáticos e

capacitores) previstos como existentes no sistema. Admitiu-se que na manobra de

energização, a tensão da barra emissora não sofresse uma variação de tensão superior a

5%.

Os cenários analisados levaram em conta as condições extremas verificadas nos estudos

de regime permanente e, neste caso, foram:

• Cenário 1: Cenário Norte Úmido, Geração Baixa em Carga Pesada

• Cenário 2: Cenário Norte Seco, Geração Baixa em Carga Leve



63

Energização Trecho Jataí-Chapadão

A configuração que dimensionou os reatores deste trecho de linha é:

• Cenário 1

• Ano de 2010 com uma linha de 230 kV entre Jataí – Chapadão.

A figura a seguir mostra as tensões e as variações de tensão nas subestações para a

energização no sentido Chapadão – Jataí.

Com o terminal da linha em aberto, as usinas conectadas em Chapadão absorvem 7,5

Mvar, a usina de Ilha Solteira absorve 197 Mvar, a usina de Água Vermelha absorve 202

Mvar e o CE de Campo Grande não está nem gerando nem fornecendo. As usinas

conectadas em Jataí estariam desconectadas do SIN. A tensão no terminal aberto da linha

atingiria 1,034 pu.

A energização a partir de Jataí requer um número mínimo de geradores na ICG Jataí

independente do cenário de carga, geração e despacho analisados. A seguir a figura que

caracteriza esta manobra.



64

Energização Trecho Chapadão – Inocência A configuração que dimensionou os reatores deste trecho de linha é:

• Cenário 1

• Ano de 2010 com uma linha de 230 kV entre Chapadão – Inocência.


energização no sentido Chapadão – Inocência.

Com o terminal da linha em aberto, as usinas conectadas em Chapadão absorvem 8 Mvar,

a usina de Ilha Solteira absorve 275 Mvar, a usina de Água Vermelha absorve 279 Mvar, o

CE de Campo Grande absorve 40 Mvar e as usinas conectadas em Jataí absorvem 9 Mvar.

A tensão no terminal aberto da linha atingiria 1,097 pu.



65


energização no sentido Inocência – Chapadão.


a usina de Ilha Solteira gera 200 Mvar, a usina de Água Vermelha absorve 459 Mvar, o CE

de Campo Grande absorve 27 Mvar e as usinas conectadas em Jataí absorvem 9 Mvar. A

tensão no terminal aberto da linha atingiria 1,065 pu.

Energização Trecho Inocência – Ilha Solteira A configuração que dimensionou os reatores deste trecho de linha é:

• Cenário 1

• Ano de 2010 com uma linha de 230 kV entre Inocência – Ilha Solteira.


energização no sentido Inocência – Ilha Solteira.



66

Como o terminal da linha em aberto, as usinas conectadas em Chapadão absorvem 8

Mvar, a usina de Ilha Solteira absorve 227 Mvar, a usina de Água Vermelha absorve 294

Mvar, o CE de Campo Grande absorve 40 Mvar e as usinas conectadas em Jataí absorvem

9 Mvar. A tensão no terminal aberto da linha atingiria 1,070 pu.


energização no sentido Ilha Solteira – Inocência.


a usina de Ilha Solteira gera 156 Mvar, a usina de Água Vermelha absorve 430 Mvar, o CE



67

de Campo Grande absorve 40 Mvar e as usinas conectadas em Jataí absorvem 9 Mvar. A


Energização Trecho Chapadão – Campo Grande A configuração que dimensionou os reatores deste trecho de linha é:

• Cenário 1

• Ano de 2010


energização no sentido Chapadão – Campo Grande.



CE de gera 15,4 Mvar e as usinas conectadas em Jataí absorvem 9 Mvar. A tensão no

terminal aberto da linha atingiria 1,10 pu.



68


energização no sentido Campo Grande – Chapadão.



CE de Campo Grande gera 24 Mvar e as usinas conectadas em Jataí absorvem 9 Mvar. A


Energização Trecho Campo Grande – Anastácio A configuração que dimensionou os reatores deste trecho de linha é:

• Cenário 2

• Ano de 2010


energização no sentido Campo Grande – Anastácio.



69

Como o terminal da linha em aberto, as usinas conectadas em Chapadão geram 2 Mvar, a

usina de Ilha Solteira absorve 260 Mvar, a usina de Água Vermelha absorve 394 Mvar, o

CE de Campo Grande absorve 32 Mvar e as usinas conectadas em Jataí absorvem 9 Mvar.

A tensão no terminal aberto da linha atingiria 1,066 pu.


energização no sentido Anastácio – Campo Grande.



70



CE de Campo Grande nada absorve ou gera de reativo, e as usinas conectadas em Jataí

geram 9 Mvar. A tensão no terminal aberto da linha atingiria 1,099 pu.

Cabe ressaltar que o reator utilizado na energização neste sentido é necessário apenas

para energização para a tensão de partida de 1,05 pu na Subestação de Anastácio, sendo

que até a tensão de 1,015 pu em Anastácio não é necessário este reator de 8 Mvar.

Energização Trecho Anastácio – Corumbá A configuração que dimensionou os reatores deste trecho de linha é:

• Cenário 1

• Ano de 2010 com uma linha de 230 kV entre Anastácio e Corumbá. A carga e as

subestações Corumbá 230 kV, 138 kV, 13,8 kV desenergizadas no pré-manobra.


energização no sentido Anastácio – Corumbá.



71

Com o terminal da linha em aberto, a usina de Ilha Solteira absorve 176 Mvar, a usina de

Água Vermelha absorve 209 Mvar, o CE de Campo Grande nada absorve nem gera

reativo. A tensão no terminal aberto da linha atingiria 1,099 pu.

Cabe ressaltar que o reator de linha de 20 Mvar do lado de Anastácio não é necessário na

rejeição de carga com este trecho carregado e com duas linhas, o que será analisado no

item Rejeição de Carga.

A energização no sentido Corumbá - Anastácio é inviável, pois a energização neste sentido

só seria possível quando são desligadas as cargas nas Subestações de Corumbá 230 kV,

138 kV e 13,8 kV. Supondo que fosse possível desligar todas as cargas anteriormente

citadas, a energização só seria possível considerando, ainda, uma fonte geradora externa.

7.7 Rejeição de Carga

Este estudo tem o objetivo de analisar os reflexos no sistema interligado da abertura das

linhas previstas para este estudo no ano de 2015. Os geradores conectados às ICGs foram

modelados como impedância constante, sendo esta impedância dependente do despacho

de potência ativa e reativa dos geradores importados do caso de fluxo de potência.

Lembrando que os parâmetros elétricos dos geradores não são conhecidos. Portanto os

resultados são válidos do ponto de vista do SIN.

Procurou-se sempre condições críticas, isto é, o maior fluxo de potência elétrica ativa no

trecho de linha analisado para a simulação de rejeição de carga sem curto-circuito e com

curto-circuito monofásico com abertura da linha para averiguar a estabilidade do SIN.

Para dimensionamento de reatores de linha e de subestações foram considerados os

cenários onde a abertura da linha provocasse a maior sobretensão na extremidade de

linha aberta.



72

Os cenários analisados levaram em conta as condições extremas verificadas nos estudos

de regime permanente e, neste caso, foram:

Cenário 1: Cenário Norte Úmido, Geração Baixa em Carga Pesada

Cenário 2: Cenário Norte Úmido, Geração Alta em Carga Pesada

Dimensionamento de reatores

Para o trecho entre a SE Jataí e a SE Chapadão o cenário no qual a rejeição de carga

provocaria maiores sobretensões seria:

Cenário 1.

As figuras A e B, a seguir, mostram as tensões ao abrir o terminal da linha Jataí –

Chapadão na extremidade da SE Chapadão.

1,031

1,032

1,034

1,035

1,036

0, 4, 8, 12, 16, 20,

VOLT 42 JATAI----230

VOLT 5623 CHAPADAO-230

VOLT 5620 JATAI----230

Figura A: - Tensão na extremidade da linha em aberto para a rejeição de carga na linha Jataí –

Chapadão na extremidade de Chapadão.



73

-35,739

-35,708

-35,678

-35,647

-35,617

0, 4, 8, 12, 16, 20,

QCES 7755 10 CGR------230

Figura B: - Potencia reativa do Compensador Estático em Campo Grande para a rejeição de carga

na linha Jataí – Chapadão na extremidade de Chapadão.

Para o trecho entre a SE Inocência e a SE Chapadão o cenário no qual a rejeição de carga


• Cenário 1.

As figuras C e D , a seguir, mostram as tensões ao abrir o terminal da linha Inocência– Chapadão

na extremidade da SE de Chapadão.

1,04

1,046

1,051

1,057

1,062

0, 2,7 5,4 8, 10,7 13,4



VOLT 7768 INOCENCIA230

Figura C: –- Tensão na extremidade da linha em aberto para a rejeição de carga na linha

Inocência – Chapadão na extremidade de Chapadão.



74

-44,3

-43,82

-43,33

-42,85

-42,36

0, 4, 8, 12, 16, 20,

QCES 7755 10 CGR------230

Figura D: –- Potencia reativa do Compensador Estático em Campo Grande para a rejeição de

carga na linha Inocência – Chapadão na extremidade de Chapadão.

Para o trecho entre a SE Inocência e a SE Ilha Solteira o cenário no qual a rejeição de carga


• Cenário 1.

As figuras E e F, a seguir, mostram as tensões ao abrir o terminal da linha Inocência – Ilha

Solteira na extremidade da SE Ilha Solteira.

1,035

1,041

1,047

1,053

1,059

0, 2,7 5,4 8,1 10,8 13,5

VOLT 20 ISOLTEIRA230


VOLT 2600 ISOLTEIRA230

Figura E: –- Tensão na extremidade da linha em aberto para a rejeição de carga na linha

Inocência – Ilha Solteira na extremidade de Chapadão.



75

-48,71

-47,61

-46,51

-45,4

-44,3

0, 4, 8, 12, 16, 20,

QCES 7755 10 CGR------230

Figura F: –- Potencia reativa do Compensador Estático em Campo Grande para a rejeição de

carga na linha Inocência – Chapadão na extremidade de Chapadão.

Para o trecho entre a SE Campo Grande e a SE Chapadão o cenário no qual a rejeição de carga


• Cenário 1.

As figuras G e H, a seguir, mostram as tensões ao abrir o terminal da linha Campo Grande –

Chapadão na extremidade da SE Campo Grande.

0,817

0,885

0,952

1,019

1,086

0, 3,9 7,9 11,8 15,7 19,6

VOLT 26 CGR------230


VOLT 7755 CGR------230

Figura G: –- Tensão na extremidade da linha em aberto para a rejeição de carga na linha

Chapadão – Campo Grande na extremidade de Chapadão.



76

-29,2

-7,1

15,

37,2

59,3

0, 3,9 7,9 11,8 15,7 19,6

QCES 7755 10 CGR------230

Figura H: –- Potencia reativa do Compensador Estático em Campo Grande para a Rejeição de

carga na linha Campo Grande – Chapadão na extremidade de Chapadão.

Para o trecho entre a SE Campo Grande e a SE Chapadão o cenário no qual a rejeição de carga


• Cenário 2.

As figuras I e J, a seguir, mostram as tensões ao abrir o terminal da linha Campo Grande –

Anastácio na extremidade da SE Anastácio.

0,89

0,928

0,965

1,003

1,04

0, 4, 8, 12, 16, 20,

VOLT 30 ANASTACIO230

VOLT 7755 CGR------230

VOLT 7758 ANASTACIO230

Figura I: –- Tensão na extremidade da linha em aberto para a rejeição de carga na linha Anastácio

– Campo Grande na extremidade de Anastácio.



77

0,2

3,2

6,2

9,2

12,2

0, 4, 8, 12, 16, 20,

QCES 7755 10 CGR------230

Figura J: –- Potencia reativa do Compensador Estático em Campo Grande para a rejeição de

carga na linha Anastacio – Campo Grande na extremidade de Anastacio.

7.8 Estabilidade do Sistema Interligado Nacional

O Sistema Interligado Nacional se mostrou estável para qualquer abertura de linha de transmissão

(rejeição de carga) proposta neste estudo. As potências acelerantes nas máquinas de Ilha Solteira

e Água Vermelha são menores a 3 % das potências despachadas por usinas.

Foram feitas simulações aplicando um curto-circuito em um terminal de linha de transmissão e a

posterior abertura deste trecho. Algumas simulações se mostraram críticas, apresentamos a

seguir as figuras 1 a 5, do caso mais crítico - Curto-Circuito no terminal de Ilha Solteira da LT

Inocência-Ilha Solteira.



78

0,616

0,71

0,804

0,899

0,993

0, 2,3 4,5 6,8 9, 11,3


Figura 1 – Tensão na Subestação de Ilha Solteira

10,29

10,91

11,54

12,16

12,79

0, 2,3 4,5 6,8 9, 11,3

DELT 1001 10 AVERML-G-GER 2041 10 I.SOLT-G-UHE

Figura 2 – Diferença angular entre as máquinas de Água Vermelha e Ilha Solteira

-51,2

-27,1

-3,

21,1

45,3

0, 2,3 4,5 6,8 9, 11,3

QCES 7755 10 CGR------230

Figura 3 – Potência Reativa do Compensador Estático em Campo Grande.



79

59,977

59,989

60,

60,011

60,023

0, 2,3 4,5 6,8 9, 11,3

FMAQ 2041 10 I.SOLT-G-UHE

Figura 4 – Freqüência verificada nas máquinas de Ilha Solteira

-0,65

-0,32

0,01

0,33

0,66

0, 2,3 4,5 6,8 9, 11,3

P. Acelerante Agua Vermelha (pu)

P. Acelerante Ilha Solteira (pu)

Figura 5 – Potência Acelerante nas maquinas Ilha Solteria e Agua Vermelha



80

ESTADO DE GOIÁS

As expansões no sistema de transmissão do estado de Goiás visaram a melhor integração

das usinas à biomassa ao sistema interligado nacional considerando o compartilhamento

de instalações por geradores – ICG e o mínimo custo global.

O potencial analisado para o estado foi da ordem de 586 MW sendo que 5 usinas (279,2

MW) serão conectadas diretamente em subestações existentes e 4 usinas (307 MW) terão

viabilizadas suas conexões em ICGs.

Para a conexão das usinas nas ICGs Quirinópolis e Edéia será necessário a construção de

cerca de 100km de linhas de transmissão em circuito simples na tensão de 230kV a partir

das subestações existentes Barra dos Coqueiros e Palmeiras, respectivamente, conforme o

diagrama abaixo.

1

2

3

4



81

7.9 Plano de Obras – Goiás

30,00 anos0,11 a.a.


LT 230 KV BARRA DOS COQUEIROS - QUIRINÓPOLIS: 230-AA-CS-G-2-795 2010 50 381,86 19.093,00 15.496,31 2.196,16 8.399,28LT 230 KV PALMEIRAS - EDÉIA: 230-AA-CS-G-2-795 2010 60 381,86 22.911,60 18.595,57 2.635,40 10.079,14

Subestações

SE 230 KV QUIRINÓPOLISMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1 11.691,54 11.691,54 9.489,12 1.344,82 5.143,28IB-230KV-BD 2010 1 1.801,47 1.801,47 1.462,12 207,21 792,49EL-230kV-BD 2010 1 3.297,41 3.297,41 2.676,25 379,28 1.450,58

SE 230 KV BARRA DOS COQUEIROSEL-230kV-BD 2010 1 3.297,41 3.297,41 2.676,25 379,28 1.450,58

SE 230 KV EDÉIAMÓDULO GERAL-230kV-MÉDIA 2010 1 11.691,54 11.691,54 9.489,12 1.344,82 5.143,28IB-230KV-BD 2010 1 1.801,47 1.801,47 1.462,12 207,21 792,49EL-230kV-BD 2010 1 3.297,41 3.297,41 2.676,25 379,28 1.450,58

SE 230 KV PALMEIRASEL-230kV-BD 2010 1 3.297,41 3.297,41 2.676,25 379,28 1.450,58

CUSTO DOS EQUIPAMENTOS E INSTALAÇÕES 82.180,26 66.699,34 9.452,75 36.152,28

eventos 2010 40.939,38 82.180,26 66.699,34 9.452,75 36.152,28 eventos 2012 - - - - - eventos 2015 - - - - -


Custo da Alternativa: R$ x 1000


Data Referência: 2008ata Horizonte-1ºTruncamento 2017

Rede Básica Ano Qtde. Custo Unitário Parcela Anual RN-2017

ata Horizonte-2ºTruncamento 2037

Custo Total VP

LEGENDA1 - SE 500 kV Itaguaçu2 - SE 230 kV Barra dos Coqueiros3 - SE 230 kV Quirinópolis4 - SE 230 kV Edéia

SEs NOVASSE 230 kV QuirinópolisSE 230 kV Edéia

LINHAS NOVASLT 230 kV Barra dos Coqueiros - QuirinópolisLT 230 kV Palmeiras - Edéia



82

8. ESTUDO DA CONEXÃO DAS USINAS

A partir da definição do sistema de transmissão para o estado do Mato Grosso do Sul e

Goiás, a ANEEL solicitou uma análise dos sistemas de conexão das usinas para subsidiar

as tratativas para os leilões da Transmissão e de Energia de Reserva com as estimativas

de custos de investimentos das usinas.

Como a PSR Consultoria foi contratada pela COGEN-SP/ÚNICA para dar suporte técnico e

regulatório aos agentes interessados na produção de energia a partir da cana-de-açúcar,

esta análise foi realizada em conjunto com a EPE com os critérios usuais de planejamento

e os definidos pela ANEEL.

8.1 Subestações Subcoletoras

O conceito de SE Subcoletora, instalação de transmissão não-integrante da Rede Básica,

está vinculado à conexão das usinas UTEs, PCHs e EOls em caráter compartilhado à Rede

Básica, minimizando o custo total dos investimentos.

RBRBSE Coletora

SE Subcoletora 1

SE Subcoletora 3SE Subcoletora 2

Conexão das usinas UTES, PCHS e UHEs

à Rede Básica



83

8.2 ICG – Instalações Compartilhadas de Geração

Definição

ICGs são instalações de transmissão não-integrantes da Rede Básica que se destinam à

conexão de centrais de geração em caráter compartilhado à Rede Básica, ou seja, as

Instalações Compartilhadas por Geradores (ICG). Subestações subcoletoras são

classificadas como ICGs.

Arrecadação dos Custos

O custo de uma ICG deve ser arrecadado pelos geradores usuários, de forma proporcional

à potência injetada; o gerador conectado à baixa do transformador pagará parcela da

receita do transformador proporcional ao seu MUST.



84

Geradores G1, G2, G3 e G4 = TUST + Encargo de Conexão ( LT, TR, SC )

Geradores G7 e G8 = TUST + Encargo de Conexão ( LT, TR, SC )

Gerador G5 = TUST + Encargo de Conexão ( TR )

Gerador G6 = TUST

Otimização dos Custos de Conexão

Foi desenvolvido pela PSR Consultoria um modelo matemático de otimização para

determinar a solução de mínimo custo para a conexão das usinas à SE Coletora. Essa

conexão pode ter várias configurações dependendo do número de usinas, das potências

de cada uma delas e das distâncias envolvidas.

O problema consiste em determinar a necessidade e a localização de subcoletoras bem

como a determinação do condutor a ser utilizado em cada circuito.

A formulação do problema pode ser apresentada como:

Minimizar: custo das linhas de transmissão (que é função da distância e da capacidade do

condutor) + custo das subcoletoras + custo das transformações + custo das perdas

Sujeito a:

Balanço de fluxo nas subcoletoras escolhidas (1ª Lei de Kirchhoff);

Limite de fluxo nos condutores escolhidos;

Condutores modulares candidatos para uso em cada circuito;

Custos modulares das subcoletoras;

Limite máximo de injeção em cada ponto de conexão;

Comprimento máximo das linhas (opcional).



85

8.3 Sistemas de Conexão

A partir das simulações realizadas pela PSR Consultoria, com o acompanhamento da EPE,

foram determinadas as conexões das usinas às SEs Coletoras do estado do Mato Grosso

do Sul e Goiás, e às subestações existentes, quando for o caso. Estes resultados estão

apresentados a seguir.


Instalada Exportada Latitude LongitudeColetora SE INOCÊNCIA 230 2010 - - -19º 39' 18'' -51º 19' 52''Usina UTE PARANAIBA I 138 2010 79 56 -19º 30' 39'' -51º 16' 37''Usina UTE PARANAIBA II 138 2013 46 27 -19º 29' 38'' -51º 17' 06''Subcoletora SE INOCÊNCIA 138 2010 - - -19º 39' 18'' -51º 19' 52''Subcoletora SE PARANAIBA I 138 2010 - - -19º 30' 39'' -51º 16' 37''

Tensão [kV]

SE Tipo Nome Potência [MW] LocalizaçãoAno entrada



86


Instalada Exportada Latitude LongitudeColetora SE RIO BRILHANTE 230 2010 - - -21º 29' 53'' -53º 45' 31''Usina UTE ELDORADO 138 2009 104 66 -21º 51' 52'' -54º 01' 16''Usina UTE SANTA LUZIA I 138 2009 130 87,1 -21º 35' 56'' -54º 14' 50''Usina UTE SANTA LUZIAII 138 2010 130 87,1 -21º 37' 28'' -53º 53' 33''Subcoletora SE RIO BRILHANTE 138 2010 - - -21º 29' 53'' -53º 45' 31''Subcoletora SE SANTA LUZIAII 138 2010 - - -21º 37' 28'' -53º 53' 33''

LocalizaçãoSE Tipo Nome Tensão [kV]

Ano entrada Potência [MW]



87

Coletora: Ivinhema

Instalada Exportada Latitude LongitudeColetora SE IVINHEMA 230 2010 - - -22º 22' 41'' -53º 34' 49''Usina UTE AMANDINA 138 2012 96 53,4 -22º 26' 04'' -53º 34' 44''Usina UTE CERONA 138 2011 135 104 -22º 18' 32'' -53º 20' 34''Usina UTE IVINHEMA 138 2010 96 53,4 -22º 23' 47'' -53º 53' 25''Usina UTE TERRA VERDE I 138 2011 100 90 -22º 18' 26'' -53º 29' 59''Subcoletora SE IVINHEMA 138 2010 - - -22º 22' 41'' -53º 34' 49''




Instalada Exportada Latitude LongitudeColetora SE SIDROLÂNDIA 230 2010 - - -20º 55' 54'' -54º 58' 10''Usina UTE ANHANDUÍ 138 2011 156 99,8 -20º 54' 23'' -54º 33' 10''Usina UTE VALE DO VACARIA 138 2010 156 99,8 -21º 08' 16'' -54º 44' 39''Subcoletora SE SIDROLÂNDIA 138 2010 - - -20º 55' 54'' -54º 58' 10''





88

Coletora: Chapadão

Instalada Exportada Latitude LongitudeColetora SE CHAPADÃO 230 2010 - - -18º 48' 49'' -52º 37' 17''Usina UTE ENTRE RIOS 138 2012 192 148,4 -18º 36' 29'' -52º 40' 44''Usina UTE PORTO DAS ÁGUAS 138 2009 113,1 80 -18º 28' 05'' -52º 36' 07''Usina UTE CHAPADÃO 138 2011 192 148,5 -18º 42' 50'' -52º 37' 33''Usina UTE COSTA RICA 138 2010 89 66 -18º 27' 57'' -53º 09' 56''Usina PCH FIGUEIRA 138 2010 18,3 18,3 -19º 16' 57'' -52º 23' 54''Usina PCH NARDINI 138 2010 75 40 -18º 55' 15' -51º 59' 30''Usina PCH GUATAMBU 138 2010 11,5 11,5 -19º 11' 44'' -52º 21' 17''Subcoletora SE CHAPADÃO 138 2010 - - -18º 48' 49'' -52º 37' 17''Subcoletora SE GUATAMBU 138 2010 - - -19º 11' 44'' -52º 21' 17''





89

Coletora: Edéia

Instalada Exportada Latitude LongitudeColetora SE EDÉIA 230 2010 - - -17º 19' 34'' -49º 55' 21''Usina UTE TROPICAL BIOENERGIA I 138 2010 85 57 -17º 40' 55'' -50º 06' 51''Usina UTE TROPICAL BIOENERGIA II 138 2011 100 70 -17º 24' 50'' -49º 46' 13''Subcoletora SE EDÉIA 138 2010 - - -17º 19' 34'' -49º 55' 21''



Coletora: Quirinóplois

Instalada Exportada Latitude LongitudeColetora SE QUIRINÓPOLIS 230 2010 - - -18º 29' 07'' -50º 34' 43''Usina UTE BOA VISTA 138 2009 160 100 -18º 32' 42'' -50º 26' 07''Usina UTE QUIRINÓPOLIS 138 2009 120 80 -18º 26' 04'' -50º 15' 28''Subcoletora SE QUIRINÓPOLIS 138 2010 - - -18º 29' 07'' -50º 34' 43''



Quirinópolis



90

Coletora: Jataí

Instalada Exportada Latitude Longitude

Coletora SE JATAÍ 230 2010 - - -17º 47' 57'' -52º 02' 55''Usina UTE ÁGUA EMENDADA 138 2010 79 56 -17º 27' 54'' -52º 43' 52''Usina UTE ALTO TAQUARI 138 2010 89 66 -17º 44' 05'' -53º 18' 45''Usina UTE MORRO VERMELHO 138 2010 79 56 -17º 43' 25'' -53º 02' 41''Usina UTE PEROLÂNDIA 138 2011 79 56 -17º 32' 15'' -52º 15' 44''Usina UTE JATAÍ 138 2009 105 77 -17º 41' 44'' -51º 37' 23''Subcoletora SE JATAÍ 138 2010 - - -17º 47' 57'' -52º 02' 55''Subcoletora SE MORRO VERMELHO 138 2010 - - -17º 43' 25'' -53º 02' 41''Subcoletora SE MINEIROS 138 2010 - - -17º 34' 13'' -52º 33' 19''

LocalizaçãoId Tipo Nome Tensão [kV] Ano entrada Potência [MW]

Usina: São Fernando



91

Usina: Itarumã

Usinas: Nova Gália e Rio Verde



92

Usina: Cachoeira Dourada

Usina: Caçu I



93

Usinas: São Domingos II e Galheiros I



94

8.4 Estimativa dos Custos de Conexão e Tarifas de Uso de Transmissão

• Estimativa dos Custos de Conexão

Os custos de conexão às ICGs foram determinados a partir do modelo matemático de

otimização desenvolvido pela PSR Consultoria com base na solução de mínimo custo e

compatibilizados para atender aos critérios estabelecidos pela ANEEL.

As tabelas abaixo mostram os custos por SE Coletora e incluem:

Subestação custo do módulo geral (MG) e o vão de interligação de barra

(IB);

Linhas de transmissão custo da linha (LT) e os custos das entradas de

linha (EL);

Transformadores custo da transformação (TR) e os custos de conexão de

transformadores (CT).

Cabe lembrar, ainda, que estes custos estão levando em consideração a data de entrada

em operação das usinas bem como a motorização de cada uma delas quando conectadas

na mesma ICG.



95


SE Equipamento Quant Uso Unitário TotalTransformador 230/138 kV 100 MVA Trifásico 1 1 4.055,00 4.055,00

Conexão Transformador 230 kV - BD 1 1 2.457,16 2.457,16

6.512,16

Módulo Geral 138 kV - BPT 1 1 3.020,37 3.020,37

Interligação de Barramento 138 kV - BPT 1 1 691,42 691,42

Conexão Transformador 138 kV - BPT 1 1 942,19 942,19

Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Paranaíba I 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

5.957,49



Transformador 138/13.8 kV 60 MVA Trifásico 1 0 1.260,10 0,00


Conexão Transformador 13.8 kV - BS 1 0 223,43 0,00

Entrada de linha 138 kV - BPT - SE Inocência 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

4.178,76

LT UTE Paranaíba I 138 kV - SE Inocência 138 kV - CS - 1x636.0 MCM 18,7 1 187,35 3.503,52

3.503,52

Custo Total 20.151,94

SE Equipamento Quant Uso Unitário TotalUTE Paranaíba I 138 kV Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Paranaíba II 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

1.303,51

Módulo Geral 138 kV - BS 1 0 1.232,96 0,00

Transformador 138/13.8 kV 30 MVA Trifásico 1 0 830,42 0,00

Conexão Transformador 138 kV - BS 1 0 754,51 0,00


Entrada de linha 138 kV - BS - UTE Paranaíba I 138 kV 1 1 1.136,06 1.136,06

1.136,06

LT UTE Paranaíba I 138 kV - UTE Paranaíba II 138 kV - CS - 1x266.8 M 2,3 1 131,18 301,72

301,72


2013

UTE Paranaíba II 138 kV

2010

SE Inocência 230 kV

SE Inocência 138 kV

UTE Paranaíba I 138 kV



96




7.510,16




Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Santa Luzia II 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

6.132,61






Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Santa Luzia I 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Eldorado 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

Entrada de linha 138 kV - BPT - SE Rio Brilhante 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

6.897,15





Entrada de linha 138 kV - BS - UTE Santa Luzia II 138 kV 1 1 1.136,06 1.136,06

1.136,06





Entrada de linha 138 kV - BS - UTE Santa Luzia II 138 kV 1 1 1.136,06 1.136,06

1.136,06

UTE Santa Luzia I 138 kV - UTE Santa Luzia II 138 kV - CS - 1x636.0 M 41,1 1 187,35 7.700,24

UTE Eldorado 138 kV - UTE Santa Luzia II 138 kV - CS - 1x477.0 MCM 32,9 1 161,03 5.298,02

UTE Santa Luzia II 138 kV - SE Rio Brilhante 138 kV - CS - 2x900.0 MC 21,9 1 292,24 6.400,15

19.398,41




7.510,16

SE Rio Brilhante 138 kV Conexão Transformador 138 kV - BPT 1 1 942,19 942,19

942,19


UTE Eldorado 138 kV

LT

2011

SE Rio Brilhante 230 kV

2010



UTE Santa Luzia II 138 kV

UTE Santa Luzia I 138 kV



97

Coletora: Ivinhema



8.754,16




Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Ivinhema 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

6.767,46





Entrada de linha 138 kV - BS - SE Ivinhema 138 kV 1 1 1.136,06 1.136,06

1.136,06

LT UTE Ivinhema 138 kV - SE Ivinhema 138 kV - CS - 1x477.0 MCM 35,2 1 161,03 5.668,40

5.668,40


SE Equipamento Quant Uso Unitário TotalEntrada de linha 138 kV - BPT - UTE Cerona 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Terra Verde 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

2.607,02






1.136,06






1.136,06

UTE Cerona 138 kV - SE Ivinhema 138 kV - CS - 1x954.0 MCM 28,2 1 223,65 6.306,92

UTE Terra Verde 138 kV - SE Ivinhema 138 kV - CS - 1x636.0 MCM 12,6 1 187,35 2.360,66

8.667,58


UTE Terra Verde 138 kV

LT

SE Ivinhema 138 kV

2010

SE Ivinhema 230 kV

SE Ivinhema 138 kV

UTE Ivinhema 138 kV

2011

UTE Cerona 138 kV



98

SE Equipamento Quant Uso Unitário TotalSE Ivinhema 138 kV Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Amandina 138 kV 1 0 1.303,51 0,00

0,00





Entrada de linha 138 kV - BS - SE Ivinhema 138 kV 1 0 1.303,51 0,00

0,00

LT UTE Amandina 138 kV - SE Ivinhema 138 kV - CS - 1x336.4 MCM 6,9 0 141,63 0,00

0,00

Custo Total 0,00



8.754,16

SE Ivinhema 138 kV Conexão Transformador 138 kV - BPT 1 1 942,19 942,19

942,19


2013

SE Ivinhema 230 kV

2012

UTE Amandina 138 kV



99




8.754,16




Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Vale do Vacaria 138 kV 1 0 1.303,51 0,00

5.022,51





Entrada de linha 138 kV - BS - SE Sidrolândia 138 kV 1 0 1.136,06 0,00

0,00

LT UTE Vale do Vacaria 138 kV - SE Sidrolândia 138 kV - CS - 1x954.0 MC 36,3 0 223,65 0,00

0,00


SE Equipamento Quant Uso Unitário TotalSE Sidrolândia 138 kV Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Anhanduí 138 kV 1 0 1.303,51 0,00

0,00





Entrada de linha 138 kV - BS - SE Sidrolândia 138 kV 1 0 1.136,06 0,00

0,00

LT UTE Anhanduí 138 kV - SE Sidrolândia 138 kV - CS - 1x954.0 MCM 48,2 0 223,65 0,00

0,00

Custo Total 0,00

UTE Anhanduí 138 kV

SE Sidrolândia 230 kV

SE Sidrolândia 138 kV

UTE Vale do Vacaria 138 kV

2010

2011



100

Coletora: Chapadão



8.754,16




Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Porto das Águas 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Costa Rica 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

Entrada de linha 138 kV - BPT - PCH Guatambu 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

9.888,43





Entrada de linha 138 kV - BS - SE Chapadão do Sul 138 kV 1 1 1.136,06 1.136,06

1.136,06






1.136,06





Entrada de linha 138 kV - BS - PCH Guatambu 138 kV 1 1 1.136,06 1.136,06

1.136,06






Entrada de linha 138 kV - BPT - PCH Figueira 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

Entrada de linha 138 kV - BPT - SE Chapadão do Sul 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Nardini 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

6.897,15





Entrada de linha 138 kV - BS - PCH Guatambu 138 kV 1 1 1.136,06 1.136,06

1.136,06

UTE Porto das Águas 138 kV - SE Chapadão do Sul 138 kV - CS - 1x636.0 M 42,4 1 187,35 7.943,80

UTE Costa Rica 138 kV - SE Chapadão do Sul 138 kV - CS - 1x477.0 MCM 75,9 1 161,03 12.222,48

UTE Nardini 138 kV - PCH Guatambu 138 kV - CS - 1x266.8 MCM 53,8 1 131,18 7.057,68

PCH Figueira 138 kV - PCH Guatambu 138 kV - CS - 1x4/0 MCM 11,8 1 126,24 1.489,66

PCH Guatambu 138 kV - SE Chapadão do Sul 138 kV - CS - 1x477.0 MCM 56,0 1 161,03 9.017,90

37.731,52


PCH Guatambu 138 kV

PCH Figueira 138 kV

LT

2010

SE Chapadão do Sul 230 kV


UTE Porto das Águas 138 kV

UTE Costa Rica 138 kV

UTE Nardini 138 kV



101

SE Equipamento Quant Uso Unitário TotalSE Chapadão do Sul 138 kV Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Chapadão 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

1.303,51






1.136,06

LT UTE Chapadão 138 kV - SE Chapadão do Sul 138 kV - CS - 2x795.0 MCM 12,2 1 264,13 3.222,39

3.222,39




8.754,16


Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Entre Rios 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

2.245,70






1.136,06

LT UTE Entre Rios 138 kV - SE Chapadão do Sul 138 kV - CS - 2x795.0 MCM 26,0 1 264,13 6.867,38

6.867,38




8.754,16

SE Chapadão do Sul 138 kV Conexão Transformador 138 kV - BPT 1 1 942,19 942,19

942,19



2012

2014


2011

UTE Chapadão 138 kV


UTE Entre Rios 138 kV



102

Coletora: Edéia



7.510,16




Entrada de linha 138 kV - BPT - US Tropical BioEnergia I 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

6.132,61





Entrada de linha 138 kV - BS - SE Edéia 138 kV 1 1 1.136,06 1.136,06

1.136,06

LT Us Tropical BioEnergia I 138 kV - SE Edéia 138 kV - CS - 1x477.0 MC 49,0 1 161,03 7.890,67

7.890,67


SE Equipamento Quant Uso Unitário TotalSE Edéia 138 kV Entrada de linha 138 kV - BPT - US Tropical BioEnergia II 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

1.303,51





Entrada de linha 138 kV - BS - SE Edéia 138 kV 1 1 1.136,06 1.136,06

1.136,06

LT Us Tropical BioEnergia II 138 kV - SE Edéia 138 kV - CS - 1x477.0 M 20,8 1 161,03 3.349,51

3.349,51


2011

US Tropical BioEnergia II 138 kV

2010

SE Edéia 230 kV

SE Edéia 138 kV

US Tropical BioEnergia I 138 kV



103

Coletora: Quirinópolis



8.754,16




Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Boa Vista 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Quirinópolis 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

7.436,12





Entrada de linha 138 kV - BS - SE Quirinópolis 138 kV 1 1 1.136,06 1.136,06

1.136,06





Entrada de linha 138 kV - BS - SE Quirinópolis 138 kV 1 1 1.136,06 1.136,06

1.136,06

UTE Boa Vista 138 kV - SE Quirinópolis 138 kV - CS - 1x954.0 MCM 18,1 1 223,65 4.048,06

UTE Quirinópolis 138 kV - SE Quirinópolis 138 kV - CS - 1x636.0 MCM 37,6 1 187,35 7.044,50

11.092,56


2010

UTE Quirinópolis 138 kV

LT

SE Quirinópolis 230 kV

SE Quirinópolis 138 kV

UTE Boa Vista 138 kV



104

Coletora: Jataí



17.508,33



Conexão Transformador 138 kV - BPT 2 1 942,19 1.884,38

Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Jataí 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

Entrada de linha 138 kV - BPT - SE Mineiros 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

8.783,35



Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Água Emendada 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Morro Vermelho 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

Entrada de linha 138 kV - BPT - SE Jataí 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

7.797,44





Entrada de linha 138 kV - BS - UTE Morro Vermelho 138 kV 1 1 1.136,06 1.136,06

1.136,06






Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Alto Taquari 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

Entrada de linha 138 kV - BPT - SE Mineiros 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

5.482,27





Entrada de linha 138 kV - BS - SE Jataí 138 kV 1 1 1.136,06 1.136,06

1.136,06





Entrada de linha 138 kV - BS - SE Mineiros 138 kV 1 1 1.136,06 1.136,06

1.136,06

UTE Alto Taquari 138 kV - UTE Morro Vermelho 138 kV - CS - 1x477.0 M 31,0 1 161,03 4.992,05

UTE Morro Vermelho 138 kV - SE Mineiros 138 kV - CS - 2x795.0 MCM 59,6 1 264,13 15.742,15

UTE Água Emendada 138 kV - SE Mineiros 138 kV - CS - 1x477.0 MCM 24,1 1 161,03 3.880,92

SE Mineiros 138 kV - Se Jataí 138 kV - CS - 2x795.0 MCM 64,9 1 264,13 17.142,04

UTE Jataí 138 kV - SE Jataí 138 kV - CS - 1x636.0 MCM 50,8 1 187,35 9.517,57

51.274,73


UTE Água Emendada 138 kV

LT

UTE Alto Taquari 138 kV

UTE Morro Vermelho 138 kV

2010

SE Jataí 230 kV

SE Jataí 138 kV

SE Mineiros 138 kV

UTE Jataí 138 kV



105

SE Equipamento Quant Unitário TotalSE Jataí 138 kV Entrada de linha 138 kV - BPT - UTE Perolândia 138 kV 1 1 1.303,51 1.303,51

1.303,51





Entrada de linha 138 kV - BS - SE Jataí 138 kV 1 1 1.136,06 1.136,06

1.136,06

LT UTE Perolândia 138 kV - SE Jataí 138 kV - CS - 1x477.0 MCM 40,4 1 161,03 6.505,77

6.505,77


2011

UTE Perolândia 138 kV

• Energização das linhas de transmissão em 138kV das ICGs

As análises de energização de linha recomendaram a configuração mínima de reatores,

verificando os limites de suportabilidade dos equipamentos terminais.

SE Potência

Morro Vermelho 138kV 5 MvarChapadão 138kV 5 Mvar

Jataí 138kV 10 MvarMineiros 138kV 10 Mvar



106

• Estimativa das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão

Este item apresenta a estimativa das tarifas para estas usinas no horizonte decenal,

realizada com Programa Nodal, considerando-se as informações constantes do ciclo de

planejamento ciclo 2008/2017 e as conclusões deste estudo com as estimativas de RAP

associadas.

É importante notar que foi considerada como premissa para o cálculo das tarifas de uso

do sistema de transmissão TUSDg = TUST, dado que a ANEEL não disponibilizou o

programa para cálculo da TUSDg bem como da massa de dados para o seu

processamento.

Esta consideração levou em conta as discussões sobre a forma de tarifação das usinas

conectadas na rede de distribuição e a necessidade de aproximar estas tarifas de modo

que haja migração das usinas para a Rede Básica em função do desvio tarifário existente.

Verificou-se que a maior tarifa é de 4,896 R$/kW.mês e a menor de 3,035 R$/kW.mês

para o conjunto de 33 usinas analisadas.

O gráfico abaixo mostra a evolução das TUSTs médias, considerando as usinas habilitadas

na Chamada Pública, para os ciclos tarifários de 2009-2010 a 2016-2017.



107

Chamada Pública - 33 Usinas Habilitadas

3,700

3,800

3,900

4,000

4,100

4,200

4,300

4,400

4,500

4,600

2009-2010 2010-2011 2011-2012 2012-2013 2013-2014 2014-2015 2015-2016 2016-2017

Ciclo Tarifário

TUST

Méd

ia (R

$/kW

.mês

)



108

9. REFERÊNCIAS

[1] Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica - Ciclo 2007- 2016 - EPE março de

2006.

[2] Referências de Custos de LTs e SEs de AT e EAT da Eletrobrás, jun/2004 - versão de

dezembro 2004.

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

preparado em estreita cooperação entre as equipes da EPE - Empresa de Pesquisa

Energética, PSR Consultoria e COGEN-SP Associação Paulista de Cogeração de Energia. O

trabalho contou também com a participação e apoio de entidades e empreendedores de

bioeletricidade de Mato Grosso do Sul e Goiás e de outros agentes – janeiro 2008.

[4] Integração das Usinas de Biomassa da Região Central do Estado de Goiás – EPE-DEE-

RE-041/2008- fevereiro 2008.

[5] Definição do Sistema de Integração das Usinas do Sul do Estado de Goiás – EPE-DEE-

RE-138/2008- fevereiro 2008.

[6] Planejamento da Expansão do Sistema de Transmissão – Reforços Estruturais para o

estado do Mato Grosso do Sul – EPE-DEE-RE-0xx/2008- fevereiro 2008.

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