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ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA
EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO
Análise técnico-econômica das Alternativas Relatório R1
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos
Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
GOVERNO FEDERAL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA MME/SPE NISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA
SPE
Ministro Edison Lobão
Secretário-Executivo Márcio Pereira Zimmermann
Secretário Adjunto de Planejamento e Desenvolvimento Energético Altino Ventura Filho
Diretor do Departamento de Planejamento Energético Gilberto Hollauer
ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO
Análise técnico-econômica das Alternativas Relatório R1
Estudo para Dimensionamento das ICG às referentes Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará,
Rio Grande do Norte e Bahia
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 de Petróleo, Gás e Biocombustível Elson Ronaldo Nunes Diretor de Gestão Corporativa Ibanês César Cássel
Coordenação Geral
Mauricio Tiomno Tolmasquim Amilcar Guerreiro
José Carlos de Miranda Farias
Coordenação Executiva Paulo Cesar Vaz Esmeraldo
Flavia Pompeu Serran
Equipe Técnica Carina Siniscalchi
Carolina Moreira Borges Daniela Souza
Henrique Abreu de Oliveira Marcelo Pires
Roberto Rocha Tiago Campos Rizzotto
Valentine Jahnel
URL: http://www.epe.gov.br
Escritório Central
Av. Rio Branco, 01 – 11º Andar 20090-003 - Rio de Janeiro – RJ
No EPE-DEE-RE-005/2011-r0
Data: 25 de janeiro de 2011
III
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IDENTIFICAÇÃO DO DOCUMENTO E REVISÕES
Contrato/Aditivo Data de assinatura do contrato/Aditivo
Área de Estudo
ESTUDOS PARA LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO
Estudo
Estudo para Dimensionamento das ICG às referentes Centrais
Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
Macro-atividade
Ref. Interna (se aplicável)
Revisões Data de emissão Descrição sucinta
r0 25/01/2011 Emissão original
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GRUPO DE ESTUDOS DE TRANSMISSÃO - NORDESTE
PARTICIPANTES EMPRESAS
Carolina Moreira Borges EPE-STE
Daniela Souza EPE-STE
Henrique Abreu de Oliveira EPE-STE
Marcelo Pires EPE-STE
Tiago Campos Rizzotto EPE-STE
Valdson Simões CHESF-DEPT
Carlos Leoncio Gonzaga Costa CHESF-DEPT
Helon D. M. Braz CHESF-DEAT
Valentine Jahnel EPE-SMA
Carina Siniscalchi EPE-SMA
COORDENAÇÃO
Roberto Rocha EPE-STE
Fernando Rodrigues Alves CHESF-DES
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APRESENTAÇÃO
A EPE, a partir da consolidação de estudos de planejamento desenvolvidos no âmbito
dos Grupos de Estudos de Transmissão Regionais (GET)1 sob coordenação da EPE e
com sua efetiva participação, apresenta relatórios com os empreendimentos de
transmissão recomendados como objetos de licitação ou autorização, a serem definidos
pelo MME.
Especificamente, este documento trata da análise efetuada no âmbito do GET-NE, do
Estudo de Suprimento à Região Nordeste até o horizonte de 2020.
Este estudo tem a finalidade de definir os reforços necessários para escoamento das
eólicas vencedoras do LFA e LER 2010, bem como a indicação dos reforços futuros na
região Nordeste do Brasil necessário para escoar o potencial previsto na região.
1 Grupo de estudos de transmissão regionais de apoio à EPE formado por empresas transmissoras, distribuidoras e geradoras.
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SUMÁRIO
APRESENTAÇÃO ................................................................................................................. 5
1 Introdução ...................................................................................................................... 9
2 Objetivo ........................................................................................................................ 11
3 Premissas, Critérios e Dados Utilizados ..................................................................... 12
3.1 Configuração Inicial do Sistema de Transmissão ....................................................... 12
3.2 Horizonte do Estudo ...................................................................................................... 14
3.3 Projeções de Mercado .................................................................................................... 14
3.1 Geração Eólica ............................................................................................................... 16
3.2 Cenários de Intercâmbio ............................................................................................... 20
3.3 Sistema de Conexão de Uso Exclusivo das Centrais Geradoras ................................ 23
3.4 Critérios e Procedimentos ............................................................................................. 23
3.5 Suporte de Reativo Existente ........................................................................................ 26
3.1 Custos .............................................................................................................................. 27
4 Definição das Subestações Coletoras .......................................................................... 28
5 Coletora Ibiapina - CE ................................................................................................ 31
5.1 Suporte de Reativo em Condição Normal ................................................................... 32
5.2 Análise de Contingências ............................................................................................... 33
6 Coletora João Câmara II - RN .................................................................................... 36
6.1 Análise de Suporte de Reativo em Condição Normal ................................................. 40
6.2 Análise de Contingências ............................................................................................... 47
7 Coletora Lagoa Nova – RN ......................................................................................... 54
7.1 Suporte de Reativo em Condição Normal ................................................................... 55
7.2 Análise de Contingências ............................................................................................... 57
8 Coletora Morro do Chapéu ......................................................................................... 61
8.1 Suporte de Reativo em Condição Normal ................................................................... 62
8.2 Análise de Contingências ............................................................................................... 63
9 Modulação dos Transformadores ............................................................................... 65
9.1 Modulação do Transformador 500/230 kV Extremoz II ............................................ 65
9.2 Modulação do Transformador 500/230 kV Campina Grande II .............................. 65
9.3 Modulação do Transformador 500/138 kV João Câmara II ..................................... 66
9.4 Modulação do Transformador 230/69 kV Lagoa Nova .............................................. 67
9.5 Modulação do Transformador 230/69 kV Ibiapina .................................................... 67
9.6 Modulação do Transformador 230/69 kV Morro do Chapéu .................................... 68
10 Análises de Sobretensões à Frequência Industrial a 60 Hz ....................................... 69
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10.1 Energização de Linha de Transmissão ........................................................................ 69 10.1.1 Energização da LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II .............................................. 69 10.1.2 Energização da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II............................................. 70 10.1.3 Energização da LT 500 kV Extremoz II-João Câmara II ...................................................... 72
10.2 Rejeição de Carga .......................................................................................................... 72 10.2.1 Rejeição Simples no trecho Campina Grande II - Extremoz ................................................ 74 10.2.2 Rejeição Simples no trecho Garanhuns-Campina Grande II................................................. 76 10.2.3 Rejeição Múltipla, abertura em dupla sobre a SE Campina Grande II 500 kV ..................... 78
11 Expansão do Sistema de Transmissão no Rio Grande do Norte Frente à Expectativa
de Novos Leilões de Energia ............................................................................................... 81
11.1 Alternativa 1 ................................................................................................................... 84
11.2 Alternativa 2 ................................................................................................................... 86
11.3 Alternativa 3 ................................................................................................................... 88
11.4 Alternativa 4 ................................................................................................................... 90
11.5 Alternativa 5 ................................................................................................................... 92
11.6 Alternativa 6 ................................................................................................................... 94
11.7 Alternativa 7 ................................................................................................................... 96
11.8 Alternativa 8 ................................................................................................................... 98
11.9 Alternativa 9 ................................................................................................................. 100
11.10 Análise Econômica ....................................................................................................... 102 11.10.1 Totalização dos Investimentos ............................................................................................ 102 11.10.2 Investimentos das Alternativas pelo Método dos Rendimentos Necessários ...................... 103 11.10.3 Incorporação do Custo de Perdas ........................................................................................ 104
12 Análise Socioambiental ............................................................................................. 108
13 Análise de Curto-Circuito ......................................................................................... 109
13.1 Avaliação preliminar das relações SCR (Short Circuit Ratio) potência de curto-
circuito trifásico / potência do EOL ........................................................................................ 112
14 Análise do Desempenho Dinâmico ........................................................................... 114
14.1 Perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II ......................................... 115
14.2 Perda da ATR 500/138 kV João Câmara II .............................................................. 117
15 Características Básicas dos Equipamentos .............................................................. 119
15.1 Subestação .................................................................................................................... 119
15.2 Transformador 230/69 kV – 100 MVA ...................................................................... 127
15.3 Transformador 230/69 kV – 150 MVA ...................................................................... 127
15.4 Autotransformador 500/230-13.8 kV – 450 MVA ..................................................... 129
15.5 Autotransformador 500/230-13.8 kV – 600 MVA ..................................................... 129
15.6 Autotransformador 500/138-13.8 kV – 450 MVA ..................................................... 130
15.7 Configuração mínima do CE ...................................................................................... 131
16 Conclusões ................................................................................................................. 132
17 Referências ................................................................................................................. 137
ANEXO I - Características das Instalações ...................................................................... 138
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ANEXO II – Obras para o Programa de Expansão de Transmissão - PET ................... 141
ANEXO III – Detalhamento dos Investimentos das Alternativas ................................... 154
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1 Introdução
Os Leilões de Fontes Alternativas de Energia Elétrica de 2010, específico para
contratação de energia elétrica proveniente de fontes alternativas, realizados em
agosto de 2010, resultaram na contratação de 1.206,6 MW de potência instalada.
Diferentemente dos anteriores, as 3 fontes alternativas - Usinas à Biomassa, Pequenas
Centrais Hidrelétricas e Usinas Eólicas tiveram suas energias contratadas pelos agentes
de distribuição numa ampla competição entre as fontes.
A maioria dos projetos eólicos se concentrou na região Nordeste, com os
empreendimentos negociados nos estados da Bahia, Ceará e Rio Grande do Norte,
conforme destacado na tabela abaixo.
Tabela 1- Empreendimentos negociados no Nordeste do Brasil no LER e LFA 2010
Totais por
estado Empreendimentos
Potência (MW)
RN 38 1072.6
CE 5 150
BA 15 407.4
O aporte das Garantias Financeiras relativas à Chamada Pública nº. 01/2010, que teve
por objetivo a inscrição e a firmação de compromisso por parte de empreendimentos
que comercializaram energia elétrica nos Leilões nº. 05/2010 (LER) e nº. 07/2010 (FA),
cujas vendedoras se interessariam em compartilhar as ICG, conforme Portaria do
Ministério de Minas e Energia (MME) nº. 910, de 5 de novembro de 2010, estabeleceu
quatro ICG: uma no Ceará, duas no Rio Grande do Norte e uma na Bahia, vide Tabela
2.
Tabela 2- Subestações Coletoras e ICGs propostas frente ao resultado do LER 2010
Coletora km Cabo
(MCM)
ICG (transformador
500/138 kV)
ICG (transformador
230/69 kV)
Estado: Ceará
Ibiapina 9 1x636 - 2 x 100 MVA
Estado: Rio Grande do Norte
João Câmara II 81 4x954 2 x 450 MVA -
Lagoa Nova 62 2x795 - 2 x 150 MVA
Estado: Bahia
Morro do Chapéu 67 1 x 636 - 1 x 150 MVA
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A energia eólica era considerada uma alternativa de difícil viabilidade econômica no
país. Esta fonte de energia ganhou outro status após o resultado dos leilões LER 2009 e
LER e LFA de 2010, onde foram contratados 3.854 MW de potência instalada de
energia eólica. Além da contratação via leilões, foram adquiridos 1.423 MW através do
Proinfa – com 766 MW atualmente em operação.
Neste contexto, a energia eólica tende a ter um crescimento significativo com
predominância na região do Nordeste brasileiro. Dessa forma, torna-se necessário que
o dimensionamento da expansão da rede básica desta região contemple esta
perspectiva de crescimento.
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2 Objetivo
Com base no resultado da Chamada Pública 001/2010 um conjunto de
empreendimentos aptos a participarem por meio de aporte de garantias financeiras,
para o compromisso de contratação de construção, montagem, operação e
manutenção, das ICG, a partir das subestações Coletoras integrantes da Rede Básica, e
mediante licitação para concessão, a EPE teve a incumbência de estabelecer as ICG que
atendam aos requisitos definidos na Resolução Normativa nº 320/2008, que define os
critérios para classificação das ICG e dimensioná-las.
Nesse sentido, pode-se afirmar que o objetivo deste estudo foi avaliar a oferta de
energia a partir das usinas eólicas, vencedoras do leilão LER-2010 e LFA-2010, com a
implantação de novas ICG visando a sua integração ao sistema interligado.
Esta perspectiva resulta na necessidade de se avaliar também o sistema de transmissão
existente e definição de reforços na expansão deste sistema, permitindo não só o
escoamento da expansão da oferta, mas também possibilitando a operação dentro dos
critérios definidos para o planejamento da transmissão.
Como resultado deste estudo foi definido o plano de obras necessário para conexão
destas usinas ao sistema existente por meio de ICG e suas respectivas subestações
coletoras.
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3 Premissas, Critérios e Dados Utilizados
No desenvolvimento do estudo são consideradas as diretrizes constantes no documento
“Diretrizes para Elaboração dos Relatórios Técnicos Referentes às Novas Instalações da
Rede Básica” [1]. Os critérios e procedimentos do estudo devem estar de acordo com o
documento “Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas
de Transmissão - CCPE/CTET – Novembro/2002” [2], além das premissas apresentadas
nos subitens a seguir.
3.1 Configuração Inicial do Sistema de Transmissão
Foi considerado como configuração inicial do estudo o sistema de transmissão previsto
para 2012, conforme diagrama eletrogeográfico apresentado na Figura 1.
Figura 1 Configuração inicial do estudo o sistema de transmissão
Tendo em vista que os estudos de transmissão para o escoamento da UHE Belo Monte,
no que se referem à expansão da interligação Norte/Nordeste, apontam para reforços
ao sistema existente por uma nova rota, via Miracema, conforme ilustrado na Figura 2
PB
RN
Mossoró II
Paraíso
Natal II
Extremoz II
João Câmara I
Banabuiú
Russas II
Fortaleza
Cauípe
Sobral
Pecém
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Piripiri
Picos Coremas
S. J. Piauí
Sobradinho
Garanhuns
Santa Rita
Ico
Tauá
Tacaimbó
CE
PE
Mussuré
Recife II
Bom Nome
L. Gonzaga
P. Afonso
Natal III
Milagres
Quixadá
Suape
Açu II
Angelim II
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Figura 2 - Rota via Miracema, ampliação do sistema de transmissão da
interligação Norte-Nordeste indicada nos estudos de transmissão da UHE Belo
Monte.
A antecipação da expansão da interligação está sendo tratada em estudo específico
coordenado pela EPE, atualmente em desenvolvimento, com vistas a atender à
necessidade de um aumento da capacidade de exportação da região Nordeste para a
região Sudeste. A expansão prevista dos troncos, em 500 kV, entre as subestações
Miracema e Bom Jesus da Lapa II e outro entre Miracema e São João do Piauí, com
inclusão das subestações intermediárias Gilbués e Barreiras, conforme ilustra a Figura
3. Adicionalmente, visualiza-se um terceiro circuito em 500kV entre P. Dutra – Teresina
II – Sobral III.
Rota via Miracemas
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Figura 3 Reforços em estudo para aumentar a capacidade de exportação da
região Nordeste para a região Sudeste
O reforço correspondente ao segundo circuito da LT 500 kV Luís Gonzaga-Milagres
apontado na figura anterior, deve-se a necessidade de reforços para equacionar o
esgotamento das LTs em 230 kV do trecho Paulo Afonso – Bom Nome (previsão 2013)
de modo a atender ao Programa de Integração do Rio São Francisco – PISF, no cenário
de exportação do Nordeste, estudo em fase de conclusão.
3.2 Horizonte do Estudo
O estudo foi realizado considerando as projeções de demandas a serem consideradas
adotadas no Plano Decenal - PDE, ciclo 2011-2020.
3.3 Projeções de Mercado
A distribuição das cargas por subestação da distribuição é mostrada na Tabela 3. As
cargas da distribuidora situadas ao sul de Natal foram ligadas em Natal III enquanto as
cargas situadas ao norte de Natal foram conectadas na SE Extremoz II, novo ponto de
atendimento.
S. Mesa
Colinas
Imperatriz
AçailândiaP. Dutra
UHE Estreito
R. Gonçalves
Miracema
S. J. Piauí
Milagres
Sobradinho
Sapeaçu
R. ÉguasB. J. Lapa
Ibicoara
Gilbués
Teresina Sobral
L. Gonzaga
Barreiras
B. Esperança
Fortaleza
Quixadá
300 kmAno :2014
N
NE
Complexo Paulo Afonso
Pecém
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Tabela 3- Mercado da Região Metropolitana de Natal – Horizonte 2011-2020
Subestação Carga (MW) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
NATAL II
Máxima 449,42 161,22 172,59 183,52 195,23 207,68 220,92 235,01 250,00 265,94
Pesada 448,32 160,82 172,17 183,07 194,75 207,17 220,38 234,44 249,39 265,29
Média 445,94 159,97 171,26 182,10 193,72 206,07 219,21 233,20 248,07 263,89
Leve 266,47 95,59 102,33 108,82 115,76 123,14 130,99 139,35 148,23 157,69
NATAL III
Máxima 161,65 172,07 183,08 194,87 207,42 220,77 234,98 250,11 266,21
Pesada 161,26 171,65 182,64 194,39 206,91 220,23 234,41 249,50 265,56
Média 160,40 170,74 181,67 193,36 205,81 219,06 233,17 248,18 264,16
Leve 95,85 102,03 108,56 115,54 122,98 130,90 139,33 148,30 157,85
EXTREMOZ II
Máxima 156,01 167,02 177,60 188,93 200,98 213,79 227,43 241,93 257,36
Pesada 155,63 166,61 177,17 188,47 200,49 213,27 226,87 241,34 256,73
Média 154,81 165,73 176,23 187,47 199,42 212,14 225,67 240,06 255,37
Leve 92,50 99,03 105,30 112,02 119,16 126,76 134,85 143,45 152,60
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3.1 Geração Eólica
As usinas vencedoras do LER-2009, LER-2010 e LFA-2010, a serem consideradas no
estudo, estão apresentadas na Tabela 4, Tabela 5 e Tabela 6.
Tabela 4 - Dados dos empreendimentos vencedores do LER 2009, LFA 2010 - Estado
Ceará
Empreendimento
Município Usina Leilão Potência MW Conexão
Acaraú
CGE Lagoa Seca LER 2009 19.5 SE Coletora Acaraú II
CGE Vento do Oeste LER 2009 19.5 SE Coletora Acaraú II
CGE Araras LER 2009 30.0 SE Coletora Acaraú II
CGE Coqueiros LER 2009 27.0 SE Coletora Acaraú II
CGE Garças LER 2009 30.0 SE Coletora Acaraú II
CGE Cajucoco LER 2009 30.0 SE Coletora Acaraú II
CGE Buriti LER 2009 30.0 SE Coletora Acaraú II
Amontada
CGE Icaraí I LER 2009 27.3 SE Icaraizinho
CGE Icaraí II LTDA LER 2009 37.8 SE Icaraizinho
CGE Icaraí LER 2009 14.4 SE Icaraizinho
Aracati CGE Quixaba LER 2009 25.2 SE Jaguarana
Paracuru CGE Dunas de Paracuru LER 2009 42.0 SE Pecém II
São Gonçalo do Amarante
CGE Taíba Andorinha LTDA LER 2009 14.7 SE Pecém II
CGE Colônia LTDA LER 2009 18.9 SE Pecém II
CGE Taíba Águia LER 2009 23.1 SE Pecém II
Tianguá
VENTOS do Morro do Chapéu LFA 2010 30.0 SE Coletora Ibiapina
VENTOS de Tianguá LFA 2010 30.0 SE Coletora Ibiapina
VENTOS de Tianguá Norte LFA 2010 30.0 SE Coletora Ibiapina
Trairi
CGE Embuaca LER 2009 25.2 SE Pecém II
CGE FAISA I LER 2009 25.2 SE Pecém II
CGE FAISA II LER 2009 25.2 SE Pecém II
CGE FAISA III LER 2009 25.2 SE Pecém II
CGE FAISA IV LER 2009 25.2 SE Pecém II
CGE FAISA V LER 2009 27.3 SE Pecém II
Ubajara Vento Formoso LFA 2010 30.0 SE Coletora Ibiapina
Ventos do Parazinho LFA 2010 30.0 SE Coletora Ibiapina
Total 692.7
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Tabela 5 - Dados dos empreendimentos vencedores do LER 2009, LFA e LER 2010. Estado Rio Grande do Norte
Empreendimento
Município Usina Leilão Potência MW Conexão
Areia Branca
CGE Areia Branca LER 2009 27.3 SE Mossoró II 69 kV
Parque Eolico MEL 02 LFA 2010 20.0 SE Serra Vermelha 69 kV
CGE Mar eTerra LER 2009 23.1 SE Mossoró II 69 kV
Bodó
Serra de Santana III LER 2010 28.8 Coletora Lagoa Nova
Parque Eólico Calango 1 LFA 2010 30.0 Coletora Lagoa Nova
Parque Eólico Calango 2 LFA 2010 30.0 Coletora Lagoa Nova
Parque Eólico Calango 3 LFA 2010 30.0 Coletora Lagoa Nova
Parque Eólico Calango 4 LFA 2010 30.0 Coletora Lagoa Nova
Parque Eólico Calango 5 LFA 2010 30.0 Coletora Lagoa Nova
Caiçara do Norte Aratuá 3 LER 2010 28.8 SE João Câmara II
Guamaré
CGE Aratuá 1 LER 2009 14.4 SE Açu II
CGE Miassaba 3 LER 2009 50.4 SE Açu II
CGE de Mangue Seco 1 LER 2009 25.2 SE Polo 138 kV
CGE de Mangue Seco 2 LER 2009 25.2 SE Polo 138 kV
CGE de Mangue Seco 3 LER 2009 25.2 SE Polo 138 kV
CGE de Mangue Seco 5 LER 2009 25.2 SE Polo 138 kV
Galinhos CGE Rei dos Ventos 1 LER 2009 48.6 SE Açu II
CGE Rei dos Ventos 3 LER 2009 48.6 SE Açu II
João Câmara
Macacos LFA 2010 20.7 Coletora João Câmara II
Pedra Preta LFA 2010 20.7 Coletora João Câmara II
Costa Branca LFA 2010 20.7 Coletora João Câmara II
Juremas LFA 2010 16.1 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Eurus I LER 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Eurus II LER 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Campo dos Ventos II LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Asa Branca VI LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Cabeço Preto IV LER 2010 19.8 Coletora João Câmara II
CGE Morro dos Ventos I S.A. LER 2009 28.8 SE João Câmara
CGE Morro dos Ventos III S.A. LER 2009 28.8 SE João Câmara
CGE Morro dos Ventos IV S.A. LER 2009 28.8 SE João Câmara
CGE Morro dos Ventos VI S.A. LER 2009 28.8 SE João Câmara
CGE Cabeço Preto LER 2009 19.8 SE Natal II 69 kV
CGE Eurus VI LER 2009 7.2 SE João Câmara
Lagoa Nova Serra de Santana I LER 2010 19.8 Coletora Lagoa Nova
Serra de Santana II LER 2010 28.8 Coletora Lagoa Nova
Parazinho
CGE Morro dos Ventos IX S.A LER 2009 28.8 SE João Câmara
CGE Santa Clara I LER 2009 28.8 SE João Câmara
CGE Santa Clara II LTDA. LER 2009 30.0 SE João Câmara
CGE Santa Clara III LER 2009 28.8 SE João Câmara
CGE Santa Clara IV LER 2009 28.8 SE João Câmara
CGE Santa Clara V LER 2009 28.8 SE João Câmara
CGE Santa Clara VI LER 2009 28.8 SE João Câmara
Parque Eólico Renascença I LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Renascença II LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Eurus IV LER 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Eurus IV LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Renascença III LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Renascença IV LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Renascença V LER 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Asa Branca I LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Asa Branca II LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Asa Branca III LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Asa Branca IV LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Asa Branca V LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Asa Branca VII LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Asa Branca VIII LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Parque Eólico Ventos de São Miguel LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
Rio do Fogo Arizona 1 LFA 2010 28.0 SE Extremoz 69 kV
Pedra Grande DREEN Boa Vista LFA 2010 12.6 Coletora João Câmara II
São Bento do Norte
DREEN Olho D’Água LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
DREEN São Bento Do Norte LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II
CGE Farol LFA 2010 19.8 Coletora João Câmara II
Total 1722.8
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Tabela 6 - Dados dos empreendimentos vencedores do LER 2009, LFA 2010 e LER 2010.
Estado Bahia.
Empreendimento
Município Usina Leilão Potência MW Conexão
Igaporã
Cge Igapora LER 2009 30.0 SE Coletora Igaporã CGE Ilheus LER 2009 10.5 SE Coletora Igaporã CGE Nossa Senhora Conceição LER 2009 24.0 SE Coletora Igaporã Parque Eólico da Prata LER 2010 19.5 SE Bom Jesus da Lapa II CGE Porto Seguro LER 2009 6.0 SE Coletora Igaporã
Caetité CGE Pajeu do Vento LER 2009 24.0 SE Coletora Igaporã CGE Planaltina LER 2009 25.5 SE Coletora Igaporã
Guanambi
CGE Serra do Salto LER 2009 15.0 SE Coletora Igaporã CGE Guanambi LER 2009 16.5 SE Coletora Igaporã CGE Candiba LER 2009 9.0 SE Coletora Igaporã CGE Pindai LER 2009 22.5 SE Coletora Igaporã CGE Guirapá LER 2009 27.0 SE Coletora Igaporã CGE Licinio De Almeida LER 2009 22.5 SE Coletora Igaporã
Parque Eólico Tanque LER 2010 24.0 SE Bom Jesus da Lapa II
Parque Eólico Morrão LER 2010 30.0 SE Bom Jesus da Lapa II
Caetité
CGE Alvorada LER 2009 7.5 SE Coletora Igaporã CGE Rio Verde LER 2009 30.0 SE Coletora Igaporã
Parque Eólico Seraíma LER 2010 30.0 SE Bom Jesus da Lapa II
Caetité 2 LFA 2010 30.0 SE Coletora Igaporã Caetité 3 LFA 2010 30.0 SE Coletora Igaporã
Parque Eólico Arapuã LER 2010 30.0 SE Bom Jesus da Lapa II
Sobradinho CGE Pedra do Reino LER 2009 30.0 SE Sobradinho I PEDRA do Reino III LER 2010 18.0 SE Salitre I
Brotas de Macaúbas
CGE Macaúbas LER 2009 30.0 Secc BJL - Irecê CGE Novo Horizonte LER 2009 30.0 Secc BJL - Irecê CGE Seabra LER 2009 30.0 Secc BJL - Irecê
Bonito Parque Eólico Cristal LER 2010 30.0 Coletora Morro do Chapéu
Morro do Chapéu
Parque Eólico Primavera LER 2010 30.0 Coletora Morro do Chapéu
Parque Eólico São Judas LER 2010 30.0 Coletora Morro do Chapéu
Casa Nova Casa Nova LER 2010 180.0 SE Sobradinho
Pindaí Parque Eólico Ventos Do Nordeste LER 2010 19.5 SE Brumado II
Parque Eólico dos Araças LER 2010 30.0 SE Brumado II
Sento Sé
Eolica São Pedro do Lago LER 2010 28.8 SE Sobradinho II Pedra Branca LER 2010 28.8 SE Sobradinho II Sete Gameleiras LER 2010 28.8 SE Sobradinho II
Total 1007.4
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Foram consideradas, adicionalmente, as usinas, contratadas no PROINFA, localizadas
nos estados do Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba e Pernambuco e que estão
conectadas na rede básica. As mesmas perfazem um montante de cerca de 740 MW
(Tabela 7).
Tabela 7 - Potência instalada das EOL existentes e prevista para entrada em 2012 (PROINFA).
EOL PROINFA P (MW) SE Conexão
(230 kV)
SE Conexão
(69 kV)
Icaraizinho 54,6 Sobral III
Praia Formosa 104,6 Sobral III
Volta Rio 42 Sobral III
P. Morgado 28,8 Sobral III
Enacel 31,5 Russas II
Canoa Quebrada 57 Russas II
Bons Ventos 50 Russas II
EOL PB 65 Mussuré
EOL PE 17 Angelim
Lagoa do Mato 3,2 Russas
Praias de
Parajuru 28,8
Russas
Beberibe 25,2 Russas
Taiba Albatroz 16,5 Cauipe
Paracuru 23,4 Cauipe
Rio do Fogo 49,3 Natal II
Alegria I 41 Açu II
Alegria II 100,8 Açu II
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20
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3.2 Cenários de Intercâmbio
Foram adotados diversos cenários de intercâmbio entre Norte e Nordeste de modo a
garantir o escoamento pleno desta geração, com objetivo de identificar as restrições
observadas no sistema em análise.
Norte Exportador
Representa o período úmido da região Norte e caracteriza-se por elevada geração nas
usinas do rio Tocantins. Este cenário é o que proporciona maior exportação da região
Norte para a região Nordeste, com as usinas hidráulicas da região Nordeste com
despacho reduzido (NE importador), respeitando a vazão mínima (1300m3/s) necessária
na cascata do rio São Francisco. Essa situação, sob o ponto de vista de controle de
tensão, é bastante adversa para avaliação do perfil de tensão durante emergências
considerando os intercâmbios limites de recebimento do Nordeste.
No ano 2013 considerou-se recebimento da ordem de 5.000 MW, vide Figura 4.
Figura 4 – Intercâmbio Norte Exportador próximo a valores atualmente praticados. Ano 2013.
Com os reforços do sistema de transmissão das UHE Belo Monte, o intercâmbio de
recebimento do Nordeste será de cerca de 8500 MW, como apresentado a seguir:
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
21
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Figura 5 – Intercâmbio Norte Exportador próximo a valores atualmente
praticados. Ano 2020.
Nordeste Exportador
Neste cenário as usinas da região Nordeste, considerando os reforços previstos,
juntamente com o despacho das usinas térmicas desta região e das eólicas previstas,
possuem disponibilidade de geração que proporcionam uma exportação do Nordeste de
cerca de 4800 MW, conforme ilustrado na Figura 6.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
22
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Figura 6 – Cenário Nordeste Exportador. Ano 2013
A ampliação da interligação esperada na região Nordeste devido a antecipação do
sistema previsto para escoar a energia da UHE Belo Monte, proporcionará valores
elevados de intercâmbio de exportação do Nordeste que se estabelecerão, no patamar
de carga pesada, em cerca de 6300 MW a partir do ano 2014, como apresentada na
Figura 7.
Figura 7 – Cenário Nordeste Exportador. Ano 2014
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
23
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3.3 Sistema de Conexão de Uso Exclusivo das Centrais Geradoras
Foi considerado para cada um dos empreendimentos de geração um sistema de
conexão atendendo o critério n, ou seja, não se adotou o critério de confiabilidade n-1
para o sistema de conexão, e sim atender ao menor custo de integração com a rede
elétrica, cabendo aos empreendedores definir a melhor forma de conexão final. O
objetivo foi dar o mesmo tratamento econômico a todos os empreendimentos na
análise comparativa de integração do empreendimento.
3.4 Critérios e Procedimentos
No desenvolvimento do estudo foram considerados os critérios constantes no
documento “Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas
de Transmissão - CCPE/CTET - Novembro/2002”, além das premissas apresentadas a
seguir.
Níveis e Variação de tensão
O sistema foi planejado admitindo-se níveis de tensão situados numa faixa de variação
de ±5% em relação à tensão nominal para os níveis de tensão 230 kV e 69 kV. Para o
nível de 500 kV, -5% a 10%.
Níveis de carregamento de linhas de transmissão
O carregamento das linhas de transmissão em condição normal de operação não deve
exceder, em nenhuma hipótese, os limites de equipamentos, conexões e terminais,
bem como os valores de limite térmico dos condutores e flecha máxima de projeto.
Para linhas de transmissão futuras foram utilizados valores definidos no processo de
licitação ou de autorização e informados pelos Agentes ou por valores típicos definidos
observando o que estabelece a Resolução 191/2005, da ANEEL.
Para os limites de carregamento das linhas de transmissão da Rede Básica em
operação, foram considerados os valores constantes nos CPST (Contratos de Prestação
de Serviços de Transmissão).
Para os limites de carregamento das linhas de transmissão da Rede Básica e
transformadores de fronteira, em operação, foram considerados os valores constantes
nos CPST (Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão).
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
24
Ministério de Minas e Energia
Tabela 8 - Capacidade dos equipamentos em regime permanente e emergência na região de Natal
Equipamento
Carregamento
Condição Normal (MVA)
Emergência (MVA)
Transformador 230/69 kV Natal II 100 100
Transformador 230/69 kV Natal III 150 165
LT 230 kV Paraíso-Natal II 251 317
LT 230 kV Campina Grande II-Natal III 503 633
LT 230 kV Campina Grande II-Paraíso 251 317
LT 230 kV Paraíso-Açu II 299 299
LT 230 kV Açu II-Mossoró 251 317
LT 138 kV Açu II-S. Matos 68 68
LT 230 kV Campina Grande II-Tacaimbó 251 251
LT 230 kV Campina Grande II-Angelim 250 200
LT 230 kV Campina Grande II-P. Ferro 478 478
LT 230 kV Campina Grande II-Goianinha 251 274
Tabela 9 - Capacidade dos equipamentos em regime permanente e emergência da região do Sudoeste da Bahia
Equipamento
Carregamento
Condição Normal (MVA)
Emergência (MVA)
Transformador 500/230 kV Sobradinho 300 300
Transformador 500/230 kV Bom Jesus da Lapa 300 360
LT 230 kV B.Jesus da Lapa-Barreiras 251 317
LT 230 kV B.Jesus da Lapa-Igaporã 438 617
LT 230 kV Irecê-Brotas 251 317
LT 230 kV Senhor do Bonfim-Irecê 251 317
LT 230 kV Juazeiro-Senhor do Bonfim 251 317
LT 230 kV Sobradinho-Juazeiro 251 317
LT 230 kV B.Jesus da Lapa II-B.Jesus da Lapa 797 797
Transformador 230/69 kV B.Jesus da Lapa 39 47
Transformador 230/138 kV B.Jesus da Lapa 50 50
LT 230 kV Brotas-B.Jesus da Lapa 251 317
LT 230 kV Irecê-Morro do Chapéu 247 309
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25
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Tabela 10 - Capacidade dos equipamentos em regime permanente e emergência do eixo Norte-Oeste da região Nordeste do Brasil
Equipamento
Carregamento
Condição Normal
(MVA)
Emergência
(MVA)
Transformador 230/69 kV Teresina 100 100
Transformador 230/69 kV Sobral II 100 120
LT 230 kV Teresina - Piripiri 199 251
LT 230 kV Ibiapina - Piripiri 199 237
LT 230 kV Ibiapina - Sobral 199 237
LT 230 kV Sobral II - Sobral III 319 319
LT 230 kV Sobral II - Sobral III 329 378
Transformador 500/230 kV Teresina II 300 300
Transformador 500/230 kV Sobral III 600 600
Níveis de carregamento de transformadores
Em condições normais e em emergências, os carregamentos dos transformadores
existentes foram limitados aos valores constantes nos Contratos de Prestação de
Serviços de Transmissão. As capacidades dos novos transformadores foram
estabelecidas tomando-se como referência as recomendações da Resolução Normativa
N° 191, de 12 de dezembro de 2005 e a curva de carga da região. Dessa forma
admitiram-se na análise comparativa sobrecargas de curta duração de 10 ou 20%
nessas unidades, em contingência.
As
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26
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Tabela 8, Tabela 9 e
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
27
Ministério de Minas e Energia
Tabela 10 apresentam as capacidades dos equipamentos em regime permanente e
emergência da área envolvida.
Energização de linhas
Nas análises de energização de linha de transmissão foram considerados os seguintes
limites de tensão em nível de 500 kV:
• Tensão de pré-chaveamento 1,05 pu;
• Tensão no terminal de linha aberto de 1,2 pu.
• Tensão no barramento de 500 kV com transformação: 1.10 pu
No caso do nível de 230 kV os limites de tensão são:
• Tensão de pré-chaveamento 1,05 pu;
• Tensão no terminal de linha aberto de 1,1 pu.
• Tensão máxima permitida nos barramentos com transformação: 1.05 pu
Considerou-se a energização desta LT a partir de qualquer um de seus terminais. Para
as linhas de transmissão que conectam a subestações coletoras o sentido da
energização foi da rede para subestação coletora.
Durante o processo de energização não foi admitida variação de tensão superior a 5%
em nenhuma das barras.
3.5 Suporte de Reativo Existente
As Tabela 11, Tabela 12 e Tabela 13 apresentam o suporte de reativo previsto na
região:
Tabela 11 - Suporte de reativo existente da região de Natal
SE Equipamento Mvar
230 kV 69 kV
Natal II
Banco Capacitor - 4 x 21,3
CE 1 x 0/20
Reator 1 x 10 (LT NTD-NTT)
1 x 10 (LT PAR-NTD)
1x30
Açu II Banco Capacitor 13.4
Mossoró Banco Capacitor 14.4
CE 1 x 0/20
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
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Campina Grande
Banco Capacitor 50 2 x 21.3
CE 0/200 -
CS -10/20
Reator 1 x 10
1 x30 -
Tabela 12 - Suporte de reativo existente da região Sudoeste da Bahia
SE Equipamento Mvar
230 kV 69 kV
B. J. Lapa RE 1 x 30 (LT BJL-BRO) 2 x 5
CS -15/30
Irecê RE 1 x 10 (LT IRE-NSB) 2 x 5
CS -15/30
Igaporã BC 1 x 50.5 2 x 21.3
Morro do Chapéu RE 1 x 20
Tabela 13 - Suporte de reativo existente da região do eixo Norte-Oeste da região Nordeste do
Brasil
SE Equipamento Mvar
230 kV 69 kV
Teresina II CS -105/150 -
Teresina II BC - 2 x 21.3
Piripiri BC 2 x 30 3 x 3.6
RE 1 x 10 (LT PIR-TER) -
Sobral II BC 1 x 20 2 x 24.4
RE 1 x 10 (LT SBD-PIR) -
3.1 Custos
Para a estimativa dos custos de investimentos em equipamentos e instalações, no
processo de comparação de alternativas, foram utilizados os custos ANEEL –
“Referências de Custos – LTs e SEs de AT e EAT”, Ref. 10/2009 [4].
Na análise econômica, foi considerado custo marginal de expansão de 113,00 R$/MWh,
taxa de desconto de 11% a.a e vida útil dos equipamentos de 30 anos.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
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4 Definição das Subestações Coletoras
Com base no relatório [6] e diante dos aportes das garantias na Chamada Pública Nº.
01/2010 realizada pela ANEEL e na Resolução Normativa 320, foram estabelecidas
quatro coletoras: uma para o estado do Ceará, duas para o estado do Rio Grande do
Norte e uma no estado da Bahia.
Outrossim, em função do resultado desta chamada pública, não haverá mais a ICG
Sobradinho II (BA), prevista inicialmente em [6]. Seja por opção ou por motivos
técnicos e/ou econômicos, as usinas que compartilhariam esta ICG se conectarão na
Rede Básica ou diretamente na concessionária.
A Figura 8, Figura 9, Figura 10 e Figura 11 apresentam ilustrações das novas ICG, para
os estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia, respectivamente.
Figura 8 Esquema de conexão da Coletora Ibiapina – Ceará.
Coletora Lagoa Nova
GRUPO Usina MW
GRUPO 1
1 Ventos do Morro do Chapéu 30
3 Ventos de Tianguá Norte 30
4 Vento Formoso 30
GRUPO 22 Ventos de Tianguá 30
5 Ventos do Parazinho 30
ICG: 2 x 100 MVA 230/69kV
150 MW
1
2
3
4
5
Sobral
Piripiri
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
30
Ministério de Minas e Energia
Figura 9 Esquema de conexão da Coletora João Câmara II – Rio Grande do Norte.
Figura 10 Esquema de conexão da coletora Lagoa Nova – Rio Grande do Norte.
ICG: 2 x 450 MVA 500/138 kV
Extremoz II
4
12
3
5
6
78
760,4 MW
9
10
11
1213
14
15
16
17
18
19
20
2122
23
24
25
26
27
28
Coletora João Câmara II
GRUPO Usina MW
GRUPO 1
25 CGE Farol 19,8
26 DREEN Olho DÁgua 30
27 DREEN São Bento do Norte 30
28 DREEN Boa Vista 12,6
GRUPO 2 20 Parque Eólico Cabeço Preto IV 19,8
GRUPO 3
15 Macacos 20,7
16 Pedra Preta 20,7
17 Costa Branca 20,7
18 Juremas 16,1
22 Parque Eólico Eurus I 30
23 Parque Eólico Eurus II 30
24 Parque Eólico Eurus III 30
GRUPO 4
8 Parque Eólico Asa Branca II 30
9 Parque Eólico Asa Branca III 30
10 Parque Eólico Asa Branca IV 30
11 Parque Eólico Asa Branca V 30
12 Parque Eólico Asa Branca VII 30
13 Parque Eólico Asa Branca VIII 30
Coletora João Câmara II
GRUPO Usina MW
GRUPO 5
19Parque Eólico Campo dos
Ventos II30
21 Parque Eólico Asa Branca VI 30
GRUPO 6
5 Parque Eólico Renascença V 30
6 Parque Eólico Eurus IV 30
7 Parque Eólico Asa Branca I 30
14Parque Eólico Ventos de São
Miguel30
GRUPO 7
1 Parque Eólico Renascença I 30
2 Parque Eólico Renascença II 30
3 Parque Eólico Renascença III 30
4 Parque Eólico Renascença IV 30
Coletora João Câmara II
USINAS MW Km LT
GRUPO 1 92,4 25 2X336 MCM - CS
GRUPO 2 19,8 13 1X266 MCM - CS
GRUPO 3 168,2 8 2X477 MCM – CS
GRUPO 4 180 11 2X477 MCM – CS
GRUPO 5 60 - -
GRUPO 6 120 10 2X336 MCM - CS
GRUPO 7 120 - -
ICG: 2 x 150 MVA 230/69kV 227,4 MW
7
2
3
5
8
Paraíso
1
6
4
Coletora Lagoa Nova
GRUPO Usina MW
GRUPO 1
3 Parque Eólico Calango 4 30
4 Parque Eólico Calango 5 30
6 Parque Eólico Calango 2 30
GRUPO 2 1 PARQUE EÓLICO SERRA DE SANTANA III 28,8
GRUPO 32 Parque Eólico Calango 3 30
5 Parque Eólico Calango 1 30
GRUPO 47 PARQUE EÓLICO SERRA DE SANTANA I 19,8
8 PARQUE EÓLICO SERRA DE SANTANA II 28,8
Coletora Lagoa Nova
USINAS MW Km LT
GRUPO 1 90 6 2X477 MCM - CS
GRUPO 2 28,8 - -
GRUPO 3 60 - -
GRUPO 4 48,6 6 1X636 MCM - CS
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
31
Ministério de Minas e Energia
Figura 11 Esquema de conexão da Coletora Morro do Chapéu – Bahia
Irecê
ICG: 1 x 150 MVA 230/69kV
1
2
3
90 MW
Coletora Morro do Chapéu
Usina MW
1 Parque Eólico Cristal 30
2Parque Eólico Primavera
30
3Parque Eólico São Judas
30
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5 Coletora Ibiapina - CE
As usinas vencedoras do LER-2010 que aportaram garantia nesta região serão
conectadas na SE Coletora Ibiapina que seccionará a LT 230 kV Piripiri-Sobral II. A
Figura 12 apresentada na figura a seguir.
Figura 12 - Sistema de transmissão das usinas do LER 2010 que se conectam no seccionamento da LT230 kV Piripiri-Sobral II.
O diagrama esquemático da Figura 13 apresenta a conexão considerada para as
instalações de uso exclusivo das centrais eólicas que compõem a ICG analisada. Cabe
ressaltar que a configuração leva em consideração as distâncias envolvidas
considerando a localização da subestação conforme definida em [6].
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33
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Figura 13 - Esquema de conexão das centrais geradoras da Coletora Ibiapina
5.1 Suporte de Reativo em Condição Normal
A análise acerca da necessidade de suporte de reativo na coletora Ibiapina foi avaliada
com as usinas eólicas operando com fator na fronteira de cerca de 0.95, atendendo o
critério exigido.
Figura 14 - Conexão das eólicas na Coletora Ibiapina, despacho pleno, com
fator de potência 0,95
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Para investigar a necessidade de instalação de suporte adicional de reativo nos
patamares de carga leve, foi utilizada a curva PxV, com monitoramento da tensão na
Coletora Ibiapina. As eólicas foram despachadas com 100% de geração e fator de
potência unitário, de forma a proporcionar a situação mais crítica para o sistema do
ponto de vista de sobretensão. A curva PxV apresenta os despachos decrescentes das
eólicas, até chegar a um despacho próximo a zero. Na figura a seguir pode-se observar
que não foi identificado tensões acima do critério para qualquer patamar de despacho,
não justificando, portanto, a presença de um reator na Coletora Ibiapina.
Figura 15 - Conexão das eólicas na Coletora Ibiapina Caso de carga leve.
Análise de sobretensão
5.2 Análise de Contingências
Para a análise das contingências, considerou-se despacho pleno das centrais eólicas da
região operando de forma a propiciar fator de potência igual a 0,95 no ponto de
conexão da ICG, configurando-se, desta forma, a situação mais crítica para o sistema
em análise.
A contingência mais crítica para a região é a perda da LT 230 kV Sobral II – Piripiri. Na
análise, considerou a presença de um BC de 30 Mvar em Piriripi 230 kV, previsto para
2011 e o 2º BC para 2013, como apresentado no 3.5.
Inicialmente considerou-se um suporte adicional de reativo de 12 Mvar (BC) na ICG
Ibiapina (69 kV). Neste caso extremo, no instante após a falta, ainda sem a atuação
dos LTC, a tensão cairia para valores inferiores a 0.95 pu, violando o critério
estabelecido como mostra a Figura 16.
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Figura 16 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da
região e fator de potência - fp=0.95 indutivo. Perda da LT 230 kV Sobral II –
Piripiri, com suporte adicional de reativo de 12 Mvar.
Considerando um banco de capacitor de 21.3 Mvar no barramento de 69 kV da Coletora
Ibiapina, a tensão atingiria níveis aceitáveis quando da perda da LT 230 kV Sobral II –
Piripiri, como mostra a Figura 17.
Figura 17 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da região e fp=0.95 indutivo. Perda da LT 230 kV Sobral II–Piripiri, com suporte
de reativo adicional de 21.3 Mvar.
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36
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Nestas simulações, não se considerou a possibilidade de utilização dos recursos que as
centrais eólicas dispõem em termos de suporte reativo. Através da análise da curva QxV
apresentada na Figura 18, observa-se que o sistema de transmissão apresenta margem de
estabilidade na contingência Ibiapina-Sobral II com a presença do capacitor de 21.3 Mvar
em Ibiapina, proposta neste estudo. No caso da utilização de suporte reativo disponível
das centras eólicas, a necessidade do banco de capacitores, havendo pouca margem de
estabilidade para a tensão atingir o limite de 0,95 pu. Considerou-se a possibilidade de
operação das centras eólicas com fator de potência entre 0,95 indutivo e 0,95 capacitivo.
Figura 18 - Curva QxV para perda da LT 230 kV Sobral II – Ibiapina.
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6 Coletora João Câmara II - RN
O diagrama esquemático, Figura 19 apresenta a conexão de uso exclusivo das centrais
eólicas nesta ICG considerada na análise. Cabe ressaltar que a configuração leva em
consideração as distâncias envolvidas e a localização da subestação conforme definida
em [6].
Figura 19 - Esquema de conexão da Coletora João Câmara II
A Figura 20 ilustra a localização destes empreendimentos.
Grupo 4
180 MW
Asa Branca VIII – 30 MW
CGE Farol – 19,8 MW
DREEN Olho D’água – 30 MW
0,69 kV 34,5 kV
Grupo 192,4 MW
120 MVA
138 kV
DREEN São Bento do Norte – 30 MW
DREEN Boa Vista – 12,6 MW
Renascença V – 30 MW
Eurus IV– 30 MW
0,69 kV 34,5 kV
Grupo 6120 MW
150 MVA
Asa Branca I – 30 MW
Ventos de São Miguel – 30 MW
10 km
2x336 MCM CS
138 kV
Renascença I – 30 MW
0,69 kV 34,5 kV
Grupo 7120 MW
150 MVA
Renascença IV – 30 MW
Renascença II – 30 MW
Renascença III – 30 MW
0,69 kV
0,4 kV
0,4 kV
138 kV
500 kV
2x450 MVA
4x954 MCM
Extremoz IIJoão Câmara IICabeço Preto IV
19,8 MW
34,5 kV
0,69 kV
13 km
1x266 MCM CS
138 kV
Grupo 219,8 MW
Macacos – 20,7 MW
0,69 kV 34,5 kV
200 MVA 8 km
2x477 MCM CS
138 kV
0,69 kV
0,4 kV
0,4 kV
0,69 kV
0,69 kV
Eurus I – 30 MW0,4 kV
Eurus II – 30 MW
Eurus III – 30 MW
Pedra Preta – 20,7 MW
Costa Branca – 20,7 MW
Juremas – 16,1 MW
Grupo 3168,2 MW
Campo dos Ventos II – 30 MW
Asa Branca VI – 30 MW
0,4 kV
34,5 kV
Grupo 560 MW
100 MVA
Asa Branca II – 30 MW
0,4 kV 34,5 kV
220 MVA
138 kV
11 km
2x477 MCM CS
Asa Branca III – 30 MW
Asa Branca IV – 30 MW
Asa Branca V – 30 MW
Asa Branca VII – 30 MW
81 km
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Figura 20 - Localização dos empreendimentos EOL na região de João Câmara.
A SE Extremoz II 230 kV, já licitada e prevista para 2012, possibilita o escoamento do
montante de geração eólica negociado no LER 2009 oriundo da Coletora João Câmara,
também se configurando como um novo ponto de atendimento a região metropolitana
de Natal. Esta subestação seccionará um dos circuitos de Campina Grande II – Natal III
vide [3], como apresentado na Figura 21.
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Figura 21 - Rede elétrica de suprimento ao estado do Rio Grande do Norte
prevista para 2012.
Devido o elevado montante vencedor do LER 2010 e LFA 2010 nesta região, cerca de
790 MW, verificou-se que haveria dificuldade desses parques acessarem a SE 230 kV
João Câmara. Além disso, este montante de energia requisita níveis de tensão mais
elevados tanto na ICG, em 138 kV, como da Coletora João Câmara II, em 500 kV.
Adicionalmente, o estudo [5] apontou a necessidade de chegada de reforços em 500
kV, a partir de 2019, de modo a garantir o atendimento ao mercado da região de Natal.
Foi analisada uma rota de expansão da rede em 500 kV a partir de uma nova rota entre
Garanhuns - Campina Grande II – Extremoz II, com rebaixamento 500/230 kV em
Campina Grande II e Extremoz II.
Outra possibilidade de expansão em 500kV analisada foi uma nova rota entre Pau Ferro
– Santa Rita – Extremoz II com rebaixamento 500/230 kV em Santa Rita e Extremoz II.
Esta rota embora seja mais curta quando comparada com a rota via Campina Grande II
e Garanhuns, não foi considerada em função dos seguintes pontos:
Detalhe
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40
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Considerando o montante de energia já contratada dos leilões de 2010, na
contingência do trecho em 500kV Santa Rita – Pau Ferro, ocorreria sobrecargas
no trecho em 230kV entre Santa Rita e Mussuré, demandando reforços
adicionais neste trecho. Caso venha a ocorrer um pequeno acréscimo de
geração nos próximos leilões, o setor de 500kV em Santa Rita não comportaria
reforços adicionais além de que a malha em 230kV de Santa Rita ficaria
comprometida em termos de carregamento. Convém lembrar que a SE Mussuré
230/69kV não possuí mais possibilidade de chegada de novas linhas em 230kV.
Adicionalmente a SE Santa Rita está localizada numa região antropizada,
resultando em dificuldades futuras para expansão tanto para novas linhas em
230kV quanto em 500kV. O mesmo ocorre em relação á saída da SE Pau Ferro
para Santa Rita, inserida na mata atlântica. Esta rota demandaria reforços
futuros que seriam cada vez mais complicadas a sua viabilização.
A SE Campina Grande II já possui uma malha em 230kV que permite escoar a
geração deste leilão e do montante previsto que venham a acontecer no Rio
Grande do Norte, além da proximidade de novos parques próximos a SE 230kV
Paraíso.
Um cenário de baixa geração eólica demanda um suprimento para a região
metropolitana de Natal, que seria suprida a partir das hidrelétricas do Rio São
Francisco. A rota natural nesta situação seria via Garanhuns e Campina Grande.
O atendimento no final do horizonte decenal à região metropolitana de João
Pessoa seria feito a partir do novo setor de 500/230kV da SE Campina Grande
II, em 230kV, já implementada na rota ria Campina Grande. Este reforço daria
mais confiabilidade no atendimento à área metropolitana de João Pessoa, além
de não provocar restrições ao atendimento devido a sobrecargas ou controle de
tensão.
Uma expansão futura que para Pau Ferro seria apenas mais um circuito em
500kV entre Pau Ferro e Campina Grande II.
Deste modo, propôs-se para escoamento das EOL da energia gerada por estes parques a
antecipação do reforço em 500 kV a partir da nova SE 500 kV Garanhuns [5], vide Figura
22.
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41
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Figura 22 - Reforço necessário para escoar o montante vencedor no LER e LFA
2010.
6.1 Análise de Suporte de Reativo em Condição Normal
A subestação 500 kV João Câmara II se conectará na SE Extremoz II nos setores de
500 kV e SE 230 kV. Cabe ressaltar que nas análises consideram o seccionamento da
segunda LT 230 kV Campina Grande II-Natal III de modo a evitar sobrecarga quando
da perda da LT 500 kV Extremoz II-Campina Grande II, conforme será mostrado no
item 6.2.
Considerando despacho pleno nas eólicas da região, no patamar de carga pesada,
observa-se fluxo elevado nas linhas de transmissão da região, apresentando-se como a
situação mais crítica para avaliação da necessidade adicional de suporte de reativo, vide
Figura 23.
Para este despacho, o caso mais extremo considera fator de potência de no mínimo
0,95 no ponto de conexão das EOL vencedoras do LER 2009 e LER e LFA 2010. Nesta
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42
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condição, observa-se a necessidade de suporte de reativo adicional de modo a
possibilitar tensões adequadas em regime permanente. Considerou-se o suporte
adicional de reativo de três bancos de capacitores de 21,3 Mvar em Natal III além da
presença dos quatro bancos de capacitores de 21,3 Mvar previstos na SE João Câmara,
ambos no 69 kV. Considerou-se um banco de capacitor de 50 Mvar em João Câmara II,
no 138 kV, e um segundo CE -75/150 Mvar em Extremoz II para atender os níveis
mínimos de tensão a ser demonstrado no item a seguir.
Figura 23 - Diagrama esquemático na condição normal, considerando despacho
pleno das eólicas. Ano 2013. Carga pesada.
Através da análise da curva QxV apresentada na Figura 24, observa-se que caso as
máquinas operassem com faixa de reativo de 0,95 indutivo a 0,95 capacitivo seria
possível obter uma margem de suporte de reativo superior à obtida no caso em que as
máquinas operam com potência reativa especificada. Em ambas as curvas considerou-
se presente os bancos de capacitores adicionais propostos além dos dois CE -75/150
Mvar em Extremoz.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
43
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Com as centrais eólicas oferecendo suporte de tensão (0,95 ind a 0,95 cap)
Sem suporte de tensão das centrais eólicas (fp=1 nas máquinas)
Figura 24 - Curva QxV em condição normal considerando os bancos de capacitores
propostos para 2013. Despacho pleno das eólicas ganhadoras do LER 2009/10 com
fator de potência 0,95 indutivo na fronteira da ICG.
Espera-se que as centrais eólicas operem com fator de potência unitário, obtendo-se
fator de potência na fronteira da ICG da ordem de 0,97. Numa situação extrema, onde
as máquinas estariam com fator de potência 0,95 capacitivo, configurando fator de
potência na fronteira da ICG da ordem de 0,99 capacitivo, não se observa violação da
tensão em João Câmara, visto que o compensador estático de Extremoz II absorve
esse excedente de reativo como mostra a Figura 25.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
44
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Figura 25 - Diagrama esquemático na condição normal, considerando despacho pleno das
eólicas fator de potência 0,95 capacitivo nas centrais eólicas. Ano 2013. Carga pesada.
Despacho Reduzido
Apesar do montante de geração eólica previsto na região ser bastante expressivo, que
disponibilizará cerca de 1000 MW para esta região, foi avaliado a condição onde ela estaria
com despacho reduzido.
Esta consideração se deve ao fato da distribuição de vento poder ser bastante reduzida
entre os meses entre fevereiro e outubro. A curva da Figura 27 e Figura 28 apresenta a
velocidade média e da potência equivalente produzida ao longo de 12 meses na região do
litoral do Rio Grande do Norte onde pode se observar que a velocidade do vento é
inferiores a 5m/s. No horário de carga leve, pela análise da curva típica de vento durante
um dia típico do mês de menor potência disponível na região do Rio Grande do Norte a
potência é inferior a 20 % de sua capacidade nominal.
De modo a proporcionar fluxo reduzido no trecho 500 kV Garanhuns-Extremoz II, foi
assumido despacho das eólicas de cerca de 20% de modo a garantir o controle de tensão.
Nesta situação, foi necessário 1 reator de 150 Mvar na SE 500 kV Garanhuns, 1 reator de
150 Mvar na SE 500 kV Campina Grande II e 1 reator de 150 Mvar na SE 500 kV Extremoz
II, como mostra a
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45
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Figura 26.
Figura 26 - Diagrama esquemático considerando fluxo reduzido na LT 500 kV Garanhuns-Campina Grande II-Extremoz II em condição normal. Ano 2013.
Carga leve.
Figura 27 - Curva típica de velocidade média mensal do vento no RN
0.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
9.00
10.00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Meses
V.
Med
ia(m
/s)
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
Po
t. P
U
V med
P p.u
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46
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Figura 28 - Curva típica de velocidade do vento no RN durante um dia típico
do mês de menor potência
Variação do Despacho das Centrais Eólicas
Para analisar a necessidade de manobras os equipamentos de suporte de reativo
previstos frentes as variações dos montantes de geração das usinas eólicas da coletora
João câmara II, a curva PxV a seguir considerada as máquinas operando com fator de
potência 0,95. É avaliada a necessidade nesta situação de manobrar o reator de barra
da SE Extremoz II, estando presente o banco de capacitor previsto na SE 138 kV João
Câmara II (50 Mvar) e os demais reatores de 500 kV previstos (150 Mvar em Campina
Grande II e Garanhuns) desligados. A tensão mais crítica observada foi na SE Extremoz
500 kV que apresenta valores acima de 1,10 pu a partir de patamares de geração
inferiores a 55 %, sendo necessário, desta forma, manobrar o reator de barra 150 Mvar
previsto nesta subestação de modo a adequar a tensão ao limite operativo. A manobra
é ilustrada na Figura 29 pela mudança do ponto de operação da curva azul para a
vermelha.
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Hora
V.
Med
ia (
m/s
)
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
Po
t. P
U
V Med hora
P Pu
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Ministério de Minas e Energia
Figura 29 – Perfil de tensão esperado na SE Extremoz 500 em função da
geração eólica em João Câmara II. Centrais eólicas com fator de potência
0.95 ind.
Outra situação analisada levou em consideração que as usinas eólicas conectadas em
João Câmara II estariam operando com fator de potência unitário. Da mesma forma, foi
avaliada a necessidade de manobrar o reator de barra da SE Campina Grande e
Garanhuns, estando ligado o reator de 150 Mvar na SE Extremoz II e desligado o banco
de capacitor previsto na SE 138 kV João Câmara II (50 Mvar). Pode-se observara a
tensão na SE 500 kV João Câmara II opera sem necessidade de manobrar os reatores
de 150 Mvar na SE Garanhuns e Campina Grande II até patamares superiores a 60%
(curva vermelha). Diminuindo deste patamar de geração, se faz necessário o ligar o
reator de barra de 150 Mvar em Campina Grande II (curva azul), de forma a adequar a
tensão em João Câmara 500 kV aos limites operativos. Neste ponto, a operação passa
da curva vermelha para a curva azul, conforme pode ser observado na Figura 30.
Conforme a geração continue a reduzir, a tensão voltará a subir, de modo que para
patamares de geração inferiores a 36%, a tensão irá violar os limites operativos sendo
necessário, portanto, ligar o reator de barra de 150 Mvar na SE Garanhuns, além de
desligar dois capacitores no barramento de 69 kV em Extremoz II de modo a atender
aos limites operativos de tensão.
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48
Ministério de Minas e Energia
Figura 30 – Perfil de tensão esperado na SE Extremoz 500 em função da
geração eólica em João Câmara II. Centrais eólicas com fator de potência
unitário nas máquinas.
A curva anterior ilustra que mesmo na situação mais adversa sob o ponto de vista de
sobtensão (fator de potência unitário nas máquinas) observa-se necessidade de
manobrar os reatores previstos apenas quando há variação significativa dos montantes
de geração (acima de 250 Mvar).
6.2 Análise de Contingências
As contingências mais críticas são a perda da LT 500 kV Extremoz II-Campina Grande II
e a perda da LT 500 kV Campina Grande II-Garanhuns. A Figura 31 apresenta os níveis
de tensão obtidos durante as emergências considerando a condição mais crítica, ou
seja, fator de potência 0,95 indutivo na fronteira da ICG de João Câmara II. Nesta
situação, foi considerado fator de potência unitário nas demais centrais eólicas (tanto
para os empreendimentos do LER 2009 quanto dos referentes ao LER 2010).
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Ministério de Minas e Energia
(a)
(b)
Figura 31 - Diagrama esquemático na perda da (a) LT 500 kV Campina Grande
II-Extremoz II e (b) LT 500 kV Campina Grande II-Garanhuns, considerando
despacho pleno das eólicas e fator de potência 0,95 na fronteira da ICG. Ano 2013. Carga pesada.
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50
Ministério de Minas e Energia
Além das contingências mostradas anteriormente, foi avaliada também a contingência
da LT 500 kV João Câmara II - Extremoz II, Figura 32.
Figura 32 - Diagrama esquemático na perda da LT 500 kV João Câmara II-Extremoz II, considerando despacho pleno das eólicas e fator de potência
0,95 na fronteira da ICG. Ano 2013. Carga pesada.
Considerando a situação mais provável, ou seja, fator de potência unitário nas
máquinas, que proporcionam fator de potência 0,97 na fronteira da ICG, a Figura 33
apresenta os níveis de tensão obtidos durantes as emergências.
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51
Ministério de Minas e Energia
(a)
(b)
Figura 33 - Diagrama esquemático na perda da (a) LT 500 kV Campina Grande
II-Extremoz II (a) e (b) LT 500 kV Campina Grande II-Garanhuns, considerando despacho pleno das eólicas e fator de potência 0,97 na fronteira
da ICG. Ano 2013. Carga pesada.
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52
Ministério de Minas e Energia
Dentre os diagramas mostrados, observa-se que o da Figura 31a, contingência da LT
500 kV Campina Grande II-Extremoz II, com fator de potência 0,95 indutivo na
fronteira da ICG, corresponde à situação em que há necessidade de maior suporte de
reativo por parte do compensador estático.
Sensibilidade à entrada do Empreendedor União dos Ventos Geradora Eólica
(172 MW) na SE 230 kV João Câmara
Ao se considerar um montante maior para a central eólica União dos Ventos (de cerca
de 172 MW), observa-se a necessidade de suporte adicional de 50 Mvar na SE 230 kV
de João Câmara considerando que as máquinas deste empreendedor estivessem com
fator de potência unitário. Caso as máquinas estivessem com fator de potência
indutivo, haveria necessidade de suporte adicional de potência reativa.
Este suporte adicional de potência reativa é requerido na perda da LT 500 kV Campina
Grande II-Extremoz II.
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53
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(a)
(b)
Figura 34 - Diagrama esquemático considerando despacho pleno das eólicas e
BC em João Câmara 230 kV. (a) Condição normal e (b) emergência da LT 500 kV Extremoz II-Campina Grande. Ano 2013 considerando 172 MW na SE 230
kV João Câmara.
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54
Ministério de Minas e Energia
Considerando o montante previsto de central eólica nesta região não foi observada
nenhuma contingência que acarretasse fluxos superiores ao limite de carregamento das
linhas de 230 kV que atendem a Natal.
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55
Ministério de Minas e Energia
7 Coletora Lagoa Nova – RN
As usinas vencedoras do LER-2010 que aportaram garantia nesta região serão
conectadas na SE Lagoa Nova, que será ligada por meio de uma linha de transmissão,
em 230 kV, com 62 km, a Rede Básica na subestação 230 kV Paraíso, Figura 35.
Figura 35 - Sistema de transmissão da região de interesse onde se conectam
as usinas do LER 2010, na Coletora Lagoa Nova
O diagrama esquemático da Figura 36 apresenta a conexão considerada para as
instalações de uso exclusivo das centrais eólicas que compõem a ICG analisada. Cabe
ressaltar que a configuração leva em consideração as distâncias envolvidas
considerando a localização da subestação conforme definida em [6].
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
56
Ministério de Minas e Energia
Figura 36 - Esquema de conexão das instalações de uso exclusivo das centrais eólicas da Coletora Lagoa Nova
7.1 Suporte de Reativo em Condição Normal
A análise acerca da necessidade de suporte de reativo na Coletora Lagoa Nova foi
realizada com geração plena das centrais geradoras de Lagoa Nova e João Câmara e II,
cenário de carga pesada. Este cenário é o mais crítico para região analisada, pois
proporciona carregamento elevado das linhas desta região. A Figura 37 apresenta o
cenário analisado.
62 km
2X795 MCM
Paraíso
230 kV
EOL Serra de Santana III – 28,8 MW
EOL Calango 2 – 30 MW
EOL Calango 1 – 30 MW
0,69 kV 34,5 kV
69 kV
Lagoa Nova
230 kV
6 km
2X477 MCM - CS
Grupo 3
60 MW
Grupo 1
90 MW
Lagoa Nova69 kV
EOL Calango 4 – 30 MW
EOL Calango 5 – 30 MW
EOL Calango 3 – 30 MW
Grupo 4
48,6 MW
6 km
1X636 MCM - CS
EOL Serra de Santana II – 28,8 MW
EOL Serra de Santana I – 19,8 MW
Grupo 2
28,8 MW
2 x 150 MVA
0,69 kV 34,5 kV
0,69 kV 34,5 kV
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
57
Ministério de Minas e Energia
Figura 37 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da
região e fp=0.95 indutivo na fronteira da ICG.
A conexão das usinas deverá ser tal que as centrais geradoras eólicas propiciem os
recursos para que o fator de potência na fronteira seja no mínimo 0,95, conforme o
item 3.4.
Pode-se observar na Figura 38 que com as usinas eólicas operando com fator de
potência unitário, proporcionando um fator de potência na fronteira de 0,988, as
tensões em regime em condição normal apresentam-se cerca de 3% maior.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
58
Ministério de Minas e Energia
Figura 38 - Conexão das eólicas na ICG Lagoa Nova com fator de potência
unitário.
7.2 Análise de Contingências
Para a análise das contingências, considerou-se despacho pleno das centrais eólicas da
região e estas operando de forma a propiciar fator de potência igual a 0,95 no ponto de
conexão da ICG, configurando a situação mais crítica para o sistema.
A emergência mais crítica é a perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II.
Neste caso, no instante após a falta, ainda sem a atuação dos LTC, a tensão não atinge
valores inferiores a 0.95 pu, como mostra a Figura 39 (a).
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
59
Ministério de Minas e Energia
Figura 39 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da
região e fp=0.95 indutivo. Perda LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II.
Outra emergência analisada é a perda da LT 500 kV Campina Grande II- Garanhuns
onde a tensão na Coletora 230 kV Lagoa Nova atingiria níveis aceitáveis. Nesta
contingência, as LTs 230 kV Paraíso-Campina Grande II apresentam carregamento
elevado, contudo, bastante inferior a capacidade de emergência desta linha.
Figura 40 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da
região e fp=0.95 indutivo. Perda LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
60
Ministério de Minas e Energia
Da mesma forma, na perda da LT 230 kV Campina Grande II–Paraíso não se verifica
sobrecarga na linha remanescente, como se observa na Figura 41.
Figura 41 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da
região e fp=0.95 indutivo. Perda LT 230 kV Campina Grande II - Paraíso.
Nas análises em regime permanente constatou-se que não foi observada necessidade
de banco de capacitores nesta região. Através da análise da curva QxV, apresentada na
Figura 42, observa-se que o sistema de transmissão apresenta margem de estabilidade
mesmo na situação mais crítica, ou seja, com fator de potência 0,95 na fronteira da
ICG (fp=1 nas centrais eólicas). Caso utilize-se dos recursos que as centrais eólicas
dispõem, a margem de estabilidade será ainda maior.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
61
Ministério de Minas e Energia
Com as centrais eólicas oferecendo suporte de tensão (0,95 ind a 0,95 cap)
Sem suporte de tensão das centrais eólicas (fp=1 nas máquinas)
Figura 42 - Curva QxV em condição normal.
Outrossim, considerando o montante previsto na Coletora 230 kV Lagoa Nova e
tomando como referência o potencial habilitado nessa região, cerca de 360 MW,
haveria necessidade de um terceiro transformador, além de um suporte adicional de
cerca de 3 BC de 21,3 Mvar na SE Lagoa Nova 69 kV . A contingência mais crítica é a
perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II, vide Figura 43 .
Figura 43 - Fluxograma esquemático na perda LT 500 kV Campina Grande II-
Extremoz II. Montante adicional de 133 MW em Lagoa Nova. Com a presença de 3 BC de 21,3 Mvar no 69 kV (referenciais). Ano 2014
-128
-71
-15
42
98
0,966 0,985 1,004 1,022 1,041 1,06
Tensao (pu)
60030 LAG-NOVA-230
60030 LAG-NOVA-230
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62
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8 Coletora Morro do Chapéu
As usinas vencedoras do LER-2010 que aportaram garantia nesta região serão
conectadas na SE Morro do Chapéu, que será ligada por meio de uma linha de
transmissão, em 230 kV, com 67 km, à Rede Básica na subestação Irecê, vide Figura
44.
Figura 44 - Sistema de transmissão das usinas do LER 2010 que se conectam na Coletora Morro do Chapéu
O diagrama esquemático da Figura 45 apresenta a conexão considerada para as
instalações de uso exclusivo das centrais eólicas que compõem a ICG analisada. Cabe
ressaltar que a configuração leva em consideração as distâncias envolvidas
considerando a localização da subestação conforme definida em [6].
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
63
Ministério de Minas e Energia
Figura 45 - Esquema de conexão das centrais geradoras da Coletora Morro do Chapéu
8.1 Suporte de Reativo em Condição Normal
A conexão das usinas deverá ser tal que as centrais geradoras eólicas propiciem os
recursos para que o fator de potência na fronteira seja no mínimo 0,95, conforme o
item 3.4.
Através do diagrama, Figura 46, pode se observar que com as usinas eólicas operando
com fator de potência na fronteira de 0.95 o nível de tensão exigido é atendido.
Figura 46 - Conexão das eólicas na ICG Morro do Chapéu, despacho pleno,
com fator de potência 0,95
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
64
Ministério de Minas e Energia
Para investigar a necessidade de instalação de suporte adicional de reativo no
patamares de carga leve, foi utilizada a curva PxV, com monitoramento da tensão na
Coletora Morro do Chapéu. A curva PxV apresenta despachos decrescentes das eólicas,
até chegar a um despacho próximo a zero. Esta simulação foi feita com e sem a
presença de um reator de -20 Mvar no barramento de 230 kV na Coletora Morro do
Chapéu. As curvas relacionando tensão e percentual de geração eólica na coletora 230
kV Morro do Chapéu, considerando com e sem a presença do reator, vide Figura 47.
Figura 47 - Conexão das eólicas na ICG Morro do Chapéu caso carga leve. Análise de sobretensão
Observa-se que no caso sem o reator, ocorreram violações de tensão na Coletora 230
kV Morro do chapéu para patamares de geração entre 15 e 90% aproximadamente. No
caso com reator, a tensão oscilou dentro dos limites permitidos para qualquer patamar
de geração, justificando a necessidade do reator de -20 Mvar na Coletora Morro do
Chapéu.
8.2 Análise de Contingências
Para a análise das contingências, considerou-se despacho pleno das centrais eólicas da
região operando de forma a propiciar fator de potência igual a 0,95 no ponto de
conexão da ICG. Considerou-se o patamar de carga pesada, configurando a situação
mais crítica para o sistema em análise. Foram simuladas algumas contingências nas
linhas da região, porém não houve violação do critério estabelecido nas tensões, nem
mesmo na contingência que se demonstrou ser a mais crítica, no caso, a perda da LT
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
65
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230 kV Irecê-Brotas. Nesta emergência, no instante após a falta, ainda sem a atuação
dos LTC, a tensão ficaria dentro dos valores aceitáveis, não caracterizando, portanto, a
necessidade de suporte de reativo capacitivo na região, conforme pode-se observar na
Figura 48. Contudo, observa-se que no caso das eólicas conectadas a Brotas, seria
necessário suporte adicional de reativo de modo a manter as tensões dentro dos
critérios estabelecidos.
Figura 48 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da região e fp=0.95 indutivo. Perda LT 230 kV Irecê – Brotas
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66
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9 Modulação dos Transformadores
9.1 Modulação do Transformador 500/230 kV Extremoz II
As análises consideraram 2 autotransformadores 500/230 kV de 450 MVA. Na condição
com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG os
transformadores apresentam fluxo de cerca de 410 MVA cada na perda de da LT 500
kV C. Grande II-Extremoz II, considerando o suporte previsto na ICG João Câmara II
(vide Figura 49).
Figura 49 - Fluxograma esquemático na perda LT 500 kV C. Grande II-Extremoz II.
Ano 2013.
9.2 Modulação do Transformador 500/230 kV Campina Grande II
As análises consideraram 1 autotransformador 500/230 kV de 600 MVA nesta SE, visto
que na condição com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da
ICG os transformadores apresentavam fluxo de cerca de 574 MVA na perda de da LT
500 kV Garanhuns-C. Grande II, vide Figura 50.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
67
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Figura 50 - Fluxograma esquemático na perda LT 500 kV Garanhuns-Campina
Grande II. Ano 2013 – Montante que venceu o LER e LFA de 2010.
Da mesma forma, nas análises não foi considerado o montante de 170 MW referentes
ao mercado livre na SE João Câmara 230 kV. Caso esta potência se conecte nesta SE,
seria necessário que seja considerado sobrecarga de cerca de 10% neste
transformador e suporte de potência reativa adicional, conforme descrito anteriormente
na seção 6.1.
9.3 Modulação do Transformador 500/138 kV João Câmara II
As análises consideraram 2 autotransformadores 500/138 kV de 450 MVA, visto que na
condição com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG os
transformadores apresentavam fluxo de cerca de 418 MVA cada. Nesta condição,
considerou-se a presença de 1 BC de 50 Mvar em João Câmara 138 kV.
Figura 51 - Fluxograma esquemático considerando dois autotransformadores 500/138 kV João Câmara II
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
68
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9.4 Modulação do Transformador 230/69 kV Lagoa Nova
Na Coletora Lagoa Nova 230 kV, as análises consideraram 2 transformadores 230/69 kV
de 150 MVA, visto que na condição com despacho pleno das EOL e fator de potência
0.95 na fronteira da ICG os transformadores apresentavam fluxo de cerca de 123 MVA
cada, vide Figura 52.
Figura 52 - Fluxograma esquemático considerando e dois transformadores 230/69 kV
150 MVA na Coletora Lagoa Nova.
9.5 Modulação do Transformador 230/69 kV Ibiapina
As análises iniciais consideraram 2 transformadores 230/69 kV de 100 MVA, visto que
na condição com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG
os transformadores apresentam fluxo de 77 MVA, vide Figura 53.
Figura 53 - Fluxograma esquemático considerando 2 (dois) transformadores de 230/69 kV 100 MVA na Coletora Ibiapina.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
69
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9.6 Modulação do Transformador 230/69 kV Morro do Chapéu
As análises consideraram um transformador 230/69 kV de 150 MVA, visto que na
condição com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG os
transformadores apresentam fluxo de 96.6 MVA. Cabe ressaltar que o nominal indicado
do transformador comportará todo o montante previsto, com base no montante
habilitado nesta região (120 MW), vide Figura 54.
Figura 54 - Fluxograma esquemático considerando 1 (um) transformador de 230/69
kV 100 MVA na Coletora Morro do Chapéu. Carga pesada. Ano 2013.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
70
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10 Análises de Sobretensões à Frequência Industrial a 60 Hz
Este item apresenta os resultados dos estudos de sobretensões à frequência industrial,
realizados com o objetivo de verificar a possibilidade de ocorrência de valores
proibitivos de tensões temporárias ou sustentadas, que venham a comprometer os
equipamentos conectados ao sistema, em consequência das manobras programadas
e/ou intempestivas dos circuitos da região onde a linha de transmissão que será
implantada.
10.1 Energização de Linha de Transmissão
Esta análise tem o objetivo de verificar o desempenho de regime permanente na
energização da linha de transmissão, indicando se há necessidade adicional de reatores
na linha de transmissão para permitir a energização.
Nas análises considerou-se o cenário pessimista com fluxo reduzido nas linhas de
transmissão da região em análise, ou seja, condição de carga leve e patamar de
geração reduzido,
Figura 26.
10.1.1 Energização da LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II
Considerou-se a energização a partir de qualquer um de seus terminais. Durante o
processo de energização não foi admitida variação de tensão superior a 5% em
nenhuma das barras.
A Figura 55 e Figura 56 ilustram as tensões nos barramentos no momento
imediatamente anterior à energização da linha de transmissão de interesse (Pré), na
situação pré-energização, no momento de energização do primeiro terminal, ou seja, a
linha de transmissão em vazio (Vazio), após energização da linha de transmissão
quando fecha o segundo terminal (Pós) e depois da atuação dos controladores de tap
automático (Lib). Inicialmente foi considerado o caso com tensão em Garanhuns de
1,050 pu.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
71
Ministério de Minas e Energia
Figura 55 - Energização da LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II por Garanhuns.
Figura 56 - Energização da LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II por
Campina Grande II.
Desta forma, é possível energizar esse trecho por ambos os lados.
10.1.2 Energização da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II
Considerou-se a energização a partir de qualquer um de seus terminais. Durante o
processo de energização não foi admitida variação de tensão superior a 5% em
nenhuma das barras.
A Figura 57 e Figura 58 ilustram as tensões nos barramentos no momento
imediatamente anterior à energização da linha de interesse (Pré), na situação pré-
energização, no momento de energização do primeiro terminal, ou seja, a linha em
vazio (Vazio), após energização da linha quando fecha o segundo terminal (Pós) e
depois da atuação dos controladores de tap automático (Lib). Inicialmente foi
considerado o caso com tensão em Campina Grande II de 1,050 pu.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
72
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Figura 57 - Energização da LT 500 kV Campina Grande II-Extremoz II por Campina Grande II.
Figura 58 - Energização da LT 500 kV Campina Grande II-Extremoz II por
Extremoz II.
Desta forma, é possível energizar esse trecho por ambos os lados.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
73
Ministério de Minas e Energia
10.1.3 Energização da LT 500 kV Extremoz II-João Câmara II
Considerou-se a energização a partir de qualquer um de seus terminais. Durante o
processo de energização não foi admitida variação de tensão superior a 5% em
nenhuma das barras.
A Figura 59 ilustra as tensões nos barramentos no momento imediatamente anterior à
energização da linha de interesse (Pré), na situação pré-energização, no momento de
energização do primeiro terminal, ou seja, a linha em vazio (Vazio), após energização
da linha quando fecha o segundo terminal (Pós) e depois da atuação dos controladores
de tap automático (Lib). Inicialmente foi considerado o caso com tensão em Extremoz
II de 1,050 pu.
Figura 59 - Energização da da LT 500 kV Extremoz II-João Câmara II por
Extremoz II.
Desta forma, é possível energizar a LT 500 kV Extremoz II-João Câmara por Extremoz
II.
10.2 Rejeição de Carga
Este estudo tem o objetivo de analisar os reflexos da abertura das linhas de
transmissão previstas para escoamento das centrais eólicas no sistema interligado.
Foi realizada uma análise do comportamento do sistema frente à perda das LT nos
cenários em que as centrais eólicas estivessem com despacho pleno.
Desta forma, os estudos de rejeição de carga visam verificar a existência de
sobretensões acima da suportabilidade dos equipamentos associados quando de
aberturas intempestivas em um dos terminais das linhas de transmissão em questão. A
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
74
Ministério de Minas e Energia
situação mais crítica é a abertura apenas de um destes terminais, devido a uma
atuação intempestiva da proteção ou falha humana.
Foi considerado patamar de carga pesada com despacho de cerca de 100%, de modo
que os reatores previstos de 500 kV estivessem desligados, configurando-se condição
mais adversa observada sob o ponto de vista de sobretensão.
Figura 60 - Diagrama esquemático dos fluxos de potência em 2013, carga
pesada.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
75
Ministério de Minas e Energia
10.2.1 Rejeição Simples no trecho Campina Grande II - Extremoz
A abertura deste trecho resulta em sobretensões sustentadas da ordem de 1,10 pu nos
terminais da linha quando da rejeição em Campina Grande II.
As figuras a seguir ilustram as sobretensões obtidas nas extremidades da linha quando
da abertura em Campina Grande II, e quando da abertura em Extremoz,
respectivamente, para o ano 2013.
Figura 61 - Tensões nas SE Campina Grande II, Extremoz II e no terminal da
linha quando da abertura em Campina Grande II. Ano 2013.
1,062
1,088
1,115
1,142
1,168
0, 2,8 5,6 8,4 11,2 14,
VOLT 546 DJ3-CGD-EXT
VOLT 544 CGD-500
VOLT 99347 EXT-500
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76
Ministério de Minas e Energia
Figura 62 - Tensões nas SE Campina Grande II, Extremoz II e no terminal da
linha quando da abertura em Extremoz. Ano 2013.
Observa-se que nesta rejeição, a presença do compensador estático de (-75/150 Mvar)
em Extremoz II e (0/200 Mvar) em Campina Grande II ajudam no suporte de reativo
necessário. As centrais eólicas também responderam de modo a não acarretarem
sobretensão quando da ocorrência de rejeição no sistema.
1,064
1,075
1,085
1,096
1,107
0, 4, 8, 12, 16, 20,
VOLT 99348 DJ4-EXT-CGD
VOLT 544 CGD-500
VOLT 99347 EXT-500
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77
Ministério de Minas e Energia
Figura 63 - Reativo do CE de Extremoz II (-75/150 Mvar) e Campina Grande
quando da abertura em Campina Grande II. Ano 2012.
10.2.2 Rejeição Simples no trecho Garanhuns-Campina Grande II
A abertura deste trecho resulta em sobretensões sustentadas da ordem de 1,1 pu nos
terminais da linha quando da rejeição neste trecho em qualquer um dos terminais.
As figuras a seguir ilustram as sobretensões obtidas nas extremidades da linha quando
da abertura em Garanhuns, e em Campina Grande II, respectivamente, para o ano
2013.
-23
8
39
71
102
0, 3, 6, 9, 12, 15,
QCES 99346 10 EXTREMOZ230
QCES 444 10 CGD---CER013
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78
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Figura 64 - Tensões nas SE Garanhuns, Campina Grande II e no terminal da
linha quando da abertura em Garanhuns. Ano 2013.
Figura 65 - Tensões nas SE Garanhuns, Campina Grande II e no terminal da
linha quando da abertura em Campina Grande II. Ano 2013.
1,088
1,095
1,103
1,111
1,119
0, 1,6 3,2 4,8 6,4 8,
VOLT 548 DJ1-GAR-CGD
VOLT 549 GARANH-PE500
VOLT 544 CGD-500
1,066
1,077
1,088
1,099
1,11
0, 1,6 3,2 4,8 6,4 8,
VOLT 545 DJ2-CGD-GAR
VOLT 549 GARANH-PE500
VOLT 544 CGD-500
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
79
Ministério de Minas e Energia
Observa-se que nesta rejeição, os compensadores estáticos de (-75/150 Mvar) em
Extremoz II e (0/20 Mvar) Campina Grande II ajudam no suporte de reativo necessário.
As centrais eólicas também responderam de modo a não acarretarem sobretensão
quando da ocorrência de rejeição no sistema.
Figura 66 - Reativo do CE de Extremoz II (-75/150 Mvar) e (0/200 Mvar)
Campina Grande quando da abertura em Campina Grande II. Ano 2012.
10.2.3 Rejeição Múltipla, abertura em dupla sobre a SE Campina Grande II 500 kV
A rejeição múltipla que deve ser observada, para efeito de dimensionamento, para se
observar possíveis sobretensões indesejadas, considera uma abertura simultânea no
terminal de 500 kV Garanhuns e de Extremoz II, ou seja, numa abertura em “guarda-
chuva” sobre a Campina Grande II.
-23,2
-9,5
4,2
17,9
31,6
0, 2, 4, 6, 8, 10,
QCES 99346 10 EXTREMOZ230
QCES 444 10 CGD---CER013
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80
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Figura 67 - Diagrama esquemático da abertura em “guarda-chuva” em Campina Grande II.
A abertura em guarda-chuva resulta em sobretensões instantânea da ordem de 1.115
pu, nos terminais das linhas, quando da rejeição em guarda-chuva na SE Campina
Grande II.
Figura 68 - Tensões na SE Campina Grande II, Garanhuns e Extremoz II
quando da abertura em guarda-chuva em Campina Grande II. Carga Pesada.
Ano 2013.
1,082
1,091
1,1
1,109
1,118
0, 1,6 3,2 4,8 6,4 8,
VOLT 548 DJ1-GAR-CGD
VOLT 99348 DJ4-EXT-CGD
VOLT 544 CGD-500
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81
Ministério de Minas e Energia
Nesta emergência não foi verificado necessidade de faixa indutiva no CE de Campina
Grande II, pois se verifica um afundamento na rede de 230 kV de modo que o
compensador estático fornece energia reativa para sustentar as tensões na região. Os
geradores eólicos da Coletora Lagoa Nova atuam coerentemente, diminuindo a
absorção de energia reativa durante a emergência.
Figura 69 - Reativo do CE de Campina Grande II (1 x 0/200 Mvar) e Coletora
Lagoa Nova 69 kV, quando da abertura em guarda-chuva em Campina Grande II. Carga pesada. Ano 2013.
-17,6
-7,9
1,8
11,4
21,1
0, 4, 8, 12, 16, 20,
FLXR 61030 LAG-NOVA--69 60030 LAG-NOVA-230 1
QCES 444 10 CGD---CER013
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
82
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11 Expansão do Sistema de Transmissão no Rio Grande do Norte Frente à Expectativa de Novos Leilões de Energia
Frente à perspectiva de existência de um elevado potencial de geração de energia
eólica no Rio Grande do Norte devido às condições propícias de aproveitamento desta
região, serão avaliadas as alternativas de expansão do sistema de transmissão, que
terão uma melhor definição em função dos resultados dos próximos leilões.
A Tabela 14 e Tabela 15 apresentam os montantes habilitados nas regiões do nordeste
e norte do Rio Grande do Norte.
Tabela 14 - Montante (MW) habilitado na região nordeste do Rio Grande do Norte
Coletoras Vencedores
2009 Vencedores
2010 Mercado
Livre Habilitadas
Potencial Restante
João Câmara I e II (1) 320 680 172(2) 1700 528
Lagoa Nova (1) 0 227 0 336 109
Touros - 28 0 677 649
Total 1286 (1) Coletora onde os agentes declararam interessados em compartilhar ICG (2) Montante habilitado que manifestou intenção de venda no mercado livre
Tabela 15– Montante (MW) habilitado na região norte do Rio Grande do Norte
Coletoras Vencedores
2009 Vencedores
2010 Habilitadas
Potencial Restante
Mossoró II 50,4 20 911 840,6
Galinhos 263 110(1) 921 548
Total 1388 (1) Aportou garantia na Coletora João Câmara II
Devido ao montante previsto na região norte do Rio Grande do Norte ser bastante
expressivo, foram avaliadas ampliações em 500 kV. Como nesta região não existe
sistema de transmissão em 500 kV foi considerado um novo ponto de escoamento
nessa região em 500 kV, na SE Mossoró II ou SE Açu II. Cabe ressaltar que apesar de
não ser vislumbrado no horizonte do decenal necessidade de reforço em 500 kV para
atender a carga desta região, diferente do que ocorreu em Natal onde o 500 kV
proposto foi uma antecipação de um reforço previsto, a rede de 230 kV necessita de
reforços apenas para escoar o montante de energia dos parques previstos (acima de
30% do montante habilitado) devendo ser avaliada frente ao resultado dos futuros
leilões a chegada deste 500 kV.
A Figura 70 apresenta de forma simplificada as possibilidades de direcionamento do
excedente de energia eólica vislumbrado, seja reforçando o sistema previsto para
escoamento das usinas vencedoras do LER e LFA 2010, ampliando a rede existente em
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500 kV (Milagres, Quixada ou Fortaleza) até o novo ponto previsto para a região norte
do Rio Grande do Norte ou mesmo interligando as duas regiões de geração (Mossoró II
– Extremoz II).
Figura 70 – Possibilidades de direcionamento do montante de energia eólica vislumbrado.
Foram analisadas as diversas possibilidades de interligação entre as regiões com
excedente de energia eólica e a rede existente e prevista para 2013.
Com relação a melhor localização da nova subestação na região norte do Rio Grande do
Norte, foram analisadas alternativas considerando uma subestação Mossoró II ou em
Açu II. No caso de se considerar um novo ponto em 500 kV em Açu II, devido ao
esgotamento da SE 230 kV Açu II, será considerada uma nova subestação nas
proximidades de Açu II.
As alternativas analisadas constaram basicamente de nove possibilidades. Em todas
elas observou-se a necessidade dos seguintes reforços em linhas de transmissão:
- 1 LT 500 kV Campina Grande-Pau Ferro a partir de 2020.
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- 1 LT 230 kV Campina Grande-Santa Rita a partir de 2017.
- Duplicação da LT 230 kV Piripiri-Ibiapina a partir de 2014
- 2 LTs 230 kV Banabuiú-Russas II , sendo a primeira partir de 2014 e a segunda
em 2017.
A seguir são apresentadas as descrições destas alternativas de expansão:
Alternativa 1: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Milagres e outra
em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina Grande
II.
Alternativa 2: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Fortaleza II e
outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina
Grande II.
Alternativa 3: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Fortaleza e outra
em direção a Extremoz II.
Alternativa 4: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Milagres e outra
em direção a Campina Grande II e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-
Campina Grande II.
Alternativa 5: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II em direção a Milagres e duplicação
da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina Grande II.
Alternativa 6: Duas LTs 500 kV saindo de Mossoró II, uma em direção a Milagres e
outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina
Grande II.
Alternativa 7: Duas LTs 500 kV saindo de Mossoró II, uma em direção a Milagres e
outra em direção a Extremoz II.
Alternativa 8: Duas LTs 500 kV saindo de Mossoró II, uma em direção a Milagres e
outra em direção a Campina Grande II.
Alternativa 9: Duas LTs 500 kV saindo de Mossoró II em direção a Milagres e
duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina Grande II.
Diante da quantidade de alternativas avaliadas, totalizando nove, será apresentado um
breve histórico das análises preliminares que selecionaram as alternativas mais
atrativas a serem custeadas e avaliadas sob a ótica do mínimo custo global.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
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11.1 Alternativa 1
A Figura 71 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
Figura 71 – Diagrama esquemático da Alternativa 1.
Considerou-se que todo o montante de energia previsto para essas regiões, Tabela 14
e Tabela 15, seriam explorados até o ano 2017. A análise utilizou o cenário Nordeste
exportador, com cerca de 6300 MW de exportação da região Nordeste para a região
Norte/Sudeste, no patamar de carga pesada. A Figura 72 apresenta os fluxos
considerando as expansões de transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial
de perdas elétricas, na UHE Xingó.
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
Cauípe
Sobral
Pecém
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Picos Coremas
S. J. Piauí
Garanhuns
Santa Rita
Ico
Tauá
Angelim
Tacaimbó
CE
PE
Mussuré
Recife II
Bom Nome
L. Gonzaga
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Suape
Ibiapina
Piripiri
Quixadá
Açu II
Campina Grande II
Extremoz II
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Figura 72 – Alternativa 1. Fluxograma esquemático considerando duas LTs
500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina Grande II.
Essa alternativa é a que apresenta menor perda, como apresentada na Tabela 16.
Tabela 16- Diferencial de perdas observado na UHE Xingó, ano 2017.
Apesar da distância entre Açu II e Quixadá ser menor, será avaliado inicialmente o
reforço entre Açu II-Milagres visto que a SE 500 kV Milagres apresenta maior
quantidade de linhas em 500 kV para escoar essa energia.
Variável Alt 1 Alt 2 Alt 3 Alt 4 Alt 5 Alt 6 Alt 7 Alt 8 Alt 9
UHE Xingó (MW) 1523 1562 1653 1596 1527 1564 1631 1585 1546
D Perdas (MW) 0.00 39.00 130.00 73.00 4.00 41.00 108.00 62.00 23.00
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11.2 Alternativa 2
A Figura 73 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
Figura 73 – Diagrama esquemático da Alternativa 2.
Considerando as mesmas condições de despacho e patamar apresentadas
anteriormente, a Figura 74 apresenta os fluxos considerando as expansões de
transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas,
capturadas na UHE Xingó.
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Campina Grande II
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
Extremoz II
227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
Cauípe
Sobral
Pecém
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Picos Coremas
S. J. Piauí
Sobradinho
Garanhuns
Santa Rita
Ico
Tauá
Angelim
Tacaimbó
CE
PE
Mussuré
Recife II
Bom Nome
L. Gonzaga
P. Afonso
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Suape
Ibiapina
Piripiri
Quixadá
Açu II
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Figura 74 – Alternativa 2. Fluxograma esquemático considerando duas LTs
500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Fortaleza e outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina Grande II.
Apesar de Fortaleza ser um centro de carga, observa-se que essa alternativa
necessidade de maior quantidade de circuitos em 500 kV. Isto ocorre porque também
está previsto uma quantidade expressiva de eólica no Ceará além das usinas térmicas.
Adicionalmente, o diferencial de perdas elétricas é bastante elevado, não se
apresentando uma alternativa atrativa.
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11.3 Alternativa 3
A Figura 75 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
Figura 75 – Diagrama esquemático da Alternativa 3.
Considerando as mesmas condições de despacho e patamar apresentadas
anteriormente, a Figura 76 apresenta os fluxos considerando as expansões de
transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas,
capturadas na UHE Xingó.
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
Cauípe
Sobral
Pecém
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Picos Coremas
S. J. Piauí
Sobradinho
Garanhuns
Santa Rita
Ico
Tauá
Angelim
Tacaimbó
CE
PE
Mussuré
Recife II
Bom Nome
L. Gonzaga
P. Afonso
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Suape
Ibiapina
Piripiri
Quixadá
Açu II
Campina Grande II
Extremoz II
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Figura 76 – Alternativa 3. Fluxograma esquemático considerando duas LTs
500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Fortaleza e outra em direção a Extremoz II.
Apesar da ligação entre Extremoz II e Açu II, formando um anel entre a região de
Fortaleza e Natal, que dispensa a necessidade de duplicação da LT 500 kV Extremoz II-
Campina Grande II para atender a condição n-1. Observa-se que as cargas na região
de Fortaleza não absorvem esse excedente de geração, levando a necessidade de
duplicar o trecho Fortaleza-Milagres.
Contudo, observa-se fluxos bastante reduzidos em regime normal na LT 500 kV Açu II-
Extremoz II demonstrando que as regiões de Natal e Campina Grande não absorvem o
excedente da região norte do estado visto que há um montante expressivo na região
próxima a essas subestações (nordeste do Rio Grande do Norte).
Desta forma, em função das razões acima apresentadas além do diferencial de perdas
elétricas elevado, vide Tabela 16, faz com que esta alternativa não se mostre atrativa.
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11.4 Alternativa 4
A Figura 77 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
Figura 77 – Diagrama esquemático da Alternativa 4.
Considerando as mesmas condições de despacho e patamar apresentadas
anteriormente, a Figura 78 apresenta os fluxos considerando as expansões de
transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas, na UHE
Xingó.
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
Cauípe
Sobral
Pecém
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Picos Coremas
S. J. Piauí
Sobradinho
Garanhuns
Santa Rita
Ico
Tauá
Angelim
Tacaimbó
CE
PE
Mussuré
Recife II
Bom Nome
L. Gonzaga
P. Afonso
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Suape
Ibiapina
Piripiri
Quixadá
Açu II
Campina Grande II
Extremoz II
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Figura 78 – Alternativa 4. Fluxograma esquemático considerando duas LTs
500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Campina Grande II.
A ligação entre Açu II - Milagres e Açu II – Campina Grande II, formando um anel
entre a Milagres e Campina Grande II, dispensaria a necessidade de duplicação da LT
500 kV Extremoz II-Campina Grande II para atender a condição n-1.
Observa-se que nesta alternativa há necessidade de reforçar o trecho Mossoró II-
Banabuií com uma 3ª LT 230 kV.
Apesar do elevado fluxo na LT 500 kV Açu II-Campina Grande II, dado o excedente de
geração em Paraíso e Extremoz II, e o diferencial de perdas ser um pouco maior que a
alternativa 1, vide Tabela 16, ela pode se apresentar uma alternativa atrativa a
depender do custo das instalações.
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11.5 Alternativa 5
A Figura 79 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
Figura 79 – Diagrama esquemático da Alternativa 5.
Considerando as mesmas condições de despacho e patamar apresentadas
anteriormente, a Figura 80 apresenta os fluxos considerando as expansões de
transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas, na UHE
Xingó.
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
Cauípe
Sobral
Pecém
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Picos Coremas
S. J. Piauí
Sobradinho
Garanhuns
Santa Rita
Ico
Tauá
Angelim
Tacaimbó
CE
PE
Mussuré
Recife II
Bom Nome
L. Gonzaga
P. Afonso
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Suape
Ibiapina
Piripiri
Quixadá
Açu II
Campina Grande II
Extremoz II
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Figura 80 – Alternativa 5. Fluxograma esquemático considerando duas LTs 500 kV saindo de Açu II em direção a Milagres e duplicação da LT 500 kV
prevista Extremoz II-Campina Grande II.
O direcionamento do excedente de geração de Açu II diretamente para a SE 500 kV
Milagres apresenta-se como uma alternativa atrativa. O diferencial de perdas é
bastante semelhante à alternativa 1, vide Tabela 16.
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11.6 Alternativa 6
A Figura 81 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
Figura 81 – Diagrama esquemático da Alternativa 6.
Considerando as mesmas condições de despacho e patamar apresentadas
anteriormente, a Figura 82 apresenta os fluxos das expansões de transmissão
consideradas nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas, capturadas na UHE
Xingó.
Pecém
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
Cauípe
Sobral
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Picos Coremas
S. J. Piauí
Sobradinho
Garanhuns
Santa Rita
Ico
Tauá
Angelim
Tacaimbó
CE
PE
Mussuré
Recife II
Bom Nome
L. Gonzaga
P. Afonso
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Suape
Açu
Ibiapina
Piripiri
Quixadá
Campina Grande II
Extremoz II
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Figura 82 – Alternativa 6. Fluxograma esquemático considerando duas LTs
500 kV saindo de Mossoró II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina Grande II.
Semelhante a alternativa 1, contudo com uma subestação em 500 kV localizada em
Mossoró II, essa alternativa apresenta diferencial de perdas em relação a alternativa 1,
vide Tabela 16. Desta forma, essa alternativa pode apresentar-se atrativa a depender
do custo das instalações.
Observa-se que nesta alternativa há necessidade de reforçar a LT 230 kV Açu II-
Mossoró II com uma 3ª LT 230 kV entre estas subestações.
Apesar da distância entre Açu II e Quixadá ser menor, será avaliado, inicialmente, o
reforço entre Mossoró II-Milagres visto que a SE 500 kV Milagres apresenta maior
quantidade de linhas em 500 kV para escoar essa energia.
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11.7 Alternativa 7
A Figura 83 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
Figura 83 – Diagrama esquemático da Alternativa 7.
Considerando as mesmas condições de despacho e patamar apresentadas
anteriormente, a Figura 84 apresenta os fluxos considerando as expansões de
transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas, na UHE
Xingó.
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
Cauípe
Sobral
Pecém
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Picos Coremas
S. J. Piauí
Sobradinho
Garanhuns
Santa Rita
Ico
Tauá
Angelim
Tacaimbó
CE
PE
Mussuré
Recife II
Bom Nome
L. Gonzaga
P. Afonso
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Suape
Açu
Ibiapina
Piripiri
Quixadá
Campina Grande II
Extremoz II
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Figura 84 – Alternativa 7. Fluxograma esquemático considerando duas LTs 500 kV
saindo de Mossoró II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Extremoz II.
A ligação entre Mossoró II - Milagres e Mossoró II- Extremoz II, formando um anel
entre a Milagres e Extremoz, dispensando a necessidade de duplicação da LT 500 kV
Extremoz II-Campina Grande II para atender a condição n-1.
Observa-se que nesta alternativa há necessidade de reforçar o trecho Açu-Mossoró II-
Banabuiú com uma 3ª LT 230 kV.
A ligação à SE Extremoz II acarreta uma circulação de fluxo pela rede de 230 kV entre
Mossoró II e Extremoz II além de elevar o fluxo de Mossoró II a Milagres, que pode
levar a necessidade de maiores reforços na emergência da LT 500 kV Mossoró II-
Milagres. Além disso, o diferencial de perdas é elevado em relação a alternativa 1, vide
Tabela 16, fazem com que esta alternativa não se mostre atrativa.
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11.8 Alternativa 8
A Figura 85 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
Figura 85 – Diagrama esquemático da Alternativa 8.
Considerando as mesmas condições de despacho e patamar apresentadas
anteriormente, a Figura 86 apresenta os fluxos considerando as expansões de
transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas, na UHE
Xingó.
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
Cauípe
Sobral
Pecém
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Picos Coremas
S. J. Piauí
Sobradinho
Garanhuns
Santa Rita
Ico
Tauá
Angelim
Tacaimbó
CE
PE
Mussuré
Recife II
Bom Nome
L. Gonzaga
P. Afonso
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Suape
Açu
Galinhos II
Ibiapina
Piripiri
Quixadá
Campina Grande II
Extremoz II
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Figura 86 – Alternativa 8. Fluxograma esquemático considerando duas LTs
500 kV saindo de Mossoró II, uma em direção a Milagres e outra em direção a Campina Grande II.
A ligação entre Mossoró II - Milagres e Mossoró II- Campina Grande II, formando um
anel entre a Milagres e Campina Grande II, dispensando a necessidade de duplicação
da LT 500 kV Extremoz II-Campina Grande II para atender a condição n-1.
Observa-se que nesta alternativa há necessidade de reforçar o trecho Açu II-Mossoró
II-Banabuiú com uma 3ª LT entre estas subestações.
Apesar do fluxo na LT 500 kV Mossoró II-Campina Grande II dado o excedente de
geração em Paraíso e Extremoz II, e o diferencial de perdas ser um pouco maior que
na alternativa 1, vide Tabela 16, ela pode se apresentar uma alternativa atrativa a
depender do custo das instalações.
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11.9 Alternativa 9
A Figura 87 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.
Figura 87 – Diagrama esquemático da Alternativa 9.
Considerando as mesmas condições de despacho e patamar apresentadas
anteriormente, a Figura 88 apresenta os fluxos considerando as expansões de
transmissão considerada nesta alternativa e o diferencial de perdas elétricas, na UHE
Xingó.
Pecém
PB
RN
Mossoró
Paraíso
Natal II
262,8 MW
50,4 MW
227,4 MW
28 MW
João Câmara 1
Galinhos
Banabuiú
Russas
Fortaleza
Cauípe
Sobral
Pau Ferro
Goianinha
Mirueira
Picos Coremas
S. J. Piauí
Sobradinho
Garanhuns
Santa Rita
Ico
Tauá
Angelim
Tacaimbó
CE
PE
Mussuré
Recife II
Bom Nome
L. Gonzaga
P. Afonso
Natal III
336,2 MW
760 MW
Milagres
Suape
Açu
Galinhos II
Ibiapina
Piripiri
Quixadá
Campina Grande II
Extremoz II
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
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Figura 88 – Alternativa 9. Fluxograma esquemático considerando duas LTs
500 kV saindo de Mossoró II em direção a Milagres e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina Grande II.
A ligação do excedente de geração de Mossoró II diretamente para a SE 500 kV
Milagres apresenta-se como uma alternativa atrativa. O diferencial de perdas é
semelhante a alternativa 1, vide Tabela 16
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
103
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11.10 Análise Econômica
Para o avaliação do custo das alternativas utilizou-se a referência de custos ANEEL
10/2009. As alternativas tecnicamente equivalentes tiveram todas as obras associadas
consideradas.
11.10.1 Totalização dos Investimentos
Através da Figura 89, verifica-se que os investimentos totais previstos no período 2013-
2020, quando trazidos a valor presente em 2013, somam cerca de 1,8 bilhões de reais.
As tabelas do Anexo II apresentam o detalhamento dos investimentos previstos para as
alternativas.
Figura 89 – Valor Presente dos Investimentos das Alternativas ($ × 1000)
Essa totalização não é utilizada para recomendação do investimento de menor monta,
pois para tanto é necessário utilizar o Método dos Rendimentos Necessários,
incorporando no custeio o valor das perdas anuais.
R$ 0,00
R$ 200.000,00
R$ 400.000,00
R$ 600.000,00
R$ 800.000,00
R$ 1.000.000,00
R$ 1.200.000,00
R$ 1.400.000,00
R$ 1.600.000,00
R$ 1.800.000,00
R$ 2.000.000,00
1 4 5 6 8 9
Investimentos
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
104
Ministério de Minas e Energia
11.10.2 Investimentos das Alternativas pelo Método dos Rendimentos Necessários
Neste método, os investimentos são transformados em uma série equivalente de trinta
anos, que corresponde ao período de vida útil esperado das novas instalações. Cada
série inicia-se no ano de entrada dos equipamentos e é truncada sempre no ano
horizonte do estudo (2020). As séries de pagamento resultantes são referidas a valor
presente para o ano inicial do estudo. A taxa utilizada é de 11% ao ano e os valores
obtidos são utilizados apenas para comparação entre as alternativas, aumentando a
atratividade de alternativas com investimentos mais próximos do fim do período de
estudo. A Figura 90 apresenta o valor presente das séries de investimentos resultantes,
considerando o truncamento da série em 2020.
Figura 90 – Investimentos das Alternativas pelo Método dos Rendimentos Necessários (R$ × 1000)
R$ 0,00
R$ 200.000,00
R$ 400.000,00
R$ 600.000,00
R$ 800.000,00
R$ 1.000.000,00
R$ 1.200.000,00
1 4 5 6 8 9
Investimentos Truncados
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105
Ministério de Minas e Energia
11.10.3 Incorporação do Custo de Perdas
Para o custo das perdas, foram obtidos valores de perdas em MW entre as alternativas,
a partir de simulações de fluxo de potência.
Para que pudesse ser representativo em relação às condições operativas pelo qual o
sistema será submetido, para cada uma das alternativas foram geradas situações
sistêmicas diferentes, que são:
Condição 1: cenário Norte exportador, carga pesada, geração eólica de 20%
Condição 2: cenário Nordeste exportador, carga pesada, geração eólica de 80%
Condição 3: cenário Nordeste exportador, carga pesada, geração eólica de 100%
Condição 4: Intercâmbio reduzido entre Norte/Nordeste, carga leve, geração eólica de 5%
Condição 5: cenário Nordeste exportador, carga leve, geração eólica de 40%
Condição 6: cenário Nordeste exportador, carga leve, geração eólica de 30%
No ano 2014, considerou parte do montante habilitado nas regiões do nordeste e norte
do Rio Grande do Norte, como apresentado na Tabela 17.
Tabela 17 – Percentual Montante (MW) habilitado na região norte e nordeste do Rio
Grande do Norte considerado no ano 2014.
Coletoras Percentual Montante
Habilitado (%)
João Câmara II 50
Touros 50
Lagoa Nova 50
Mossoró II 30
Galinhos 30
Os custos das perdas para estas condições foram ponderados segundo tempos de
permanência estimados:
Condição 1 16,5% do tempo
Condição 2 25,0% do tempo
Condição 3 8,5% do tempo
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
106
Ministério de Minas e Energia
Condição 4 16,5% do tempo
Condição 5 25,0% do tempo
Condição 6 8,5% do tempo
O Custo Marginal de Expansão considerado foi de 113 R$/MW. Como foram utilizados
mais de um patamar de carga com ponderação das perdas pelo tempo, não foi
necessário utilizar fatores de perdas e de cargas para os cálculos.
A Tabela 18 a seguir ilustra os principais resultados obtidos:
Tabela 18 – Comparação Econômica entre as Alternativas ($ × 1000)
(1) As obras do estudo de longo prazo são consideradas a partir do ano 2014, sendo considerada a mesma rede para o ano 2013, não havendo desta forma, diferencial de perdas neste ano.
Incorporando os custos de perdas encontrados na comparação dos investimentos pelo
método dos rendimentos necessários, obtém-se a Figura 91 e a
Tabela 19.
Perdas Totais das Alternativas em todos os anos (MW)
Alternativa 2013 (1) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
1 1,913.44 1,825.77 1,871.08 1,916.40 1,961.72 1,881.99 1,802.27 1,722.55
4 1,913.44 1,828.99 1,887.46 1,945.94 2,004.42 1,922.70 1,840.98 1,759.26
5 1,913.44 1,825.81 1,875.64 1,925.47 1,975.30 1,895.93 1,816.56 1,737.19
6 1,913.44 1,833.58 1,889.37 1,945.16 2,000.95 1,915.30 1,829.65 1,743.99
8 1,913.44 1,833.60 1,891.34 1,949.07 2,006.80 1,919.87 1,832.94 1,746.00
9 1,913.44 1,833.58 1,888.15 1,942.71 1,997.27 1,910.65 1,824.03 1,737.41
Diferencial de Perdas (MW)
Alternativa 2013 (1) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
1 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
4 0.00 3.22 16.38 29.54 42.70 40.71 38.71 36.71
5 0.00 0.04 4.56 9.07 13.59 13.94 14.29 14.64
6 0.00 7.81 18.29 28.76 39.23 33.30 27.37 21.44
8 0.00 7.84 20.25 32.67 45.08 37.87 30.66 23.45
9 0.00 7.81 17.06 26.31 35.56 28.66 21.76 14.86
Valor dos Diferenciais de Perdas por Ano (milhares R$)
Alternativa 2013 (1) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
1 -R$ -R$ -R$ -R$ -R$ -R$ -R$ -R$
4 -R$ 3,183.66R$ 16,212.63R$ 29,241.61R$ 42,270.58R$ 40,294.50R$ 38,318.42R$ 36,342.34R$
5 -R$ 41.80R$ 4,511.47R$ 8,981.15R$ 13,450.83R$ 13,797.66R$ 14,144.49R$ 14,491.33R$
6 -R$ 7,734.10R$ 18,101.56R$ 28,469.03R$ 38,836.50R$ 32,966.64R$ 27,096.77R$ 21,226.91R$
8 -R$ 7,755.95R$ 20,046.34R$ 32,336.74R$ 44,627.13R$ 37,490.63R$ 30,354.13R$ 23,217.63R$
9 -R$ 7,734.10R$ 16,887.98R$ 26,041.86R$ 35,195.74R$ 28,367.80R$ 21,539.86R$ 14,711.92R$
Valor das Perdas em 2013 a taxa de 11% (milhares R$)
Alternativa 2013 (1)
1 -R$
4 127,156.86R$
5 41,857.01R$
6 112,333.66R$
8 125,959.41R$
9 98,337.54R$
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
107
Ministério de Minas e Energia
Figura 91 – Comparação Econômica entre as Alternativas ($ × 1000)
Tabela 19 – Comparação Econômica (R$ × 1000) e Percentual
R$ 0,00
R$ 200.000,00
R$ 400.000,00
R$ 600.000,00
R$ 800.000,00
R$ 1.000.000,00
R$ 1.200.000,00
1 4 5 6 8 9
Perdas Investimentos Truncados (RN)
1 4 5 6 8 9
Investimentos Totais (milhares R$) R$ 1,835,877.66 R$ 1,860,922.40 R$ 1,897,550.88 R$ 1,777,759.65 R$ 1,860,163.59 R$ 1,873,673.86
Investimentos Trunc. Rend. Necessários (milhares R$) R$ 935,266.12 R$ 940,822.25 R$ 950,379.76 R$ 910,020.76 R$ 933,589.31 R$ 935,047.77
Custo das Perdas (milhares R$) R$ 0.00 R$ 127,156.86 R$ 41,857.01 R$ 112,333.66 R$ 125,959.41 R$ 98,337.54
PERDAS + INVEST. PELO MÉT. DOS REND. NECESSÁRIOS (milhares R$) R$ 935,266.12 R$ 1,067,979.10 R$ 992,236.77 R$ 1,022,354.42 R$ 1,059,548.72 R$ 1,033,385.31
Percentual em relação ao menor valor 100.0% 114.2% 106.1% 109.3% 113.3% 110.5%
Alternativa
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
108
Ministério de Minas e Energia
Observa-se que a Alternativa 1 apresenta menores custos de investimento e perdas
quando comparadas as outras, como apresentada na Figura 92.
Figura 92 – Sistema referencial proposto para escoar potencial geração eólica futura.
Cabe ressaltar que análises mais aprofundadas da rota de Açu III para Quixadá sob o
aspecto sócioambiental podem indicar a permanência de reforçar essa região por uma
rota já existente, correspondente a Alternativa 5 (2ª mais econômica). Além disso, o
desempenho da rede durante emergências podem levar alternativa 1 necessidade de
reforços adicionais, o que poderia reduzir a diferença com relação à Alternativa 5 –
duplicação do LT 500 kV Milagres-Açu III, podendo inverter os resultados acima
apresentados.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
109
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12 Análise Socioambiental
A análise socioambiental considerada até o presente momento está indicada em [6].
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
110
Ministério de Minas e Energia
13 Análise de Curto-Circuito
Os níveis de curto-circuito, trifásico e monofásico, em kA, devido à implantação das
obras associadas as ICG, foram obtidos visando a verificação de superação de
equipamentos, para principais barras das redes de 500 kV e 230 kV, na configuração de
2013, mostrados na Tabela 20. Ressalta-se que nesta análise não foram consideradas
possiveis contribuições dos parques eólicos.
Tabela 20 - Nível de curto-circuito (kA) para avaliação da superação dos nominais
dos equipamentos
Mod (kA) Ang(º) X/R Mod (kA) Ang(º) X/R
JCAM-II--138 138 10.46 -87.45 22.46 8.7 -84.94 11.3
JCAM-II--500 500 4 -86.47 16.22 3.12 -83.43 8.68
EXT------500 500 5.72 -86.37 15.76 5.52 -85.87 13.83
CGD------500 500 8.76 -86.55 16.59 7.83 -85.52 12.77
JCAMARA230 230 4.68 -83.4 8.64 5.72 -84.28 9.98
JCAMARA69 69 14.38 -85.5 12.7 6.75 -88.59 40.7
EXTREMOZ230 230 13.43 -85.62 13.05 14.25 -85.2 11.9
EXTREMOZ69 69 15.6 -88.47 37.56 4.75 -87.39 21.92
CGD 04BP230 230 21.34 -84.75 10.88 21 -84.61 10.6
NATAL III230 230 14 -85.6 13 16.52 -85.72 13.37
NTD 230KV 230 11.99 -84.61 10.61 13.37 -84.77 10.93
NATAL III 69 69 21.72 -87.91 27.38 5.05 -89.68 176.8
NTD 69KV 69 15.82 -87.87 26.9 4.1 -89.63 155.6
PRS 230KV 230 10.41 -81.64 6.8 8.26 -80.95 6.28
ACD230 230 11.25 -84.35 10.11 10.45 -83.26 8.47
PRS 138KV 138 9.01 -84.14 9.74 8.81 -83.72 9.09
LGNOVA---230 230 4.21 -81.84 6.97 4.84 -83.63 8.95
LGNOVA--69 69 8.15 -85.27 12.1 4.02 -88.45 36.93
MCHAPEU--230 230 1.34 -81.18 6.44 1.71 -82.04 7.15
MCHAPEU-69 69 3.05 -83.96 9.45 2.6 -86.58 16.74
SNBONFIM230 230 3.23 -81.37 6.59 3.76 -82.6 7.7
IRECE230 230 2.03 -82.41 7.5 2.58 -82.97 8.1
IRECE69 69 3.04 -86.6 16.83 1.25 -86.16 14.9
IRECE138 138 2.34 -84.61 10.59 2.99 -85 11.43
BJS LAPA230 230 8.78 -86.62 16.95 10.41 -86.61 16.87
DSNVIX-BA230 230 2.45 -83.35 8.58 2.54 -83.55 8.84
BJD 500KV 500 5.83 -86.04 14.46 5.99 -86.17 14.95
BJD 230KV 230 8.96 -86.82 18.01 10.68 -86.9 18.48
SBT 500KV 500 10.76 -86.46 16.16 11.11 -85.4 12.44
SBT 04B1230 230 16.89 -86.73 17.52 17.74 -85.9 13.96
SBD 230KV 230 13.6 -85.95 14.13 14.47 -85.87 13.85
IBIAPINA-230 230 3.01 -80.17 5.77 3.52 -81.49 6.69
IBIAPINA69 69 5.66 -84.47 10.34 3.51 -87.72 25.09
TSA230 230 10.65 -83.78 9.17 12.13 -84.11 9.69
PRI 04B1230 230 2.58 -80.01 5.68 3.16 -81.25 6.5
Identificação das Barras 2013 Curto Máximo
Nome TensãoTrifásico Monofásico
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
111
Ministério de Minas e Energia
A seguir são apresentado gráficos que ilustram os níves de curtos-circuitos da Tabela
20. Pode-se concluir que não existe expectativa de superação das capacidades dos
equipamentos envolvidos,.uma vez que o máximo valor de destaque é para 69 kV, SE
Natal III, inferior a 31,5 kA capacidade dos disjuntores desta subestação.
Figura 93 – Gráficos que ilustram os níveis de curtos-circuitos apresentados
na Tabela 20.
0
5
10
15
20
25
(kA)
Trifásico Monofásico
0
2
4
6
8
10
12
JCAM-II--138 PRS 138KV IRECE138
(kA)
Trifásico Monofásico
0
5
10
15
20
25
(kA)
Trifásico Monofásico
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
112
Ministério de Minas e Energia
No sentido, de avaliar os niveis de curto-circuito, em outra condição operativa,
considerou-se que as térmicas do Nordeste não estariam despachadas. Vide Tabela 21
Tabela 21 - Nível de curto-circuito da sem a presença das UTE no Nordeste e despacho nas UHEs do São Francisco 1300 m3/s para avaliação do nível de curto-
circuito reduzido.
Mod (kA) Ang(º) X/R Mod (kA) Ang(º) X/R
JCAM-II--138 138 10.18 -87.42 22.17 8.56 -84.96 11.34
JCAM-II--500 500 3.85 -86.46 16.18 3.05 -83.49 8.76
EXT------500 500 5.42 -86.36 15.72 5.33 -85.88 13.88
CGD------500 500 8.32 -86.65 17.08 7.59 -85.62 13.04
JCAMARA230 230 4.62 -83.52 8.8 5.65 -84.37 10.14
JCAMARA69 69 14.26 -85.55 12.84 6.73 -88.6 40.93
EXTREMOZ230 230 12.44 -85.67 13.2 13.49 -85.26 12.05
EXTREMOZ69 69 15.18 -88.42 36.16 4.73 -87.38 21.87
CGD 04BP230 230 20.19 -84.97 11.36 20.25 -84.77 10.91
NATAL III230 230 12.46 -85.46 12.6 15.06 -85.6 12.99
NTD 230KV 230 10.87 -84.6 10.58 12.42 -84.75 10.89
NATAL III 69 69 16.8 -87.71 24.96 4.83 -89.56 130.31
NTD 69KV 69 15.2 -87.74 25.31 4.07 -89.6 141.74
PRS 230KV 230 9.32 -81.79 6.93 7.75 -81.17 6.43
ACD230 230 7.97 -82.91 8.04 7.6 -82.9 8.03
PRS 138KV 138 8.48 -84.13 9.72 8.46 -83.77 9.16
LGNOVA---230 230 4.02 -81.89 7.02 4.67 -83.61 8.93
LGNOVA--69 69 7.93 -85.22 11.95 3.98 -88.4 35.83
MCHAPEU--230 230 1.32 -81.22 6.47 1.69 -82.07 7.18
MCHAPEU-69 69 3.04 -83.97 9.47 2.59 -86.58 16.72
SNBONFIM230 230 2.98 -81.24 6.49 3.53 -82.43 7.52
IRECE230 230 2 -82.45 7.54 2.55 -82.99 8.14
IRECE69 69 3.02 -86.59 16.78 1.25 -86.16 14.9
IRECE138 138 2.31 -84.61 10.6 2.97 -85 11.44
BJS LAPA230 230 8.36 -86.5 16.34 10.01 -86.51 16.39
DSNVIX-BA230 230 2.43 -83.4 8.65 2.53 -83.58 8.89
BJD 500KV 500 5.36 -85.95 14.12 5.65 -86.1 14.67
BJD 230KV 230 8.52 -86.68 17.23 10.25 -86.79 17.8
SBT 500KV 500 9.55 -86.45 16.11 10.2 -85.5 12.72
SBT 04B1230 230 15.5 -86.73 17.48 16.68 -85.96 14.15
SBD 230KV 230 12.64 -86 14.31 13.73 -85.92 14.01
IBIAPINA-230 230 2.98 -80.25 5.82 3.49 -81.54 6.73
IBIAPINA69 69 5.62 -84.49 10.37 3.5 -87.72 25.06
TSA230 230 10.47 -83.83 9.25 11.98 -84.15 9.76
PRI 04B1230 230 2.56 -80.06 5.71 3.14 -81.29 6.53
Nome TensãoTrifásico Monofásico
Identificação das Barras 2013 Curto Reduzido
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113
Ministério de Minas e Energia
13.1 Avaliação preliminar das relações SCR (Short Circuit Ratio) potência de curto-circuito trifásico / potência do EOL
Inicialmente, o montante expressivo na Coletora João Câmara II, e como o controle das
eólicas uitilizam “conversores de potência”, foi investigada a relação SCR (Short Circuit
Ratio = potência de curto-circuito trifásico/potência total do EOL ICG). Valores de SCR
maiores que 2,5 indicam uma expectativa de bom desempenho do sistema de controle
das conversoras.
Tabela 22- Short Circuit Ratio (SCR) em João Câmara I e II. Ano 2013, curto-
circuito reduzido.
Nome Tensão
Sem Contingência Perda da LT 500 kV Extremoz II-Campina
Grande II
Perda da LT 230 kV Extremoz II-Campina
Grande II
Perda da LT 230 kV Extremoz II- Natal III
Curto Trifásico
Mod (MVA) SCR
Curto Trifásico
Mod (MVA) SCR
Curto Trifásico
Mod (MVA) SCR
Curto Trifásico
Mod (MVA) SCR
JCAM-II--138 138 2432,6 3,20 1624,47 2,14 2389,13 3,14 2102,36 2,77
JCAMARA 69 69 1704,67 5,24 1674,49 5,15 1687,74 5,19 1599,43 4,92
Observa-se que a relação SCR na Coletora João Câmara II é reduzida sensivelmente na
perda da LT 500 kV Extremoz-Campina Grande II, apresentando um valor abaixo do
recomendável para o bom controle das conversoras. Entretanto, diante do elevado
potencial de energia eólica no Rio Grande do Norte, devido às condições propícias de
aproveitamento desta região, espera-se expansão do sistema de transmissão em 500
kV na região, aumentando a relação SCR na ICG 138 kV João Câmara II durante
emergências.
Os valores da relação SCR obtidos para ICG 69 kV João Câmara I com os reforços
propostos estão acima de 5, sendo bastante superiores aos verificados em para 2012,
anterior a entrada do 500 kV, ou seja, sem as obras necessárias para a conexão das
usinas vencedoras no LER 2010 e LFA 2010.
Tabela 23- Short Circuit Ratio (SCR) em João Câmara I. Ano 2012, curto-
circuito reduzido.
Nome Tensão
Sem Contingência Perda da LT 230 kV
Extremoz II-Campina Grande II
Perda da LT 230 kV Extremoz II - Natal III
Curto Trifásico Mod (MVA)
SCR Curto Trifásico
Mod (MVA) SCR
Curto Trifásico Mod (MVA)
SCR
JCAMARA 69 69 870,93 2,68 754,91 2,32 489,56 1,51
Assim como na SE 138 kV João Câmara II, a relação SCR foi investigada para as
demais coletoras.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
114
Ministério de Minas e Energia
No caso da ICG 69 kV Ibiapina, verificou-se que na perda da LT 230 kV Sobral II –
Ibiapina, hoveria redução da SCR para um valor inferior a 2,5. Porém, devido ao
potencial eólico da região, há a possibilidade de duplicação da LT Ibiapina – Piripiri, o
que melhoraria a relação SCR em Ibiapina.
Tabela 24- Short Circuit Ratio (SCR) em em Ibiapina. Ano 2013, curto-circuito reduzido
Nome Tensão
(kV)
Sem Contingência Perda da LT 230 kV
Piripiri-Ibiapina Perda da LT 230 kV
Sobral II-Ibiapina
Curto Trifásico Mod (MVA)
SCR Curto Trifásico
Mod (MVA) SCR
Curto Trifásico Mod (MVA)
SCR
IBIAPINA 69 69 671,85 4,48 544,3 3,63 304,23 2,03
Nas ICGs 69 kV Lagoa Nova e 69 kV Morro do Chapéu, a relação SCR ficou dentro dos
valores recomendáveis mesmo para as contingências mais críticas, como apresenta as
tabela a seguir.
Tabela 25- Short Circuit Ratio (SCR) em Lagoa Nova. Ano 2013, curto-circuito reduzido;
Nome Tensão
Sem Contingência Perda da LT 230 kV
Lagoa Nova - Paraíso Perda da LT 230 kV Natal II - Paraíso
Curto Trifásico Mod (MVA)
SCR Curto Trifásico
Mod (MVA) SCR
Curto Trifásico Mod (MVA)
SCR
LGNOVA 69 69 948,11 4,17 912,41 4,01 920,22 4,05
Tabela 26- Short Circuit Ratio (SCR) em Morro do Chapéu. Ano 2013
Nome Tensão
Sem Contingência Perda da LT 230 kV
Irecê - Brotas Perda da LT 230 kV Irecê - Nosso Senhor do Bonfim
Curto Trifásico Mod (MVA)
SCR Curto Trifásico
Mod (MVA) SCR
Curto Trifásico Mod (MVA)
SCR
MCHAPEU---69
69 362,73 4,03 263,93 2,93 280,16 3,11
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115
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14 Análise do Desempenho Dinâmico
As análises de desempenho dinâmico têm por objetivo apresentar o comportamento
dos geradores eólicos frente às perturbações na rede elétrica. Esses aerogeradores,
com conversores, apresentam reguladores de tensão que contribuem para o aumento
da margem de estabilidade de tensão.
Este item apresenta as simulações realizadas no entorno da Coletora João Câmara II,
devido ao montante de geração expressivo nesta coletora.
Nas análises de dinâmica foram considerados os seguintes tempos de duração do
curto-circuito:
Curto-circuito 230 kV e 138 kV: duração de 150 ms Curto-circuito 500 kV: duração de 100 ms
Na análise dinâmica, foram considerados os sistemas eólicos de velocidade variável,
nos quais se encontram os geradores assíncronos. Nesses sistemas eólicos, de
velocidade variável, a frequência elétrica da rede é desacoplada da frequência
mecânica do rotor da turbina por meio de conversores estáticos interligados ao estator
e/ou rotor das máquinas.
Figura 94 - Gerador eólico duplamente alimentado (fabricante GE).
Todas as máquinas da Coletora João Câmara II utilizou-se o modelo disponibilizado
pela GE Multi-Mega watt – WTG [7].
Com o intuito de verificar o comportamento da rede elétrica próximo aos geradores
eólicos, conectadas na Coletora João Câmara II para a emergências mais critica e na
ICG.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
116
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14.1 Perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II
Foi simulada a perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II para um curto-
circuito fase-terra na SE 500 kV Extremoz II considerando todas as centrais eólicas
previstas na região. A Figura 95 apresenta o comportamento das tensões nas
subestações próximas ao defeito. Observa-se um segundo pico de tensão, a cerca de
31 ms após a eliminação da falta, devido o reativo injetado pelas centrais eólicas. A
sobtensão atinge no primeiro pico 1,258 pu, não violando o valor máximo permitido.
Figura 95 - Comportamento da tensão na SE Extremoz II, Campina Grande II
e João Câmara II. Perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II.
A figura a seguir apresenta o comportamento dos dois compensadores estáticos em
Extremoz II 230 kV (1 previsto e o 2º indicado neste estudo), do CE de Campina
Grande II (existente) além de uma das centrais eólicas. Observa-se que os CEs
estáticos em Extremoz II e as centrais eólicas garantem o perfil de tensão apresentado
anteriormente.
0,592
0,759
0,925
1,092
1,258
0, 0,3 0,61 0,91 1,21 1,51
VOLT 544 CGD-500
VOLT 99347 EXT-500
VOLT 80031 JC2--500
VOLT 244 C.GRAN-PB230
VOLT 99346 EXTREMOZ230
VOLT 80032 JC2--138
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117
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Figura 96 - Potência reativa dos CEs de Extremoz II (2x-75/150 Mvar), CE
Campina Grande II (0/200 Mvar), e de uma das centrais eólicas. Perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II.
Observa-se que o reativo fornecido pelos dois compensadores estáticos em Extremoz II
230 kV não atinge o limite, dado que as centrais eólicas desta coletora fornecem
reativo nesta emergência, como mostra a Figura 97.
Figura 97 - Potência reativa de todas as centrais eólicas de João Câmara II. Perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II.
-92
-3
87
176
266
0, 0,3 0,61 0,91 1,21 1,51
FLXR 15000 OLHDAGUAEOL 15004 BARRACOM1 1
QCES 99346 10 EXTREMOZ230
QCES 444 10 CGD---CER013
0,
5,4
10,8
16,2
21,6
0, 0,3 0,61 0,91 1,21 1,51
FLXR 15000 OLHDAGUAEOL 15004 BARRACOM1 1
FLXR 15001 SBENORTEEOL 15004 BARRACOM1 1
FLXR 15002 BOAVISTAEOL 15004 BARRACOM1 1
FLXR 15003 CGEFAROLEOL 15004 BARRACOM1 1
FLXR 15006 CABPRETOEOL 15007 BARRACOM2 1
FLXR 15009 EURUSIEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXR 15010 EURUSIIEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXR 15011 EURUSIIIEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXR 15012 PEDRAPRETEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXR 15013 JUREMASEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXR 15014 COSTABRAEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXR 15015 MACACOSEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXR 15018 ABRANCAIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXR 15019 ABRANCIIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXR 15020 ABRANCAIVEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXR 15021 ABRANCAVEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXR 15022 ABRANCVIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXR 15023 ABRANVIIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXR 15026 ABRANCAVIEOL 15028 BARRACOMUM5 1
FLXR 15027 CAMPVENTOEOL 15028 BARRACOMUM5 1
FLXR 15029 ABRANCA1EOL 15033 BARRACOMUM6 1
FLXR 15030 RENASCENVEOL 15033 BARRACOMUM6 1
FLXR 15031 EURUSIVEOL 15033 BARRACOMUM6 1
FLXR 15032 VENTSMIGUEOL 15033 BARRACOMUM6 1
FLXR 15035 RENASCENIEOL 15039 BARRACOMUM7 1
FLXR 15036 RENASCEIIEOL 15039 BARRACOMUM7 1
FLXR 15037 RENASCIIIEOL 15039 BARRACOMUM7 1
FLXR 15038 RENASCEIVEOL 15039 BARRACOMUM7 1
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
118
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14.2 Perda da ATR 500/138 kV João Câmara II
De modo a avaliar o desempenho da ICG para defeito no 138 kV, foi simulada a perda
de um ATR 500/138 kV João Câmara II, considerando um curto-circuito fase-terra na
SE 138 kV João Câmara II, considerando todas as centrais eólicas previstas na região.
A Figura 98 apresenta o comportamento das tensões nas subestações de 500 kV e 138
kV em João Câmara II.
Figura 98 - Comportamento da tensão na SE Extremoz II, João Câmara II.
Defeito 1 em João Câmara II com Perda da ATR 500/138 kV João Câmara II.
Observa-se que as centrais eólicas desta coletora permanecem conectadas mesmo para
defeitos próximos as centrais, no lado 138 kV. As figuras a seguir apresentam a
potência ativa e reativa dessas centrais mostrando um desempenho satisfatório das
centrais após defeito.
0.6
0.768
0.935
1.103
1.271
0. 4. 8. 12. 16. 20.
Tempo (s)
VOLT 80031 JC2--500
VOLT 80032 JC2--138
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
119
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Figura 99 - Potência ativa (MW) de todas as centrais eólicas de João Câmara II.
Perda da ATR 500/138 kV João Câmara II.
Figura 100 - Potência reativa de todas as centrais eólicas de João Câmara II.
Perda da ATR 500/138 V João Câmara II.
7.5
17.
26.6
36.2
45.8
0. 4. 8. 12. 16. 20.
Tempo (s)
FLXA 15000 OLHDAGUAEOL 15004 BARRACOM1 1
FLXA 15001 SBENORTEEOL 15004 BARRACOM1 1
FLXA 15002 BOAVISTAEOL 15004 BARRACOM1 1
FLXA 15003 CGEFAROLEOL 15004 BARRACOM1 1
FLXA 15006 CABPRETOEOL 15007 BARRACOM2 1
FLXA 15009 EURUSIEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXA 15010 EURUSIIEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXA 15011 EURUSIIIEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXA 15012 PEDRAPRETEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXA 15013 JUREMASEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXA 15014 COSTABRAEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXA 15015 MACACOSEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXA 15018 ABRANCAIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXA 15019 ABRANCIIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXA 15020 ABRANCAIVEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXA 15021 ABRANCAVEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXA 15022 ABRANCVIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXA 15023 ABRANVIIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXA 15026 ABRANCAVIEOL 15028 BARRACOMUM5 1
FLXA 15027 CAMPVENTOEOL 15028 BARRACOMUM5 1
FLXA 15029 ABRANCA1EOL 15033 BARRACOMUM6 1
FLXA 15030 RENASCENVEOL 15033 BARRACOMUM6 1
FLXA 15031 EURUSIVEOL 15033 BARRACOMUM6 1
FLXA 15032 VENTSMIGUEOL 15033 BARRACOMUM6 1
FLXA 15035 RENASCENIEOL 15039 BARRACOMUM7 1
FLXA 15036 RENASCEIIEOL 15039 BARRACOMUM7 1
FLXA 15037 RENASCIIIEOL 15039 BARRACOMUM7 1
FLXA 15038 RENASCEIVEOL 15039 BARRACOMUM7 1
0.
5.4
10.9
16.3
21.7
0. 4. 8. 12. 16. 20.
Tempo (s)
FLXR 15000 OLHDAGUAEOL 15004 BARRACOM1 1
FLXR 15001 SBENORTEEOL 15004 BARRACOM1 1
FLXR 15002 BOAVISTAEOL 15004 BARRACOM1 1
FLXR 15003 CGEFAROLEOL 15004 BARRACOM1 1
FLXR 15006 CABPRETOEOL 15007 BARRACOM2 1
FLXR 15009 EURUSIEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXR 15010 EURUSIIEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXR 15011 EURUSIIIEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXR 15012 PEDRAPRETEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXR 15013 JUREMASEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXR 15014 COSTABRAEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXR 15015 MACACOSEOL 15016 BARRACOMUM3 1
FLXR 15018 ABRANCAIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXR 15019 ABRANCIIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXR 15020 ABRANCAIVEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXR 15021 ABRANCAVEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXR 15022 ABRANCVIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXR 15023 ABRANVIIIEOL 15024 BARRACOMUM4 1
FLXR 15026 ABRANCAVIEOL 15028 BARRACOMUM5 1
FLXR 15027 CAMPVENTOEOL 15028 BARRACOMUM5 1
FLXR 15029 ABRANCA1EOL 15033 BARRACOMUM6 1
FLXR 15030 RENASCENVEOL 15033 BARRACOMUM6 1
FLXR 15031 EURUSIVEOL 15033 BARRACOMUM6 1
FLXR 15032 VENTSMIGUEOL 15033 BARRACOMUM6 1
FLXR 15035 RENASCENIEOL 15039 BARRACOMUM7 1
FLXR 15036 RENASCEIIEOL 15039 BARRACOMUM7 1
FLXR 15037 RENASCIIIEOL 15039 BARRACOMUM7 1
FLXR 15038 RENASCEIVEOL 15039 BARRACOMUM7 1
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
120
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15 Características Básicas dos Equipamentos
15.1 Subestação
As novas subestações em 500 kV João Câmara II, 500 kV Extremoz II, 500 kV Campina
Grande II, 230 kV Lagoa Nova, 230 kV Ibiapina e 230 kV Morro do Chapéu, bem como
seus principais equipamentos, devem ter as características descritas a seguir:
O arranjo do setor de 500 kV deverá ser disjunto e meio;
O arranjo do setor de 230 kV deverá ser barra dupla a quatro chaves;
O arranjo do setor de 138 kV deverá ser barra dupla a quatro chaves;
As correntes nominais dos equipamentos que compõem a subestação devem ser
compatíveis com as potências dos transformadores inicialmente previstos e futuros;
As subestações de 500 kV deverão ser projetadas para comportar quatro bancos de
transformadores 500/230 kV ou 500/138 kV.
As subestações de 230 kV deverão ser projetadas para comportar quatro bancos de
transformadores 230/69 kV.
As premissas consideradas na definição do número de módulos de manobra e vãos
(bays) que deverão compor cada um dos pátios das SE 500 kV João Câmara II, 500
kV Extremoz II, 500 kV Campina Grande II, 230 kV Ibiapina e 230 kV Morro do
Chapéu, são enumeradas a seguir:
a) SE João Câmara II:
I. 14 vãos (bays) no pátio 138kV (entre entradas de LT, conexão de capacitores em derivação, conexão de transformadores);
II. 5 módulos entrada de LT no pátio 500kV, sendo 4 futuros;
III. Futuro pátio de 230 kV.
A Figura 101 ilustra o arranjo desta subestação.
b) SE Extremoz II:
I. 5 módulos entrada de LT no pátio 500kV, sendo 3 futuros;
II. 10 vãos (bays) no pátio 230kV (entre entradas de LT, conexão de capacitores em derivação, conexão de transformadores).
A Figura 102 ilustra o arranjo desta subestação.
c) SE C. Grande II:
I. 5 módulos entrada de LT no pátio 500kV, sendo 3 futuros;
II. 4 vãos (bays) no pátio 500kV para conexão de transformadores.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
121
Ministério de Minas e Energia
A Figura 103 ilustra o arranjo desta subestação.
d) SE Ibiapina:
I. 18 vãos (bays) no pátio 69kV (entre entradas de LT, conexão de capacitores em derivação, conexão de transformadores);
II. 6 módulos entrada de LT no pátio 230kV, sendo 3 futuros.
A Figura 104 ilustra o arranjo desta subestação.
e) SE Lagoa Nova deverão:
I. 18 vãos (bays) no pátio 69kV (entre entradas de LT, conexão de capacitores em derivação, conexão de transformadores);
II. 6 módulos entrada de LT no pátio 230kV, sendo 3 futuros.
A Figura 105 ilustra o arranjo desta subestação.
f) SE Morro do Chapéu:
I. 18 vãos (bays) no pátio 69kV (entre entradas de LT, conexão de capacitores em derivação, conexão de transformadores);
II. 6 módulos entrada de LT no pátio 230kV, sendo 3 futuros.
A Figura 106 ilustra o arranjo desta subestação.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
122
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138 kV
Futuro
Extremoz II
500 kV
450MVA
João Câmara II
Futuro
450MVA
450MVA
450MVA
230 kV
450MVA
Futuro
450MVA
450MVA
Futuro
450MVA
Figura 101 – Arranjo da Subestação 500 kV/138 kV João Câmara II com os eventos previstos para etapa inicial e final.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
123
Ministério de Minas e Energia
230 kV
C. Grande II
Futuro
J. Câmara II
500 kV
Futuro
450MVA
Extremoz II
Futuro
450MVA
450MVA
450MVA
Figura 102 – Arranjo da Subestação 500 kV Extremoz II com os eventos previstos para etapa inicial e final.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
124
Ministério de Minas e Energia
230 kV
Garanhuns
Futuro
Extremoz
500 kV
Futuro
600MVA
Campina Grande II
Futuro
600MVA
600MVA
600MVA
Figura 103 – Arranjo da Subestação 500 kV Campina Grande II com os eventos previstos para etapa inicial e final.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
125
Ministério de Minas e Energia
Futura
Futura
Serviços Aux.
Futura
Futura
Futura
Futura230 kV
69 kV
100MVA
100MVA
20 Ω/fase
Futura
Futura
Futura
Sobral II
Futura
Ventos do Parazinho
Ventos de Tianguá
Futura
100MVA
100MVA
Futura
Piripiri
Figura 104 – Arranjo da Subestação 230 kV Ibiapina com os eventos previstos para etapa inicial e final.
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126
Ministério de Minas e Energia
Calango 2, 4 e 5
Futura
Futura
Serviços Aux.
Futura
Futura
Futura
Futura230 kV
69 kV
150MVA
150MVA
20 Ω/fase
Serra de Santana III
Futura
Futura
Paraiso
Futura
Futura
Calango 1 e 3
Serra de Santana I e II
150MVA
150MVA
Futura
Figura 105 – Arranjo da Subestação 230 kV Lagoa Nova com os eventos previstos para etapa inicial e final.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
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Ministério de Minas e Energia
Cristal
Futura
Futura
Serviços Aux.
Futura
Futura
Futura
Futura230 kV
69 kV
150MVA
150MVA
20 Ω/fase
Primavera
Futura
Futura
Irecê
Futura
Futura
150MVA
150MVA
Futura
Futura
Figura 106 – Arranjo da Subestação 230 kV Morro do Chapéu com os eventos previstos para etapa inicial e final.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
128
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15.2 Transformador 230/69 kV – 100 MVA
Os enrolamentos primário e secundário dos autotransformadores monofásicos deverão
ser projetados prevendo em todas as derivações as seguintes capacidades nominais,
considerando os estágios de refrigeração especificados e não excedendo os limites de
temperatura para todos os enrolamentos:
Estágio de refrigeração AT (MVA) BT (MVA)
ONAN 60 60
ONAN / ONAF 80 80
ONAN / ONAF / ONAF 100 100
Os transformadores deverão suportar um carregamento de 10% acima da sua potência
nominal durante um período de 4 horas. Este carregamento adicional deverá ser
considerado em intervalos de 24 horas.
Os transformadores deverão ter, entre os enrolamentos de alta e baixa tensão, um
valor de impedância menor ou igual a 10%, referida à temperatura de 75º C e
consideradas as bases de 100 MVA e (2303)/(69).
A relação de transformação nominal e o tipo de ligação do transformador devem ser as
seguintes: 2303 (Yaterrado) / 69 (Delta), com potência nominal de 100MVA.
Os transformadores devem operar como elevadores e abaixadores com as faixas de
tensão capazes de garantir os valores limites dos Procedimentos de Rede.
15.3 Transformador 230/69 kV – 150 MVA
Os enrolamentos primário e secundário dos autotransformadores monofásicos deverão
ser projetados prevendo em todas as derivações as seguintes capacidades nominais,
considerando os estágios de refrigeração especificados e não excedendo os limites de
temperatura para todos os enrolamentos:
Estágio de refrigeração AT (MVA) BT (MVA)
ONAN 90 90
ONAN / ONAF 120 120
ONAN / ONAF / ONAF 150 150
Os transformadores deverão suportar um carregamento de 10% acima da sua potência
nominal durante um período de 4 horas. Este carregamento adicional deverá ser
considerado em intervalos de 24 horas.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
129
Ministério de Minas e Energia
Os transformadores deverão ter, entre os enrolamentos de alta e baixa tensão, um
valor de impedância menor ou igual a 10%, referida à temperatura de 75º C e
consideradas as bases de 150 MVA e (2303)/(69).
A relação de transformação nominal e o tipo de ligação do transformador devem ser as
seguintes: 2303 (Yaterrado) / 69 (Delta), com potência nominal de 150MVA.
Os transformadores devem operar como elevadores e abaixadores com as faixas de
tensão capazes de garantir os valores limites dos Procedimentos de Rede.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
130
Ministério de Minas e Energia
15.4 Autotransformador 500/230-13.8 kV – 450 MVA
Os enrolamentos primário e secundário dos autotransformadores monofásicos deverão
ser projetados prevendo em todas as derivações as seguintes capacidades nominais,
considerando os estágios de refrigeração especificados e não excedendo os limites de
temperatura para todos os enrolamentos:
Estágio de refrigeração AT (MVA) BT (MVA)
ONAN 270 270
ONAN / ONAF 360 360
ONAN / ONAF / ONAF 450 450
Os bancos de autotransformadores deverão suportar um carregamento de 10% acima
da sua potência nominal durante um período de 4 horas. Este carregamento adicional
deverá ser considerado em intervalos de 24 horas.
Os bancos de autotransformadores deverão ter, entre os enrolamentos de alta e baixa
tensão, um valor de impedância menor ou igual a 10%, referida à temperatura de 75º
C e consideradas as bases de 450 MVA e (5003)/(2303)-(13,8).
A relação de transformação nominal e o tipo de ligação dos bancos dos
autotransformadores devem ser as seguintes: 5003 (Yaterrado)/2303(Yaterrado)
/13,8 (Delta), com potência nominal de 450 MVA.
Os bancos de autotransformadores devem operar como elevadores e abaixadores com
as faixas de tensão capazes de garantir os valores limites dos Procedimentos de Rede.
15.5 Autotransformador 500/230-13.8 kV – 600 MVA
Os enrolamentos primário e secundário dos autotransformadores monofásicos deverão
ser projetados prevendo em todas as derivações as seguintes capacidades nominais,
considerando os estágios de refrigeração especificados e não excedendo os limites de
temperatura para todos os enrolamentos:
Estágio de refrigeração AT (MVA) BT (MVA)
ONAN 360 360
ONAN / ONAF 480 480
ONAN / ONAF / ONAF 600 600
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
131
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Os bancos de autotransformadores deverão suportar um carregamento de 10% acima
da sua potência nominal durante um período de 4 horas. Este carregamento adicional
deverá ser considerado em intervalos de 24 horas.
Os bancos de autotransformadores deverão ter, entre os enrolamentos de alta e baixa
tensão, um valor de impedância menor ou igual a 10%, referida à temperatura de 75º
C e consideradas as bases de 600 MVA e (5003)/(2303)-(13,8).
A relação de transformação nominal e o tipo de ligação dos bancos dos
autotransformadores devem ser as seguintes: 5003 (Yaterrado)/2303(Yaterrado)
/13,8 (Delta), com potência nominal de 600 MVA.
Os bancos de autotransformadores devem operar como elevadores e abaixadores com
as faixas de tensão capazes de garantir os valores limites dos Procedimentos de Rede.
15.6 Autotransformador 500/138-13.8 kV – 450 MVA
Os enrolamentos primário e secundário dos autotransformadores monofásicos deverão
ser projetados prevendo em todas as derivações as seguintes capacidades nominais,
considerando os estágios de refrigeração especificados e não excedendo os limites de
temperatura para todos os enrolamentos:
Estágio de refrigeração AT (MVA) BT (MVA)
ONAN 270 270
ONAN / ONAF 360 360
ONAN / ONAF / ONAF 450 450
Os bancos de autotransformadores deverão suportar um carregamento de 10% acima
da sua potência nominal durante um período de 4 horas. Este carregamento adicional
deverá ser considerado em intervalos de 24 horas.
Os bancos de autotransformadores deverão ter, entre os enrolamentos de alta e baixa
tensão, um valor de impedância menor ou igual a 10%, referida à temperatura de 75º
C e consideradas as bases de 450 MVA e (5003)/(1383)-(13,8).
A relação de transformação nominal e o tipo de ligação dos bancos dos
autotransformadores devem ser as seguintes: 5003 (Yaterrado)/1383(Yaterrado)
/13,8 (Delta), com potência nominal de 450 MVA.
Os bancos de autotransformadores devem operar como elevadores e abaixadores com
as faixas de tensão capazes de garantir os valores limites dos Procedimentos de Rede.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
132
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15.7 Configuração mínima do CE
O compensador estático previsto no estudo deverá ter, no mínimo, os seguintes
componentes:
CE Componentes mínimos
Extremoz II 230 kV
(1 x -75/150 Mvar)
O CE deverá ter no mínimo 2 TCR1s, 2 TSC1s e filtros* onde cada ramo deverá ser provido de
equipamento de seccionamento motorizado para isolamento em defeito.
(*) a serem definidos pelos fabricantes
(1) TCR – Thyristos Controlled Reactor; TSC – Thyristos Switched Capacitor
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
133
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16 Conclusões
Das analises realizadas para a definição das subestações coletores que irão escoar a
geração das centrais geradoras eólicas vencedoras nos leilões de energia de 2010 na
região Nordeste, pode-se destacar que:
Coletora Ibiapina
A contingência mais crítica nesta região é a perda da LT 230 kV Sobral II – Piripiri.
Na análise realizada, considerou-se a presença de um banco de capacitores de 30
Mvar em Piriripi 230 kV, previsto para 2011 e o segundo em 2013, recomendados
pelo relatório EPE-DEE-RE-033/2009-r0 “Estudos para o Atendimento à Região
Metropolitana de Teresina – Incluindo as cargas de Piripiri, Caxias e Timon”, de
julho /2009. A instalação adicional de um banco de capacitores de 21.3 Mvar no
barramento de 69 kV da Coletora Ibiapina faz-se necessária para solucionar
violação de tensão. A transformação indicada para esta coletora são dois
transformadores 230/69kV de 100MVA.
A expansão futura da rede associada a esta coletora indica a duplicação da LT
230kV Piripiri – Ibiapina. Outrossim, é recomendável que o trecho da LT 230 kV
Ibiapina – Seccionamento da LT 230 kV Piripiri - Sobral II, CD, 1x636 MCM, 9 km,
deva ser projetado para uma capacidade de longa duração de 300 MVA.
Coletora João Câmara II
Devido ao elevado montante vencedor nestes leilões nesta região - cerca de 790
MW, verificou-se que haveria dificuldade destes parques acessarem a Coletora SE
230 kV João Câmara definida no leilão de 2009.
A solução indicada para integração destes empreendimentos assim como de futuros
empreendimentos eólicos nesta região foi a antecipação de um sistema em 500kV
formado pela rota Garanhuns – Campina Grande II – Extremoz II – João Câmara II,
em função dos pontos a seguir:
montante elevado de parques eólicos;
distância em relação ao centro de carga;
da existência da nova SE Extremoz II 230/69kV na data de entrada em
operação desta coletora;
da indicação da necessidade de um novo ponto de 500kV na área
metropolitana de Natal no horizonte decenal, recomendado em [5]
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
134
Ministério de Minas e Energia
Outrossim, a transformação em Campina Grande II deverá ser com bancos de
autotransformadores 500/230kV de 600MVA, em Extremoz bancos de 500/230kV de
450MVA e em João Câmara bancos 500/138kV de 450MVA.
O nível de tensão em 138 kV na ICG proposta para esta coletrora, foi adotado em
função do montante de parques eólicos deste leilão, uma vez que o nível de tensão
em 69kV não seria adequado em função das perdas elétricas e da quantidade
elevada de conexões.
O setor de 230kV nesta coletora está previsto como uma possibilidade de expansão
futura, mas não foi indicado nesta etapa inicial, uma vez que, a vantagem que se
teria seria uma possível interligação deste barramento com o da nova SE João
Camara I do LER 2009. Mas esta interligação resultaria na necessidade de reforços
adicionais no sistema de 230kV para Extremoz II, para evitar que a saída de
operação da LT 500kV João Camara II – Extremoz II resultasse na perda da
geração de todos os parques por colapso de tensão e sobrecarga na rede de 230kV.
Além disso, demandaria expansões no barramento de 230kV da SE Extremoz II.
Convém lembrar que a existência do nível de tensão de 500kV na SE João Câmara
II propicia elevação do nível de curto-circuito a patamares bem superiores que os
que seriam obtidos com o nível de tensão em 230kV.
Um reforço adicional será o segundo seccionamento da LT 230kV Campina Grande
II – Natal III na SE Extremoz II de modo a evitar sobrecarga quando da saida da LT
500 kV Extremoz II-Campina Grande II, considerando o montante de geração
previsto nesta coletora.
Para dar suporte de reativos nesta região, foram indicados como necessários
bancos de capacitores em 69 kV (4 x 21,3 Mvar em Natal III 69 kV) e 138 kV ( 1 x
50 Mvar em João Câmara II 138 kV), além de um segundo compensador estático -
75/150 Mvar na SE Extremoz II.
A expansão futura para esta região a partir das nove alternativas analisadas
contempla um novo ponto de escoamento em Açu, em 500kV, ligando este novo
ponto à SE Milagres. Um segundo circuito entre Milagres e L. Lonzaga já se mostrou
necessário em outro estudo, em fase final de elaboração, para esta região. Outro
reforço será a duplicação da LT 500kV Extremoz II – Campina Grande II e uma
nova LT 500kV Campina Grande II - Pau Ferro. Estes reforços são referenciais para
esta expansão, podendo inclusive ser reavaliada a expansão para a nova SE 500kV
João Câmara II ao invés de expandir para a nova SE Extremoz II 500kV. Contudo,
nas análises até então realizadas não tenha indicado esta direção.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
135
Ministério de Minas e Energia
Outrossim, os reforços indicados para esta expansão conjuntamente com a
antecipação dos reforços associados ao escoamento da energia da UHE Belo Monte
para o Nordeste permitem um aumento nos limite de exportação do Nordeste para
cerca de 6300 MW.
Reforços adicionais referenciais foram visualizados: LT 230 kV Campina Grande II-
Santa Rita e 2º autotransformador de 500/230 kV 600 MVA a partir de 2017 em
Campina Grande II e duas linhas 230kV entre Banabuiú e Russas II. Os reforços da
rede de 230 kV entre Banabuiú-Russas são reforços referenciais, podendo ser
reavaliada a expansão de uma SE 500kV nas proximidades de Mossoró ao invés de
expandir a rede de 230 kV, a depender do montante que será aportado nos leilões
futuros.
Coletora Lagoa Nova
A contingência mais crítica para a região é a perda da LT 500 kV Campina Grande II
– Extremoz II. A transformação indicada para esta coletora são dois
transformadores 230/69kV de 150MVA.
A expansão futura para esta coletora será o aumento na capacidade de
transformação nesta subestação coletora e necessidade de suporte adicional de
modo a atender emergência.
Coletora Morro do Chapéu
A contingência mais crítica nesta região é a perda da LT 230 kV Irecê – Brotas que
não resultou em violações de tensão e carregamento. Observou-se que seria
necessário suporte adicional de modo a manter as tensões dentro dos critérios
estabelecidos nas eólicas conectadas à Brotas.
Na análise, se considerou um reator de 20 Mvar na barra de 230 kV desta coletora.
A transformação indicada é um transformador 230/69kV de 150MVA.
Pode-se concluir que não existe expectativa de superação das capacidades de curtos-
circuitos dos equipamentos envolvidos nesta área.
Com base nas análises do estudo, a relação de obras de transmissão da Rede Básica
necessárias para o escoamento da energia proveniente das Centrais Geradoras Eólicas
Vencedoras dos leilões de 2010 nos estados do Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia,
são apresentadas no Anexo II, e relacionadas de forma resumidas, a seguir:
As Figuras a seguir ilustram estas obras:
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
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Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
137
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LT 500 kV Garanhuns-Campina Grande II com transformação 500/230 kV
(600 MVA) em Campina Grande II.
LT 500 kV Campina Grande II-Extremoz II com transformação 500/230 kV
(2 x 450 MVA) em Extremoz II.
LT 500 kV João Câmara II– Extremoz II incorporando a nova SE João Câmara
500/138 kV além da SE Extremoz II 230/69 kV que secciona o circuito em 230
kV Campina Grande II-Natal III;
2º CE -75/150 Mvar em Extremoz II 230 kV;
LT 230 kV Lagoa Nova-Paraíso;
LT 230 kV Morro do Chapéu-Irecê;
LTs 230 kV Ibiapina-Sobral II e Ibiapina-Piripiri, que secciona a LT 230 kV
Piripiri – Sobral II
Os transformadores que compõe as ICG são:
2 x TR 500/138 kV – 450 MVA em João Câmara II com LTC
2 x TR 230/69 kV – 150 MVA em Lagoa Nova com LTC
1 x TR 230/69 kV – 150 MVA em Morro do Chapéu com LTC
2 x TR 230/69 kV – 100 MVA em Ibiapina com LTC
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
138
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17 Referências
[1] Diretrizes para Elaboração dos Relatórios Técnicos Referentes às Novas Instalações da Rede Básica.
[2] Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão – Volume 2 – CCPE (Nov/2002).
[3] EPE-DEE-RE-024/2010-r0 - Relatório Técnico - Estudo para Dimensionamento das ICG referentes Centrais Geradoras Eólicas do LER 2009 dos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia.
[4] ANEEL – “Referências de Custos – LTs e SEs de AT e EAT”, Ref. 10/2009
[5] EPE/GET-NE-R1-046.2010 - “Atendimento de Energia Elétrica a Área Leste da Região Nordeste do Brasil”, de agosto de 2010.
[6] EPE-DEE-RE-054 /2010-r1 – “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, novembro de 2010.
[7] Modeling of GE Wind Turbine-Generators for Gris Studies. GE Energy. Versão 4.5. Abril de 2010.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
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ANEXO I - Características das Instalações
Linha de Transmissão (LT)
Características elétricas:
Tabela A.1 – Características Elétricas das Linhas de Transmissão
Linha de
Transmissão
Tensão
(kV) Estrutura
Extensão
(km)
Condutor
Número
por fase Nome
Bitola
(MCM)
500 kV Garanhuns-
Campina Grande II 500 AA,CS 199 4 Rail 954
500 kV Campina Grande II- Extremoz II
500 AA,CS 188 4 Rail 954
500 kV Extremoz II-
João Câmara II 500 AA,CS 81 4 Rail 954
230 kV Lagoa Nova-
Paraíso 230 AA,CS 62 2 Drake 795
230 kV Morro do Chapéu-Irecê
230 AA,CS 67 1 Grosbeak 636
230 kV Ibiapina-
Seccionamento 230 AA,CD 9 1 Grosbeak 636
Parâmetros elétricos:
Tabela A.2 - Parâmetros Elétricos das Linhas de Transmissão
Linha de Transmissão
Parâmetros elétricos1
Longitudinais e transversais por unidade de comprimento
Longitudinais e transversais equivalentes2
Seqüência positiva Seqüência zero Seqüência positiva Seqüência zero
R1 (Ω/km)
X1 (Ω/km)
C1 (nF/km)
R0 (Ω/km)
X0 (Ω/km)
C0 (nF/km)
R1 (%)
X1 (%)
B1 (%)
R0 (%)
X0 (%)
B0 (%)
500 kV Garanhuns-
Campina Grande II 0.0170 0.2685 16.4524 0.2254 0.9437 9.5275 0.13 2.11 310.28 1.71 7.35 180.72
500 kV Campina
Grande II-Extremoz II 0.0170 0.2685 16.4524 0.2254 0.9437 9.5275 0.13 2.00 292.95 1.63 6.96 170.52
500 kV Extremoz II- João Câmara II
0.0170 0.2685 16.4524 0.2254 0.9437 9.5275 0.05 0.87 125.71 0.72 3.05 72.869
230 kV Lagoa Nova-
Paraíso 0.0423 0.3 14.45 0.428 1.63 6.25 0.495 3.512 17.87 4.99 19.06 7.737
230 kV Morro do
Chapéu-Irecê 0.0987 0.5007 8.7510 0.4854 1.8148 6.175 1.25 6.33 11.70 5.69 21.27 7.635
230 kV Ibiapina-Seccionamento
0.101 0.52 8.448 0.4467 1.6746 5.7234 0.172 0.885 1.516 0.76 2.849 1.027
1 Parâmetros elétricos calculados para frequência nominal de 60 Hz e temperatura de 50 ºC 2 Considerado a correção hiperbólica. Valores na base de 100 MVA e na tensão nominal do sistema.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
140
Ministério de Minas e Energia
Parâmetros dos Transformadores:
Tabela A.3- Parâmetros dos transformadores novos
Subestação Transformador Unidade
X (%) na base
de 100
MVA
Δ TAP
João Câmara II 500/138 kV – 450 MVA 1º TR 2,22 0,90/1,15
João Câmara II 500/138 kV – 450 MVA 2º TR 2,22 0,90/1,15
Extremoz II 500/230 kV – 450 MVA 1º TR 2,22 0,90/1,10
Extremoz II 500/230 kV – 450 MVA 2º TR 2,22 0,90/1,10
Campina Grande II 500/230 kV – 600 MVA 1º TR 1,34 0,90/1,10
Lagoa Nova 230/69 kV – 150 MVA 1º TR 6,67 0,95/1,05
Lagoa Nova 230/69 kV – 150 MVA 2º TR 6,67 0,95/1,05
Morro do Chapéu 230/69 kV – 150 MVA 1º TR 6,67 0,95/1,05
Ibiapina 230/69 kV – 100 MVA 1º TR 10,0 0,95/1,05
Ibiapina 230/69 kV – 100 MVA 2º TR 10,0 0,95/1,05
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
141
Ministério de Minas e Energia
Fluxo máximos esperados
Os valores máximos de fluxo esperados em operação normal nas LTs 500kV Garanhuns-Campina
Grande II-Extremoz II-João Câmara II são da ordem de 850 MVA considerando o potencial de
energia eólica prevista na região (horizonte 2020), vide figura Figura 72. Contudo, como o potencial
previsto contempla apenas os montante habilitado do último leilão, não esgotando o potencial da
região, sugere-se utilizar o SIL destas linhas de transmissão para avalição de condutor econômico.
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
142
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ANEXO II – Obras para o Programa de Expansão de Transmissão - PET
EMPREENDIMENTO:
LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II, 199 km
ESTADO: PE/PB
DATA DE NECESSIDADE: MAR/2013 PRAZO DE EXECUÇÃO: 22 MESES
JUSTIFICATIVA:
Antecipação da expansão do sistema de suprimento à área leste da região Nordeste com a possibilitar o escoamento da geração eólica proveniente dos leilões de energia de reserva de 2009 e 2010 e de fonte alternativa de 2010, da região do Rio Grande do Norte.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS: (R$ X 1000)
LT 500 kV Garanhuns - Campina Grande II km
LT 500 kV Garanhuns - Campina Grande II, 4 x 954 MCM 199 141.888,99
SE Garanhuns 500 kV Qte
Vão de Entrada de Linha, 500 kV, DJM 1 7.425,16
SE Campina Grande II 500 kV
Vão de Entrada de Linha, 500 kV, DJM 1 7.425,16
TOTAL DE INVESTIMENTOS R$ 156.739,31
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] Ofício nº 179/2010-SPE-MME
[2] Edital de Chamada Pública Nº. 01/2010
[3] EPE-DEE-RE-046/2010-r0 “Atendimento de Energia Elétrica a Área Leste da Região Nordeste do Brasil”.
[4] Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
143
Ministério de Minas e Energia
EMPREENDIMENTO:
LT 500 kV Campina Grande II - Extremoz II, 188 km
ESTADO: PB/RN
DATA DE NECESSIDADE: MAR/2013 PRAZO DE EXECUÇÃO: 22 MESES
JUSTIFICATIVA:
Antecipação da expansão do sistema de suprimento à área leste da região Nordeste com a possibilitar o escoamento da geração eólica proveniente dos leilões de energia de reserva de 2009 e 2010 e de fonte alternativa de 2010, da região do Rio Grande do Norte.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS: (R$ X 1000)
LT 500 kV Campina Grande II - Extremoz II km
LT 500 kV Campina Grande II - Extremoz II, 4 x 954 MCM 188 134.045,88
SE Campina Grande II 500 kV Qte
Vão de Entrada de Linha, 500 kV, DJM 1 7.425,16
SE Extremoz II 500 kV
Vão de Entrada de Linha, 500 kV, DJM 1 7.425,16
TOTAL DE INVESTIMENTOS R$ 148.896,20
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] Ofício nº 179/2010-SPE-MME
[2] Edital de Chamada Pública Nº. 01/2010
[3] EPE-DEE-RE-046/2010-r0 “Atendimento de Energia Elétrica a Área Leste da Região Nordeste do Brasil”.
[4] Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
144
Ministério de Minas e Energia
EMPREENDIMENTO:
LT 500 kV Extremoz II - João Câmara II, 81 km
ESTADO: RN
DATA DE NECESSIDADE: MAR/2013 PRAZO DE EXECUÇÃO: 22 MESES
JUSTIFICATIVA:
Expansão da Rede Básica para inserir a nova subestação Coletora João Câmara II associada a ICG para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de João Câmara - Rio Grande do Norte.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS: (R$ X 1000)
LT 500 kV Extremoz II - João Câmara II km
LT 500 kV Campina Grande II - Extremoz II, 4 x 954 MCM 81 57.753,81
SE Extremoz II 500 kV Qte
Vão de Entrada de Linha, 500 kV, DJM 1 7.425,16
SE João Câmara II 500 kV
Vão de Entrada de Linha, 500 kV, DJM 1 7.425,16
TOTAL DE INVESTIMENTOS R$ 72.604,13
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
Em fase de elaboração a revisão do relatório EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010, a partir do resultado do aporte de garantias da Chamada Pública.
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] Ofício nº 179/2010-SPE-MME
[2] Edital de Chamada Pública Nº. 01/2010
[3] EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010
[4] EPE-DEE-RE-046/2010-r0 “Atendimento de Energia Elétrica a Área Leste da Região Nordeste do Brasil”.
[5] Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
145
Ministério de Minas e Energia
EMPREENDIMENTO:
SE 500 kV Garanhuns
Reatores monofásicos de 500/√3 kV: 50 Mvar e de 33,3 Mvar
ESTADO: PE
DATA DE NECESSIDADE: MAR/2013 PRAZO DE EXECUÇÃO: 22 MESES
JUSTIFICATIVA:
Antecipação da expansão do sistema de suprimento à área leste da região Nordeste com a possibilitar o escoamento da geração eólica proveniente dos leilões de energia de reserva de 2009 e 2010 e de fonte alternativa de 2010, da região do Rio Grande do Norte.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS: (R$ X 1000)
SE Garanhuns 500/230 kV Qte Reator monofásico de 500/√3 k -33,3 Mvar, na LT Garanhuns - Campina Grande II 4 9.698,25
Reator manobrável monofásico de 500/√3 kV-50 Mvar 4 12.318,84
Vão de Conexão de Reator, 500 kV, DJM 1 6.715,38
TOTAL DE INVESTIMENTOS R$ 28.732,47
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] Ofício nº 179/2010-SPE-MME
[2] Edital de Chamada Pública Nº. 01/2010
[3] EPE-DEE-RE-046/2010-r0 “Atendimento de Energia Elétrica a Área Leste da Região Nordeste do Brasil”.
[4] Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
146
Ministério de Minas e Energia
EMPREENDIMENTO:
SE Campina Grande II 500/230 kV (nova)
1 Banco de autotransformadores 500/230-13,8 kV, 600 MVA
ESTADO: PB
DATA DE NECESSIDADE: MAR/2013 PRAZO DE EXECUÇÃO: 22 MESES
JUSTIFICATIVA:
Antecipação da expansão do sistema de suprimento à área leste da região Nordeste com a possibilitar o escoamento da geração eólica proveniente dos leilões de energia de reserva de 2009 e 2010 e de fonte alternativa de 2010, da região do Rio Grande do Norte.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS: (R$ X 1000)
SE Campina Grande II 500/230 kV Qte
Módulo Geral, SE 500 kV, Porte Grande 1 33.003,21
Autotransformadores 500/√3/230/√3-13,8 kV, 200 MVA, monofásicos, com LTC 4 29.205,37
Vão de Conexão de Transformador, 500 kV, DJM 1 6.275,40
Vão de Conexão de Transformador, 230 kV, BD 1 2.747,70
Reator monofásico de 500/√3 kV-33,3 Mvar, na LT Garanhuns - Campina Grande II 4 9.698,24
Reator monofásico de 500/√3 kV-33,3 Mvar, na LT Campina Grande II - Extremoz II 4 9.698,25
Reator manobrável monofásico de 500/√3 kV-50 Mvar 4 12.318,84
Vão de Conexão de Reator, 500 kV, DJM 1 6.715,38
Interligação de barra, 500 kV, DJM 2 6.136,00
TOTAL DE INVESTIMENTOS R$ 115.798,39
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] Ofício nº 179/2010-SPE-MME
[2] Edital de Chamada Pública Nº. 01/2010
[3] EPE-DEE-RE-046/2010-r0 “Atendimento de Energia Elétrica a Área Leste da Região Nordeste do Brasil”.
[4] Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
147
Ministério de Minas e Energia
EMPREENDIMENTO:
SE 500 kV Extremoz II (nova)
2 Banco de autotransformadores 500/230-13,8 kV, 450 MVA
Compensador Estático -75/+150 Mvar, 230 kV
ESTADO: RN
DATA DE NECESSIDADE: MAR/2013 PRAZO DE EXECUÇÃO: 22 MESES
JUSTIFICATIVA:
Expansão da Rede Básica necessária para inserir a nova subestação Coletora João Câmara II associada à ICG para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de João Câmara - Rio Grande do Norte.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS: (R$ X 1000)
SE Extremoz II 500/230 kV Qte Módulo Geral, SE 500 kV, Porte Grande 1 33.003,21 Autotransformadores 500/√3/230/√3-13,8 kV, 150 MVA, monofá icos, com LTC 7 46.748,90 Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 1 6.275,40 Vão de Conexão de Transformadores, 230 kV, BD 1 2.747,70 Reator monofásico de 500/√3 kV-33,3 Mvar, na LT Campina Grande II - Extremoz II 4 9.698,25 Reator manobrável monofásico de 500/√3 kV-50 Mvar 4 12.318,84 Vão de Conexão de Reatores, 500 kV, DJM 1 6.715,38 Compensador Estático -75/+150 Mvar, 230 kV 1 45.417,74 1 Módulo de Conexão ao Compensador Estático, BD, 230 kV 1 2.051,21 Interligação de barra, 500 kV, DJM 2 6.136,00
TOTAL DE INVESTIMENTOS R$ 171.112,63
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
Em fase de elaboração a revisão do relatório EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010, a partir do resultado do aporte de garantias da Chamada Pública.
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] Ofício nº 179/2010-SPE-MME
[2] Edital de Chamada Pública Nº. 01/2010.
[3] EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010.
[4] EPE-DEE-RE-046/2010-r0 “Atendimento de Energia Elétrica a Área Leste da Região Nordeste do Brasil”.
[5] Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
148
Ministério de Minas e Energia
EMPREENDIMENTO:
SE 500 kV João Câmara II (nova)
2 Bancos de autotransformadores 500/138-13,8 kV, 450 MVA
ESTADO: RN
DATA DE NECESSIDADE: MAR/2013 PRAZO DE EXECUÇÃO: 22 MESES
JUSTIFICATIVA:
Nova subestação Coletora João Câmara II associada à ICG para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de João Câmara - Rio Grande do Norte.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS: (R$ X 1000)
SE João Camara II 500/138 kV Qte
Módulo Geral, SE 500 kV, Porte Médio 1 25.991,65
Autotransformadores 500/√3/138/√3-13,8 kV, 150 MVA, monofásicos, com LTC 7 55.549,25
Vão de Conexão de Transformadores, 500 kV, DJM 2 12.550,79
Vão de Conexão de Transformadores, 138 kV, BD 2 2.953,21
Banco de Capacitores, 50 Mvar, 138 kV 1 1.723,76
Conexão de capacitor 138 kV, BD 1 970,32
Interligação de barra, 500 kV, DJM 1 3.068,00
TOTAL DE INVESTIMENTOS R$ 102.806,98
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
Em fase de elaboração a revisão do relatório EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010, a partir do resultado do aporte de garantias da Chamada Pública.
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] Ofício nº 179/2010-SPE-MME
[2] Edital de Chamada Pública Nº. 01/2010
[3] EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010.
[4] EPE-DEE-RE-046/2010-r0 “Atendimento de Energia Elétrica a Área Leste da Região Nordeste do Brasil”.
[5] Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
149
Ministério de Minas e Energia
EMPREENDIMENTO:
LT 230 kV Paraíso – Lagoa Nova, CS, 62 km
ESTADO: RN
DATA DE NECESSIDADE: MAR/2013 PRAZO DE EXECUÇÃO: 22 MESES
JUSTIFICATIVA:
Expansão da Rede Básica necessária para inserir a nova subestação Coletora Lagoa Nova associada à ICG para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de Lagoa Nova - Rio Grande do Norte.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS: (R$ X 1000)
LT 230 kV Paraíso – Lagoa Nova km
LT 230 kV Paraíso – Lagoa Nova, 2 x 795 MCM, CS, 62 km 62 23.675,32
SE Paraíso 230 kV Qte
Vão de Entrada de Linha, 230 kV, BD 1 3.297,00
SE Lagoa Nova 230 kV
Vão de Entrada de Linha, 230 kV, BD 1 3.297,00
TOTAL DE INVESTIMENTOS R$ 30.269,32
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
Em fase de elaboração a revisão do relatório EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010, a partir do resultado do aporte de garantias da Chamada Pública.
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] Ofício nº 179/2010-SPE-MME
[2] Edital de Chamada Pública Nº. 01/2010
[3] EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010.
[4] Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
150
Ministério de Minas e Energia
EMPREENDIMENTO:
SE Lagoa Nova 230/69 kV (nova) 1º e 2º Transformador 230/69 kV, 150 MVA
ESTADO: RN
DATA DE NECESSIDADE: Mar/2013
PRAZO DE EXECUÇÃO: 22 MESES
JUSTIFICATIVA:
Expansão da Rede Básica para necessária inserir a nova subestação Coletora Lagoa Nova associada à ICG para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de Lagoa Nova - Rio Grande do Norte.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS (R$ X1000):
SE Lagoa Nova
1 Módulo Geral, 230 kV, Médio, BD 11.692,00
2 Transformador 230 / 69 - 150 MVA, com LTC 10.992,00
2 CT 230 kV - BD 5.496,00
1 IB 230 KV - BD 1.801,00
1 Módulo Geral, 69 kV, Grande, BPT 5.400,00
2 CT 69 kV - BPT 1.249,50 1 TT - 20 Ω/fase - 69 kV 622,00
INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 37.252,50
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
Em fase de elaboração a revisão do relatório EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010, a partir do resultado do aporte de garantias da Chamada Pública.
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] Ofício nº 179/2010-SPE-MME
[2] Edital de Chamada Pública Nº. 01/2010
[3] EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010.
[4] Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
151
Ministério de Minas e Energia
EMPREENDIMENTO:
SE Ibiapina 230/69 kV (nova) 1º e 2º Transformador 230/69 kV, 100 MVA
ESTADO: CE
DATA DE NECESSIDADE: Mar/2013
PRAZO DE EXECUÇÃO: 22 MESES
JUSTIFICATIVA:
Expansão da Rede Básica para necessária inserir a nova subestação Coletora Ibiapina associada à ICG para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de Tianguá - Ceará.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS (R$ X1000):
SE Ibiapina
1 Módulo Geral, 230 kV , Médio, BD 11.692,00
2 Transformador 230/69 - 100 MVA 6.053,40
2 CT 230 kV – BD 5.496,00
1 IB 230 KV – BD 1.801,00
1 Módulo Geral, 69 kV, Médio, BPT 1.194,00
2 CT 69 kV – BBT 1.249,50 1 TT - 20 Ω/fase - 69 kV 622,00 1 BC 21,3 Mvar, 69 kV 1.277,50 1 CB 69 kV - BPT 624,75
2 EL 230 kV, BD 6.594,00
LT 230 kV Ibiapina - Secc. LT 230 kV Piripiri - sobral II, CD, 1x636 MCM, 9 km 5.419,53
INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 42.023,68
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
Em fase de elaboração a revisão do relatório EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010, a partir do resultado do aporte de garantias da Chamada Pública.
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] Ofício nº 179/2010-SPE-MME
[2] Edital de Chamada Pública Nº. 01/2010
[3] EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010.
[4] Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
152
Ministério de Minas e Energia
EMPREENDIMENTO:
LT 230 kV Irecê – Morro do Chapéu, CS, 67 km
ESTADO: BA
DATA DE NECESSIDADE: MAR/2013 PRAZO DE EXECUÇÃO: 22 MESES
JUSTIFICATIVA:
Expansão da Rede Básica necessária para inserir a nova subestação Coletora Morro do Chapéu associada à ICG para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de Morro do Chapéu - Bahia.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS: (R$ X 1000)
LT 230 kV Irecê – Morro do Chapéu km
LT 230 kV Irecê – Morro do Chapéu, 1 x 636 MCM, CS, 67 km 67 16.938,94
SE Paraíso 230 kV Qte
Vão de Entrada de Linha, 230 kV, BD 1 3.297,00
SE Morro do Chapéu 230 kV
Vão de Entrada de Linha, 230 kV, BD 1 3.297,00
TOTAL DE INVESTIMENTOS R$ 23.532,94
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
Em fase de elaboração a revisão do relatório EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010, a partir do resultado do aporte de garantias da Chamada Pública.
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] Ofício nº 179/2010-SPE-MME
[2] Edital de Chamada Pública Nº. 01/2010
[3] EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010.
[4] Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
153
Ministério de Minas e Energia
EMPREENDIMENTO:
SE Morro do Chapéu 230/69 kV (nova) 1º Transformador 230/69 kV, 150 MVA
ESTADO: BA
DATA DE NECESSIDADE: Mar/2013
PRAZO DE EXECUÇÃO: 22 MESES
JUSTIFICATIVA:
Expansão da Rede Básica necessária para inserir a nova subestação Coletora Morro do Chapéu associada a ICG para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de Morro do Chapéu - Bahia.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS (R$ X1000):
SE Morro do Chapéu
1 Módulo Geral, 230 kV , Médio, BD 11.692,00
1 Transformador 230/69 - 150 MVA 5.496,00
1 CT 230 kV – BD 2.747,70
1 IB 230 KV – BD 1.801,00
1 Módulo Geral, 69 kV, Médio, BPT 1.194,00
1 CT 69 kV – BBT 624,75 1 TT - 20 Ω/fase - 69 kV 622,00 1 Reator manobrável 20 MVAr – 230 kV 1 CR 230 kV, BD 1.801,47
INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 25.978,92
SITUAÇÃO ATUAL:
OBSERVAÇÕES:
Em fase de elaboração a revisão do relatório EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010, a partir do resultado do aporte de garantias da Chamada Pública.
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] Ofício nº 179/2010-SPE-MME
[2] Edital de Chamada Pública Nº. 01/2010
[3] EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010.
[4] Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
154
Ministério de Minas e Energia
EMPREENDIMENTO:
LT 230 kV Extremoz II – 2º Sec. Campina Grande II/Natal III, CD, 14,7 km
ESTADO: RN
DATA DE NECESSIDADE: MAR/2013 PRAZO DE EXECUÇÃO: 22 MESES
JUSTIFICATIVA:
Expansão da Rede Básica para necessária para o escoamento da geração eólica proveniente do leilão de energia de reserva de fonte alternativa de 2010 da região de João Câmara - Rio Grande do Norte.
OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS: (R$ X 1000)
LT 230 kV Extremoz II – Sec. Campina Grande II/Natal III km
LT 230 kV Extremoz II – Sec. Campina Grande II/Natal III, CD, 2 x 636 MCM, 14,7 km 62 23.675,32
SE Extremoz II 230 kV Qte
Vão de Entrada de Linha, 230 kV, BD 2 3.297,00
TOTAL DE INVESTIMENTOS R$ 30.269,32
SITUAÇÃO ATUAL:
Indicado 2º Seccionamento da LT 230 kV Campina Grande II/Natal III em Extremoz. O Seccionamento do 1º circuito foi indicado no estudo do LER 2009 e a correspondente linha de transmissão leiloada em 2010 (006/2010).
OBSERVAÇÕES:
Em fase de elaboração a revisão do relatório EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010, a partir do resultado do aporte de garantias da Chamada Pública.
DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:
[1] Ofício nº 179/2010-SPE-MME
[2] Edital de Chamada Pública Nº. 01/2010
[3] EPE-DEE-RE-054/2010-r1 “Análise de Integração das Usinas Contratadas nos Leilões de Energia Renováveis - LER 2010 E LFA 2010”, de 11 de novembro de 2010.
[4] Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia
155
Ministério de Minas e Energia
ANEXO III – Detalhamento dos Investimentos das Alternativas
Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 156
Alternativa 1 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
Obras Custo Unitário
(milhares R$)Qtde.
Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
SE Luiz Gonzaga
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 66,7 Mvar, 500 kV, monof. 2.222,04R$ 4 8.888,17R$ 2013 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 5.839,91
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 231 148.341,90R$ 2013 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 97.467,02
SE Milagres
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 82 52.658,16R$ 2013 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 34.598,68
SE João Câmara
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 188 120.728,47R$ 2013 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 79.323,81
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 199 127.792,37R$ 2013 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 83.965,10
SE Garanhuns
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 2 7.961,89R$ 2013 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 5.231,31
Trafo 500-230 (2x450)
Transf. monof. 500/230 kV, 150 MVA, C/C 6.405,72R$ 7 44.840,01R$ 2013 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 29.461,82
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 2 4.032,62R$ 2013 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 2.649,60
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2013 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.615,65
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2013 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 18.591,55
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2013 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.324,80
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13
Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 157
Alternativa 1 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2017 R$ 457,91 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 1.038,75
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 3 21.221,84R$ 2017 R$ 2.441,03 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 5.537,44
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2017 R$ 231,92 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 526,12
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2013 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.615,65
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2013 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 18.591,55
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2013 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.324,80
SE 500
Vão de Reator, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE Banabuiú
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
2x477, CS 314,03R$ 110 34.543,47R$ 2014 R$ 3.973,35 R$ 0,00 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 18.723,20
SE Russas
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 158
Alternativa 1 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE Banabuiú
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
2x477, CS 314,03R$ 110 34.543,47R$ 2014 R$ 3.973,35 R$ 0,00 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 18.723,20
SE Russas
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
SE Pau Ferro
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2020 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 260,80
Reator de linha 50 Mvar, 500 kV, monof. 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2020 R$ 930,11 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 930,11 R$ 447,99
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 127 81.555,94R$ 2020 R$ 9.380,94 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 9.380,94 R$ 4.518,41
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2020 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 260,80
SE Campina Grande
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
LT 230 kV
2x636 263,47R$ 116 30.562,97R$ 2017 R$ 3.515,49 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 7.974,83
SE Santa Rita
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2014 R$ 457,91 R$ 0,00 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.157,75
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2014 R$ 3.254,71 R$ 0,00 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 15.336,84
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2014 R$ 231,92 R$ 0,00 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.092,88
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 2 7.961,89R$ 2017 R$ 915,81 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 2.077,51
Trafo 500-230 (2x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 6 42.443,68R$ 2017 R$ 4.882,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 11.074,88
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 2 4.032,62R$ 2017 R$ 463,85 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 1.052,23
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2014 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 3.940,33
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 188 120.728,47R$ 2014 R$ 13.886,74 R$ 0,00 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 65.437,06
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2014 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 3.940,33
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 159
Alternativa 1 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE Açu 3
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 60 Mvar, 500 kV, monof. 2.141,60R$ 4 8.566,40R$ 2014 R$ 985,35 R$ 0,00 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 4.643,15
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 333 213.843,52R$ 2014 R$ 24.597,27 R$ 0,00 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 115.907,14
SE Milagres
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 60 Mvar, 500 kV, monof. 2.141,60R$ 4 8.566,40R$ 2014 R$ 985,35 R$ 0,00 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 4.643,15
SE Açu 3
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2017 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 1.228,28
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2017 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 1.896,90
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 241 154.763,63R$ 2017 R$ 17.801,62 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 17.801,62 R$ 17.801,62 R$ 17.801,62 R$ 17.801,62 R$ 40.382,66
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2017 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 1.228,28
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2017 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 1.896,90
SE Açu 3
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
LT 230 kV, 2 x 795 362,84R$ 88 31.929,95R$ 2014 R$ 3.672,73 R$ 0,00 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 17.306,63
SE Galinhos
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
SE Açu 3
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
LT 230 kV
LT 230 kV, 2 x 795 362,84R$ 88 31.929,95R$ 2017 R$ 3.672,73 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 8.331,52
SE Galinhos
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
SE Açu 3
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
LT 230 kV, 2 x 795 362,84R$ 75 27.213,03R$ 2014 R$ 3.130,17 R$ 0,00 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 14.749,96
SE Mossoró
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 160
Alternativa 1 (Custos dos Módulos de Infraestrutura de Manobra e Geral)
Subestação MIM a custear Ref.Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
Treze Quatorze Quinze Dezeseeis Dezessete Dezoito Dezenove Vinte
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
Luiz Gonzaga 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Milagres 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Garanhuns 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
João Câmara 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV - 1 EL 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Russas 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Banabuiú 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Russas 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Campina Grande 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Santa Rita 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Açu 3 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Galinhos 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 3 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Galinhos 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Açu 3 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Mossoró 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 2 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Paraíso 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 2 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Paraíso 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 2 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Paraíso 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 3 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Açu 3 230 kV mim 1 CT 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 3 500 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 230 kV mim 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Açu 3 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56
Açu 3 230 kV - 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Extremoz 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Campina Grande 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56
Campina Grande 230 kV mim 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Garanhuns 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Amarre de Açu 3 230 kV mim - 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Amarre de Extremoz 3 230 kV mim - 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Extremoz 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Açu 3 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Milagres 500 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56
Pau Ferro 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2020 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 66,15
Campina Grande 500 kV - 1 EL 2020 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV (2 EL + 3 CT + 2 IB) mig RN 8.097,46 2014 R$ 931,41 R$ 0,00 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 4.388,97
Açu 3 230 kV (9EL + 3CT + 1 IB) mig RN 4.716,03 2014 R$ 542,46 R$ 0,00 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 2.556,18
João Câmara 500 kV (1EL + 1 IB) mig RN 8.054,85 2013 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 5.292,39
Extremoz 500 kV (3 EL + 2 CT + 3 IB) mig RN 8.097,46 2013 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 5.320,38
Extremoz 230 kV (2 CT + 1 IB) mig RN 4.616,44 2013 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 3.033,20
Camp. Gde. 500 kV (5 EL + 2 CT + 4 IB) mig PB 8.118,36 2013 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 5.334,11
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 161
Alternativa 1 (Custos das Interligações de Barra)
Subestação IB a custear Ref.Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
Treze Quatorze Quinze Dezeseeis Dezessete Dezoito Dezenove Vinte
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
Luiz Gonzaga 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Milagres 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Garanhuns 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
João Câmara 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV - 1 EL 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Russas 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Russas 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Santa Rita 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Galinhos 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Galinhos 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Açu 3 230 kV - 1 CT 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91
Açu 3 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 230 kV - 1 CT 2013 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 978,83
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91
Campina Grande 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Amarre de Açu 3 230 kV 1 IB 230 kV - 1.489,75 2014 R$ 171,36 R$ 0,00 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 807,47
Amarre de Extremoz 3 230 kV 1 IB 230 kV - 1.489,75 2013 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 978,83
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Açu 3 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Milagres 500 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91
Pau Ferro 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2020 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 222,92
Campina Grande 500 kV - 1 EL 2020 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 162
Alternativa 4 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
Obras Custo Unitário
(milhares R$)Qtde.
Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
SE Luiz Gonzaga
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 66,7 Mvar, 500 kV, monof. 2.222,04R$ 4 8.888,17R$ 2013 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 5.839,91
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 231 148.341,90R$ 2013 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 97.467,02
SE Milagres
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 82 52.658,16R$ 2013 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 34.598,68
SE João Câmara
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 188 120.728,47R$ 2013 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 79.323,81
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 199 127.792,37R$ 2013 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 83.965,10
SE Garanhuns
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 2 7.961,89R$ 2013 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 5.231,31
Trafo 500-230 (2x450)
Transf. monof. 500/230 kV, 150 MVA, C/C 6.405,72R$ 7 44.840,01R$ 2013 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 29.461,82
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 2 4.032,62R$ 2013 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 2.649,60
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2013 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.615,65
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2013 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 18.591,55
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2013 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.324,80
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 163
Alternativa 4 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2017 R$ 457,91 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 1.038,75
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 3 21.221,84R$ 2017 R$ 2.441,03 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 5.537,44
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2017 R$ 231,92 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 526,12
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2013 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.615,65
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2013 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 18.591,55
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2013 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.324,80
SE 500
Vão de Reator, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE Banabuiú
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
2x477, CS 314,03R$ 110 34.543,47R$ 2014 R$ 3.973,35 R$ 0,00 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 18.723,20
SE Russas
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 164
Alternativa 4 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE Banabuiú
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
2x477, CS 314,03R$ 110 34.543,47R$ 2014 R$ 3.973,35 R$ 0,00 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 18.723,20
SE Russas
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
SE Pau Ferro
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2020 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 260,80
Reator de linha 50 Mvar, 500 kV, monof. 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2020 R$ 930,11 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 930,11 R$ 447,99
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 127 81.555,94R$ 2020 R$ 9.380,94 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 9.380,94 R$ 4.518,41
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2020 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 260,80
SE Campina Grande
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
LT 230 kV
2x636 263,47R$ 116 30.562,97R$ 2017 R$ 3.515,49 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 7.974,83
SE Santa Rita
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2014 R$ 457,91 R$ 0,00 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.157,75
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2014 R$ 3.254,71 R$ 0,00 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 15.336,84
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2014 R$ 231,92 R$ 0,00 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.092,88
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 2 7.961,89R$ 2017 R$ 915,81 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 2.077,51
Trafo 500-230 (2x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 6 42.443,68R$ 2017 R$ 4.882,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 11.074,88
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 2 4.032,62R$ 2017 R$ 463,85 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 1.052,23
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2014 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 3.940,33
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 188 120.728,47R$ 2014 R$ 13.886,74 R$ 0,00 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 65.437,06
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2014 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 3.940,33
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 165
Alternativa 4 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE Açu 3
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 60 Mvar, 500 kV, monof. 2.141,60R$ 4 8.566,40R$ 2014 R$ 985,35 R$ 0,00 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 4.643,15
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 333 213.843,52R$ 2014 R$ 24.597,27 R$ 0,00 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 115.907,14
SE Milagres
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 60 Mvar, 500 kV, monof. 2.141,60R$ 4 8.566,40R$ 2014 R$ 985,35 R$ 0,00 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 4.643,15
SE Açu 3
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2017 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 1.228,28
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2017 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 1.896,90
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 280 179.808,37R$ 2017 R$ 20.682,39 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 20.682,39 R$ 20.682,39 R$ 20.682,39 R$ 20.682,39 R$ 46.917,61
SE Quixadá
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2017 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 1.228,28
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2017 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 1.896,90
SE Açu 3
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
LT 230 kV, 2 x 795 362,84R$ 88 31.929,95R$ 2014 R$ 3.672,73 R$ 0,00 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 17.306,63
SE Galinhos
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
SE Açu 3
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
LT 230 kV
LT 230 kV, 2 x 795 362,84R$ 88 31.929,95R$ 2017 R$ 3.672,73 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 8.331,52
SE Galinhos
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
SE Açu 3
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
LT 230 kV, 2 x 795 362,84R$ 75 27.213,03R$ 2014 R$ 3.130,17 R$ 0,00 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 14.749,96
SE Mossoró
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 166
Alternativa 4 (Custos dos Módulos de Infraestrutura de Manobra e Geral)
Subestação MIM a custear Ref.Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
Treze Quatorze Quinze Dezeseeis Dezessete Dezoito Dezenove Vinte
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
Luiz Gonzaga 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Milagres 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Garanhuns 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
João Câmara 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV - 1 EL 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Russas 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Banabuiú 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Russas 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Campina Grande 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Santa Rita 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Açu 3 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Galinhos 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 3 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Galinhos 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Açu 3 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Mossoró 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 2 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Paraíso 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 2 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Paraíso 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 2 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Paraíso 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 3 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Açu 3 230 kV mim 1 CT 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 3 500 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 230 kV mim 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Açu 3 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56
Açu 3 230 kV - 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Extremoz 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Campina Grande 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56
Campina Grande 230 kV mim 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Garanhuns 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Amarre de Açu 3 230 kV mim - 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Amarre de Extremoz 3 230 kV mim - 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Extremoz 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Açu 3 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Milagres 500 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Quixadá 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56
Pau Ferro 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2020 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 66,15
Campina Grande 500 kV - 1 EL 2020 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV (2 EL + 3 CT + 2 IB) mig RN 8.097,46 2014 R$ 931,41 R$ 0,00 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 4.388,97
Açu 3 230 kV (9EL + 3CT + 1 IB) mig RN 4.716,03 2014 R$ 542,46 R$ 0,00 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 2.556,18
João Câmara 500 kV (1EL + 1 IB) mig RN 8.054,85 2013 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 5.292,39
Extremoz 500 kV (3 EL + 2 CT + 3 IB) mig RN 8.097,46 2013 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 5.320,38
Extremoz 230 kV (2 CT + 1 IB) mig RN 4.616,44 2013 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 3.033,20
Camp. Gde. 500 kV (5 EL + 2 CT + 4 IB) mig PB 8.118,36 2013 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 5.334,11
LT 5
00
LER
9/1
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LT 2
30
kV
LT 2
30
Açu
3Tr
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00
/23
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VLT
50
0 d
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tern
.R
eat
.P
ISF
Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 167
Alternativa 4 (Custos das Interligações de Barra)
Subestação IB a custear Ref.Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
Treze Quatorze Quinze Dezeseeis Dezessete Dezoito Dezenove Vinte
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
Luiz Gonzaga 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Milagres 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Garanhuns 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
João Câmara 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV - 1 EL 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Russas 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Russas 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Santa Rita 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Galinhos 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Galinhos 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Açu 3 230 kV 1 CT 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91
Açu 3 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 230 kV 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91
Campina Grande 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Amarre de Açu 3 230 kV 1 IB 230 kV - 1.489,75 2014 R$ 171,36 R$ 0,00 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 807,47
Amarre de Extremoz 3 230 kV 1 IB 230 kV - 1.489,75 2013 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 978,83
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Açu 3 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Milagres 500 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Quixadá 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91
Pau Ferro 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2020 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 222,92
Campina Grande 500 kV - 1 EL 2020 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 168
Alternativa 5 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
Obras Custo Unitário
(milhares R$)Qtde.
Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
SE Luiz Gonzaga
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 66,7 Mvar, 500 kV, monof. 2.222,04R$ 4 8.888,17R$ 2013 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 5.839,91
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 231 148.341,90R$ 2013 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 97.467,02
SE Milagres
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 82 52.658,16R$ 2013 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 34.598,68
SE João Câmara
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 188 120.728,47R$ 2013 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 79.323,81
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 199 127.792,37R$ 2013 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 83.965,10
SE Garanhuns
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 2 7.961,89R$ 2013 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 5.231,31
Trafo 500-230 (2x450)
Transf. monof. 500/230 kV, 150 MVA, C/C 6.405,72R$ 7 44.840,01R$ 2013 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 29.461,82
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 2 4.032,62R$ 2013 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 2.649,60
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2013 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.615,65
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2013 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 18.591,55
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2013 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.324,80
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13
Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 169
Alternativa 5 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2017 R$ 457,91 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 1.038,75
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 3 21.221,84R$ 2017 R$ 2.441,03 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 5.537,44
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2017 R$ 231,92 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 526,12
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2013 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.615,65
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2013 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 18.591,55
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2013 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.324,80
SE 500
Vão de Reator, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE Banabuiú
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
2x477, CS 314,03R$ 110 34.543,47R$ 2014 R$ 3.973,35 R$ 0,00 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 18.723,20
SE Russas
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 170
Alternativa 5 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE Banabuiú
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
2x477, CS 314,03R$ 110 34.543,47R$ 2014 R$ 3.973,35 R$ 0,00 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 18.723,20
SE Russas
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
SE Pau Ferro
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2020 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 260,80
Reator de linha 50 Mvar, 500 kV, monof. 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2020 R$ 930,11 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 930,11 R$ 447,99
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 127 81.555,94R$ 2020 R$ 9.380,94 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 9.380,94 R$ 4.518,41
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2020 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 260,80
SE Campina Grande
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
LT 230 kV
2x636 263,47R$ 116 30.562,97R$ 2017 R$ 3.515,49 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 7.974,83
SE Santa Rita
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2014 R$ 457,91 R$ 0,00 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.157,75
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2014 R$ 3.254,71 R$ 0,00 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 15.336,84
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2014 R$ 231,92 R$ 0,00 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.092,88
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 2 7.961,89R$ 2017 R$ 915,81 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 2.077,51
Trafo 500-230 (2x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 6 42.443,68R$ 2017 R$ 4.882,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 11.074,88
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 2 4.032,62R$ 2017 R$ 463,85 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 1.052,23
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2014 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 3.940,33
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 188 120.728,47R$ 2014 R$ 13.886,74 R$ 0,00 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 65.437,06
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2014 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 3.940,33
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 171
Alternativa 5 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE Açu 3
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 60 Mvar, 500 kV, monof. 2.141,60R$ 4 8.566,40R$ 2014 R$ 985,35 R$ 0,00 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 4.643,15
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 333 213.843,52R$ 2014 R$ 24.597,27 R$ 0,00 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 115.907,14
SE Milagres
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 60 Mvar, 500 kV, monof. 2.141,60R$ 4 8.566,40R$ 2014 R$ 985,35 R$ 0,00 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 4.643,15
SE Açu 3
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2017 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 1.228,28
Reator de linha 60 Mvar, 500 kV, monof. 2.141,60R$ 4 8.566,40R$ 2017 R$ 985,35 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 2.235,24
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 333 213.843,52R$ 2017 R$ 24.597,27 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 24.597,27 R$ 55.798,44
SE Milagres
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2017 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 1.228,28
Reator de linha 60 Mvar, 500 kV, monof. 2.141,60R$ 4 8.566,40R$ 2017 R$ 985,35 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 2.235,24
SE Açu 3
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
LT 230 kV, 2 x 795 362,84R$ 88 31.929,95R$ 2014 R$ 3.672,73 R$ 0,00 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 17.306,63
SE Galinhos
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
SE Açu 3
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
LT 230 kV
LT 230 kV, 2 x 795 362,84R$ 88 31.929,95R$ 2017 R$ 3.672,73 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 3.672,73 R$ 8.331,52
SE Galinhos
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
SE Açu 3
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
LT 230 kV, 2 x 795 362,84R$ 75 27.213,03R$ 2014 R$ 3.130,17 R$ 0,00 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 3.130,17 R$ 14.749,96
SE Mossoró
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 172
Alternativa 5 (Custos dos Módulos de Infraestrutura de Manobra e Geral)
Subestação MIM a custear Ref.Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
Treze Quatorze Quinze Dezeseeis Dezessete Dezoito Dezenove Vinte
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
Luiz Gonzaga 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Milagres 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Garanhuns 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
João Câmara 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV - 1 EL 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Russas 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Banabuiú 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Russas 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Campina Grande 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Santa Rita 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Açu 3 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Galinhos 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 3 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Galinhos 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Açu 3 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Mossoró 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 2 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Paraíso 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 2 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Paraíso 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 2 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Paraíso 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 3 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Açu 3 230 kV mim 1 CT 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Açu 3 500 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 230 kV mim 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Açu 3 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56
Açu 3 230 kV - 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Extremoz 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Campina Grande 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56
Campina Grande 230 kV mim 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Garanhuns 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Amarre de Açu 3 230 kV mim - 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Amarre de Extremoz 3 230 kV mim - 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Extremoz 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Açu 3 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Milagres 500 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Milagres 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56
Pau Ferro 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2020 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 66,15
Campina Grande 500 kV - 1 EL 2020 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV (2 EL + 3 CT + 2 IB) mig RN 8.097,46 2014 R$ 931,41 R$ 0,00 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 4.388,97
Açu 3 230 kV (9EL + 3CT + 1 IB) mig RN 4.716,03 2014 R$ 542,46 R$ 0,00 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 542,46 R$ 2.556,18
João Câmara 500 kV (1EL + 1 IB) mig RN 8.054,85 2013 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 5.292,39
Extremoz 500 kV (3 EL + 2 CT + 3 IB) mig RN 8.097,46 2013 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 5.320,38
Extremoz 230 kV (2 CT + 1 IB) mig RN 4.616,44 2013 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 3.033,20
Camp. Gde. 500 kV (5 EL + 2 CT + 4 IB) mig PB 8.118,36 2013 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 5.334,11
PIS
FLT
50
0 L
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/10
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30
kV
LT 2
30
Açu
3LT
50
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Traf
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50
0/2
30
kV
Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 173
Alternativa 5 (Custos das Interligações de Barra)
Subestação IB a custear Ref.Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
Treze Quatorze Quinze Dezeseeis Dezessete Dezoito Dezenove Vinte
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
Luiz Gonzaga 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Milagres 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Garanhuns 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
João Câmara 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV - 1 EL 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Russas 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Russas 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Santa Rita 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Galinhos 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Galinhos 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Açu 3 230 kV 1 CT 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91
Açu 3 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 230 kV 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91
Campina Grande 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Amarre de Açu 3 230 kV 1 IB 230 kV - 1.489,75 2014 R$ 171,36 R$ 0,00 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 807,47
Amarre de Extremoz 3 230 kV 1 IB 230 kV - 1.489,75 2013 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 978,83
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Açu 3 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Milagres 500 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Açu 3 500 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Milagres 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91
Pau Ferro 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2020 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 222,92
Campina Grande 500 kV - 1 EL 2020 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 174
Alternativa 6 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
Obras Custo Unitário
(milhares R$)Qtde.
Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
SE Luiz Gonzaga
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 66,7 Mvar, 500 kV, monof. 2.222,04R$ 4 8.888,17R$ 2013 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 5.839,91
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 231 148.341,90R$ 2013 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 97.467,02
SE Milagres
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 82 52.658,16R$ 2013 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 34.598,68
SE João Câmara
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 188 120.728,47R$ 2013 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 79.323,81
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 199 127.792,37R$ 2013 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 83.965,10
SE Garanhuns
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 2 7.961,89R$ 2013 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 5.231,31
Trafo 500-230 (2x450)
Transf. monof. 500/230 kV, 150 MVA, C/C 6.405,72R$ 7 44.840,01R$ 2013 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 29.461,82
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 2 4.032,62R$ 2013 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 2.649,60
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2013 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.615,65
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2013 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 18.591,55
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2013 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.324,80
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 175
Alternativa 6 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2017 R$ 457,91 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 1.038,75
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 3 21.221,84R$ 2017 R$ 2.441,03 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 5.537,44
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2017 R$ 231,92 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 526,12
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2013 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.615,65
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2013 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 18.591,55
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2013 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.324,80
SE 500
Vão de Reator, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE Banabuiú
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
2x477, CS 314,03R$ 110 34.543,47R$ 2014 R$ 3.973,35 R$ 0,00 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 18.723,20
SE Russas
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 176
Alternativa 6 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE Banabuiú
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
2x477, CS 314,03R$ 110 34.543,47R$ 2014 R$ 3.973,35 R$ 0,00 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 18.723,20
SE Russas
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
SE Pau Ferro
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2020 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 260,80
Reator de linha 50 Mvar, 500 kV, monof. 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2020 R$ 930,11 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 930,11 R$ 447,99
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 127 81.555,94R$ 2020 R$ 9.380,94 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 9.380,94 R$ 4.518,41
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2020 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 260,80
SE Campina Grande
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
LT 230 kV
2x636 263,47R$ 116 30.562,97R$ 2017 R$ 3.515,49 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 7.974,83
SE Santa Rita
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2014 R$ 457,91 R$ 0,00 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.157,75
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2014 R$ 3.254,71 R$ 0,00 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 15.336,84
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2014 R$ 231,92 R$ 0,00 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.092,88
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 2 7.961,89R$ 2017 R$ 915,81 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 2.077,51
Trafo 500-230 (2x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 6 42.443,68R$ 2017 R$ 4.882,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 11.074,88
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 2 4.032,62R$ 2017 R$ 463,85 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 1.052,23
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2014 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 3.940,33
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 188 120.728,47R$ 2014 R$ 13.886,74 R$ 0,00 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 65.437,06
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2014 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 3.940,33
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 177
Alternativa 6 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE Mossoró
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 60 Mvar, 500 kV, monof. 2.141,60R$ 4 8.566,40R$ 2014 R$ 985,35 R$ 0,00 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 4.643,15
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 330 211.917,00R$ 2014 R$ 24.375,67 R$ 0,00 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 114.862,93
SE Milagres
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 60 Mvar, 500 kV, monof. 2.141,60R$ 4 8.566,40R$ 2014 R$ 985,35 R$ 0,00 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 4.643,15
SE Mossoró
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2017 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 1.228,28
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2017 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 1.896,90
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 196 125.865,86R$ 2017 R$ 14.477,67 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 14.477,67 R$ 14.477,67 R$ 14.477,67 R$ 14.477,67 R$ 32.842,33
SE Quixadá
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2017 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 1.228,28
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ -R$ 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
SE Mossoró
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
LT 230 kV, 2 x 795 362,84R$ 117 42.452,33R$ 2014 R$ 4.883,06 R$ 0,00 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 23.009,95
SE Galinhos
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
SE Mossoró
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
LT 230 kV
LT 230 kV, 2 x 795 362,84R$ 117 42.452,33R$ 2017 R$ 4.883,06 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 11.077,14
SE Galinhos
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 178
Alternativa 6 (Custos dos Módulos de Infraestrutura de Manobra e Geral)
Subestação MIM a custear Ref.Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
Treze Quatorze Quinze Dezeseeis Dezessete Dezoito Dezenove Vinte
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
Luiz Gonzaga 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Milagres 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Garanhuns 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
João Câmara 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV - 1 EL 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Russas 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Banabuiú 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Russas 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Campina Grande 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Santa Rita 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Mossoró 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Galinhos 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Mossoró 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Galinhos 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Mossoró 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Mossoró 230 kV mim 1 CT 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Mossoró 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56
Mossoró 230 kV mim 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Mossoró 500 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 230 kV mim 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Extremoz 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Campina Grande 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56
Campina Grande 230 kV mim 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Garanhuns 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Amarre de Extremoz 3 230 kV mim - 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Extremoz 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Mossoró 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Milagres 500 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 500 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Quixadá 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56
Pau Ferro 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2020 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 66,15
Campina Grande 500 kV - 1 EL 2020 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 500 kV (2 EL + 3 CT + 3 IB) mig RN 8.097,46 2014 R$ 931,41 R$ 0,00 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 4.388,97
João Câmara 500 kV (1EL + 1 IB) mig RN 8.054,85 2013 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 5.292,39
Extremoz 500 kV (3 EL + 2 CT + 3 IB) mig RN 8.097,46 2013 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 5.320,38
Extremoz 230 kV (2 CT + 1 IB) mig RN 4.616,44 2013 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 3.033,20
Camp. Gde. 500 kV (5 EL + 2 CT + 4 IB) mig PB 8.118,36 2013 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 5.334,11
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 179
Alternativa 6 (Custos das Interligações de Barra)
Subestação IB a custear Ref.Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
Treze Quatorze Quinze Dezeseeis Dezessete Dezoito Dezenove Vinte
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
Luiz Gonzaga 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Milagres 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Garanhuns 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
João Câmara 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV - 1 EL 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Russas 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Russas 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Santa Rita 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Galinhos 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Galinhos 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Mossoró 230 kV - 1 CT 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91
Mossoró 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 500 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 230 kV 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91
Campina Grande 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Amarre de Extremoz 3 230 kV 1 IB 230 kV - 1.489,75 2013 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 978,83
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Mossoró 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Milagres 500 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 500 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Quixadá 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91
Pau Ferro 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2020 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 222,92
Campina Grande 500 kV - 1 EL 2020 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 180
Alternativa 8 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
Obras Custo Unitário
(milhares R$)Qtde.
Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
SE Luiz Gonzaga
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 66,7 Mvar, 500 kV, monof. 2.222,04R$ 4 8.888,17R$ 2013 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 5.839,91
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 231 148.341,90R$ 2013 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 97.467,02
SE Milagres
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 82 52.658,16R$ 2013 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 34.598,68
SE João Câmara
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 188 120.728,47R$ 2013 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 79.323,81
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 199 127.792,37R$ 2013 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 83.965,10
SE Garanhuns
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 2 7.961,89R$ 2013 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 5.231,31
Trafo 500-230 (2x450)
Transf. monof. 500/230 kV, 150 MVA, C/C 6.405,72R$ 7 44.840,01R$ 2013 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 29.461,82
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 2 4.032,62R$ 2013 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 2.649,60
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2013 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.615,65
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2013 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 18.591,55
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2013 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.324,80
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 181
Alternativa 8 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2017 R$ 457,91 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 1.038,75
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 3 21.221,84R$ 2017 R$ 2.441,03 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 5.537,44
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2017 R$ 231,92 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 526,12
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2013 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.615,65
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2013 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 18.591,55
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2013 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.324,80
SE 500
Vão de Reator, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE Banabuiú
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
2x477, CS 314,03R$ 110 34.543,47R$ 2014 R$ 3.973,35 R$ 0,00 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 18.723,20
SE Russas
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 182
Alternativa 8 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE Banabuiú
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
2x477, CS 314,03R$ 110 34.543,47R$ 2014 R$ 3.973,35 R$ 0,00 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 18.723,20
SE Russas
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
SE Pau Ferro
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2020 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 260,80
Reator de linha 50 Mvar, 500 kV, monof. 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2020 R$ 930,11 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 930,11 R$ 447,99
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 127 81.555,94R$ 2020 R$ 9.380,94 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 9.380,94 R$ 4.518,41
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2020 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 260,80
SE Campina Grande
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
LT 230 kV
2x636 263,47R$ 116 30.562,97R$ 2017 R$ 3.515,49 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 7.974,83
SE Santa Rita
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2014 R$ 457,91 R$ 0,00 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.157,75
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2014 R$ 3.254,71 R$ 0,00 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 15.336,84
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2014 R$ 231,92 R$ 0,00 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.092,88
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 2 7.961,89R$ 2017 R$ 915,81 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 2.077,51
Trafo 500-230 (2x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 6 42.443,68R$ 2017 R$ 4.882,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 11.074,88
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 2 4.032,62R$ 2017 R$ 463,85 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 1.052,23
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2014 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 3.940,33
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 188 120.728,47R$ 2014 R$ 13.886,74 R$ 0,00 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 65.437,06
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2014 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 3.940,33
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 183
Alternativa 8 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE Mossoró
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 60 Mvar, 500 kV, monof. 2.141,60R$ 4 8.566,40R$ 2014 R$ 985,35 R$ 0,00 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 4.643,15
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 330 211.917,00R$ 2014 R$ 24.375,67 R$ 0,00 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 114.862,93
SE Milagres
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 60 Mvar, 500 kV, monof. 2.141,60R$ 4 8.566,40R$ 2014 R$ 985,35 R$ 0,00 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 4.643,15
SE Mossoró
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2017 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 1.228,28
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2017 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 1.896,90
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 313 201.000,07R$ 2017 R$ 23.119,95 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 23.119,95 R$ 23.119,95 R$ 23.119,95 R$ 23.119,95 R$ 52.447,18
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2017 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 1.228,28
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2017 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 1.896,90
SE Mossoró
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
LT 230 kV, 2 x 795 362,84R$ 117 42.452,33R$ 2014 R$ 4.883,06 R$ 0,00 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 23.009,95
SE Galinhos
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
SE Mossoró
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
LT 230 kV
LT 230 kV, 2 x 795 362,84R$ 117 42.452,33R$ 2017 R$ 4.883,06 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 11.077,14
SE Galinhos
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 184
Alternativa 8 (Custos dos Módulos de Infraestrutura de Manobra e Geral)
Subestação MIM a custear Ref.Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
Treze Quatorze Quinze Dezeseeis Dezessete Dezoito Dezenove Vinte
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
Luiz Gonzaga 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Milagres 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Garanhuns 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
João Câmara 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV - 1 EL 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Russas 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Banabuiú 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Russas 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Campina Grande 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Santa Rita 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Mossoró 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Galinhos 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Mossoró 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Galinhos 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Mossoró 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Mossoró 230 kV mim 1 CT 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Mossoró 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56
Mossoró 230 kV mim 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Mossoró 500 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 230 kV mim 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Extremoz 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Campina Grande 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56
Campina Grande 230 kV mim 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Garanhuns 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Amarre de Extremoz 3 230 kV mim - 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Extremoz 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Mossoró 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Milagres 500 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 500 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Pau Ferro 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2020 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 66,15
Campina Grande 500 kV - 1 EL 2020 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Mossoró 500 kV (2 EL + 3 CT + 3 IB) mig RN 8.097,46 2014 R$ 931,41 R$ 0,00 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 4.388,97
João Câmara 500 kV (1EL + 1 IB) mig RN 8.054,85 2013 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 5.292,39
Extremoz 500 kV (3 EL + 2 CT + 3 IB) mig RN 8.097,46 2013 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 5.320,38
Extremoz 230 kV (2 CT + 1 IB) mig RN 4.616,44 2013 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 3.033,20
Camp. Gde. 500 kV (5 EL + 2 CT + 4 IB) mig PB 8.118,36 2013 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 5.334,11
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 185
Alternativa 8 (Custos das Interligações de Barra)
Subestação IB a custear Ref.Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
Treze Quatorze Quinze Dezeseeis Dezessete Dezoito Dezenove Vinte
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
Luiz Gonzaga 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Milagres 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Garanhuns 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
João Câmara 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV - 1 EL 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Russas 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Russas 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Santa Rita 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Galinhos 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Galinhos 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Mossoró 230 kV - 1 CT 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91
Mossoró 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 500 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 230 kV 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91
Campina Grande 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Amarre de Extremoz 3 230 kV 1 IB 230 kV - 1.489,75 2013 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 978,83
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Mossoró 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Milagres 500 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 500 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Pau Ferro 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2020 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 222,92
Campina Grande 500 kV - 1 EL 2020 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 186
Alternativa 9 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
Obras Custo Unitário
(milhares R$)Qtde.
Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
SE Luiz Gonzaga
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 66,7 Mvar, 500 kV, monof. 2.222,04R$ 4 8.888,17R$ 2013 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 1.022,36 R$ 5.839,91
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 231 148.341,90R$ 2013 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 17.062,97 R$ 97.467,02
SE Milagres
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 82 52.658,16R$ 2013 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 6.056,98 R$ 34.598,68
SE João Câmara
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 188 120.728,47R$ 2013 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 79.323,81
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 199 127.792,37R$ 2013 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 14.699,27 R$ 83.965,10
SE Garanhuns
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2013 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 3.092,90
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2013 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 4.776,53
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 2 7.961,89R$ 2013 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 5.231,31
Trafo 500-230 (2x450)
Transf. monof. 500/230 kV, 150 MVA, C/C 6.405,72R$ 7 44.840,01R$ 2013 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 5.157,70 R$ 29.461,82
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 2 4.032,62R$ 2013 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 2.649,60
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2013 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.615,65
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2013 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 18.591,55
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2013 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.324,80
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 187
Alternativa 9 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2017 R$ 457,91 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 1.038,75
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 3 21.221,84R$ 2017 R$ 2.441,03 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 2.441,03 R$ 5.537,44
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2017 R$ 231,92 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 526,12
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2013 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.615,65
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2013 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 18.591,55
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2013 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.324,80
SE 500
Vão de Reator, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.617,50R$ 1 3.617,50R$ 2013 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 416,10 R$ 2.376,85
Reator monof.
Reator monof., 50 MVAr, 500 kV 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2013 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 930,11 R$ 5.312,95
SE Banabuiú
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
2x477, CS 314,03R$ 110 34.543,47R$ 2014 R$ 3.973,35 R$ 0,00 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 18.723,20
SE Russas
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 188
Alternativa 9 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE Banabuiú
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
2x477, CS 314,03R$ 110 34.543,47R$ 2014 R$ 3.973,35 R$ 0,00 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 3.973,35 R$ 18.723,20
SE Russas
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
SE Pau Ferro
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2020 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 260,80
Reator de linha 50 Mvar, 500 kV, monof. 2.021,54R$ 4 8.086,15R$ 2020 R$ 930,11 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 930,11 R$ 447,99
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 127 81.555,94R$ 2020 R$ 9.380,94 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 9.380,94 R$ 4.518,41
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2020 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 260,80
SE Campina Grande
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
LT 230 kV
2x636 263,47R$ 116 30.562,97R$ 2017 R$ 3.515,49 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 3.515,49 R$ 7.974,83
SE Santa Rita
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 1 3.980,95R$ 2014 R$ 457,91 R$ 0,00 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 457,91 R$ 2.157,75
Trafo 500-230 (1x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 4 28.295,78R$ 2014 R$ 3.254,71 R$ 0,00 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 3.254,71 R$ 15.336,84
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 1 2.016,31R$ 2014 R$ 231,92 R$ 0,00 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 231,92 R$ 1.092,88
SE 500
Vão de Trafo, 500 kV, DJM 3.980,95R$ 2 7.961,89R$ 2017 R$ 915,81 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 915,81 R$ 2.077,51
Trafo 500-230 (2x600)
Transf. monof. 500/230 kV, 200 MVA, C/C 7.073,95R$ 6 42.443,68R$ 2017 R$ 4.882,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 4.882,07 R$ 11.074,88
SE 230
Vão de Trafo, 230 kV, DJM 2.016,31R$ 2 4.032,62R$ 2017 R$ 463,85 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 463,85 R$ 1.052,23
SE Extremoz
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2014 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 3.940,33
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 188 120.728,47R$ 2014 R$ 13.886,74 R$ 0,00 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 13.886,74 R$ 65.437,06
SE Campina Grande
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 33 Mvar, 500 kV, monof. 1.817,43R$ 4 7.269,73R$ 2014 R$ 836,20 R$ 0,00 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 836,20 R$ 3.940,33
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 189
Alternativa 9 (Linhas, transformadores e conexões associadas)
SE Mossoró
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 60 Mvar, 500 kV, monof. 2.141,60R$ 4 8.566,40R$ 2014 R$ 985,35 R$ 0,00 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 4.643,15
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 330 211.917,00R$ 2014 R$ 24.375,67 R$ 0,00 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 114.862,93
SE Milagres
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2014 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 2.551,45
Reator de linha 60 Mvar, 500 kV, monof. 2.141,60R$ 4 8.566,40R$ 2014 R$ 985,35 R$ 0,00 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 4.643,15
SE Mossoró
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2017 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 1.228,28
Reator de linha 60 Mvar, 500 kV, monof. 2.141,60R$ 4 8.566,40R$ 2017 R$ 985,35 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 2.235,24
LT 500 kV
4x954 MCM, CS 642,17R$ 330 211.917,00R$ 2017 R$ 24.375,67 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 24.375,67 R$ 55.295,75
SE Milagres
Vão de Linha 500 kV, DJM 4.707,30R$ 1 4.707,30R$ 2017 R$ 541,46 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 541,46 R$ 1.228,28
Reator de linha 60 Mvar, 500 kV, monof. 2.141,60R$ 4 8.566,40R$ 2017 R$ 985,35 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 985,35 R$ 2.235,24
SE Mossoró
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
LT 230 kV
LT 230 kV, 2 x 795 362,84R$ 117 42.452,33R$ 2014 R$ 4.883,06 R$ 0,00 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 23.009,95
SE Galinhos
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2014 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 1.522,35
SE Mossoró
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
LT 230 kV
LT 230 kV, 2 x 795 362,84R$ 117 42.452,33R$ 2017 R$ 4.883,06 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 4.883,06 R$ 11.077,14
SE Galinhos
Vão de Linha 230 kV, BD 2.808,67R$ 1 2.808,67R$ 2017 R$ 323,07 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 323,07 R$ 732,87
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Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 190
Alternativa 9 (Custos dos Módulos de Infraestrutura de Manobra e Geral)
Subestação MIM a custear Ref.Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
Treze Quatorze Quinze Dezeseeis Dezessete Dezoito Dezenove Vinte
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
Luiz Gonzaga 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Milagres 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Garanhuns 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
João Câmara 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV - 1 EL 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Russas 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Banabuiú 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Russas 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Campina Grande 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Santa Rita 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Mossoró 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Galinhos 230 kV mim 1 EL 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Mossoró 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Galinhos 230 kV mim 1 EL 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Mossoró 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Mossoró 230 kV mim 1 CT 225,84 2014 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 122,41
Mossoró 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56
Mossoró 230 kV mim 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Mossoró 500 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 230 kV mim 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Extremoz 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Campina Grande 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56
Campina Grande 230 kV mim 1 CT 225,84 2017 R$ 25,98 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 58,93
Garanhuns 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 230 kV mim 1 CT 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Amarre de Extremoz 3 230 kV mim - 225,84 2013 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 25,98 R$ 148,39
Extremoz 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Campina Grande 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Mossoró 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2014 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 647,19
Milagres 500 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 500 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Milagres 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2017 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 311,56
Pau Ferro 500 kV mim 1 EL 1.194,03 2020 R$ 137,34 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 137,34 R$ 66,15
Campina Grande 500 kV - 1 EL 2020 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV mim 1 CT 1.194,03 2013 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 137,34 R$ 784,53
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 500 kV (2 EL + 3 CT + 3 IB) mig RN 8.097,46 2014 R$ 931,41 R$ 0,00 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 4.388,97
João Câmara 500 kV (1EL + 1 IB) mig RN 8.054,85 2013 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 926,51 R$ 5.292,39
Extremoz 500 kV (3 EL + 2 CT + 3 IB) mig RN 8.097,46 2013 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 931,41 R$ 5.320,38
Extremoz 230 kV (2 CT + 1 IB) mig RN 4.616,44 2013 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 531,00 R$ 3.033,20
Camp. Gde. 500 kV (5 EL + 2 CT + 4 IB) mig PB 8.118,36 2013 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 933,81 R$ 5.334,11
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V
Ministério de Minas e Energia
Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia 191
Alternativa 9 (Custos das Interligações de Barra)
Subestação IB a custear Ref.Custo Total
(milhares R$)
Ano de
Entrada
Parcela da série
de 30 anos com
taxa de 11%
Treze Quatorze Quinze Dezeseeis Dezessete Dezoito Dezenove Vinte
Valor em 2013 da Série
Truncada pelo Método dos
Rendimentos Necessários
Luiz Gonzaga 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Milagres 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Garanhuns 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
João Câmara 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV - 1 EL 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Russas 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Banabuiú 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Russas 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Santa Rita 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Galinhos 230 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Galinhos 230 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Mossoró 230 kV - 1 CT 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91
Mossoró 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 500 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 230 kV 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Extremoz 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91
Campina Grande 230 kV - 1 CT 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 230 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Amarre de Extremoz 3 230 kV 1 IB 230 kV - 1.489,75 2013 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 171,36 R$ 978,83
Extremoz 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Campina Grande 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Mossoró 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2014 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.180,91
Milagres 500 kV - 1 EL 2014 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Mossoró 500 kV - 1 EL 2017 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Milagres 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2017 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 1.049,91
Pau Ferro 500 kV 1 IB 500 kV 1 EL 4.023,69 2020 R$ 462,82 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 462,82 R$ 222,92
Campina Grande 500 kV - 1 EL 2020 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Garanhuns 500 kV 1 IB 500 kV 1 CT 4.023,69 2013 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 462,82 R$ 2.643,74
Extremoz 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
Campina Grande 500 kV - 1 CT 2013 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00 R$ 0,00
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