UnB - Universidade de Brasília. Faculdade de Tecnologia. Departamento de Engenharia Elétrica

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1 UnB - Universidade de Brasília Faculdade de Tecnologia Departamento de Engenharia Elétrica Disciplina ENE Brasília 006

2 SUMÁRIO 1. ASPECTOS GERAIS DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO CONCEITOS TIPOS DE SISTEMAS:.... PLANEJAMENTO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO CRITÉRIOS DE PLANEJAMENTO - ASPECTOS A CONSIDERAR...5. FORMULAÇÃO DE ALTERNATIVAS ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DE ALTERNATIVAS DEMANDA - CONCEITOS EXEMPLO RESOLVIDO EXEMPLO RESOLVIDO EXEMPLO RESOLVIDO EXEMPLO RESOLVIDO PRIORIZAÇÃO DE OBRAS PRIORIZAÇÃO ECONÔMICA - EXEMPLO RESOLVIDO PRIORIZAÇÃO TÉCNICA OUTROS PONTOS A CONSIDERAR NO PLANEJAMENTO EXEMPLO RESOLVIDO EXEMPLO RESOLVIDO MÉTODO DE ANÁLISE CONSIDERANDO MÚLTIPLOS CRITÉRIOS ESCOLHA ENTRE EXPANSÃO DA OFERTA E GERENCIAMENTO PELO LADO DA DEMANDA ESCOLHA DE TIPOS DE REDES EXERCÍCIOS PROPOSTOS PROJETOS DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO ASPECTOS GERAIS DIMENSIONAMENTOS CRITÉRIOS DE PROJETOS ENERGIA REATIVA BAIXO FATOR DE POTÊNCIA CORREÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA FORMAS DE AVALIAÇÃO EXEMPLO RESOLVIDO SUPORTE REATIVO EM REDES DE DISTRIBUIÇÃO UTILIZAÇÃO DE CAPACITORES EXERCÍCIOS PROPOSTOS CARREGAMENTOS ECONÔMICOS DE CONDUTORES POLÍTICA ÓTIMA DE UTILIZAÇÃO DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO ESTUDOS DE ENGENHARIA DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO QUALIDADE DO FORNECIMENTO ESTUDOS DE MELHORIAS NO SISTEMA ESTUDOS DE CONTROLE DE TENSÃO - CÁLCULOS DE QUEDA DE TENSÃO MÉTODO EXATO DE CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO POTÊNCIA CONSTANTE CORRENTE CONSTANTE IMPEDÂNCIA CONSTANTE MÉTODOS APROXIMADOS DE CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO MÉTODO MÉTODO - COEFICIENTES UNITÁRIOS COMPARAÇÃO ENTRE OS MÉTODOS COMPARAÇÃO ENTRE O MÉTODO DOS COEFICIENTES UNITÁRIOS E O MÉTODO EXATO COM ii

3 POTÊNCIA CONSTANTE COMPARAÇÃO ENTRE O MÉTODO DOS COEFICIENTES UNITÁRIOS E O MÉTODO EXATO COM CORRENTE CONSTANTE COMPARAÇÃO ENTRE O MÉTODO DOS COEFICIENTES UNITÁRIOS E O MÉTODO EXATO COM IMPEDÂNCIA CONSTANTE COMPARAÇÃO ENTRE O MÉTODO DOS COEFICIENTES UNITÁRIOS E O MÉTODO EXATO COM DIFERENTES CARACTERÍSTICAS DE CARGA EXEMPLO DE CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO EXEMPLO DE CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO NA BT INFLUÊNCIA DO TIPO DE DISTRIBUIÇÃO DE CARGA NA QUEDA DE TENSÃO CÁLCULO DE QUEDA DE TENSÃO EM ALIMENTADOR COM CARGA DISTRIBUÍDA EM ANEL UTILIZAÇÃO DE REGULADORES DE TENSÃO ESTUDOS DE PERDAS INFLUÊNCIA DO TIPO DE DISTRIBUIÇÃO DE CARGA NAS PERDAS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO EXEMPLOS DE ESTUDOS DE ENGENHARIA CASO 1: MELHORIA NO ATENDIMENTO A SANTA MARIA CASO : MELHORIA NO ATENDIMENTO AO RECANTO DAS EMAS E REGIÃO CASO 3: MELHORIA NO ATENDIMENTO AO PARANOÁ CONSTRUÇÃO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO ASPECTOS GERAIS TIPOS DE CONTRATOS CONTEÚDO DOS CONTRATOS RELAÇÃO DE SERVIÇOS E PREÇOS FISCALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS OPERAÇÃO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO CENTRO DE OPERAÇÃO OPERAÇÃO DO SISTEMA ENGENHARIA PRÉ E PÓS-OPERAÇÃO SISTEMAS DE ATENDIMENTO CONTROLE DE INTERRUPÇÕES AUTOMAÇÃO EXEMPLO DE DIMENSIONAMENTO DE TURMAS MANUTENÇÃO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO TIPOS DE MANUTENÇÃO: INSPEÇÃO DE REDES MÉTODOS DE TRABALHO NA MANUTENÇÃO DIMENSIONAMENTO DE EQUIPES CMD - CENTRO DE MANUTENÇÃO DA DISTRIBUIÇÃO PROGRAMAS DE MANUTENÇÃO PROTEÇÃO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO REVISÃO DE CURTO-CIRCUITO NOÇÕES DE ATERRAMENTO TIPOS DE EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO DISJUNTOR CHAVE-FUSÍVEL E ELO-FUSÍVEL RELIGADOR SECCIONADOR RELÉ COORDENAÇÃO COORDENAÇÃO DE ELOS FUSÍVEIS EXERCÍCIOS PROPOSTOS iii

4 9. DESEMPENHO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO HISTÓRICO RESOLUÇÃO ANEEL Nº4 DE 7/01/000 (ATUALIZA A PORTARIA 046/78) PORTARIA 031/80 - SUPRIMENTO RESOLUÇÃO ANEEL N 505 DE 6/11/ PORTARIA 163/93 - GRUPO DE TRABALHO PARA PROPOR NOVOS ÍNDICES EXEMPLO RESOLVIDO EXEMPLO RESOLVIDO EXEMPLO RESOLVIDO EXEMPLO RESOLVIDO CONCEITOS DE MEDIDAS DE CONFIABILIDADE EXERCÍCIOS PROPOSTOS MEDIÇÃO E COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA EM SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO ASPECTOS GERAIS RESOLUÇÃO 456/000 CONDIÇÕES GERAIS DE FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA (9/11/000) UNIVERSALIZAÇÃO TARIFAS DE ENERGIA ELÉTRICA EM SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO ASPECTOS GERAIS TARIFAS HORO-SAZONAIS AZUL E VERDE EXEMPLO RESOLVIDO EXEMPLO RESOLVIDO EXERCÍCIOS PROPOSTOS ENERGIA REATIVA EXCEDENTE EFEITOS NAS PERDAS EFEITOS NA QUEDA DE TENSÃO IMPLICAÇÕES NA CAPACIDADE INSTALADA IMPLICAÇÕES NAS SEÇÕES DOS CONDUTORES CORREÇÃO DO FATOR DE POTÊNCIA FORMAS DE AVALIAÇÃO DO EXCEDENTE DE REATIVO EXERCÍCIOS PROPOSTOS NORMAS, PADRÕES E PROCEDIMENTOS EM SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO OUTRAS ATIVIDADES RELACIONADAS COM A DISTRIBUIÇÃO REVISÃO DE MATEMÁTICA FINANCEIRA EXEMPLOS RESOLVIDOS REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS iv

5 Capítulo 1 1. ASPECTOS GERAIS DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO Objetivo: Introduzir os conceitos relacionados com a atividade de Distribuição de Energia Elétrica 1.1 CONCEITOS O que é Distribuição Antes: Agentes: Empresas de Geração e/ou Transmissão e/ou Distribuição, DNAEE, GCOI (Grupo Coordenador da Operação Interligada), GCPS (Grupo Coordenador do Planejamento do Sistema), CODI (Comitê de Distribuição), etc. Depois: Novo modelo para o setor elétrico Surgem novos agentes: Empresas de Geração, Empresas de Distribuição, Empresas de Transmissão, Empresas Comercializadoras, ANEEL, ONS (Operador Nacional do Sistema), MAE (Mercado Atacadista de Energia), Consumidores livres Atuação fora da área de concessão tradicional Consumidores cativos Consumidores livres (Lei 9074 de 07/07/95) Consumidores novos: todos com carga maior ou igual a 3MW atendidos em qualquer tensão Consumidores atuais: 10MW atendidos em tensão maior ou igual a 69kV Decorridos 5 anos da publicação da Lei passam a ser consumidores livres aqueles com carga maior ou igual a 3MW atendidos em tensão maior ou igual a 69 kv Após 8 anos estes limites poderão ser revistos pelo órgão regulador Agora: Repensar o modelo do setor elétrico Tensões e limites entre Transmissão e Distribuição Distribuição: 138 kv Nosso enfoque principal: 13,8 kv Alimentadores (circuitos de AT) a partir das subestações de subtransmissão Transformadores Redes de baixa tensão (BT) 1

6 1. TIPOS DE SISTEMAS: Redes aéreas: redes com cabos nus, redes isoladas, compactas, com cabos préreunidos, etc. Figura Circuito Aéreo Radial Simples NA Figura 1- - Circuito Aéreo Radial com Recurso NA Figura Circuito Aéreo Duplo

7 Redes subterrâneas: Figura Subterrâneo com Primário Radial e Secundário Reticulado Figura Reticulado Exclusivo (Spot Network) 3

8 Figura Subterrâneo com Primário e Secundário Radial NA Figura Subterrâneo com o Primário em Anel Aberto Figura Subterrâneo com Primário seletivo Subestações de Distribuição: tipos, características, etc. Em postes, enterradas, dentro de edifícios, Diversos arranjos, com disjuntor, com em quadras residenciais protetor network, cubículos de BT blindados, com armários de BT 4

9 Capítulo. PLANEJAMENTO DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO.1 CRITÉRIOS DE PLANEJAMENTO - ASPECTOS A CONSIDERAR Critérios técnicos e econômicos Queda de tensão Carregamento máximo do alimentador e dos transformadores Considerar a carga atual e o crescimento no tempo Dados de mercado Carga Tempo Figura -1 Crescimento de carga Confiabilidade Análise em condições normais e de contingência Perda de alimentador, perda de transformador Menor custo (Valor presente líquido) Custo de instalação Custo de operação e manutenção (técnico-administrativo) Custo das perdas Para novas áreas Plano de ocupação. Avaliar possibilidade de novas expansões Para expansão de áreas existentes Plano de ocupação. Avaliar possibilidade de novas expansões Condições atuais da rede Queda de tensão, (indicadores de continuidade - DEC, FEC, etc), Nível de perdas Eventuais problemas no suprimento da região (transmissão) Carregamento e condições físicas dos alimentadores Nível de arborização Carregamento e Vida dos transformadores Caminhamento dos circuitos de AT e BT Gabarito das edificações - estudos de possíveis alterações Acessos para operação e manutenção Áreas urbanas Densidade populacional Nível de saturação na ocupação da área. Hábitos de consumo 5

10 Regime de uso da energia Nível de renda (kva / unidade consumidora) Áreas rurais Relação custo-confiabilidade diferente de áreas urbanas Existência e intensidade de atividade agrícola Área rural com predominância nas atividades de lazer Possibilidade de existir irrigação pesada Tipos de consumidores Residenciais, comerciais, industriais, iluminação pública e em que proporção de cada um deles Composição das curvas de carga dos tipos de consumidores nos dimensionamentos IP 6% MW Rural 3% Poder Público 13% Serviço Público 6% Residencial 39% Industrial 8% Comercial 5% Horas Figura - Curva de carga desagregada por classes de consumidores Carga Carga Residencial Comercial Tempo Tempo Carga Industrial Carga Iluminação Pública Tempo Tempo Figura -3 Tipos de curvas de carga 6

11 Tendências de crescimento Estudos de previsões de cargas a nível de alimentador, subestação e região elétrica Taxas de crescimento da carga por tipo de consumidores a serem conectados à rede Considerar os aspectos de uso racional de energia (eficiência energética) Considerar fontes alternativas de energia Suprimento de áreas isoladas ou não Considerar a influência das fontes alternativas de energia competindo com as fontes convencionais Parâmetros a serem considerados Dados das redes Tecnologias disponíveis, tipo de sistema (aéreo, subterrâneo, rede compacta, etc), dados de estoque de materiais e equipamentos Dados econômicos Custos modulares Dados de mercado Fator de carga Fator de perdas Carga máxima Regime de uso (curva de carga) Demanda máxima não coincidente Demanda máxima diversificada Critérios CODI (ABRADEE) Integração com o Ambiente Segurança Estado físico Condições elétricas Condições operativas Contingências Níveis de regulação de tensão Capacidade e carregamento Compensação de reativos Roteiro de planejamento (Referência CODI ABRADEE) Análise da situação atual do fornecimento Análise da evolução da carga Simulação do sistema e deficiências previstas Formulação e análise de alternativas Plano de subestações Plano de ampliação e melhoria do sistema existente Plano de obras Níveis hierárquicos de soluções Remanejamento de cargas entre alimentadores Instalação de equipamentos de seccionamento e manobra Instalação de equipamentos corretivos (capacitores, reguladores de tensão) 7

12 Interligação de alimentadores Recondutoramento Construção de circuitos duplos Novos alimentadores Ampliação de subestações Novas subestações. FORMULAÇÃO DE ALTERNATIVAS Poucas e mais viáveis Diminuir o número de simulações. Combinações de hipóteses eleva o número de casos Detalhar as premissas de cada alternativa Evitar perda de tempo Estabelecimento de cenários de crescimento da carga Análise nos regimes de carga leve, média e pesada Horizonte de planejamento: curto e médio prazos (5 anos, 10 anos) Novas obras Projetos de melhorias. Considerar o adiamento de investimentos Considerar recondutoramento, extensões, novos transformadores, divisão de circuitos, reformas, interligação de alimentadores, novos alimentadores, novas subestações, etc..3 ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DE ALTERNATIVAS Definir o critério de priorização de alternativas Econômico Índices de mérito: Valor presente líquido, Valor anual equivalente, etc. Técnico Carregamento, Tensão e Confiabilidade (Nível de falhas, local de carga prioritária) Custo Total C u s t o s Investimento O&M + Perdas Qualidade de serviço Figura -4 - Custos versus qualidade 8

13 Outros fatores Impactos no meio ambiente Qualidade de serviço além do mínimo estabelecido Operação com maior grau de contingência Maior utilização de equipamentos de fabricação nacional Fluxo de caixa Segurança Metodologia de Análise de Múltiplos Critérios. Considera critérios qualitativos e quantitativos Indicador Econômico de Prioridade Índice Técnico de Priorização Exemplos de cálculos.4 DEMANDA - CONCEITOS (Engenharia Elétrica, Economia, Setor Elétrico) É a carga medida em valor médio durante um intervalo de tempo. Carga (A, kw, kva) Dmax Dmed Dmax Dmed Tempo (horas do Figura -5 Demanda máxima e média Dmed fator de carga (fc) = Dmax fator de demanda (fd) = fator de utilizacao (fu) = Dmax Carga instalada Dmax Capacidade do sistema Pmed fator de perdas (fp) = Pmax fc fp fc fp = k fc + (1- k) fc k = 0,10 k = 0,15 k = 0,30 9

14 Dmaxi fator de diversidade (fdiv) = Dmax do conjunto das cargas fator de coincidencia (fcoinc) = 1 fdiv.5 EXEMPLO RESOLVIDO Conjunto 1 de consumidores Conjunto de consumidores Dmax = 70kW Energia = 70 kwh/dia fc = 0,6 fc = 0,5 Circuito que alimenta os dois conjuntos marca na subestação 110kW Calcular: Fator de diversidade, fator de coincidência, energia diária, fator de carga e fator de perdas (usar k=0,15) do alimentador. Dmax1 = 70 kw Dmax =? Dmed = E / T = 70 / 4 = 30 kw fc = Dmed / Dmax Dmax = 30 / 0,5 = 60 kw fdiv = ( ) / 110 fdiv = 1,18 fcoinc = 0,85 fc = Dmed / Dmax Dmed1 = 70 * 0,6 Dmed1 = 4 kw E1 = 4 * 4 E1 = 1008 kwh E = E1 + E E = E = 178 kwh fc = Dmed / Dmax, como Dmed = E / T, tem-se : fc = E / Dmax * T fc = 178 / 110 * 4 fc = 0,65 fc fp fc 0,4 fp 0,65 fp = 0,15 fc + 0,85 fc fp = 0,15 * 0,65 + 0,85 * 0,4 fp =

15 .6 EXEMPLO RESOLVIDO (Fonte: Adaptado de notas de aula do Prof. Nelson Kagan - USP) Conjunto X Carga x1 50 kw sempre ligada Carga x 0 kw ligada algumas horas por dia Energia de X 1400 kwh / dia Conjunto Y Carga y1 0 kw sempre ligada Carga y Dmax ocorre às 1 horas, fcy = 0,5 curva de carga conforme figura Carga y curva de carga conforme figura Dy 1 h Ty Figura -6 Figura para ilustrar o exemplo Energia geral (Eg) 000 kwh Dmax 105 kw no período da tarde Calcular: Curvas de carga dos conjuntos X e Y, fator de carga, fator de diversidade e de coincidência Cálculo do tempo em que a carga X fica ligada Ex = 1400 kwh Ex1 + Ex = * 4 + Ex = 1400 Ex = 00 kwh Ex = Dx * Tx Tx = Ex / Dx Tx = 00 / 0 Tx = 10 h Cálculo de Dy Ey = Eg - Ex Ey = = 600 kwh Ey = Ey1 + Ey = 0*4 + Ey = 600 Ey = 10 kwh Dy = Ey / T * fcy Dy = 600 / 4 * 0,5 = 50 kw Dy = Dy - Dy1 = 50-0 = 30 kw Cálculo de Ty Ey = Dy * Ty / Ty = 10 * / 30 Ty = 8 h Determinação do regime de uso de x Figura -7 Figura auxiliar para o exemplo 11

16 Curva de carga kw Y X Y1 X horas Figura -8 Resultado do exemplo Cálculo do fator de carga fcx1 = 1 fcy1 = 1 fcx = 00 / 4 * 0 fcx = 0,4 fcy = 10 / 4 * 30 = 0,17 fcx = 1400 / 4 * 70 fcx = 0,8 fcy = 0,5 (dado) [ (600 / 4 * 50) ] fc = 000 / 4 * 105 fc = 0,79 Cálculo do fator de diversidade e do fator de coincidência fdiv = ( ) / 105 = 1,14 fcoinc = 105 / (70+50) = 0,87 1

17 .7 EXEMPLO RESOLVIDO (Adaptado de CIPOLI, J. A. Engenharia de Distribuição, 1993) 1500 cons 4 60 cons 10 4/0 5 km 8 km SE 1 4/0 km 5 km 8 40 cons 4/0 3 km 3 /0 10 km 5 km km 6 km cons 9 0 cons Figura -9 - Diagrama unifilar do alimentador do exemplo Alternativa 1: Apenas disjuntor na saída do alimentador Alternativa : Com relé de religamento no disjuntor Alternativa 3: Com chaves fusíveis nos ramais Obs.: Neste exemplo utilizou-se nos cálculos uma taxa de desconto de 1% ao ano. 1. Custo anual da implantação de alternativas Tabela -1 Custos básicos Custos unitários US$ Cubículo 57 Relé religamento 4051 km de 4/0 CAA 7709 km de /0 CAA 644 km de CAA 5568 Chaves instaladas 34 13

18 Tabela - -Custos de implantação das alternativas 1 3 Cubículo Relé religamento linha de 4/0 CAA (10 km) linha de /0 CAA (15 km) linha de CAA (18 km) Chaves instaladas (3x) Custo total inicial Custo anual (0 anos) , ,9 = ,1(1 + 0,1) 0 (1+ 0,1) 0 1. Cálculo da receita interrompida (kwh * margem na tarifa) Dados de saídas de alimentadores Tabela -3 Saídas permanentes, transitórias e Programadas Permanentes (Per) 0,5 saídas/km/ano Transitórias (Tra) 4 saídas/km/ano Programadas (Pro) 0,3 saídas/km/ano Saídas por ano 1,0 (Per) = km * 0,5 saídas / km / ano Tabela -4 Saídas por ano Trecho km Per Tra Pro Total ,0 8,0 0,6 9, ,5 1,0 0,9 14, ,5 0,0 1,5 4, ,0 40,0 3,0 48, ,5 1,0 0,9 14, ,0 8,0 0,6 9, ,5 0,0 1,5 4, ,5 0,0 1,5 4, ,0 3,0,4 38,4 14

19 Tempos de restabelecimento (dado) Tabela -5 Tempos de restabelecimento Alternativas 1 3 Trecho Per Tra Pro Per Tra Pro Per Tra Pro , , , , , , , , , Cálculo do DEC e do FEC n Cai * ti DEC = i =1 Cs n Cai FEC = i =1 Cs onde DEC - Duração equivalente por consumidor Cai - número de consumidores atingidos pela interrupção i ti - tempo da interrupção i C S - número total de consumidores do sistema i - número de interrupções variando de 1 a n FEC - Freqüência equivalente por consumidor Tabela -6 Cálculo do tempo total 1 3 Trecho Per Tra Pro Total Per Tra Pro Total Per Tra Pro Total ,8 9, ,8 5, ,8 5, ,7 14,7 6 0,7 8,7 6 0,7 8, ,5 4, ,5 14, ,5 14, , ,7 14,7 6 0,7 8,7 6 0,7 8, ,8 9, ,8 5, ,8 5, ,5 10 4,5 3,0 17,5 0 4,5 17,5 10 4, ,5 10 4,5 3,0 17,5 0 4,5 17,5 10 4, , 51, 8 0 7, 35, , 7, 15

20 A Tabela.6 é obtida a partir da multiplicação dos dados das Tabelas.4 (Saídas por ano) e.5 (Tempo de restabelecimento). 4 (Per) = 1 (saída por ano) * 4 (tempo de restabelecimento) 9,8 (Total) = 4 (Per) + 4 (Tra) + 1,8 (Pro) Tabela -7 Cálculos intermediários 1 3 Trecho Ca Ca*t Int Ca*Int Ca Ca*t Int Ca*Int Ca Ca*t Int Ca*Int , , , , , , , , , , , , , , ,4 304 Soma (Ca*t) = 10 (ca) * 9,8 (tempo total da Tabela anterior) 9,6 (Int) = Obtido diretamente da Tabela.4 - Saídas por ano) 035 (Ca * Int) = 10 (ca) * 9,6 (Int) 37,7 = /10 06,4 = / Cálculo da receita interrompida Tabela -8 Resultado final do DEC e FEC por alternativa 1 3 DEC 37,7 151,7 8,9 FEC 06,4 34,4 1,8 Demanda máxima: 3000 kw Fator de carga: 0,55 Demanda média: 1650 kw ( 3000 kw * 0,55 ) Energia deixada de faturar em uma hora: 1650 kwh ( 1650 kw * 1 hora ) Custo do MWh deixado de faturar (margem venda - compra): US$ 60 Tabela -9 Energia e US$ interrompidos 1 3 kwh interrompido US$ interrompido (kwh interrompido) = DEC (h) * 1650 (kw) 16

21 353 (US$ interrompido) = 3905 (kwh interrompido ) * 60 (Custo do MWh deixado de faturar) / Custo anual de manutenção para as alternativas Custo da turma de manutenção: 50 US$/hora Custo da equipe de plantão: 10,13 US$/hora Interrupção permanente em tronco: 4 horas de turma de manutenção Interrupção permanente em ramal: 4 horas de turma de manutenção Interrupção programada: 4 horas de turma de manutenção Interrupção transitória da SE: 0,5 hora de equipe de Plantão Interrupção transitória de linhas: horas de equipe de Plantão (Utilizado somente na Alternativa 3) Tabela -10 Custos de manutenção 1 3 Trecho Per Tra Pro Total Per Tra Pro Total Per Tra Pro Total Total (Per) = 1 (Saídas por ano - Tabela.4) * 50 (Custo da turma de manutenção) * 4 (Per - Tabela.5) 41 (Tra) = 8 (Saídas por ano - Tabela.4) * 10,13 (Custo da equipe de plantão) * 0,5 (Tra - Tabela.5) 600 (Pro) =0,6 (Saídas por ano - Tabela.4) * 50 (Custo da turma de manutenção) * 4 (Per - Tabela.5) A coluna Tra para a alternativa está com zeros pois nessa alternativa não há relé de religamento. Vale a mesma observação para o tronco na alternativa 3. Para os ramais na alternativa 3 (com chave fusível) existe custo. 405 (Tra) = 0 (Saídas por ano - Tabela.4) * 10,13 (Custo da equipe de plantão) * Dado neste item. 5. Custo anual de perdas As perdas são as mesmas para as 3 alternativas Foram consideradas somente as perdas nos condutores de AT. (Só no cabo 4/0). Demanda máxima: 3000 kw 17

22 Tensão: 13, kv Fator de carga: 0,55 Fator de potência : 0,9 Fator de perdas (k=0,3): 0,377 = 0,3 fc + 0,7 fc Cabo 4/0 r = 0,368 ohm/km kw máximo de perda: = 3*r*L*i kw médio de perda: = kw máximo de perda * fp kwh de perda anual: = kw máximo de perda * fp * MWh perdido: = 35 US$/MWh (Tarifa de suprimento) Tarifa de demanda (compra): 3,5 US$ / kw 1 kw perdido: 3,5 * 1 = 4,4 US$/kW ano Corrente total: 146 A (3.000 / 1,73 * 13, * 0,9) Corrente por consumidor: 0,0688 (146 / 10) Trecho km Corrente kw máximo de perda Tabela -11 Custos das perdas kw médio de perda KWh de perda anual US$ (kw) US$ (kwh) Total ,9 17, , ,8 5, , ,7, , Total = 146-0,0688 * = 146-0,0688 * 60 46,9 = 3 * 0,368 (r / km) * (km) * (146)^ 17,7 = 46,9 * 0,377 (fp) = 17,7 * ,5 = 46,9 * 4, = * 35 / Comparação das alternativas Alternativa Custo anual de manutenção Tabela -1 Comparação das alternativas US$ interrompido por ano Custo anual de implantação Custo anual das perdas Custo anual da alternativa , , ,

23 .8 EXEMPLO RESOLVIDO Tabela -13 Dados do exemplo lotes Investimento 40 Postes 80 US$ / MWh (Tarifa de venda) 0 Transformadores 35 US$ / MWh (Tarifa de compra) 48 US$ para ligar uma UC 0,5 US$ para ler um medidor 70 US$ por atendimento 50 US$ / km manutenção 0, atendimentos por ano 15 km de rede Tabela -14 Evolução da ocupação da rede Taxa de ocupação Número de Consumidores Variação Evolução do consumo (kwh/mês) ano 1 30% ano 60% ano 3 80% ano 4 90% ano 5 100% Tabela -15 Detalhamento da evolução do consumo ano a ano Consumo ano a ano Cons kwh/mês meses/ano kwh/ano ano ano ano ano ano

24 Tabela Evolução do consumo para os anos finais ano ano ano ano Tabela -17 Custos de atendimento e manutenção 14,0 US$ atendimento por ano por UC US$ manutenção nos anos, 4, 6, 7, 8, % Taxa de juros aa Tabela -18 Fluxo de caixa do exemplo Ano Soma Investimento Compra Ligação Leitura Atendi- Manuten- Receita energia da UC mento ção = ( * 35 ) / = 315 * = 0,5 * 315 * = 14 * = ( * 80 ) / 1000 VPL = (1+ 0,1) (1+ 0,1) 8 + (1+ 0,1) (1+ 0,1) 8 0,1(1+ 0,1) 7 VPL (Valor presente líquido) = $.39 0

25 Análise de sensibilidade Para $ por leitura ==> VPL = -$1.435 Para i = 15% aa ==> VPL = - $ Para i = 14% aa ==> VPL = - $ TIR = 1,49% (valor que torna o VPL igual a zero) Para i = 1% aa ==> VPL = $.39 Para i = 10% aa ==> VPL = $ Para i = 5% aa ==> VPL = $76.70 VPL Valor presente líquido 1,49 Taxa Figura Análise de sensibilidade do exemplo.9 PRIORIZAÇÃO DE OBRAS Fatores econômicos Relação Benefício/Custo VP dos Benefícios / VP dos Custos Fatores técnicos Carregamento Nível de tensão Confiabilidade Fatores econômicos Benefícios Aumento no faturamento (AF) Diminuição nas perdas (DP) Adiamento de outros empreendimentos (AOP) Custos Investimento (Inv) 1

26 Priorecon = AF + DP + AOP Inv.9.1 PRIORIZAÇÃO ECONÔMICA - EXEMPLO RESOLVIDO Custo ($) Empreendimento A Período de análise = 10 anos Benefícios (Valor presente) Aumento no faturamento (AF) Aumento na capacidade: 4 MVA Utilização da capacidade: 10 % aa Tarifa média: US$ 60/MWh taxa de juros: 10 % aa Fator de potência: 0,85 Fator de carga: 0,3 AF (ano1) = 0,4 MVA * 0,85 * 0,3 * 8760 horas/ano * 60 US$/MWh / (1+0,1) AF (ano) = 0,8 MVA * 0,85 * 0,3 * 8760 horas/ano * 60 US$/MWh / (1+0,1)^ AF (ano3) = 1, MVA * 0,85 * 0,3 * 8760 horas/ano * 60 US$/MWh / (1+0,1)^3 Diminuição das perdas (DP) AF = 0,85 * 0,3 * 8760 * AF = DP = CP * fp * ( 8760 / 1000 ) * onde DP - Valor presente da diminuição das perdas (R$) CP - Custo das perdas (R$ / MWh) fp - Fator de perdas fp = 0,15 fc + 0,85 fc = 0,115 Pi - Ganho de perdas em kw 10 MVA 60 * i i i =1(1+ j) 10 i =1 P i (1+ j) i CP (Custo das perdas) (Ver aula do carregamento econômico de condutores - Cálculo das perdas) CP = 176,6 R$ / kw ano E = 1,06434 MWh / kw ano (energia anual de perdas) CP = 176,6 / CP = 165,94 R$ / MWh Pi (Ganho de perdas) em kw (dados do projeto) Ano

27 Pi DP = Adiamento de outros empreendimentos (AOP) Investimento que seria feito no ano atual (empreendimento B) e que será adiado para o ano n, em função do empreendimento A Vida útil do empreendimento B = 5 anos Valor residual = 15% j (taxa de juros) = 10% aa período do adiamento do investimento = 7 InvB (Investimento adiado) = US$ ,10* (1+ 0,10) 5 (1+ 0,10) 7 1 AOP = InvB-15%* InvB* (1+ 0,10) -5 * * (1+ 0,10) ,10* (1+ 0,10) 0,10*(1+0,10) 5 O fator (1+ 0,10) 5 1 pega os 7 anos. transforma numa série uniforme e o fator AOP = 5.89 (1+ 0,10) ,10*(1+0,10) Custos (Valor presente) Investimento (VPInv) Vida útil do empreendimento A = 5 anos Valor Residual = 15 % Inv = VPInv = Inv - 15% * Inv * (1+ 0,10) -5 0,10 * (1+ 0,10) 5 (1 + * * (1 + 0,10) 5 1 0, ,10) 1 * (1+ 0,10) 10 VPInv = US$ Priorização de obras considerando fatores econômicos (Prior econ ) AF + DP + AOP Priorecon = Inv Prior econ = ( ) / Prior econ = 7,48.9. PRIORIZAÇÃO TÉCNICA Fonte: ETD -.1 Estudo Técnico de Distribuição - Sistemática para elaboração e 3

28 aprovação de programas de obras associadas ao desempenho da distribuição (Utilizados alguns conceitos do trabalho) Fatores técnicos Carregamento Nível de tensão Confiabilidade Tabela -19 Critérios para priorização técnica Parâmetro Critério Avaliação Grau Queda de tensão (DV) Percentual dos limites P 50% 0 estabelecidos pela 50% < P 60% 1 legislação (P) 60% < P 70% Obs.: Não é a queda de 70% < P 80% 3 tensão em % 80% < P 90% 4 5 DEC relativo (DECr) FEC relativo (FECr) Carregamento (Car) Condições físicas da rede (Cfr) DEC calculado / DEC legislação FEC calculado / FEC legislação Limite do carregamento recomendável (carregamento econômico) Necessidade de substituição de postes, condutores, isoladores ou outros acessórios. Caminhamento do alimentador 90% < P DECr 50% 50%< DECr 60% 60%< DECr 70% 70%< DECr 80% 80%< DECr 90% 90%< DECr FECr 50% 50%< FECr 60% 60%<FECr 70% 70%< FECr 80% 80%<FECr 90% 90%< FECr Car 50% 50%< Car 60% 60%< Car 70% 70%< Car 80% 80%< Car 90% 90%< Car Ótima Boa Regular Ruim Péssima Crítica Tabela -0 Exemplos de ponderação Grupos de empreendimentos DV DECr FECr Car Cfr Construção de alimentador urbano 5% 5% 5% 5% 0% Construção de alimentador rural 5% 5% 5% 5% 0% 4

29 Adequação de alimentador urbano 0% 0% 0% 0% 0% Adequação de alimentador rural 0% 0% 0% 0% 0% Instalação de religadores 0% 40% 40% 0% 0% Instalação de reguladores de tensão 60% 0% 0% 0% 40% Tipo A B C D E Tabela -1 Tipos de empreendimentos Características Necessárias para atender a requisitos de segurança de pessoal, equipamentos e instalações Necessárias por imposição da legislação em vigor (ligação de unidade consumidora e qualidade de serviço) Cunho político-social Destinadas a ampliar mercado e melhorar a qualidade de serviço Destinadas a melhorar a confiabilidade do sistema elétrico Exemplo: Priorizar a partir de critérios técnicos 3 empreendimentos com as seguintes características: Empreendimento A (construção de alimentador) P = 75% do limite DECr = 65% FECr = 85% Car = 45% Empreendimento B (adequação de alimentador) P = 95% do limite DECr = 55% FECr = 75% Car = 55% Cfr = Regular Empreendimento C (construção de alimentador) P = 45% do limite DECr = 35% FECr = 95% Car = 80% Tabela - Resultado da priorização técnica Empreendimentos DV DECr FECr Car Cfr Total A 3 * 5% * 5% 4 * 5% 0 * 5% 0%,5 B 5 * 0% 1 * 0% 3 * 0% 1 * 0% * 0%,40 C 0 * 5% 0 * 5% 5 * 5% 3 * 5% 0%,00.10 OUTROS PONTOS A CONSIDERAR NO PLANEJAMENTO Critérios para instalação de novas subestações (p.66 CIPOLI) 5

30 Localidade com SE Localidade sem SE As obras propostas vão compor o Plano de Obras da empresa Adequar as obras aos recursos orçamentários disponíveis da empresa Localização de terrenos para a instalação de novas subestações Contemplar o atendimento a novos mercados (consumidores livres) Considerar a utilização de softwares disponíveis.11 EXEMPLO RESOLVIDO Escolher entre as alternativas A e B Alternativa A Instalar no ano 0 um transformador de 30 kva Instalar no ano 5 outro transformador de 30 kva Instalar no ano 10 outro transformador de 30 kva Alternativa B Instalar no ano 0 um transformador de 45 kva Instalar no ano 10 outro transformador de 45 kva Custo dos trafos 30 kva: US$ kva: US$ 1550 Tabela -3 Custos dos trafos, de operação e manutenção e de perdas Considerar: 1% ao ano Horizonte do estudo: 15 anos Sem valor residual Custo anual de operação e manutenção Alternativa A: US$ 83 Alternativa B: US$ 54 VP da Alternativa A Inv ==> * (1+0,1)^ * (1+0,1)^-10 = 059 FRC (1%,15 anos) = 6,81 O&M + Perdas ==> ( ) * (1/FRC) = 358 * 6,81 = 438 VP da Alternativa A = 4497 VP da Alternativa B Inv ==> * (1+0,1)^-10 = 049 O&M + Perdas ==> ( ) * (1/FRC) = 35 * 6,81 = 1600 VP da Alternativa B = 3649 Custo anual das perdas Alternativa A: US$ 75 Alternativa B: US$ 181 Conclusão: escolha da alternativa B (considerando apenas o fator econômico) Valor anual da alternativa A: VP da alternativa A * FRC = 4497 / 6,81 = 660 Valor anual da alternativa B: VP da alternativa B * FRC = 3649 / 6,81 = 536 6

31 1) Quanto deveria custar o transformador de 30 kva para inverter a situação no caso apresentado ) Refazer este exemplo utilizando uma taxa de 10% aa e verificar se houve alteração na decisão.1 EXEMPLO RESOLVIDO Alternativa A: instalação no ano 0 de potência P1 Custo X instalação no ano n de potência P>P1 Custo Y Alternativa B: instalação no ano 0 de potência P Custo Y Encontrar n em função da relação entre X e Y i = 1% ao ano VP da alternativa A Y VPA = X + (1+ 0,1) n VP da alternativa B = VPB = Y VPA = VPB X + (1+ Y 0,1) n = Y Y X Y = 1+ X (1+ 0,1) n Chamando Y / X de Z, tem-se Z Z = 1+ (1+ 0,1) n Z (1+ n 0,1) = (1+ n 0,1) + Z Z (1+ n 0,1) - (1+ n 0,1) = Z (1+ n 0,1) (Z - 1) = Z (1+ n 0,1) = Z (Z - 1) n log 1,1 = Z log Z - 1 7

32 Z log Z 1 n = 0,049 Tabela -4 Custos dos transformadores Potência do transformador (kva) Custo (US$) / 1090 = 1,4 VPB = 1550 VPA (para n = 09 anos) = 1648 > 1550 VPA (para n = 10 anos) = 1589 > 1550 VPA (para n = 11 anos) = 1535 < 1550 VPA (para n = 1 anos) = 1487 < 1550 Tabela -5 Resultados de Z e n Z 1,05 1,4 1,8, n MÉTODO DE ANÁLISE CONSIDERANDO MÚLTIPLOS CRITÉRIOS Método apresentado AHP - Análise Hierárquica de Processos (Analytic Hierarchy Process) Desenvolvido por Thomaz Saaty.13.1 ESCOLHA ENTRE EXPANSÃO DA OFERTA E GERENCIAMENTO PELO LADO DA DEMANDA Objetivo: Atender a um mercado de energia previsto Alternativas: 1) Expansão da oferta de energia (Oferta) ) Atuação na carga - Gerenciamento pelo Lado da Demanda (GLD) Critérios: Avaliação econômica Quantidade de empregos permanentes gerados Impactos no meio ambiente Risco de não atender ao mercado de energia previsto Confiabilidade dos componentes e do conjunto Promoção de desenvolvimento tecnológico Comparação dos critérios aos pares 8

33 Tabela -6 Comparação dos critérios Coluna A Avaliação Econômica Muito forte Igual Muito forte Absoluta Forte Fraca Fraca Forte Absoluta Coluna B Impactos no meio ambiente Escala de 1 a 9 (de Fraca para Absoluta) Tabela -7 Matriz de ponderação entre os critérios Geração empregos Meio ambiente Risco Confiabil. Desenvolv. Tecnológico Avaliação econômica Geração de (3) (4) (3) empregos Meio ambiente Risco (3) 7 Confiabilidade 3 Nível de Inconsistência: 0,08 Tabela -8 Resultado da ponderação entre os critérios Importância Relativa dos Critérios Avaliação econômica 0,381 Geração de empregos 0,054 Meio ambiente 0,300 Risco 0,089 Confiabilidade 0,139 Desenvolvimento tecnológico 0,036 9

34 Avaliação econômica 0,381 Empregos 0,054 Meio ambiente 0,300 Risco 0,089 Confiabilidade 0,139 Desenvolvimento tecnológico 0,036 0,000 0,050 0,100 0,150 0,00 0,50 0,300 0,350 0,400 Importância relativa dos critérios Figura Importância relativa dos critérios Tabela -9 Ponderação entre as alternativas para cada critério Avaliação econômica Geração de empregos Meio ambiente OFERTA OFERTA OFERTA GLD 1 GLD 3 GLD 7 Risco Confiabilidade Desenvolv. tecnológico OFERTA OFERTA OFERTA GLD (5) GLD (5) GLD 5 Tabela -30 Resultado da Ponderação entre as alternativas para cada critério Programas de GLD Expansão na oferta Avaliação econômica 0,5000 0,5000 Geração de empregos 0,7500 0,500 Meio ambiente 0,8750 0,150 Risco 0,1667 0,8333 Confiabilidade 0,1667 0,8333 Desenvolvimento tecnológico 0,8333 0,1667 Tabela -31 Resultado final para as alternativas Programas de GLD Expansão na oferta 56, % 43,8 % 30

35 Programas de GLD 0,56 Expansão na oferta 0,438 0,000 0,100 0,00 0,300 0,400 0,500 0,600 Valoração relativa das alternativas Figura -1 - Valoração relativa das alternativas 0,900 0,9 0,800 0,8 Participação relativa dos critérios 0,700 0,600 0,500 0,400 0,300 0,00 GLD OFERTA 0,100 0,000 Desenvolvimento tecnológico Confiabilidade Risco Meio ambiente Empregos Avaliação econômica Global 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0, Participação das alternativas 0,1 0 Figura Desempenho das alternativas quanto aos critérios 31

36 Análise de Sensibilidade 100% Percentual das Alternativas (GLD e Expansão da Oferta) 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 0% 10% GLD OFERTA 0% 0,00 0,10 0,0 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00 Priorização da Avaliação econômica Figura Alteração nos resultados em função do critério avaliação econômica 100% Percentual das Alternativas (GLD e Expansão da Oferta) 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 0% 10% GLD OFERTA 0% 0,00 0,10 0,0 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00 Priorização da Geração de empregos Figura Alteração nos resultados em função do critério geração de empregos 3

37 100% Percentual das Alternativas (GLD e Expansão da Oferta) 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 0% 10% GLD OFERTA 0% 0,00 0,10 0,0 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00 Priorização do Meio ambiente Figura Alteração nos resultados em função do critério meio ambiente 100% Percentual das Alternativas (GLD e Expansão da Oferta) 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 0% 10% OFERTA GLD 0% 0,00 0,10 0,0 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00 Priorização do Risco Figura Alteração nos resultados em função do critério risco 33

38 100% Percentual das Alternativas (GLD e Expansão da Oferta) 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 0% 10% OFERTA GLD 0% 0,00 0,10 0,0 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00 Priorização da Confiabilidade Figura Alteração nos resultados em função do critério confiabilidade 100% Percentual das Alternativas (GLD e Expansão da Oferta) 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 0% 10% GLD OFERTA 0% 0,00 0,10 0,0 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00 Priorização do Desenvolvimento tecnológico Figura Alteração nos resultados em função do critério desenvolvimento tecnológico 34

39 .13. ESCOLHA DE TIPOS DE REDES Apresenta-se neste tópico um exemplo da aplicação da metodologia de análise considerando-se múltiplos critérios (AHP - Análise Hierárquica de Processos) para auxiliar na tomada de decisão. O exemplo desenvolvido compara a aplicação de três tipos de sistemas de distribuição: utilizando-se rede aérea com cabos nus, rede aérea protegida com cabos cobertos (compacta) e rede subterrânea. É importante destacar que esta ferramenta apenas auxilia a tomada de decisão levando em conta critérios qualitativos muitas vezes difíceis de mensurar. Não pretende substituir as considerações e ponderações dos técnicos especialistas nos assuntos específicos. Para o presente exemplo é evidente que a comparação entre os três tipos de sistema somente teria sentido para aplicação num local onde fossem viáveis técnica e economicamente. Este método permite que se considere outros aspectos além das avaliações econômicas comumente realizadas. Diferentemente de como deve ocorrer na aplicação do método, onde utiliza-se uma pesquisa com a opinião de diversos técnicos da empresa para ponderar os critérios, neste caso não foi utilizado este recurso. As ponderações foram atribuídas pelo autor do trabalho. A intenção neste caso é apenas apresentar a metodologia que poderá ser reaplicada com a opinião de um número maior de decisores. Alternativas: Rede aérea com cabos nus (AÉREA) Rede aérea protegida com cabos cobertos (COMPACTA) Rede subterrânea (SUBTERRÂNEA) Critérios utilizados: Custo da implementação Impactos no meio ambiente Custo de operação e manutenção Imagem da empresa Tempo para recuperação de defeitos Confiabilidade / perda de receita Segurança de técnicos da empresa e de terceiros Na Tabela.3 apresenta-se a comparação relativa entre os critérios na visão do decisor. Na Tabela.33 apresenta-se a matriz resultante do grau de predominância relativa entre os critérios, elaborada a partir das informações da Tabela.3, utilizando-se uma escala de 1 a 9. 35

40 Coluna A Custo da Implementação Custo da Implementação Custo da Implementação Custo da Implementação Custo da Implementação Custo da Implementação Tabela -3 - Grau de importância relativa entre os critérios Absoluta Muito forte x Forte Fraca Igual x x Fraca Forte Muito forte Absoluta Coluna B Meio ambiente Custo de O&M Imagem da empresa x Tempo de recuperação de defeitos x Confiabilidade / perda de receita x Segurança (acidentes) Meio ambiente x Custo de O&M Meio ambiente x Imagem da empresa Meio ambiente x Tempo de recuperação de defeitos Meio ambiente x Confiabilidade / perda de receita Meio ambiente x Segurança (acidentes) Custo de O&M x Imagem da empresa Custo de O&M x Tempo de recuperação de defeitos Custo de O&M x Confiabilidade / perda de receita Custo de O&M x Segurança (acidentes) Imagem da empresa x Tempo de recuperação de defeitos Imagem da empresa x Confiabilidade / perda de receita Imagem da empresa x Segurança (acidentes) Tempo de recuperação de defeitos Tempo de recuperação de defeitos Confiabilidade / perda de receita x Confiabilidade / perda de receita x x Segurança (acidentes) Segurança (acidentes) 36

41 Tabela Matriz resultante do grau de predominância relativa entre os critérios Custo da Implementaçã o Meio ambiente Custo de O&M Imagem da empresa Tempo de recuperação de defeitos Confiabilidade / perda de receita Meio ambiente Custo de O&M Imagem da empresa Tempo de recuperação de defeitos Confiabilidade / perda de receita (7) (7) (7) (9) 1 1 (7) 1 (5) Segurança (acidentes) (5) Obteve-se como nível de inconsistência 6,08 %, sendo aceitável por ser menor do que 10%. Processados os dados obteve-se como resultado para a importância relativa dos critérios os percentuais apresentados na Tabela.34 e na Figura.0. Tabela Importância relativa dos critérios Importância relativa dos critérios Custo da Implementação 6% Meio ambiente 19% Custo de O&M % Imagem da empresa 8% Tempo de recuperação de defeitos 8% Confiabilidade / perda de receita 8% Segurança (acidentes) 30% 37

42 Custo da Implementação 6% Meio ambiente 19% Custo de O&M % Imagem da empresa 8% Tempo de recuperação de defeitos 8% Confiabilidade / perda de receita 8% Segurança (acidentes) 30% 0% 5% 10% 15% 0% 5% 30% 35% Figura -0 - Importância relativa dos critérios Destacam-se 3 critérios como os que obtiveram o maior peso: Segurança (30%), Custo da implementação (6%) e Meio Ambiente (19%). É interessante também destacar que os 3 critérios relacionados com o desempenho do sistema (Imagem da empresa, Tempo de recuperação de defeitos e Confiabilidade / perda de receita) obtiveram a soma de 4% (8% cada um deles) A próxima etapa da metodologia consiste na comparação das alternativas considerando cada um dos critérios isoladamente. A Tabela.35 contém essas informações. Na Tabela.36 apresenta-se o nível de preferência das alternativas considerando cada um dos critérios individualmente e o nível de inconsistência de cada matriz. Todos os níveis de inconsistência foram menores que 10%. 38

43 Tabela Preferência das alternativas com relação aos critérios Coluna A Absolut Muito Forte Frac Igual Frac Forte Muito Absolut Coluna B a Forte a a forte a Custo da Implementação Aérea X Compacta Aérea X Subterrânea Compacta X Subterrânea Meio ambiente Aérea X Compacta Aérea X Subterrânea Compacta X Subterrânea Custo de O&M Aérea X Compacta Aérea X Subterrânea Compacta X Subterrânea Imagem da empresa Aérea X Compacta Aérea X Subterrânea Compacta X Subterrânea Tempo de recuperação de defeitos Aérea X Compacta Aérea X Subterrânea Compacta X Subterrânea Confiabilidade / perda de receita Aérea X Compacta Aérea X Subterrânea Compacta X Subterrânea Segurança (acidentes) Aérea X Compacta Aérea X Subterrânea Compacta X Subterrânea Tabela Nível de preferência das alternativas considerando cada um dos critérios individualmente Aérea Compacta Subterrânea Inconsistência Custo da 64,9% 7,9% 7,% 6,4% Implementação Meio ambiente 5,5% 9,0% 65,5% 7,7% Custo de O&M 10,5% 5,8% 63,7% 3,70% Imagem da 5,3% 47,4% 47,4% 0,00% empresa Tempo de 75,1% 17,8% 7,0%,79% recuperação de defeitos Confiabilidade / 11,4% 40,5% 48,1%,79% perda de receita Segurança (acidentes) 7,8% 43,5% 48,7% 1,1% 39

44 Processando-se os índices de importância relativa dos critérios com os níveis de preferência das alternativas obtém-se como resultado para a valoração global da cada alternativa os valores constantes da Tabela.37 e da Figura.1. Tabela Valoração final das alternativas Aérea Compacta Subterrânea 8% 34% 38% Subterrânea 38% Aérea 8% Compacta 34% Figura -1 - Valoração final das alternativas ANÁLISE DE SENSIBILIDADE A Figura. apresenta o desempenho das alternativas frente a cada um dos critérios. Verifica-se que a alternativa AÉREA supera as demais para os critérios custo de implementação e tempo de recuperação de defeitos. A alternativa SUBTERRÂNEA domina as demais para os outros critérios exceto para o critério Imagem da empresa onde ocorre um empate entre as alternativa SUBTERRÂNEA e COMPACTA. Esta figura demonstra a característica do método que pondera os pesos relativos dos critérios com a preferência das alternativas. As próximas 7 figuras (Figuras.3,.4,.5,.6,.7,.8 e.9) apresentam, para cada um dos critérios, a repercussão no resultado final do processo, para variações nas prioridades atribuídas aos critérios. Nos gráficos destas Figuras a reta vertical indica o valor do peso relativo para o correspondente critério. 40

45 Quanto ao critério Custo de implementação (Figura.3) a opção SUBTERRÂNEA supera as outras duas para índices de importância relativa deste critério até 38%. A partir deste ponto a opção AÉREA supera as demais. Quanto ao critério Meio ambiente (Figura.4) a opção COMPACTA domina as demais para índices de até 10%. A partir deste ponto a opção SUBTERRÂNEA torna-se a escolhida. Para os critérios Custo de O&M (Figura.5), Imagem da empresa (Figura.6) e Confiabilidade (Figura.8) a alternativa SUBTERRÂNEA supera as outras duas para qualquer índice de importância relativa dos critérios. Quanto ao critério Tempo de recuperação de defeitos (Figura.7) a alternativa SUBTERRÂNEA domina as demais para índices de importância relativa de até 0%. Acima deste valor a opção AÉREA assume valores superiores às outras duas. Finalmente para o critério Segurança (acidentes) (Figura.9) a opção AÉREA domina as outras para índices de importância relativa de até 6%. Acima deste valor a alternativa SUBTERRÂNEA é a escolhida. 80% 70% PARTICIPAÇÃO RELATIVA DOS CRITÉRIOS 70% 60% 50% 40% 30% 0% 10% 60% 50% 40% 30% 0% 10% PARTICIPAÇÃO DAS ALTERNATIVAS 0% 0% Segurança (acidentes) Confiabilidade / perda de receita Tempo de recuperação de defeitos Imagem da empresa Custo de O&M Meio ambiente Custo da Implementação Global CRITÉRIOS Aérea Compacta Subterrânea Figura -- Desempenho das alternativas quanto aos critérios 41

46 100% 90% 80% Participação das alternativas 70% 60% 50% 40% 30% Aérea Compacta Subterrânea Custo da Implementação 0% 10% 0% 0% 10% 0% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Priorização do Critério Custo da implementação Figura -3 - Alteração nos resultados em função do critério Custo de implementação 100% 90% 80% 70% Participação das alternativas 60% 50% 40% 30% Aérea Compacta Subterrânea Meio ambiente 0% 10% 0% 0% 10% 0% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Priorização do Critério Meio ambiente Figura -4 - Alteração nos resultados em função do critério Meio ambiente 4

47 100% 90% 80% Participação das alternativas 70% 60% 50% 40% 30% Aérea Compacta Subterrânea Custo de O&M 0% 10% 0% 0% 10% 0% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Priorização do Critério Custo de O&M Figura -5 - Alteração nos resultados em função do critério Custo de O&M 100% 90% 80% 70% Participação das alternativas 60% 50% 40% 30% Aérea Compacta Subterrânea Imagem da empresa 0% 10% 0% 0% 10% 0% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Priorização do Critério Imagem da empresa Figura -6 - Alteração nos resultados em função do critério Imagem da empresa 43

48 100% 90% 80% Participação das alternativas 70% 60% 50% 40% 30% Aérea Compacta Subterrânea Tempo de recuperação de defeitos 0% 10% 0% 0% 10% 0% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Priorização do Critério Tempo de recuperação de defeitos Figura -7 - Alteração nos resultados em função do critério Tempo de recuperação de defeitos 100% 90% 80% 70% Participação das alternativas 60% 50% 40% 30% Aérea Compacta Subterrânea Confiabilidade / perda de receita 0% 10% 0% 0% 10% 0% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Priorização do Critério Confiabilidade / perda de receita Figura -8 - Alteração nos resultados em função do critério Confiabilidade / perda de receita 44

49 100% 90% 80% Participação das alternativas 70% 60% 50% 40% 30% Aérea Compacta Subterrânea Segurança (acidentes) 0% 10% 0% 0% 10% 0% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Priorização do Critério Segurança (acidentes) Figura -9 - Alteração nos resultados em função do critério Segurança (acidentes).14 EXERCÍCIOS PROPOSTOS Nível de tensão ótimo para atendimento a cargas radias (p.91 CIPOLI) Linhas isoladas para 34,5 kv operando em 13,8 kv (p.93 CIPOLI). Este exemplo serve para comparar alternativas que impliquem em adiamento de investimento. 45

50 Capítulo 3 3. PROJETOS DE SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO 3.1 ASPECTOS GERAIS Tipos de sistemas a serem projetados (redes, subestações) Projeto de rede nova, reforma de rede ou extensão de rede Cálculo de alimentador radial Cálculos elétricos Cálculo das tensões Carga uniformemente distribuída Carga concentrada Cálculos das correntes Corrente econômica de condutores Fluxos de carga Cálculos das perdas elétricas (ativa e reativa) Cálculos mecânicos Esforços nas estruturas Roteiro sugerido pelo CODI Dados preliminares Finalidade do projeto Área do projeto Planejamento básico existente Arborização Mapas Dados de carga Levantamento da carga Previsões Anteprojeto Lançamento de dados Dimensionamento elétrico Proteção e flexibilidade Projeto Locação e inspeção de campo Dimensionamento mecânico Iluminação Pública Roteiro (Norma CEB) Dados preliminares mapas e plantas tipos de projetos planos e projetos existentes planejamento básico Dados da carga 46