ESTUDOS ASSOCIADOS AO PLANO DECENAL DE...

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ESTUDOS ASSOCIADOS AO PLANO DECENAL DE

EXPANSÃO DE ENERGIA

ESTUDO DE SUPRIMENTO À REGIÃO METROPOLITANA DE MANAUS 2012-2022

Ministério de Minas e Energia

EPE-DEE-RE-064/20010-r0– Estudo de Suprimento à Região Metropolitana de Manaus 2

GOVERNO FEDERAL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA MME/SPE

Ministério de Minas e Energia Ministro Márcio Pereira Zimmermann

Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Altino Ventura Filho

Diretor do Departamento de Planejamento Energético Gilberto Hollauer

ESTUDOS ASSOCIADOS AO

PLANO DECENAL DE EXPANSÃO DE

ENERGIA

ESTUDO DE SUPRIMENTO À REGIÃO METROPOLITANA DE

MANAUS 2012-2022

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 José Carlos de Miranda Farias

Coordenação Executiva Paulo Cesar Vaz Esmeraldo

Equipe Técnica Maria de Fátima de Carvalho Gama

Marcelo Willian Henriques Szrajbman Priscilla de Castro Guarini

Vanessa Penteado Stephan Vinicius Ferreira Martins

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

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

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

No EPE-DEE-RE-064/2010-r0 Data: 15 de outubro de 2010


3 EPE-DEE-RE-064/2010-r0 – Estudo de Suprimento à Região Metropolitana de Manaus

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO .......................................................................................................................... 5

2. OBJETIVO ................................................................................................................................. 6

3. CONCLUSÕES .......................................................................................................................... 7

4. RECOMENDAÇÕES ................................................................................................................. 8

5. DADOS, PREMISSAS e CRITÉRIOS .................................................................................... 12

5.1 Base de Dados .......................................................................................................................... 12

5.2 Horizonte do Estudo ............................................................................................................... 12

5.3 Cenários de Geração Térmica ................................................................................................ 12

5.4 Mercado ................................................................................................................................... 13

5.5 Premissas e Critérios............................................................................................................... 15

6. DIAGNÓSTICO DO SISTEMA .............................................................................................. 17

7. ALTERNATIVAS ANALISADAS ........................................................................................... 18

7.1 Alternativa 1 ............................................................................................................................ 18

7.2 Alternativa 2 ............................................................................................................................ 18

7.3 Alternativa 3 ............................................................................................................................ 19

8. AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DAS ALTERNATIVAS ................................................ 20

8.1 Desempenho da Alternativa 1 (Alternativa de melhor desempenho técnico-econômico) . 20

8.2 Desempenho da Alternativa 2 ................................................................................................ 21

8.3 Desempenho da Alternativa 3 ................................................................................................ 22

9. NIVEIS DE CURTO CIRCUITO ............................................................................................ 24

10. DESEMPENHO DINÂMICO ............................................................................................... 26

11. AVALIAÇÕES SOCIOAMBIENTAIS PRELIMINARES .................................................. 30

11.1 Análise sociambiental.............................................................................................................. 30

11.2 Localização do corredor da linha de transmissão ................................................................ 31

11.3 Vegetação e uso do solo ........................................................................................................... 32

11.4 Áreas de interesse socioambiental ......................................................................................... 32

11.5 Conclusões preliminares ......................................................................................................... 34

12. ANÁLISE ECONÔMICA ...................................................................................................... 36

12.1 Custos de Investimento ........................................................................................................... 36

12.2 Custos de Perdas ..................................................................................................................... 36

12.3 Custos de Investimento e Perdas Elétricas ........................................................................... 37

13. REFERÊNCIAS ..................................................................................................................... 38

14. EQUIPE TÉCNICA ............................................................................................................... 39

ANEXO A – Resultado das Simulações ...................................................................................... 40

ANEXO B - Parâmetros das LTs e Transformadores de Rede Básica .................................... 191

ANEXO C – Perdas das Alternativas ........................................................................................ 193



ANEXO D - Plano de Obras e Estimativa de Custos ................................................................ 194

ANEXO E - Fichas PET ............................................................................................................ 206

ANEXO F – Abreviaturas .......................................................................................................... 212

ANEXO G - Níveis de Curto-Circuito das Redes de Distribuição - 138 kV e 69 kV ............... 213



1. INTRODUÇÃO

O fornecimento de energia elétrica ao Estado do Amazonas vem apresentando sérios

problemas de natureza estrutural. Atualmente, o sistema elétrico da região opera isolado do

Sistema Interligado Nacional - SIN, contando apenas com UHE Balbina, de 250 MW como

geração hidráulica de porte, sendo a maior parte da energia suprida por usinas térmicas a

óleo. Existe a previsão de conversão de parte das usinas térmicas a óleo para gás natural,

perfazendo um total de cerca de 600 MW. A normalização completa do atendimento à

Região Metropolitana de Manaus se dará a partir de 2012, ano para o qual está prevista a

conexão desse sistema ao SIN, através de duas linhas de transmissão em 500 kV entre

Tucuruí e Manaus (Interligação Tucuruí – Macapá – Manaus).

Visando a melhoria do atendimento no curto prazo à cidade de Manaus, importante pólo

industrial, e a preparação do sistema local para a conexão com o SIN, a EPE publicou, a

partir de estudos desenvolvidos anteriormente pela Eletrobrás, Eletronorte e Amazonas

Energia, o documento “EPE-DEE-129-2008-r0”, referência [1], no qual foi proposto um

elenco de obras a ser implantado no curto prazo para normalizar o atendimento à Região.

Entretanto, consoante recomendações do MME, conforme Nota Técnica

099/2008/DPE/SPE/MME - Atendimento à Região Metropolitana de Manaus - Curto Prazo

Ref.[7], faz-se ainda necessário a realização de estudos específicos para a determinação de

solução estrutural de melhor desempenho técnico-econômico, em consonância com o

planejamento setorial de longo prazo, com a proposição de reforços de Rede Básica e de

distribuição além dos indicados em [1]



2. OBJETIVO

O objetivo deste estudo é indicar a melhor alternativa de expansão estrutural de longo prazo

da Rede Básica para a Região Metropolitana de Manaus. O estudo deve indicar, do ponto de

vista técnico, econômico e ambiental, qual o melhor cronograma de obras a ser implantado,

considerando as alternativas de expansão que garantam o atendimento à capital

amazonense, com padrões de qualidade e continuidade adequados, frente ao crescimento do

mercado de energia elétrica previsto para essa região.



3. CONCLUSÕES

O estudo analisou três alternativas tecnicamente equivalentes, detalhadas no item 7 e descritas

a seguir:

Alternativa 1 – Constituída por quatro pontos de suprimento: Manaus, Lechuga, Jorge

Teixeira e Mauá III;

Alternativa 2 – Constituída por cinco pontos de suprimento: Manaus, Lechuga, Jorge

Teixeira, Mauá III e Tarumã. Essa alternativa considera a subestação Tarumã entrando

em operação no ano inicial (2012);

Alternativa 3 – Constituída por cinco pontos de suprimento: Manaus, Lechuga, Jorge

Teixeira, Mauá III e Tarumã. Essa alternativa considera a subestação Tarumã entrando

em operação no ano 2016.

As análises efetuadas, observando-se o critério de mínimo custo global, indicam ser a

Alternativa 1 a mais atrativa do ponto de vista técnico-econômico.

As análises consideraram o valor presente dos custos das alternativas, referidos a 2012 (ano

inicial do estudo) e utilizaram o método dos rendimentos necessários, com truncamento das

séries temporais em 2022 (ano horizonte do estudo). O custo de cada alternativa, por sua vez,

foi calculado tomando-se por base os investimentos exclusivos de cada alternativa e as perdas

diferenciais em relação à alternativa que apresentou menores perdas.

A Tabela 3-1 apresenta o resumo da comparação econômica das três alternativas analisadas

neste trabalho, sendo computados somente os investimentos decorrentes de obras não

comuns.

O detalhamento da análise econômica é apresentado no item 12.

Tabela 3-1– Comparação econômica das alternativas: Investimento + Perdas (R$ x 1000)

Alternativas Detalhe Investimento ∆ Perdas Total % Alternativa 1 4 Fontes 46.978 6.431 53.408 100,0% Alternativa 2 5 Fontes 89.145 0 89.145 166,9% Alternativa 3 Mista 71.084 240 71.324 133,5%



4. RECOMENDAÇÕES

Sob o ponto de vista técnico-econômico, recomenda-se a implantação da Alternativa 1, com

o cronograma de obras conforme Tabela 4-1 à Tabela 4-4.

Tabela 4-1 – Alternativa 1 - Principais obras em subestações de Rede Básica e Rede Básica de

Fronteira

Ano Tensão Subestação Equipamento No

2012 230 kV Lechuga

TR - 230/138/13,8 kV - T - 2 x 150 MVA 1o e 2o Banco de Capacitores - T - 1 x 55 Mvar 1o e 2o

Jorge Teixeira TR - 230/138/13,8 kV - T - 2 x 150 MVA 3o e 4o Manaus TR - 230/69/13,8 kV - T - 1 x 150 MVA 4o

2014 230 kV Lechuga TR - 230/138/13,8 kV - T - 1 x 150 MVA 3o Mauá III TR - 230/138/13,8 kV - T - 1 x 150 MVA 4o

2016 500 kV Lechuga ATR - 500/230/13,8 kV - M - 3 x 200 MVA 4o

2018 230 kV Lechuga

Banco de Capacitores - T - 1 x 55 Mvar 3o TR - 230/138/13,8 kV - T - 1 x 150 MVA 4o

Mauá III Banco de Capacitores - T - 2 x 55 Mvar 1o e 2o

2020 230 kV Lechuga Banco de Capacitores - T - 2 x 55 Mvar 4o e 5o Mauá III Banco de Capacitores - T - 2 x 55 Mvar 3o e 4o Jorge Teixeira TR - 230/138/13,8 kV - T - 1 x 150 MVA 5o

2022 230 kV Lechuga Banco de Capacitores - T - 2 x 55 Mvar 6o e 7o TR - 230/138/13,8 kV - T - 1 x 150 MVA 5o

Tabela 4-2 – Alternativa 1 - Principais obras em linhas de transmissão

Ano Tensão Origem Destino Configuração Distância

2014 230 kV SE Lechuga SE J. Teixeira CS - 2x954 MCM 29 km

Total em linhas 230 kV 29 km



Tabela 4-3 - Alternativa 1 - Principais obras em subestações de distribuição

Ano Tensão Subestação Equipamento

2012 138 kV

Lechuga Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT Jorge Teixeira Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT

Mauá III Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/69/13,8 kV - T - 2 x 150 MVA

Rio Preto da Eva Novo Pátio de Subestação - Pequeno Porte - BS TR - 138/13,8 kV - T - 2 x 10 MVA

Itacoatiara II Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kV - T - 1 x 40 MVA

Santa Etelvina Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kV - T - 3 x 40 MVA

Parque Dez Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kV - T - 3 x 40 MVA

Mutirão Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kV - T - 3 x 40 MVA

C. Grande Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kV - T - 3 x 40 MVA

Compensa Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kV - T - 3 x 40 MVA

Centro Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kV - T - 3 x 40 MVA

Distrito Industrial III Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kV - T - 3 x 40 MVA

Distrito Industrial IV Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kV - T - 3 x 40 MVA

69 kV Marapatá Novo Pátio de Subestação - Pequeno Porte - BS

2014 138 kV Petrópolis

Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kV - T - 3 x 40 MVA

Amazonas Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kV - T - 2 x 40 MVA

2016 138 kV

Tarumã II Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kV - T - 2 x 40 MVA

Cidade de Deus Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kV - T - 2 x 40 MVA

Iranduba Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/69/13,8 kV - T - 2 x 40 MVA

2018 138 kV Iranduba TR - 138/69/13,8 kV - T - 1 x 40 MVA 2020 138 kV Tarumã II TR - 138/13,8 kV - T - 1 x 40 MVA

2022 138 kV Cidade De Deus TR - 138/13,8 kV - T - 1 x 40 MVA

Itaoca Novo Pátio de Subestação - Médio Porte - BPT TR - 138/13,8 kV - T - 3 x 40 MVA



Tabela 4-4 - Alternativa 1 - Principais obras em linhas de distribuição

Ano Tensão Origem Destino Configuração Distância

2012

138 kV

SE Lechuga SE Rio Preto da Eva CS - 1x477 MCM 55 km SE Lechuga SE Santa Etelvina CD - 2x795 MCM 8 km SE Itacoatiara I SE Itacoatiara II CD - 1x795 MCM 125 km SE Santa Etelvina SE Parque Dez CD - 2x795 MCM 10,5 km SE Jorge Teixeira SE Mutirão CD - 2x795 MCM 6,4 km SE Mutirão SE C. Grande CD - 2x795 MCM 7 km SE C. Grande SE Compensa CD - 2x795 MCM 10 km SE Compensa SE Centro CD - 2x795 MCM 2,5 km SE Mauá III SE D. Industrial III CD - 2x795 MCM 10 km SE Mauá III SE D. Industrial IV CD - 2x795 MCM 6 km

Total em linhas 138 kV 452,8 km

69 kV

SE Distrito II SE Cachoeirinha CS - 1x954 MCM 8 km SE Aparecida SE Ponta do Ismael CS - 1x954 MCM 4,5 km SE Ponta Negra SE Ponta do Ismael CS - 1x954 MCM 5 km SE Iranduba SE Manacapuru CS - 1x266 MCM 70 km SE Iranduba SE Manacapuru CS - 1x954 MCM 70 km SE Marapatá Cons. Especiais CS - 1x954 MCM 4 km SE Mauá III Cons. Especiais CD - 1x954 MCM 4 km


2014

138 kV SE D. Industrial IV SE Petrópolis CD - 2x795 MCM 10 km SE Lechuga SE Amazonas CD - 2x795 MCM 2,5 km

Total em linhas 138 kV 25 km 69 kV SE Iranduba SE Manacapuru CS - 1x954 MCM 70 km


2016

138 kV SE Amazonas SE Tarumã II CD - 2x795 MCM 22,5 km SE Compensa SE Iranduba CD - 2x795 MCM 19 km SE Santa Etelvina SE Cidade de Deus CD - 2x795 MCM 8 km


69 kV SE D. Industrial Cons. Especiais CS - 1x954 MCM 1 km SE D. Industrial SE V8 CS - 1x954 MCM 3,5 km SE Manaus SE D. Industrial CS - 1x954 MCM 4,7 km


2018 138 kV SE J. Teixeira SE Mutirão CS - 2x795 MCM 7 km


2020 138 kV SE Mutirão SE C. Grande CS - 2x795 MCM 7 km


2022 138 kV SE Parque 10 SE Itaoca CD - 2x795 MCM 9 km


As linhas em 69 kV: D. Industrial – V8 e Manaus – D. Industrial, previstas para 2016, são

obras de repotenciação.

Ressalta-se que não estão explicitadas nas tabelas 4.1 a 4.4 obras já licitadas ou

autorizadas.

Para que a solução de atendimento a Manaus proposta pela Alternativa 1 seja efetiva, é



essencial que as obras de distribuição associadas a ela e descritas na Tabela 4-3 e na Tabela

4-4 sejam implantadas nas datas indicadas.

Adicionalmente, recomendam-se consultas aos fabricantes das máquinas térmicas da Região

Metropolitana de Manaus quanto à capacidade de sobretorque de seus equipamentos.

Dependendo da resposta, pode ser estudada a implantação do esquema regional de corte de

carga (ERAC) referido no Item 10.

Recomenda-se, ainda, que o presente estudo seja complementado pelos estudos de

planejamento do sistema de distribuição, a ser realizado pela Amazonas Energia, de forma a

contemplar, dentre outros, os seguintes aspectos:

• Atendimento aos municípios Novo Airão e Careiro da Várzea que são parte integrante

da Região Metropolitana de Manaus;

• Otimização dos condutores das linhas de 138 kV.



5. DADOS, PREMISSAS e CRITÉRIOS

5.1 Base de Dados

Considerou-se como referência para as simulações de fluxo de potência a base de dados

correspondente ao Plano Decenal 2009-2018, com as atualizações pertinentes da topologia

da rede e de mercado.

A Tabela 5-1 apresenta os parâmetros do sistema elétrico da Rede Básica da Região de

Manaus.

Tabela 5-1 – Parâmetros do Sistema Elétrico de Transmissão da Região de Manaus (2012)

Linhas de Transmissão Capacidade por circuito (MVA) MCM Km

Lechuga – J. Teixeira 230 kV 625/781 2 x 954 29 Mauá III – J. Teixeira 230 kV 625/781 2 x 954 13 Lechuga – Manaus 230 kV 494/617 2 x 636 16

Transformadores Capacidade por

transformador (MVA) Tensão Unidades

SE Lechuga 600/750 500/230 kV 3 SE Jorge Teixeira 150/180 230/138 kV 2 SE Mauá III 150/180 230/138 kV 3 SE Manaus 150/150 230/69 kV 3

5.2 Horizonte do Estudo

Considerando que o prazo mínimo para a implantação de qualquer obra de expansão da

Rede Básica, é de 2 anos, contados desde a incorporação no PET – Plano de Expansão da

Transmissão, passando por todo o processo de licitação ou autorização, realizado pela

ANEEL, até a instalação do empreendimento, o ano inicial do estudo é 2012, tendo como o

horizonte o ano 2022. Serão analisados, portanto, 11 anos.

5.3 Cenários de Geração Térmica

Foram considerados dois cenários de geração térmica na cidade de Manaus:

Geração Mínima: Este cenário corresponde a geração térmica nula. É o cenário mais

crítico para a Rede Básica da região, em que a Interligação Tucuruí – Manaus e

demais linhas de transmissão se encontram mais carregadas. Corresponderia à

situação de indisponibilidade de fornecimento de gás para geração das usinas

térmicas;



Geração Máxima: Este cenário corresponde a geração térmica a gás natural prevista

de cerca de 600 MW (ver Tabela 5-2), em que as usinas térmicas à gás estariam

gerando a plena carga face contratos vigentes de compra de energia e de consumo

de gás, com duração de 20 anos. Este cenário é o menos crítico para a Rede Básica

pois a Interligação Tucuruí – Manaus e demais linhas de transmissão que suprem

Manaus ficam menos carregadas.

Tabela 5-2 – Usinas Térmicas convertidas para gás natural

Nome Potência (MW) APARECIDA B1 70

APARECIDA B2 80

MAUA B3 110

PIE C ROCHA 65

PIE JARAQUI 60

PIE MANAUARA 60

PIE TAMBAQUI 60

PIE PONTA NEGRA (GERA) 60

MANACAPURU 17

IRANDUBA 18

Total 600

5.4 Mercado

As projeções de demanda para o período analisado, referentes ao patamar de carga pesada

para a Região Metropolitana de Manaus, foram fornecidas pela Amazonas Energia, em

consonância com os valores informados ao ONS para o PAR e à EPE para o Plano Decenal

2011-2020.

O mercado na área de interesse é apresentado conforme Tabela 5-3 a Tabela 5-6.



Tabela 5-3 – Mercado da Região Metropolitana de Manaus – Subestações 69/13,8 kV (MW)

Subestações 69/13,8 kV 2012 2014 2016 2018 2020 2022Aparecida 27,4 24,7 27,0 25,2 23,5 19,8Cachoeirinha 26,1 23,5 25,7 24,0 22,4 21,1Careiro da Várzea * 1,4 1,7 0,0 0,0 0,0 0,0Cidade Nova 10,2 9,2 10,1 9,4 8,8 8,3Distrito Dois 14,4 12,9 14,1 13,2 12,3 11,6Distrito Industrial 18,2 16,4 17,9 16,7 15,6 18,8Flores 34,9 31,4 34,4 32,0 29,9 28,2Iranduba * 16,6 22,9 0,0 0,0 0,0 0,0Manacapuru * 17,5 21,0 0,0 0,0 0,0 0,0Marapatá 12,2 11,0 12,0 11,2 10,4 9,8Mauá 21,4 19,3 21,1 19,7 18,4 17,3Novo Airão 2,0 2,5 0,0 0,0 0,0 0,0Ponta Negra 32,2 29,0 31,7 29,6 27,6 23,0Redenção 11,5 10,4 11,3 10,6 9,9 9,3São José 25,7 23,2 25,3 23,6 22,1 25,1Seringal Mirim 23,6 21,3 23,2 21,6 20,2 19,1Sto. Antônio 12,0 10,8 11,8 11,0 10,3 9,7V-8 34,5 31,1 34,0 31,7 29,6 24,9Total 341,8 322,4 299,7 279,4 261,1 246,0 * A partir de 2016 essas cargas passam a ser atendidas pela SE Iranduba 138 kV

Tabela 5-4 – Mercado da Região Metropolitana de Manaus – Consumidores 69 kV (MW)

Consumidores Atendidos em 69 kV 2012 2014 2016 2018 2020 2022

DI 49,6 54,4 61,8 65,6 72,4 75,4Marapatá 49,0 53,5 61,5 65,0 71,5 74,5MG1 37,9 42,1 44,6 51,7 54,6 58,2MG2 41,5 46,7 49,7 55,6 57,5 61,6Arosuco/Flores 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,6Águas Amazonas / Ponta do Ismael 15,0 15,6 15,6 15,6 15,6 16,7Manauara Shopping 10,0 10,6 10,6 10,6 10,6 10,6SIVAM/Santo Antônio 3,2 3,2 3,2 3,2 3,4 3,4Total 211,6 231,3 252,3 272,6 290,9 306,0




Subestações 138/13,8 kV 2012 2014 2016 2018 2020 2022Cachoeira Grande 81,4 77,5 70,5 91,3 102,4 94,0Centro 78,6 72,9 80,4 97,4 109,2 100,9Compensa 81,8 87,6 86,9 99,5 111,6 101,3Distrito Industrial Quatro 89,4 83,0 91,5 95,4 107,0 114,0Distrito Industrial Três 90,1 96,5 85,1 100,7 114,1 114,0Itacoatiara 24,4 26,2 28,0 29,4 31,5 33,8Mutirão 85,8 102,1 83,8 96,0 107,7 114,0Parque Dez 75,6 90,0 69,2 79,3 88,9 86,1Rio Preto da Eva 3,8 4,4 5,3 6,3 7,2 7,7Santa Etelvina 85,1 60,8 53,6 61,4 68,9 76,0Amazonas 41,9 44,7 51,2 57,4 63,4Petropolis 83,8 92,4 95,3 106,8 96,0Cidade de Deus 54,7 62,6 70,2 90,1Tarumã II 63,5 72,7 81,6 90,0Iranduba 66,9 90,1 104,1 112,1Itaoca 103,0Total 696,1 826,7 976,5 1128,7 1268,5 1396,5


Subestações 230/13,8 kV 2012 2014 2016 2018 2020 2022Presidente Figueiredo 7,4 8,6 10,2 12,2 14,0 16,0

5.5 Premissas e Critérios

Foram seguidas as diretrizes para elaboração da documentação necessária para se

recomendar à ANEEL uma nova instalação de transmissão integrante da Rede Básica através

de ato licitatório, definidas no documento publicado pela EPE denominado “Diretrizes para

Elaboração dos Relatórios Técnicos Referentes às Novas Instalações da Rede Básica”,

Ref. [2].

Os critérios e procedimentos utilizados no estudo estão de acordo com o documento

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

CCPE/CTET - Janeiro/2001”, Ref. [3], além das premissas apresentadas nos subitens a

seguir, onde se destacam:

Manter o conceito de mínimo custo global para a escolha da alternativa;

Atender ao critério “N-1” para elementos da Rede Básica e transformadores de

fronteira. Ressalta-se que, por decisão da Amazonas Energia esse critério foi também

adotado para as redes de 138 e 69 kV;

Variação máxima de 5% da tensão do barramento decorrente da manobra de

equipamentos;

Utilizar os limites de carregamento das linhas de transmissão e transformadores



existentes nos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão (CPST). Para os

novos equipamentos a serem instalados na rede, levar em consideração as

recomendações contidas na Resolução no. 191 da ANEEL para determinação das

capacidades em contingência;

Para cálculo de perdas elétricas utilizar o fator de carga característico da região,

informado pelo Agente de Distribuição. Para a Região Metropolitana de Manaus

adotou-se o valor de 0,80. O custo das perdas foi calculado com base no custo

marginal de expansão da geração informado pela EPE de 113,00 R$/MWh;

A estimativa dos investimentos em transmissão foi efetuada com base no

documento: “ELETROBRÁS - Referência de Custo de LT e SE de AT e EAT -

Dezembro 04”, Ref. [4]. Para comparação dos custos entre as alternativas analisadas,

foi utilizado o método dos rendimentos necessários, com o truncamento das séries

temporais no ano horizonte do estudo. Dada as peculiaridades da área metropolitana

de Manaus, foram utilizadas estimativas de custo específicas para as linhas de

transmissão e distribuição pertinentes;

O estudo foi realizado para um período de 11 anos, tendo por ano inicial 2012 e

como horizonte o ano de 2022.

Adotou-se 5 unidades como número máximo de tranformadores 230/138 kV nas

subestações de fronteira.

Face peculiaridades da área urbana de Manaus, adotou-se 4 unidades de 40 MVA

como número máximo de transformadores 138/13,8 kV nas subestações de

distribuição.

Foi adotado o fator de potência igual a 0,95.

Ressalta-se que, além das simulações de fluxo de carga, serão analisados os níveis de curto-

circuito da alternativa selecionada para a expansão do sistema, tanto em sua configuração

inicial como no ano horizonte do estudo. Também será realizada simulação de dinâmica.



6. DIAGNÓSTICO DO SISTEMA

De acordo com o diagnóstico apresentado no Plano de Ação do GTSEM, Ref. [5], foram

identificadas necessidades urgentes de aumento de oferta de energia e de garantia de

implementação das soluções recomendadas em estudos anteriores, cujos planos de obras

ainda não foram viabilizados, de forma a atender com um mínimo de qualidade o mercado

previsto para a região.

O diagnóstico identificou, ainda, problemas gerados por sobrecarga no sistema de

distribuição, tanto em linhas como em transformadores, além de um elevadíssimo percentual

de perdas elétricas e comerciais.

Ademais, há que se adequar o sistema elétrico da região para a futura conexão com o

Sistema Interligado Nacional - SIN, prevista para 2012, por meio de duas linhas de

transmissão em 500 kV provenientes de Tucuruí.

No documento Ref. [1], foi proposto um elenco de obras a ser implantado no curto prazo

para normalizar o atendimento à Região Metropolitana de Manaus. Entretanto, ainda são

detectados problemas tais como: alto nível de curto circuito na rede em 69 kV e sobrecarga

no circuito remanescente quando da contingência em um dos circuitos da LT 230 kV

Lechuga – Jorge Teixeira e na perda de transformadores de fronteira, necessidade de

suporte de tensão adicional na SE Lechuga, bem como a necessidade de expansão da rede

de distribuição em 138 kV.



7. ALTERNATIVAS ANALISADAS

As alternativas de expansão do sistema elétrico da Região Metropolitana de Manaus foram

propostas com o objetivo de atender ao crescimento previsto do mercado da região até o

ano horizonte de 2022, com o menor custo possível.

Todas as alternativas de expansão consideram como ponto de origem a subestação de

Lechuga 500/230 kV, licitada no Leilão 004/2008, realizado em 27 de junho de 2008,

arrematada pelo Consórcio Amazonas, no qual a Eletronorte tem participação de 30%, e

com data prevista para entrar em operação no início de 2012. Essa subestação (SE) será o

ponto de conexão da região com o Sistema Interligado Nacional.

A seguir são descritas as 3 alternativas consideradas neste trabalho.

7.1 Alternativa 1

A Alternativa 1 propõe que a evolução do sistema de transmissão e distribuição de Manaus

ocorra a partir de quatro subestações de Rede Básica existentes em 2012, a saber: Lechuga,

Jorge Teixeira, Mauá III e Manaus, conforme apresenta a Figura 7-1.

Lechuga

J. Teixeira

Mauá III

2012

2012

2012 2012

500 kV230 kV

Legenda:

138 kV69 kV

Itacoatiara

Manaus

SIN

Oriximiná

Figura 7-1 – Diagrama esquemático da Alternativa 1

7.2 Alternativa 2


ocorra a partir de cinco subestações de Rede Básica. Além das subestações existentes em

2012: Lechuga, Jorge Teixeira, Mauá III e Manaus, seria também construída a subestação



Tarumã, em 2012, conforme apresenta a Figura 7-2.

Lechuga

J. Teixeira

Mauá III

2012

2012

2012 2012

500 kV230 kV

Legenda:

138 kV69 kV

Tarumã

2012 2012

Itacoatiara

Manaus

SIN

Oriximiná

Figura 7-2– Diagrama esquemático da Alternativa 2

7.3 Alternativa 3


ocorra a partir das quatro subestações de Rede Básica existentes em 2012, a saber:

Lechuga, Jorge Teixeira, Mauá III e Manaus. Entretanto, a quinta subestação de Rede Básica

é proposta em 2016, conforme apresenta a Figura 7-3.

Lechuga

J. Teixeira

Mauá III

2012

2012

2012 2012

500 kV230 kV

Legenda:

138 kV69 kV

Tarumã

2016 2016

Itacoatiara

Manaus

SIN

Oriximiná

Figura 7-3– Diagrama esquemático da Alternativa 3



8. AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DAS ALTERNATIVAS

A seguir estão resumidos os fatos e contingências que determinaram o cronograma de obras

das alternativas. No Anexo A são apresentadas as figuras com o resultado das simulações de

fluxo de potência referentes ao cenário mais crítico de intercâmbio para a região (geração

térmica nula), determinante para indicação de reforços.

8.1 Desempenho da Alternativa 1 (Alternativa de melhor desempenho técnico-econômico)

Da Figura A-1 a Figura A-48 são apresentados os resultados das simulações de fluxo de

potência para a Alternativa 1, tanto em regime normal como durante contingências para os

anos 2012, 2014, 2016, 2018, 2020 e 2022.

A Alternativa 1 considera, em 2012, a implantação de dois transformadores 230/138 kV na

SE Lechuga (1º e 2º), dois transformadores 230/138 kV na SE Jorge Teixeira (3º e 4º) e o

4º tranformador 230/69 kV na SE Manaus. Essas obras são necessárias para atender o

mercado da cidade de Manaus na situação de carga pesada, geração térmica nula e

adequar a transformação de fronteira ao novo sistema de distribuição planejado para esse

ano. A Figura A-1 apresenta o fluxo de potência na Rede Básica, ano 2012, depois de

inseridos os reforços propostos. O fluxo de potência na rede 138 kV e rede 69 kV são

apresentados respectivamente na Figura A-2 e Figura A-3. Ainda em 2012, há a

necessidade de implantação de bancos de capacitores nas SEs: Lechuga (110 Mvar em

230 kV).

Em 2014, verifica-se sobrecarga no circuito remanescente da LT 230 kV Lechuga – Jorge

Teixeira, em situação de contingência de um dos circuitos, como apresenta a Figura A-13.

Por essa razão, nesse ano é recomendada a implantação do terceiro circuito da LT Lechuga

– Jorge Teixeira. Também, em situação de contingência de um dos transformadores

230/138 kV das SE Lechuga e SE Mauá III, é verificada sobrecarga nos transformadores

remanescentes, conforme apresentam a Figura A-15 e a Figura A-17, sendo recomendados

o terceiro transformador 230/138 kV de Lechuga e o quarto transformador 230/138 kV de

Mauá III.

Em 2016, verifica-se sobrecarga nos transformadores 500/230 kV de Lechuga, conforme

representado na Figura A-22. Dessa forma, recomenda-se o quarto ATR 500/230 kV de

Lechuga nesse ano.

Em 2018, há a necessidade de se implantar o quarto transformador 230/138 kV de Lechuga

pois, em situação de contingência, é verificada sobrecarga nos transformadores

remanescentes além do limites estabelecidos, conforme pode ser verificado na Figura A-27.



Ainda em 2018, há a necessidade de implantação de bancos de capacitores adicionais na SE

Lechuga 230 kV (55 Mvar) e de dois bancos de capacitores de 55 Mvar na SE Mauá III 230

kV (110 Mvar) para controle de tensão.

Em 2020, há a necessidade de se implantar o quinto transformador 230/138 kV de Jorge

Teixeira pois, em situação de contingência, é verificada sobrecarga nos transformadores

remanescentes de acordo com a Figura A-32. Ainda em 2020, há a necessidade de

implantação de bancos de capacitores adicionais nas SEs: Lechuga (110 Mvar em 230 kV) e

Mauá III (110 Mvar em 230 kV) para controle de tensão.

Em 2022, será necessária a implantação do quinto transformador em Lechuga devido a

sobrecarga em situação de contingência, conforme apresentado na Figura A-37. Também

será necessária a implementação de bancos de capacitores adicionais em Lechuga (110

Mvar em 230 kV) para controle de tensão.

8.2 Desempenho da Alternativa 2



anos 2012, 2014, 2016, 2018, 2020 e 2022.

A Alternativa 2 considera, em 2012, a implantação de dois transformadores 230/138 kV na

SE Lechuga (1º e 2º), o 4º transformador 230/69 kV na SE Manaus, uma nova subestação

de médio porte (Tarumã) com dois transformadores 230/138 kV de 150 MVA e uma LT

230 kV, circuito duplo, 2x954 MCM por fase, entre Tarumã e Lechuga. Essas obras são

necessárias para atender o mercado da cidade de Manaus na situação de carga pesada,

geração térmica nula e adequar a transformação de fronteira ao novo sistema de

distribuição planejado para esse ano. A Figura A-49 apresenta o fluxo de potência na Rede

Básica, ano 2012, depois de inseridos os reforços propostos. O fluxo de potência na rede

138 kV e rede 69 kV são apresentados respectivamente na Figura A-50 e na Figura A-51.

Ainda em 2012, há a necessidade de implantação de bancos de capacitores nas SEs:

Lechuga (110 Mvar em 230 kV).

Em 2014, verifica-se sobrecarga em situação de contingência nos transformadores

230/138 kV de Lechuga e Mauá III, conforme apresentam a Figura A-63 e a Figura A-65,

sendo recomendados o terceiro transformador 230/138 kV de Lechuga e o quarto

transformador 230/138 kV de Mauá III.

Em 2016, verifica-se sobrecarga nos transformadores 500/230 kV remanescentes de

Lechuga, quando da ocorrência de contingência em um dos bancos, conforme apresenta a

Figura A-70. Dessa forma, recomenda-se o quarto ATR 500/230 kV de Lechuga nesse ano.

Também em situação de contingência, é verificada sobrecarga nos transformadores



remanescentes 230/138 kV de Jorge Teixeira e Tarumã, conforme apresentam a Figura

A-72 e a Figura A-74, respectivamente, sendo recomendados o terceiro transformador

230/138 kV de Jorge Teixeira e de Tarumã. Para controle de tensão, recomenda-se a

instalação de 110 Mvar de bancos de capacitores adicionais em Lechuga 230 kV.

Em 2018, verifica-se sobrecarga na LT 230 kV Lechuga – Jorge Teixeira, em situação de

contingência, como apresenta a Figura A-79. Por essa razão, nesse ano é recomendada a

implantação do terceiro circuito da LT Lechuga – Jorge Teixeira. Para controle de tensão,

são recomendados 110 Mvar adicionais de bancos de capacitores em Lechuga 230 kV, em

2018 e, 110 Mvar em 2020.

Em 2022 será necessária a implantação do quarto transformador 230/138 kV em Jorge

Teixeira, quinto transformador 230/138 kV em Mauá III e quarto transformador 230/138 kV

em Tarumã devido a sobrecarga nos transformadores remanescentes em situação de

contingência, conforme apresentado na Figura A-87, Figura A-89 e Figura A-91. Também

será necessária a implementação de 110 Mvar adicionais bancos de capacitores em Mauá

III para controle de tensão.

8.3 Desempenho da Alternativa 3



anos 2012, 2014, 2016, 2018, 2020 e 2022.

A Alternativa 3 considera em 2012 a implantação de dois transformadores 230/138 kV na SE

Lechuga (1º e 2º), dois transformadores 230/138 kV adicionais na SE J. Teixeira e o 4º

tranformador 230/69 kV na SE Manaus. Essas obras são necessárias para atender o

mercado da cidade de Manaus na situação de carga pesada, geração térmica nula e

adequar a transformação de fronteira ao sistema de distribuição planejado para esse ano. A

Figura A-104 apresenta o fluxo de potência na Rede Básica, ano 2012, depois de inseridos

os reforços propostos. O fluxo de potência na rede 138 kV e rede 69 kV são apresentados

respectivamente na Figura A-105 e Figura A-106. Ainda em 2012, há a necessidade de

implantação de bancos de capacitores nas SEs: Lechuga (110 Mvar em 230 kV).

Em 2014, verifica-se sobrecarga na LT 230 kV Lechuga – Jorge Teixeira, em situação de

contingência, como apresenta a Figura A-116. Por essa razão, nesse ano é recomendada a

implantação do terceiro circuito da LT 230 kV Lechuga – Jorge Teixeira. Também em

situação de contingência, é verificada sobrecarga nos transformadores 230/138 kV

remanescentes de Lechuga e Mauá III, respectivamente, conforme apresentam a Figura

A-118 e a Figura A-120, sendo recomendados o terceiro transformador 230/138 kV de

Lechuga e o quarto transformador 230/138 kV de Mauá III.



Em 2016, verifica-se na contingência de um dos transformadores 500/230 kV de Lechuga

sobrecarga nos transformadores remanescentes, conforme apresenta a Figura A-125. Dessa

forma, recomenda-se o quarto ATR 500/230 kV de Lechuga nesse ano. Também em 2016

recomenda-se uma nova subestação de médio porte (SE Tarumã) com três transformadores

230/138 kV de 150 MVA e uma LT 230 kV, circuito duplo, com 2x954 MCM subcondutores

por fase, entre Tarumã e Lechuga. Para controle de tensão, são recomendados 110 Mvar

adicionais em bancos de capacitores em Lechuga 230 kV, sendo também necessários 110

Mvar adicionais em 2018 e 110 Mvar adicionais em 2020.

Em 2022, será necessária a implantação do quarto transformador 230/138 kV em Tarumã e

quinto transformador 230/138 kV em Mauá III devido a sobrecarga nas unidades

remanescentes em situação de contingência, conforme apresentado na Figura A-136 e

Figura A-138. Também será necessária a implementação de 110 Mvar adicionais em bancos

de capacitores em Mauá III para controle de tensão.



9. NIVEIS DE CURTO CIRCUITO

O cálculo dos níveis de curto-circuito foi efetuado considerando o sistema em regime

subtransitório, com todas as máquinas sincronizadas, utilizando a base de dados referente

ao PDE 2010-2019.

Ressalta-se que os dados específicos da Região Metropolitana de Manaus foram fornecidos

pela Amazonas Energia. Para as máquinas, foi considerado o cenário de geração térmica

máxima citado em 5.3, com 600 MW, por ser o que produz os maiores níveis de curto-

circuito na área de interesse.

Os valores referentes às correntes de curto-circuito para as SEs da Rede Básica são

apresentados na Tabela 9-1, para o ano inicial da interligação e para o horizonte do estudo.

Tabela 9-1– Correntes de curto-circuito referentes as anos 2012 e 2022

Subestação 2012 2022

Trifásico (kA)

Monofásico (kA)

Trifásico (kA)

Monofásico (kA)

Itacoatiara 500 7,49 7,12 8,87 8,36 Cariri 500 6,88 6,35 7,92 9,27 Manaus 230 12,07 10,07 13,13 11,37 C. Rocha 230 12,97 11,96 14,62 14,21 Balbina 230 5,89 6,26 6,03 6,37 P. Figueiredo 230 5,08 3,70 5,23 3,77 Mauá 3 230 8,37 8,12 10,40 10,53 J. Teixeira 230 9,51 9,56 12,13 13,93 Cariri 230 14,12 13,69 16,18 18,63

A Tabela 9-2 apresenta a capacidade nominal dos disjuntores.

Tabela 9-2 – Capacidade nominal dos disjuntores

Subestação Capacidade do disjuntor (kA)

Itacoatiara 500 kV 50 Cariri 500 kV 50 Manaus 230 kV 40 C. Rocha 230 kV 40 Balbina 230 kV 40 P. Figueiredo 230 40 Mauá III 230 kV 40 J. Teixeira 230 kV 40 Cariri 230 kV 40



Como pode ser observado das tabelas anteriores, não se verifica a superação dos

disjuntores da Rede Básica, na região analisada.

Por solicitação da Amazonas Energia, foram calculados também os níveis de curto-circuito

das redes de distribuição em 138 kV e em 69 kV, que são mostrados Anexo G. Para esse

cálculo foi feita uma análise de sensibilidade que considerou fechados alguns circuitos da

distribuição (69 kV), que na configuração original dos estudos foram considerados abertos.

Não se verificam, para o cenário de geração térmica 600 MW, valores de cirto-circuito

superiores 31,5 kA, valor das capacidades de interrupção dos disjuntores de 138 e 69 kV.



10. DESEMPENHO DINÂMICO

Os principais aspectos e conclusões mais importantes da análise do comportamento

dinâmico do sistema após a conexão da região de Manaus ao SIN, prevista para 2012, são

apresentados a seguir.

Cabe ressaltar que quando da realização dos estudos para definição da Interligação Tucuruí

– Macapá – Manaus, consolidados no relatório [6], o sistema recomendado foi

dimensionado para suportar a contingência de um dos circuitos em qualquer trecho dessa

interligação, a partir de Tucuruí, sem prejuízo para o desempenho do SIN, incluindo a

Região Metropolitana de Manaus (critério N-1).

A configuração representada nas simulações, referente à alternativa vencedora (Alternativa

1), inclui o sistema de distribuição em 69 kV e em 138 kV da região metropolitana de

Manaus, definido em estudos anteriores e fornecido pela Amazonas Energia, já com a

previsão das unidades térmicas operando a gás natural em paralelo com a UHE Balbina, e

conectadas ao SIN através da Interligação Tucuruí -Macapá- Manaus. Face indisponibilidade

de dados das unidades térmicas que irão utilizar gás natural, foram utilizados os dados das

usinas atuais.

Foram realizadas as seguintes contingências:

1. Perda do circuito Lechuga – Balbina 230 kV;

2. Perda do circuito Lechuga – Manaus 230 kV;

3. Perda do circuito Lechuga – Jorge Teixeira 230 kV;

4. Perda do circuito Jorge Teixeira – Mauá 230 kV;

5. Perda do circuito Itacoatiara – Lechuga 500 kV;

6. Perda do circuito Oriximiná – Itacoatiara 230 kV;

7. Perda da Interligação nos trechos entre Tucuruí – Xingu ou Xingu – Jurupari 500 kV.

Todas as contingências foram precedidas de curto–circuito monofásico numa das

subestações terminais das linhas, com duração de 100 ms para a rede em 500 kV e 150 ms

para a rede em 230 kV.

Genericamente, pode-se afirmar que a incorporação do sistema Manaus ao SIN é

dinamicamente estável para qualquer contingência na Rede Básica associada à conexão da

região Metropolitana de Manaus. Embora não seja critério de planejamento a condição de

perda dupla no sistema, deve-se atentar para os sobretorques instantâneos que podem se



verificar nas máquinas térmicas operando em paralelo com o SIN nos casos de perda da

interligação Tucuruí – Macapá – Manaus (queda de torre).

As principais conclusões, considerando os resultados obtidos com base nas informações

sobre as máquinas térmicas de Manaus fornecidas pela Amazonas Energia, são:

i. As contingências no sistema em 230 kV, entre a Interligação Tucuruí – Macapá –

Manaus e a rede de distribuição de Manaus, apresentam bom desempenho com

oscilações eletromecânicas amortecidas em até 3 segundos, conforme ilustra a

Figura 10-1. As máquinas da região Metropolitana de Manaus oscilam com

freqüências características de modo de oscilação local (entre 1,3 e 3,2 Hz), para

contingências de perda de linhas em 230 kV entre a SE Lechuga e o sistema de

distribuição.

ii. As contingências do tipo N-1 na Interligação Tucuruí – Macapá – Manaus

apresentam desempenho semelhante aos apresentados na referência [6], casos com

compensação série. O desempenho dinâmico é estável e bem amortecido para

qualquer contingência simples nessa interligação, conforme apresentado na Figura

10-2. As máquinas da região Metropolitana de Manaus oscilam numa faixa de

freqüência mais estreita (entre 1,3 e 1,7 Hz), permanecendo na faixa de freqüências

características de modo de oscilação local, para contingências de perda de um dos

circuitos da Interligação entre a SE Lechuga e Itacoatiara 500 kV.

iii. Na ocorrência de perda dupla, perda da interligação ou N-2, embora não esteja nos

critérios de estudos de Planejamento e tenha pouca probabilidade de ocorrência, os

resultados das simulações mostram que no ano 2012 os maiores sobre torques

deverão ocorrer nas térmicas de Cristiano Rocha (5,5 pu), Manaus (4,6 pu),

Tambaqui (3,7 pu) e na UHE Balbina (3,6 pu). O menor sobretorque ocorreu na

térmica de Manacapuru (2,3 pu). Entretanto, é bem possível que haja alguns

instantes entre a abertura dos dois circuitos, descaracterizando a perda simultânea.

Dessa forma, o sobretorque diminui de 5,5 pu para abertura simultânea para algo

entre 2,5 e 2,9 pu para intervalos entre 30 ms e 10 ms respectivamente. portanto, é

importante avaliar se as máquinas térmicas suportariam um sobretorque de até 3,0

pu (Figura 10-3).

iv. Considerando a perda não simultânea, e no caso de as máquinas térmicas

suportarem o impacto da perda da interligação é possível ajustar um sistema

automático de corte de carga para manter parte do sistema Manaus sendo suprido

pelas máquinas térmicas e pela UHE Balbina. A Figura 10-4 a seguir mostra os

resultados obtidos para o ano 2012 com cortes de carga entre 30 e 40%. Ou seja, é

possível implementar um esquema regional de corte de carga (ERAC), considerando

que as máquinas térmicas de Manaus suportem o sobretorque provocado pela



abertura da interligação Tucuruí – Macapá – Manaus, preservando até 65% do

mercado previsto para o ano 2012.

v. Nos anos subsequentes o comportamento dinâmico do sistema permancece

semelhante ao ano 2012.

-65,3

-59,6

-53,8

-48,1

-42,3

-36,6

-30,8

-25,1

-19,3

-13,6

-7,8

-2,1

3,7

9,4

15,2

21,

0, 0,5 1, 1,5 2, 2,5 3, 3,5 4, 4,5 5,

DELT 50 10 TUCURUI1-3GR 2041 10 I.SOLTE-15GR

DELT 10315 10 -2GR 2041 10 I.SOLTE-15GR

DELT 10321 10 -2GR 2041 10 I.SOLTE-15GR

DELT 10407 10 -4GR 2041 10 I.SOLTE-15GR

DELT 10411 10 -2GR 2041 10 I.SOLTE-15GR

DELT 14 10 PAFO-4G1-4GR 2041 10 I.SOLTE-15GR

Figura 10-1 - Oscilações Eletromecânicas após curto com abertura LT 230 kV em Manaus

-63,

-57,5

-52,

-46,4

-40,9

-35,4

-29,8

-24,3

-18,8

-13,2

-7,7

-2,2

3,4

8,9

14,4

0, 0,5 1, 1,5 2, 2,5 3, 3,5 4, 4,5 5,

DELT 50 10 TUCURUI1-3GR 2041 10 I.SOLTE-15GR

DELT 10315 10 -2GR 2041 10 I.SOLTE-15GR

DELT 10321 10 -2GR 2041 10 I.SOLTE-15GR

DELT 10407 10 -4GR 2041 10 I.SOLTE-15GR

DELT 10411 10 -2GR 2041 10 I.SOLTE-15GR

DELT 14 10 PAFO-4G1-4GR 2041 10 I.SOLTE-15GR

Figura 10-2 - Oscilações Eletromecânicas após curto com abertura C1-Interligação em Lechuga



49

65

82

99

116

133

150

167

184

201

217

234

251

268

285

302

319

336

353

0, 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5

PELE 10407 10 -4GR

PELE 10407 10 -4GR

PELE 10407 10 -4GR

PELE 10407 10 -4GR

Figura 10-3 - Máximo Sobre torque decorrente de perda da Interligação para abertura simultânea e

não simultânea com instantes de abertura da 2a LT de 10 a 30 ms após a abertura da 1aLT

58,

58,17

58,34

58,51

58,68

58,85

59,01

59,18

59,35

59,52

59,69

59,85

60,02

60,19

60,36

60,53

0, 2, 4, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18, 20,

FREQ 10400 MANAUS-AM230




Figura 10-4- Recomposição da freqüência da região Metropolitana de Manaus após perda da

Interligação e corte de carga automático entre 30 e 40%



11. AVALIAÇÕES SOCIOAMBIENTAIS PRELIMINARES

11.1 Análise sociambiental

Os principais condicionantes socioambientais para o Estudo de Atendimento de Manaus

foram: a presença de vegetação primária na área entre as Subestações (SE) Lechuga e

Jorge Teixeira; a expansão da área urbana da cidade de Manaus; a presença de um

assentamento do INCRA; as características do terreno (Figura 11-4), assim como a

existência de vias terrestres capazes de dar apoio a implantação da futura LT. Estes

condicionantes balizaram a escolha do corredor, de 1,5 km de largura, de interligação entre

as subestações Lechuga e Jorge Teixeira, que teve como eixo principal a existência de uma

estrada, não pavimentada, entre as duas subestações a serem interligadas (Figura 11-1).

Figura 11-1– Localização da alternativa de corredor em estudo



11.2 Localização do corredor da linha de transmissão

O corredor da linha de transmissão localiza-se no estado do Amazonas, e está inteiramente

inserido no município de Manaus, ocupando a franja periurbana situada ao Leste desta

capital. Com uma população estimada, para o ano de 2009, de 1.738,641 de habitantes, a

capital do estado do Amazonas possui seu PIB baseado nos setores de Serviços (R$

14.105,087) e Industrial (R$ 13.987,052). O setor agropecuário, com R$ 55,016, participa,

relativamente, com uma parcela muito pequena do PIB municipal. Limitada por dois

importantes cursos d’água, a saber: o rio Negro à Oeste e o rio Amazonas à Sul, as únicas

áreas de expansão de Manaus estão à Norte, onde está localizada a SE Lechuga, e à Leste,

onde localiza-se a SE Jorge Teixeira (Figura 11-2).

Figura 11-2– Mapa Base - Área urbana de Manaus e Sistema Viário Principal



11.3 Vegetação e uso do solo

A região da futura linha está inserida no bioma Amazonas, em área preservada, já que a

urbanização de Manaus ainda não se expandiu, de forma contundente, para o Norte nem

para o Leste da cidade de seu núcleo inicial, às margens do rio Negro. A cobertura vegetal

da área do corredor é composta por Floresta Ombrófila Densa, com pontos de alteração

antrópica, e que, apesar disso, encontra-se em bom estado de conservação e apresenta

fracos indícios de alteração ao longo do processo de colonização local.

11.4 Áreas de interesse socioambiental

O Corredor não exerce interferência com áreas legalmente protegidas tais como Terras

Indígenas ou Unidades de Conservação. A área de Estudo, que inclui a área urbana do

município manauara, está totalmente inserida na Área Prioritária de Conservação da

Biodiversidade (APCB) Presidente Figueiredo – Itacoatiara, classificada como de Importância

Extremamente Alta e que tem como ação prioritária a criação de uma futura Unidade de

Conservação.Na Área de Estudo encontra-se apenas o Projeto de Assentamento (PA)

Puraquequara (Tabela 11-1) que, segundo o INCRA, está com sua capacidade de

assentamento de famílias acima do limite. Esse PA ainda possui uma parte da sua área

recoberta por vegetação florestal e é cortado por uma estrada sem pavimentação que

interliga o Norte de Manaus à sua área Leste. De uma forma geral a ocupação, assim como

o desmatamento, deste PA obedece ao trajeto desta via (Figura 11-3).

Tabela 11-1 – - Interferência da Alternativa de Corredor em Projetos de Assentamentos

Nome do Projeto de

Assentamento

No de

Famílias

Capacidade de

Famílias Município

PA Puraquequara 60 62 Manaus



Figura 11-3– Áreas de interesse socioambiental



Figura 11-4– Mapa Hipsométrico do Corredor em Estudo

11.5 Conclusões preliminares

O corredor em estudo, apesar de sua proximidade com a cidade de Manaus, não exerce

influência direta em sua área urbana, no entanto atravessa, em seus 37 km de extensão,

grandes áreas florestadas e um Projeto de Assentamento, já ocupado.

O terreno alagável característico da região (Figura 11-4), e sua limitada infraestrutura viária

terrestre são dois pontos que dificultam sua implantação, apesar de seu corredor obedecer

ao trajeto de uma estrada, sem pavimentação, já implantada. O fato desta via não ser

pavimentada pode servir de empecilho para implantação desta LT, sobretudo se estas obras

ocorreram no período úmido da região, pois pode acarretar em atrasos no cronograma,



decorrente de possíveis atolamentos de veículos pesados.

Da mesma forma a característica de ocupação do PA Puraquequara, compostas por

pequenas benfeitorias localizadas, primordialmente, às margens de sua única via terrestre,

pode ser um fator dificultador para a implantação das torres da futura LT.

Interferências indiretas poderão ocorrer e, nos estudos socioambientais posteriores do

planejamento da linha (Relatório R3, EIA/Rima e Projeto Básico Ambiental – PBA), deverão

ser tomadas as medidas cabíveis para minimizar as possíveis interferências, medidas essas

que perpassam os critérios de traçado e projeto da linha, as técnicas de construção, e os

programas e medidas para evitar, minimizar e compensar os impactos socioambientais

decorrentes de sua implantação.



12. ANÁLISE ECONÔMICA

12.1 Custos de Investimento

Os custos modulares utilizados na análise econômica comparativa das alternativas são os

que constam no documento “ELETROBRÁS - Referência de Custo de LT e SE de AT e EAT -

Dezembro 04”.

Para as linhas urbanas de transmissão e distribuição foram estimados custos específicos

levando em conta características das torres e fundações, bem como despesas com

desapropriações.

Os investimentos previstos ao longo do tempo são referidos ao ano 2012 com taxa de

retorno de 11% ao ano. Ressalta-se que esses valores são utilizados apenas para

comparação de alternativas, não servindo como base para orçamentos.

Para comparação dos custos entre as alternativas analisadas é utilizado o método dos

rendimentos necessários com o truncamento das séries temporais no ano horizonte de 2022.

A Tabela 12-1 resume os valores referidos ao ano 2012, obtidos para os custos de

investimento de cada uma das alternativas analisadas, apresentando valores referentes a

obras comuns, não comuns e investimento total, com truncamento em 2022.

Os planos de obras referentes a cada alternativa são apresentados no Anexo D.

Tabela 12-1 – Custo do Investimento das Alternativas (R$ x 1000)

Alternativas Detalhe Obras Não Comuns

Obras Comuns

Investimento Total

Alternativa 1 4 Fontes 46.977,62 481.539,12 528.516,74 Alternativa 2 5 Fontes 89.144,67 481.539,12 570.683,79 Alternativa 3 Mista 71.084,18 481.539,12 552.623,30

12.2 Custos de Perdas

Os custos referentes ao diferencial de perdas elétricas de cada alternativa, em relação

àquela de menores perdas (Alternativa 2), são apresentados na Tabela 12-2 e foram

estimados considerando:

fator de carga de 0,80;

custo de perdas R$ 113,00 / MWh;

taxa de retorno de 11% ao ano, referidos a 2012.



Tabela 12-2 – Custo do diferencial de perdas (R$ x 1000)

Alternativas Detalhe ∆∆∆∆ Perdas Alternativa 1 4 Fontes 6.430,78 Alternativa 2 5 Fontes 0,00 Alternativa 3 Mista 240,28

12.3 Custos de Investimento e Perdas Elétricas

A Tabela 12-3 apresenta a comparação econômica das alternativas levando-se em

consideração custos de investimentos referentes a obras não comuns e diferencial de

perdas.

Tabela 12-3 – Custo do diferencial de perdas (R$ x 1000)

Alternativas Detalhe Investimento ∆ Perdas Total % Alternativa 1 4 Fontes 46.978 6.431 53.408 100,0% Alternativa 2 5 Fontes 89.145 0 89.145 166,9% Alternativa 3 Mista 71.084 240 71.324 133,5%

A Alternativa 1 é a mais econômica, dentre as 3 alternativas analisadas, sendo a solução

recomendada para a expansão da região.



13. REFERÊNCIAS

[1]. “Atendimento a Região Metropolitana de Manaus – Solução de Curto Prazo”, EPE

– OUTUBRO/2008

[2]. “Diretrizes para Elaboração dos Relatórios Técnicos Referentes às Novas Instalações da Rede Básica”, EPE - ABRIL/2005

[3]. “Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão de Sistemas de Transmissão”, CCPE/CTET - Janeiro/2001

[4]. ELETROBRAS – “Referência de custos – LT’s e SE’s de AT e EAT” – Dezembro 04

[5]. “Atendimento a Manaus e Interior - Plano de Ação 2008/2009” – GTSEM, em 12/09/2008

[6]. “INTEGRAÇÃO DA AMAZÔNIA AO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - Interligação Tucuruí – Macapá – Manaus!”, R1 e Anexos – CCPE - CTET 026.2004 - Julho de 2004.

[7]. Nota Técnica 099/2008/DPE/SPE/MME – “Atendimento à Região Metropolitana de Manaus - Curto Prazo” – Novembro 2008



14. EQUIPE TÉCNICA

Maria de Fátima Carvalho Gama – EPE

Fernando Hevelton Oliveira – EPE

Marcelo Willian Henriques Szrajbman – EPE

Priscilla de Castro Guarini – EPE

Vanessa Penteado Stephan – EPE

Vinicius Ferreira Martins – EPE

Robson Matos – EPE

Valentine Jahnel - EPE

Wanderley S. Pinto – ESP - Engenharia S/C Ltda

Sérgio Balaban – Consultor da AMAZONAS ENERGIA

Juarez Alves de Almeida – ELETRONORTE



ANEXO A – Resultado das Simulações

-572.8

-201.2j

572.8

174.7j

-572.8

-201.2j

572.8

174.7j

578.4

103.9j

-572.8

-174.7j

578.4

103.9j

-572.8

-174.7j

578.4

80.3j

-578.4

-103.9j

578.4

80.3j

-578.4

-103.9j

381.9

134.2j

-381.9

-111.3j

381.9

134.2j

-381.9

-111.3j

381.9

134.2j

-381.9

-111.3j

82.4

28.5j

-82.4

-23.7j

82.4

28.5j

-82.4

-23.7j

327.9

149.9j

-325.5

-135.2j

327.9

149.9j

-325.5

-135.2j

82.4

34.3j

-82.4

-29.2j

82.4

34.3j

-82.4

-29.2j

82.4

34.3j

-82.4

-29.2j

82.4

34.3j

-82.4

-29.2j

-160.5

-67.6j

160.8

66.7j

-160.5

-67.6j

160.8

66.7j

107.0

45.1j

-107.0

-36.9j

107.0

45.1j

-107.0

-36.9j

107.0

45.1j

-107.0

-36.9j

207.6

75.2j

-206.8

-74.7j

207.6

75.2j

-206.8

-74.7j

103.4

37.4j

-103.4

-27.6j

103.4

37.4j

-103.4

-27.6j

103.4

37.4j

-103.4

-27.6j

103.4

37.4j

-103.4

-27.6j

70.7

27.4j

-70.7

-23.7j

70.7

27.4j

-70.7

-23.7j

CARIRI-AM50010012

1.041

CA-IT-CAP50010222

1.026

CA-IT-CAP50010223

1.026

IT-CA-CAP50010220

1.068

IT-CA-CAP50010221

1.068

ITACOA-AM50010010

1.061

CARIRI-AM23010560

1.035

CARIRI-AM13810559

1.006

J.TEIX-AM23010510

1.003

J.TEIX-AM13810511

1.000 MAUA-3-AM23010500

0.996

MAUA-3-AM13810504

1.022

MANAUS-AM23010400

1.022

MANAU2-AM06910402

1.047

MAUA-3-AM06910505

1.000

0.988

0.988

0.9881.012

1.012

0.982

0.982

0.982

0.982

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

1.005

1.005

Figura A-1 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Regime Normal – Ano 2012


EPE-DEE-RE-064/2010-r0 – Estudo de Suprimento à Região Metropolitana de Manaus 41

80.5

25.8j

-80.4

-25.7j

80.5

25.8j

-80.4

-25.7j

45.1

14.2j

-45.1

-14.8j

45.1

14.2j

-45.1

-14.8j

70.7

27.4j

-70.7

-23.7j

80.3

26.5j

-80.2

-26.2j

80.3

26.5j

-80.2

-26.2j

121.3

41.2j

-121.0

-39.9j

121.3

41.3j

-121.0

-39.9j

164.7

58.3j

-164.2

-55.3j

37.9

11.7j

-37.8

-12.4j

37.9

11.7j

-37.8

-12.4j

44.7

13.8j

-44.7

-14.2j

44.7

13.8j

-44.7

-14.2j

0.0

-0.5j

-0.0

0.0j

0.0

-0.5j

-0.0

0.0j

164.7

58.3j

-164.2

-55.3j

70.7

27.4j

-70.7

-23.7j

3.8

-4.3j

-3.8

-1.2j

39.3

12.8j

-39.3

-12.9j

39.3

12.8j

-39.3

-12.9j

82.4

28.5j

-82.4

-23.7j

82.4

28.5j

-82.4

-23.7j

107.0

45.1j

-107.0

-36.9j

107.0

45.1j

-107.0

-36.9j

107.0

45.1j

-107.0

-36.9j

82.4

34.3j

-82.4

-29.2j

82.4

34.3j

-82.4

-29.2j

82.4

34.3j

-82.4

-29.2j

82.4

34.3j

-82.4

-29.2j

CARIRI-AM13810559

1.006

ST.ETE-AM13810555

1.001

CENTRO-AM13810545

0.976

MAUA-3-AM13810504

1.022

D.IND3-AM13810550

1.019

MAUA-3-AM06910505

1.000

J.TEIX-AM13810511

1.000

COMPEN-AM13810540

0.977

CH.GRD-AM13810530

0.984

MUTIRA-AM13810520

0.990

PARQUE 10 10308

0.998

DI 4-AM138 10310

1.020

PETROP 138 10311

1.020

RP.EVA-AM13810312

1.007

CARIRI-AM23010560

1.035

MAUA-3-AM23010500

0.996

J.TEIX-AM23010510

1.003

1.005

1.005

1.012

1.012

0.950

0.950

0.950

0.982

0.982

0.982

0.982

Figura A-2 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede 138 kV – Regime Normal – Ano 2012



70.7

27.4j

-70.7

-23.7j

-31.9

-6.6j

32.1

6.9j

-15.9

-5.7j

16.0

5.7j

-1.4

-1.0j

1.4

0.9j15.0

2.7j

-15.0

-2.7j

-20.9

-1.2j

20.9

1.3j

0.0

-0.0j

0.0

0.0j

-30.0

-7.4j

30.1

7.7j

-29.1

-4.0j

29.2

4.2j

8.1

-2.1j

-7.8

1.3j

31.2

11.5j

-31.2

-11.2j

0.0

-0.1j

-0.0

0.0j

30.3

10.4j

-30.2

-10.0j

-7.3

-2.6j

7.3

2.6j

36.9

12.7j

-36.9

-12.6j36.9

12.7j

-36.9

-12.6j13.4

4.5j

-13.4

-4.5j

5.3

1.8j

-5.3

-1.8j

10.2

3.0j

-10.2

-3.1j

3.2

1.0j

-3.2

-1.1j

0.0

-0.1j

0.0

-0.0j

0.0

-0.3j

0.0

-0.0j

52.6

18.4j

-52.3

-17.4j

-2.0

-0.6j

2.0

0.6j

-23.4

-7.6j

23.4

7.7j

-22.9

-7.6j

23.0

8.0j

-23.0

-7.7j

23.2

8.1j

-56.4

-17.1j

56.9

17.9j

33.0

8.8j

-32.8

-8.3j

41.7

11.7j

-41.6

-11.5j

103.4

37.4j

-103.4

-27.6j

12.4

3.9j

-12.4

-4.0j

15.3

4.8j

-15.2

-4.8j

35.0

0.2j

-34.4

1.4j

103.4

37.4j

-103.4

-27.6j

103.4

37.4j

-103.4

-27.6j

37.7

11.5j

-37.4

-10.7j

103.4

37.4j

-103.4

-27.6j39.4

10.2j

-39.2

-9.6j

39.4

10.2j

-39.2

-9.6j

36.6

15.0j

-36.5

-14.5j

41.7

14.1j

-41.5

-13.6j

-37.9

-12.5j

38.0

12.8j

-44.3

-13.1j

44.6

13.8j

-34.2

-9.6j

34.3

9.8j

7.2

2.3j

-7.2

-2.3j7.2

2.3j

-7.2

-2.3j

9.8

0.7j

-9.7

-1.3j

49.2

17.2j

-49.0

-16.1j

49.7

16.5j

-49.6

-16.3j

25.8

8.9j

-25.7

-8.5j

70.7

27.4j

-70.7

-23.7j

MANAUS-AM23010400

1.022

MANAU2-AM06910402

1.047

MAUA-3-AM13810504

1.022

MAUA-3-AM06910505

1.000

FLORES-AM06910370

1.039

S.MIRI-AM06910395

1.033

APRAEC-AM06910300

1.027

CACHOE-AM06910350

1.029

PNEGRA-AM06910380

1.028

PISMAE-AM06910393

1.025

PIE-PN-AM06910390

1.028

REDENC-AM06910490

1.035

APE BL I-13 10315

IRANDU-AM06910485

1.009

MANACA-AM06910480

0.992

D.DOIS-AM06910440

0.998

MARAPA-AM06910492

1.023

MAUAB2-AM06910325

0.999

TAMBAQ-AM06910445

0.998

TAMB.1UTE01310447

MAUAB1-AM06910320

1.031

D.IND.-AM06910420

1.034

MAUA-2-MG 6910335

0.999

CONS.E2-AM6910345

0.994

V OITO-AM06910360

1.045 Cons especia10421

1.031

AMBEV--AM06910379

1.039

C.NOVA-AM06910430

1.043

S.JOSE-AM06910450

0.989

S.ANTO-AM06910460

1.039

SIVAM--AM06910466

1.038

JARAQU-AM06910461

1.039

JARAQ2UTE01310471

MANAUA-AM06910435

1.043

MANAU1UTE01310436

CONS.E1-AM6910344

0.994

SHOPMAN AM6910394

1.037

CEs-AM069 10493

1.012

PIE-PN-AM01310391

APE BL II-1310317

BLOCO3-13 B110321

BLOCO3-13 B210322

MANCA UTE-1310481

IRAND UTE-1310486

1.005

G

G

G

G5.3

18.2

49.6

41.5

0.950

12.2

17.5

16.6

15.0

27.4

26.1

14.4

21.4

25.7

34.5

10.23.2

34.9

11.5

32.2

0.950

0.950

0.950

37.9

G

G

G

GG

1.005




-1145.6

-403.5j

1145.6

288.1j

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-1145.6

-288.1j

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-1170.6

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-381.9

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381.9

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-381.9

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381.9

134.5j

-381.9

-111.5j

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-82.4

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82.4

28.5j

-82.4

-23.7j

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327.9

150.3j

-325.4

-135.5j

82.4

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-82.4

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82.4

34.3j

-82.4

-29.2j

82.4

34.3j

-82.4

-29.2j

82.4

34.3j

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-160.5

-67.7j

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-107.0

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107.0

45.1j

-107.0

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107.0

45.1j

-107.0

-36.9j

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207.6

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-206.7

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-103.4

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103.4

37.5j

-103.4

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103.4

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-103.4

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103.4

37.5j

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27.4j

-70.7

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0.984

0.984

0.984

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0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

1.003

1.003

Figura A-4 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 500 kV Itacoatiara - Lechuga – Ano 2012



-575.7

-236.0j

575.7

207.8j

-575.7

-236.0j

575.7

207.8j

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-575.7

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581.6

142.5j

-575.7

-207.8j

581.6

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-581.6

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581.6

117.9j

-581.6

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-383.8

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383.8

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-383.8

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383.8

157.4j

-383.8

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82.4

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82.4

34.4j

-82.4

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34.4j

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-29.2j

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-107.0

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107.0

46.0j

-107.0

-37.0j

107.0

46.0j

-107.0

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207.6

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103.4

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70.6

27.4j

-70.6

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0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.962

0.962

Figura A-5 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 230 kV Lechuga – J. Teixeira – Ano 2012



-573.2

-206.5j

573.2

179.7j

-573.2

-206.5j

573.2

179.7j

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109.6j

-573.2

-179.7j

578.8

109.6j

-573.2

-179.7j

578.8

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-578.8

-109.6j

578.8

85.9j

-578.8

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-382.1

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382.1

137.7j

-382.1

-114.6j

382.1

137.7j

-382.1

-114.6j

82.4

28.6j

-82.4

-23.7j

82.4

28.6j

-82.4

-23.7j

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328.2

154.9j

-325.7

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-82.4

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82.4

34.3j

-82.4

-29.2j

82.4

34.3j

-82.4

-29.2j

82.4

34.3j

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-107.0

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107.0

45.3j

-107.0

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107.0

45.3j

-107.0

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207.6

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-103.4

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103.4

37.4j

-103.4

-27.7j

103.4

37.4j

-103.4

-27.7j

103.4

37.4j

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-70.6

-23.7j

70.6

27.3j

-70.6

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0.982

0.982

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0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.995

0.995

Figura A-6 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 230 kV J. Teixeira – Mauá III – Ano 2012



-573.9

-212.5j

573.9

185.4j

-573.9

-212.5j

573.9

185.4j

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-573.9

-185.4j

579.6

116.3j

-573.9

-185.4j

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-579.6

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92.4j

-579.6

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141.7j

-382.6

-118.3j

382.6

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-382.6

-118.3j

382.6

141.7j

-382.6

-118.3j

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-82.4

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82.4

28.6j

-82.4

-23.7j

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327.9

150.4j

-325.5

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82.4

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-82.4

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82.4

34.3j

-82.4

-29.2j

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34.3j

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82.4

34.3j

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-160.5

-67.7j

160.8

66.9j

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-107.0

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107.0

45.1j

-107.0

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107.0

45.1j

-107.0

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103.4

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103.4

38.2j

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70.6

27.4j

-70.6

-23.7j

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0.982

0.982

0.982

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

1.002

1.002

Figura A-7 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 230 kV Lechuga – Manaus – Ano 2012



-572.8

-218.2j

572.8

191.0j

-572.8

-218.2j

572.8

191.0j

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122.3j

-572.8

-191.0j

578.5

122.3j

-572.8

-191.0j

578.5

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-578.5

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578.5

98.4j

-578.5

-122.3j

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218.2j

-572.5

-166.7j

572.5

218.2j

-572.5

-166.7j

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-82.4

-23.7j

82.4

28.5j

-82.4

-23.7j

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327.7

149.8j

-325.2

-135.1j

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-82.3

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82.3

34.2j

-82.3

-29.1j

82.3

34.2j

-82.3

-29.1j

82.3

34.2j

-82.3

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66.7j

-160.4

-67.6j

160.6

66.7j

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-106.9

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106.9

45.0j

-106.9

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106.9

45.0j

-106.9

-36.9j

207.5

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-206.6

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207.5

75.1j

-206.6

-74.7j

103.3

37.3j

-103.3

-27.6j

103.3

37.3j

-103.3

-27.6j

103.3

37.3j

-103.3

-27.6j

103.3

37.3j

-103.3

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27.2j

-70.6

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70.6

27.2j

-70.6

-23.6j

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0.982

0.982

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0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

1.005

1.005

Figura A-8 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 500/230 kV - SE Lechuga – Ano 2012



-572.8

-206.2j

572.8

179.5j

-572.8

-206.2j

572.8

179.5j

578.4

109.3j

-572.8

-179.5j

578.4

109.3j

-572.8

-179.5j

578.4

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-578.4

-109.3j

578.4

85.6j

-578.4

-109.3j

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-381.9

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381.9

137.5j

-381.9

-114.5j

381.9

137.5j

-381.9

-114.5j

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-164.9

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-135.2j

327.9

149.9j

-325.5

-135.2j

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-82.4

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82.4

34.3j

-82.4

-29.2j

82.4

34.3j

-82.4

-29.2j

82.4

34.3j

-82.4

-29.2j

-160.5

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160.8

66.7j

-160.5

-67.6j

160.8

66.7j

107.0

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-107.0

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107.0

45.1j

-107.0

-36.9j

107.0

45.1j

-107.0

-36.9j

207.6

75.2j

-206.8

-74.7j

207.6

75.2j

-206.8

-74.7j

103.4

37.4j

-103.4

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103.4

37.4j

-103.4

-27.6j

103.4

37.4j

-103.4

-27.6j

103.4

37.4j

-103.4

-27.6j

70.7

27.4j

-70.7

-23.7j

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0.950

0.950

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0.950

0.950

0.950

1.005

1.005




-572.8

-204.8j

572.8

178.1j

-572.8

-204.8j

572.8

178.1j

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107.7j

-572.8

-178.1j

578.4

107.7j

-572.8

-178.1j

578.4

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-578.4

-107.7j

578.4

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-578.4

-107.7j

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-381.9

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381.9

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-381.9

-113.6j

381.9

136.5j

-381.9

-113.6j

82.4

28.5j

-82.4

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82.4

28.5j

-82.4

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327.9

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-138.6j

109.8

47.9j

-109.8

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109.8

47.9j

-109.8

-38.9j

109.8

47.9j

-109.8

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-67.6j

160.8

66.7j

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-107.0

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107.0

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-107.0

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207.6

75.1j

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-74.7j

103.4

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-103.4

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103.4

37.4j

-103.4

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103.4

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103.4

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0.975

0.975

0.975

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

1.005

1.005

Figura A-10 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV - SE J. Teixeira – Ano 2012



-572.9

-208.9j

572.9

182.0j

-572.9

-208.9j

572.9

182.0j

578.5

112.2j

-572.9

-182.0j

578.5

112.2j

-572.9

-182.0j

578.5

88.4j

-578.5

-112.2j

578.5

88.4j

-578.5

-112.2j

381.9

139.2j

-381.9

-116.2j

381.9

139.2j

-381.9

-116.2j

381.9

139.2j

-381.9

-116.2j

82.4

28.5j

-82.4

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82.4

28.5j

-82.4

-23.7j

327.9

157.3j

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327.9

157.3j

-325.5

-142.2j

82.3

34.3j

-82.3

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82.3

34.3j

-82.3

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82.3

34.3j

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82.3

34.3j

-82.3

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-160.5

-74.5j

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73.7j

-160.5

-74.5j

160.8

73.7j

160.5

74.5j

-160.5

-55.4j

160.5

74.5j

-160.5

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207.6

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-74.7j

207.6

75.2j

-206.8

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103.4

37.4j

-103.4

-27.6j

103.4

37.4j

-103.4

-27.6j

103.4

37.4j

-103.4

-27.6j

103.4

37.4j

-103.4

-27.6j

70.6

27.3j

-70.6

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70.6

27.3j

-70.6

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CARIRI-AM50010012

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0.981

0.981

0.981

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.988

0.988

Figura A-11 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV - SE Mauá III – Ano 2012



-572.9

-209.5j

572.9

182.6j

-572.9

-209.5j

572.9

182.6j

578.5

112.8j

-572.9

-182.6j

578.5

112.8j

-572.9

-182.6j

578.5

89.1j

-578.5

-112.8j

578.5

89.1j

-578.5

-112.8j

381.9

139.6j

-381.9

-116.6j

381.9

139.6j

-381.9

-116.6j

381.9

139.6j

-381.9

-116.6j

82.4

28.5j

-82.4

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82.4

28.5j

-82.4

-23.7j

327.9

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-135.2j

327.9

149.9j

-325.5

-135.2j

82.4

34.2j

-82.4

-29.1j

82.4

34.2j

-82.4

-29.1j

82.4

34.2j

-82.4

-29.1j

82.4

34.2j

-82.4

-29.1j

-160.5

-67.6j

160.8

66.7j

-160.5

-67.6j

160.8

66.7j

107.0

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-107.0

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107.0

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-107.0

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45.1j

-107.0

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207.7

83.2j

-206.8

-82.6j

207.7

83.2j

-206.8

-82.6j

137.9

55.0j

-137.9

-37.2j

137.9

55.0j

-137.9

-37.2j

137.9

55.0j

-137.9

-37.2j

70.7

27.4j

-70.7

-23.7j

70.7

27.4j

-70.7

-23.7j

CARIRI-AM50010012

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0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

1.005

1.005

Figura A-12 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/69 kV - SE Manaus – Ano 2012



-643.3

-297.6j

643.3

260.3j

-643.3

-297.6j

643.3

260.3j

651.1

221.5j

-643.3

-260.3j

651.1

221.5j

-643.3

-260.3j

651.1

189.3j

-651.1

-221.5j

651.1

189.3j

-651.1

-221.5j

428.9

198.4j

-428.9

-167.7j

428.9

198.4j

-428.9

-167.7j

428.9

198.4j

-428.9

-167.7j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

761.8

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85.5

36.3j

-85.5

-30.5j

85.5

36.3j

-85.5

-30.5j

85.5

36.3j

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85.5

36.3j

-85.5

-30.5j

-202.2

-86.6j

202.7

88.0j

-202.2

-86.6j

202.7

88.0j

101.1

43.3j

-101.1

-35.0j

101.1

43.3j

-101.1

-35.0j

101.1

43.3j

-101.1

-35.0j

101.1

43.3j

-101.1

-35.0j

208.3

79.9j

-207.4

-79.3j

208.3

79.9j

-207.4

-79.3j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

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39.7j

-103.7

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103.7

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-103.7

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103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

70.4

27.2j

-70.4

-23.5j

70.4

27.2j

-70.4

-23.5j

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0.950

0.950

0.950

0.950

0.991

0.991

0.991

0.991

0.950

0.950

117.8

Figura A-13 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 230 kV Lechuga – J. Teixeira (Antes do Reforço)– Ano 2014



-639.4

-249.4j

639.4

215.2j

-639.4

-249.4j

639.4

215.2j

646.5

166.8j

-639.4

-215.2j

646.5

166.8j

-639.4

-215.2j

646.5

136.5j

-646.5

-166.8j

646.5

136.5j

-646.5

-166.8j

426.2

166.3j

-426.2

-137.3j

426.2

166.3j

-426.2

-137.3j

426.2

166.3j

-426.2

-137.3j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

376.9

179.1j

-373.7

-156.7j

376.9

179.1j

-373.7

-156.7j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

-202.3

-84.5j

202.7

85.1j

-202.3

-84.5j

202.7

85.1j

101.1

42.3j

-101.1

-34.9j

101.1

42.3j

-101.1

-34.9j

101.1

42.3j

-101.1

-34.9j

101.1

42.3j

-101.1

-34.9j

208.3

79.9j

-207.4

-79.3j

208.3

79.9j

-207.4

-79.3j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

70.4

27.1j

-70.4

-23.5j

70.4

27.1j

-70.4

-23.5j

CARIRI-AM50010012

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1.073

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1.061

CARIRI-AM23010560

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1.016

MANAUS-AM23010400

1.022

MANAU2-AM06910402

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0.979

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1.015

1.015

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0.976

0.976

0.976

0.950

0.950

0.950

0.950

0.991

0.991

0.991

0.991

0.999

0.999

117.8

Figura A-14 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 230 kV Lechuga – J. Teixeira (Depois do Reforço)– Ano 2014



-638.3

-243.3j

638.3

209.5j

-638.3

-243.3j

638.3

209.5j

645.4

159.7j

-638.3

-209.5j

645.4

159.7j

-638.3

-209.5j

645.4

129.8j

-645.4

-159.7j

645.4

129.8j

-645.4

-159.7j

425.5

162.2j

-425.5

-133.3j

425.5

162.2j

-425.5

-133.3j

425.5

162.2j

-425.5

-133.3j

197.4

85.5j

-197.4

-57.6j

250.5

109.3j

-249.1

-104.2j

250.5

109.3j

-249.1

-104.2j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

-202.3

-84.1j

202.7

84.5j

-202.3

-84.1j

202.7

84.5j

101.1

42.0j

-101.1

-34.8j

101.1

42.0j

-101.1

-34.8j

101.1

42.0j

-101.1

-34.8j

101.1

42.0j

-101.1

-34.8j

208.3

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-207.4

-79.6j

208.3

80.2j

-207.4

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103.7

39.8j

-103.7

-28.9j

103.7

39.8j

-103.7

-28.9j

103.7

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-103.7

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103.7

39.8j

-103.7

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27.2j

-70.5

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-23.5j

250.5

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-249.1

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0.950

0.950

0.991

0.991

0.991

0.991

1.014

1.014

117.3

Figura A-15 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV - SE Lechuga (Antes do Reforço)– Ano 2014



-638.2

-235.1j

638.2

201.7j

-638.2

-235.1j

638.2

201.7j

645.3

150.7j

-638.2

-201.7j

645.3

150.7j

-638.2

-201.7j

645.3

121.0j

-645.3

-150.7j

645.3

121.0j

-645.3

-150.7j

425.5

156.8j

-425.5

-128.2j

425.5

156.8j

-425.5

-128.2j

425.5

156.8j

-425.5

-128.2j

98.6

35.8j

-98.6

-28.8j

98.6

35.8j

-98.6

-28.8j

250.5

109.0j

-249.1

-104.0j

250.5

109.0j

-249.1

-104.0j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

-202.3

-84.0j

202.7

84.4j

-202.3

-84.0j

202.7

84.4j

101.1

42.0j

-101.1

-34.8j

101.1

42.0j

-101.1

-34.8j

101.1

42.0j

-101.1

-34.8j

101.1

42.0j

-101.1

-34.8j

208.3

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-207.4

-79.3j

208.3

79.9j

-207.4

-79.3j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

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70.5

27.2j

-70.5

-23.5j

70.5

27.2j

-70.5

-23.5j

250.5

109.0j

-249.1

-104.0j

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1.039

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0.950

0.950

0.991

0.991

0.991

0.991

1.014

1.014

117.9

Figura A-16 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV - SE Lechuga (Depois do Reforço)– Ano 2014



-638.3

-251.4j

638.3

217.1j

-638.3

-251.4j

638.3

217.1j

645.5

168.7j

-638.3

-217.1j

645.5

168.7j

-638.3

-217.1j

645.5

138.5j

-645.5

-168.7j

645.5

138.5j

-645.5

-168.7j

425.5

167.6j

-425.5

-138.6j

425.5

167.6j

-425.5

-138.6j

425.5

167.6j

-425.5

-138.6j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

250.6

120.8j

-249.1

-115.2j

250.6

120.8j

-249.1

-115.2j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

-202.3

-100.6j

202.7

101.3j

-202.3

-100.6j

202.7

101.3j

202.3

100.6j

-202.3

-69.8j

202.3

100.6j

-202.3

-69.8j

208.3

79.9j

-207.4

-79.3j

208.3

79.9j

-207.4

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103.7

39.7j

-103.7

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103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

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103.7

39.7j

-103.7

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70.1

27.4j

-70.1

-23.8j

70.1

27.4j

-70.1

-23.8j

250.6

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-249.1

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65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

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0.987

0.987

0.987

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0.950

0.950

0.991

0.991

0.991

0.991

0.980

0.980

117.8

1.015

Figura A-17 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV - SE Mauá III (Antes do Reforço)– Ano 2014



-638.2

-237.9j

638.2

204.3j

-638.2

-237.9j

638.2

204.3j

645.2

153.7j

-638.2

-204.3j

645.2

153.7j

-638.2

-204.3j

645.2

123.9j

-645.2

-153.7j

645.2

123.9j

-645.2

-153.7j

425.5

158.6j

-425.5

-130.2j

425.5

158.6j

-425.5

-130.2j

425.5

158.6j

-425.5

-130.2j

65.8

22.2j

-65.8

-19.2j

65.8

22.2j

-65.8

-19.2j

250.5

112.3j

-249.1

-107.4j

250.5

112.3j

-249.1

-107.4j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

-202.3

-89.0j

202.7

89.5j

-202.3

-89.0j

202.7

89.5j

134.9

59.3j

-134.9

-46.4j

134.9

59.3j

-134.9

-46.4j

134.9

59.3j

-134.9

-46.4j

208.2

79.3j

-207.4

-78.9j

208.2

79.3j

-207.4

-78.9j

103.7

39.4j

-103.7

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103.7

39.4j

-103.7

-28.7j

103.7

39.4j

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103.7

39.4j

-103.7

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70.5

27.2j

-70.5

-23.5j

70.5

27.2j

-70.5

-23.5j

250.5

112.3j

-249.1

-107.4j

65.8

22.2j

-65.8

-19.2j

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1.038

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0.991

0.991

0.991

1.008

1.008

118.8

1.015

Figura A-18 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV - SE Mauá III (Depois do Reforço)– Ano 2014



-638.2

-232.9j

638.2

199.5j

-638.2

-232.9j

638.2

199.5j

645.2

148.2j

-638.2

-199.5j

645.2

148.2j

-638.2

-199.5j

645.2

118.5j

-645.2

-148.2j

645.2

118.5j

-645.2

-148.2j

425.5

155.3j

-425.5

-126.7j

425.5

155.3j

-425.5

-126.7j

425.5

155.3j

-425.5

-126.7j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

250.5

108.9j

-249.1

-103.9j

250.5

108.9j

-249.1

-103.9j

85.5

35.7j

-85.5

-30.3j

85.5

35.7j

-85.5

-30.3j

85.5

35.7j

-85.5

-30.3j

85.5

35.7j

-85.5

-30.3j

-202.3

-84.0j

202.7

84.4j

-202.3

-84.0j

202.7

84.4j

101.1

42.0j

-101.1

-34.8j

101.1

42.0j

-101.1

-34.8j

101.1

42.0j

-101.1

-34.8j

208.3

79.9j

-207.4

-79.3j

208.3

79.9j

-207.4

-79.3j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

70.5

27.2j

-70.5

-23.5j

70.5

27.2j

-70.5

-23.5j

250.5

108.9j

-249.1

-103.9j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

101.1

42.0j

-101.1

-34.8j

CARIRI-AM50010012

1.039

CA-IT-CAP50010222

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CA-IT-CAP50010223

1.023

IT-CA-CAP50010220

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IT-CA-CAP50010221

1.073

ITACOA-AM50010010

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CARIRI-AM23010560

1.035

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1.006

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1.011

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1.003

MAUA-3-AM13810504

1.031

MANAUS-AM23010400

1.022

MANAU2-AM06910402

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1.000

0.984

0.984

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0.986

0.986

0.986

0.986

0.950

0.950

0.950

0.991

0.991

0.991

0.991

1.014

1.014

117.8

1.015

0.950 Figura A-19 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Regime Normal (Depois dos Reforços)– Ano 2014



75.6

24.2j

-75.4

-24.1j

75.6

24.2j

-75.4

-24.1j

48.3

15.3j

-48.3

-15.9j

48.3

15.3j

-48.3

-15.9j

70.5

27.2j

-70.5

-23.5j

80.4

26.5j

-80.3

-26.2j

80.4

26.5j

-80.3

-26.2j

119.4

40.5j

-119.2

-39.2j

119.4

40.5j

-119.2

-39.3j

171.0

60.5j

-170.5

-57.3j

45.1

14.1j

-45.0

-14.8j

45.1

14.1j

-45.0

-14.8j

83.5

27.2j

-83.4

-27.0j

83.5

27.2j

-83.4

-27.0j

41.9

13.4j

-41.9

-13.8j

41.9

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0.986

0.986

0.986 Figura A-20 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede 138 kV – Regime Normal (Depois dos Reforços)– Ano 2014



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G

G

G

GG

1.014

Figura A-21 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede 69 kV – Regime Normal (Depois dos Reforços)– Ano 2014



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720.8

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1.000

MAUA-3-AM13810504

1.026

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1.022

MANAU2-AM06910402

1.030

MAUA-3-AM06910505

1.000

0.981

0.981

0.981

1.014

1.014

1.014

0.985

0.985

0.985

0.985

0.950

0.950

0.950

0.950

0.964

0.964

0.964

0.964

1.007

1.007

117.8

0.981

Figura A-24 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Regime Normal (Depois dos Reforços)– Ano 2016



89.0

26.2j

-88.8

-25.8j

89.0

26.2j

-88.8

-25.8j

42.6

13.3j

-42.6

-14.0j

42.6

13.3j

-42.6

-14.0j

77.7

30.6j

-77.7

-26.1j

115.0

33.6j

-114.6

-32.0j

115.0

33.6j

-114.6

-32.0j

150.6

47.6j

-150.2

-45.2j

150.6

47.6j

-150.2

-45.2j

193.2

65.7j

-192.5

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34.6

10.6j

-34.6

-11.4j

34.6

10.6j

-34.6

-11.4j

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30.2j

-92.0

-29.9j

92.1

30.2j

-92.0

-29.9j

46.2

14.9j

-46.2

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46.2

14.9j

-46.2

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16.5j

-54.1

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54.1

16.5j

-54.1

-16.7j

-30.9

-6.2j

31.0

4.6j

-30.9

-6.2j

31.0

4.6j

30.9

6.2j

-30.9

-5.5j

30.9

6.2j

-30.9

-5.5j

31.8

9.3j

-31.7

-10.4j

31.8

9.3j

-31.7

-10.4j

193.2

65.7j

-192.5

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77.7

30.6j

-77.7

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5.3

-3.7j

-5.3

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27.4

6.4j

-27.3

-9.0j

27.4

6.4j

-27.3

-9.0j

40.2

13.1j

-40.2

-13.2j

40.2

13.1j

-40.2

-13.2j

97.2

34.0j

-97.2

-27.2j

97.2

34.0j

-97.2

-27.2j

97.2

34.0j

-97.2

-27.2j

106.2

45.1j

-106.2

-37.0j

106.2

45.1j

-106.2

-37.0j

106.2

45.1j

-106.2

-37.0j

106.2

45.1j

-106.2

-37.0j

96.6

39.8j

-96.6

-32.9j

96.6

39.8j

-96.6

-32.9j

96.6

39.8j

-96.6

-32.9j

96.6

39.8j

-96.6

-32.9j

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1.000

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0.995

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1.026

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1.023

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1.000

J.TEIX-AM13810511

1.000

COMPEN-AM13810540

0.972

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0.981

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1.022

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1.020

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0.969

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1.035

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1.000

J.TEIX-AM23010510

1.008

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0.966

0.966

1.007

1.014

1.014

1.014

0.950

0.950

0.950

0.950

0.985

0.985

0.985

0.985




77.7

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-77.7

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23.1

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-5.9j

17.4

5.9j

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-1.2j

3.2

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1.2j

-4.5

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3.8

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0.0

-0.0j

-0.0

0.0j

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22.0

7.7j

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-4.5j

11.8

4.4j

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-0.0j

40.2

13.7j

-40.1

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0.0

-0.1j

-0.0

0.0j

33.8

13.5j

-33.7

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-11.5

-6.5j

11.5

6.4j

35.0

12.2j

-34.9

-12.1j35.0

12.2j

-34.9

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4.4j

-12.6

-4.4j

5.3

1.8j

-5.3

-1.8j

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3.0j

-10.1

-3.0j

3.2

1.0j

-3.2

-1.1j

0.0

-0.1j

0.0

0.0j

0.0

-0.3j

0.0

-0.0j

48.5

17.5j

-48.4

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-0.6j

2.0

0.6j

-23.0

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23.1

7.5j

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43.1

16.8j

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-7.0j

22.5

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-33.4

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100.0

39.0j

-100.0

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-12.2

-3.9j

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100.0

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-100.0

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100.0

39.0j

-100.0

-29.5j

34.1

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100.0

39.0j

-100.0

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33.6

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-33.5

-9.7j

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-49.7

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44.7

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-7.1

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2.2j

-7.1

-2.3j

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0.1j

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-0.0j

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-30.9

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30.9

6.2j

-30.9

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-61.5

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30.9

10.2j

-30.9

-10.2j

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-25.3

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10.2j

-30.9

-10.2j

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-77.7

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1.011

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1.012

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1.010

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1.012

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1.019

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1.000

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1.005

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0.998

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MAUAB1-AM06910320

1.014

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1.020

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0.999

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V OITO-AM06910360


1.019

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1.021

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1.022

JARAQ2UTE01310471

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1.026

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CONS.E1-AM6910344

0.993

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1.019

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0.990

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1.007

G

G

G

G5.3

17.9

61.8

49.7

0.964

12.0

28.6

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15.6

27.0

25.7

14.1

21.1

25.3

34.0

10.13.2

34.4

11.3

31.7

0.964

0.964

0.964

44.6

0.966

0.966

G

G

G

GG

1.007




-788.2

-240.6j

788.2

191.0j

-788.2

-240.6j

788.2

191.0j

798.9

189.8j

-788.2

-191.0j

798.9

189.8j

-788.2

-191.0j

798.9

144.2j

-798.9

-189.8j

798.9

144.2j

-798.9

-189.8j

394.1

120.3j

-394.1

-96.3j

394.1

120.3j

-394.1

-96.3j

394.1

120.3j

-394.1

-96.3j

394.1

120.3j

-394.1

-96.3j

167.0

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-167.0

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167.0

68.8j

-167.0

-48.6j

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306.8

106.0j

-304.8

-95.5j

306.8

106.0j

-304.8

-95.5j

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-117.9

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117.9

52.0j

-117.9

-41.5j

117.9

52.0j

-117.9

-41.5j

117.9

52.0j

-117.9

-41.5j

-220.9

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221.4

39.2j

-220.9

-38.6j

221.4

39.2j

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46.9j

-110.5

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110.5

46.9j

-110.5

-38.3j

110.5

46.9j

-110.5

-38.3j

110.5

46.9j

-110.5

-38.3j

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-80.1j

203.6

80.5j

-202.8

-80.1j

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-101.4

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101.4

40.1j

-101.4

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101.4

40.1j

-101.4

-30.1j

101.4

40.1j

-101.4

-30.1j

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75.0

29.2j

-75.0

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1.074

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1.026

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0.996

0.986

0.986

0.986

0.986

0.993

0.993

0.981

0.981

0.981

0.981

0.950

0.950

0.950

0.950

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0.963

0.963

0.963

1.014

1.014




-788.2

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788.2

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-788.2

-232.3j

788.2

183.1j

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-788.2

-183.1j

798.8

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-788.2

-183.1j

798.8

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798.8

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-798.8

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-394.1

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394.1

116.2j

-394.1

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394.1

116.2j

-394.1

-92.4j

394.1

116.2j

-394.1

-92.4j

111.4

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-111.4

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-32.4j

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41.4j

-111.4

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-117.9

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117.9

51.9j

-117.9

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-220.9

-38.2j

221.4

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110.5

46.8j

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110.5

46.8j

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203.6

80.3j

-202.8

-79.9j

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-101.4

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101.4

40.0j

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75.0

29.2j

-75.0

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1.074

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MANAU2-AM06910402

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0.986

0.986

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175.9j

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-6.6

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G

G

G5.3

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55.6

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G

G

G

GG

1.014




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-858.3

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-858.3

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-858.3

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-870.3

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870.3

68.0j

-870.3

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-429.1

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429.1

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-429.1

-53.0j

429.1

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-429.1

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429.1

80.1j

-429.1

-53.0j

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-93.8

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93.8

34.4j

-93.8

-28.0j

93.8

34.4j

-93.8

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93.8

34.4j

-93.8

-28.0j

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339.9

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-337.7

-74.2j

339.9

87.6j

-337.7

-74.2j

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-177.1

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177.1

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-177.1

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177.1

79.8j

-177.1

-56.7j

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-240.1

9.4j

240.6

-8.3j

120.1

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-120.1

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120.1

51.7j

-120.1

-41.7j

120.1

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-120.1

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120.1

51.7j

-120.1

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202.7

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-201.8

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-100.9

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-100.9

-30.1j

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-76.0

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76.0

29.7j

-76.0

-25.4j

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0.997

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1.014

1.014

1.014

1.014

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0.971

0.971

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0.950

0.950

0.950

0.963

0.963

0.963

0.963

1.018

1.018

294.6

225.5

Figura A-32 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV - SE J. Teixeira (Antes do Reforço)– Ano 2020



-858.2

-148.0j

858.2

93.8j

-858.2

-148.0j

858.2

93.8j

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107.2j

-858.2

-93.8j

870.2

107.2j

-858.2

-93.8j

870.2

55.1j

-870.2

-107.2j

870.2

55.1j

-870.2

-107.2j

429.1

74.0j

-429.1

-47.2j

429.1

74.0j

-429.1

-47.2j

429.1

74.0j

-429.1

-47.2j

429.1

74.0j

-429.1

-47.2j

93.8

34.3j

-93.8

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93.8

34.3j

-93.8

-28.0j

93.8

34.3j

-93.8

-28.0j

93.8

34.3j

-93.8

-28.0j

339.9

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339.9

80.4j

-337.7

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339.9

80.4j

-337.7

-67.5j

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55.5j

-132.9

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132.9

55.5j

-132.9

-42.5j

132.9

55.5j

-132.9

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132.9

55.5j

-132.9

-42.5j

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-240.2

10.7j

240.6

-9.7j

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-120.1

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120.1

51.6j

-120.1

-41.7j

120.1

51.6j

-120.1

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120.1

51.6j

-120.1

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202.7

79.6j

-201.8

-79.4j

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-100.9

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100.9

39.7j

-100.9

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100.9

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-100.9

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100.9

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-100.9

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-76.0

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-76.0

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0.950

0.950

0.950

0.963

0.963

0.963

0.963

1.023

1.023

296.7

227.8 Figura A-33 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV - SE J. Teixeira (Depois do Reforço)– Ano 2020



-858.3

-145.0j

858.3

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-858.3

-145.0j

858.3

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-858.3

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-858.3

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870.2

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-870.2

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-429.1

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429.1

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429.1

72.5j

-429.1

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-93.8

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93.8

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-337.7

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106.3

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-106.3

-34.0j

106.3

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-106.3

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-240.1

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-69.5

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-69.5

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-3.3j

48.4

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48.3

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3.3j

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-54.6

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54.6

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-54.6

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106.3

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106.3

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1.016

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-76.0

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12.4j

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-12.7

-4.5j

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-5.3

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20.1

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G

G

G

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0.963

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0.968

G

G

G

GG

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-922.4

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54.3j

-936.2

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-461.2

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224.8 Figura A-46 – Alternativa 1 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 230 kV Lechuga – Manaus – Ano 2022



178.8

61.1j

-178.1

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178.8

61.1j

-178.1

-57.0j

57.1

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57.1

18.3j

-57.0

-18.7j

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-78.8

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34.7j

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G

G

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G

G

G

GG

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1.016

1.026

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1.016

Figura A-56 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 230 kV Lechuga – Tarumã – Ano 2012



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-381.0

-101.5j

82.4

28.5j

-82.4

-23.7j

82.4

28.5j

-82.4

-23.7j

258.4

116.9j

-256.9

-110.9j

258.4

116.9j

-256.9

-110.9j

96.2

44.5j

-96.2

-37.4j

96.2

44.5j

-96.2

-37.4j

-160.5

-67.4j

160.8

66.4j

-160.5

-67.4j

160.8

66.4j

107.0

44.9j

-107.0

-36.9j

107.0

44.9j

-107.0

-36.9j

107.0

44.9j

-107.0

-36.9j

207.6

75.1j

-206.8

-74.7j

207.6

75.1j

-206.8

-74.7j

103.4

37.3j

-103.4

-27.6j

103.4

37.3j

-103.4

-27.6j

103.4

37.3j

-103.4

-27.6j

103.4

37.3j

-103.4

-27.6j

70.7

27.4j

-70.7

-23.7j

68.2

18.3j

-68.1

-21.9j

68.2

18.3j

-68.1

-21.9j

136.3

43.7j

-136.3

-30.6j

70.7

27.4j

-70.7

-23.7j

CARIRI-AM50010012

1.044

CA-IT-CAP50010222

1.031

CA-IT-CAP50010223

1.031

IT-CA-CAP50010220

1.068

IT-CA-CAP50010221

1.068

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1.063

CARIRI-AM23010560

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1.010

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1.003

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1.048

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1.000

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1.033

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0.996

0.992

0.992

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1.012

0.987

0.987

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

1.013

1.012

118.0

1.013

Figura A-61 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV - SE Tarumã – Ano 2012



-571.6

-189.7j

571.6

163.6j

-571.6

-189.7j

571.6

163.6j

577.1

91.1j

-571.6

-163.6j

577.1

91.1j

-571.6

-163.6j

577.0

67.7j

-577.0

-91.1j

577.0

67.7j

-577.0

-91.1j

381.0

126.4j

-381.0

-103.9j

381.0

126.4j

-381.0

-103.9j

381.0

126.4j

-381.0

-103.9j

82.4

28.5j

-82.4

-23.7j

82.4

28.5j

-82.4

-23.7j

240.7

117.3j

-239.4

-112.8j

240.7

117.3j

-239.4

-112.8j

78.6

46.5j

-78.6

-41.3j

78.6

46.5j

-78.6

-41.3j

-160.5

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160.8

66.4j

-160.5

-67.3j

160.8

66.4j

107.0

44.9j

-107.0

-36.9j

107.0

44.9j

-107.0

-36.9j

107.0

44.9j

-107.0

-36.9j

207.7

83.0j

-206.8

-82.4j

207.7

83.0j

-206.8

-82.4j

137.9

55.0j

-137.9

-37.2j

137.9

55.0j

-137.9

-37.2j

137.9

55.0j

-137.9

-37.2j

70.7

27.3j

-70.7

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85.9

13.6j

-85.8

-16.9j

85.9

13.6j

-85.8

-16.9j

85.8

17.0j

-85.8

-12.0j

85.8

17.0j

-85.8

-12.0j

70.7

27.3j

-70.7

-23.7j

CARIRI-AM50010012

1.043

CA-IT-CAP50010222

1.030

CA-IT-CAP50010223

1.030

IT-CA-CAP50010220

1.068

IT-CA-CAP50010221

1.068

ITACOA-AM50010010

1.062

CARIRI-AM23010560

1.036

CARIRI-AM13810559

1.007

J.TEIX-AM23010510

1.010

J.TEIX-AM13810511

1.002

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1.004

MAUA-3-AM13810504

1.030

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1.002

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1.034

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0.990

0.990

0.9901.012

1.012

0.980

0.980

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

1.011

1.024

1.024 118.0

1.011




-637.9

-237.4j

637.9

203.9j

-637.9

-237.4j

637.9

203.9j

644.9

153.1j

-637.9

-203.9j

644.9

153.1j

-637.9

-203.9j

644.9

123.3j

-644.9

-153.1j

644.9

123.3j

-644.9

-153.1j

425.2

158.3j

-425.2

-129.5j

425.2

158.3j

-425.2

-129.5j

197.4

85.5j

-197.4

-57.6j

283.9

142.1j

-282.0

-132.4j

283.9

142.1j

-282.0

-132.4j

79.3

47.5j

-79.3

-42.1j

79.3

47.5j

-79.3

-42.1j

-202.3

-84.3j

202.7

84.9j

-202.3

-84.3j

202.7

84.9j

101.1

42.2j

-101.1

-34.8j

101.1

42.2j

-101.1

-34.8j

101.1

42.2j

-101.1

-34.8j

208.3

80.2j

-207.4

-79.6j

208.3

80.2j

-207.4

-79.6j

103.7

39.8j

-103.7

-28.9j

103.7

39.8j

-103.7

-28.9j

103.7

39.8j

-103.7

-28.9j

103.7

39.8j

-103.7

-28.9j

70.5

27.2j

-70.5

-23.5j

91.5

16.1j

-91.4

-19.3j

91.5

16.1j

-91.4

-19.3j

91.4

19.3j

-91.4

-13.7j

91.4

19.3j

-91.4

-13.7j

70.5

27.2j

-70.5

-23.5j

425.2

158.3j

-425.2

-129.5j

101.1

42.2j

-101.1

-34.8j

CARIRI-AM50010012

1.038

CA-IT-CAP50010222

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1.030

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1.001

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0.973

0.973

0.950

0.950

0.950

0.991

0.991

0.991

0.991

1.007

1.019

1.019 117.3

1.007

0.985

0.950

Figura A-63 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV - SE Lechuga (Antes do Reforço) – Ano 2014



-637.8

-229.7j

637.8

196.6j

-637.8

-229.7j

637.8

196.6j

644.8

144.6j

-637.8

-196.6j

644.8

144.6j

-637.8

-196.6j

644.8

115.1j

-644.8

-144.6j

644.8

115.1j

-644.8

-144.6j

425.2

153.2j

-425.2

-124.7j

425.2

153.2j

-425.2

-124.7j

98.7

35.8j

-98.7

-28.8j

98.7

35.8j

-98.7

-28.8j

283.9

142.0j

-282.1

-132.3j

283.9

142.0j

-282.1

-132.3j

79.3

47.5j

-79.3

-42.2j

79.3

47.5j

-79.3

-42.2j

-202.3

-84.2j

202.7

84.8j

-202.3

-84.2j

202.7

84.8j

101.1

42.1j

-101.1

-34.8j

101.1

42.1j

-101.1

-34.8j

101.1

42.1j

-101.1

-34.8j

208.3

80.0j

-207.4

-79.4j

208.3

80.0j

-207.4

-79.4j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

70.5

27.2j

-70.5

-23.5j

91.5

16.0j

-91.4

-19.2j

91.5

16.0j

-91.4

-19.2j

91.4

19.2j

-91.4

-13.6j

91.4

19.2j

-91.4

-13.6j

70.5

27.2j

-70.5

-23.5j

425.2

153.2j

-425.2

-124.7j

101.1

42.1j

-101.1

-34.8j

CARIRI-AM50010012

1.040

CA-IT-CAP50010222

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CA-IT-CAP50010223

1.024

IT-CA-CAP50010220

1.073

IT-CA-CAP50010221

1.073

ITACOA-AM50010010

1.064

CARIRI-AM23010560

1.034

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1.006

J.TEIX-AM23010510

1.004

J.TEIX-AM13810511

1.003

MAUA-3-AM23010500

0.996

MAUA-3-AM13810504

1.023

MANAUS-AM23010400

1.021

MANAU2-AM06910402

0.999

MAUA-3-AM06910505

0.999

Tarumã230 10301

1.032

Tarumã138 10302

1.002

0.985

0.9851.007

1.007

0.973

0.973

0.950

0.950

0.950

0.991

0.991

0.991

0.991

1.007

1.019

1.019 117.7

1.007

0.985

0.950 Figura A-64 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV - SE Lechuga (Depois do Reforço) – Ano 2014



-638.0

-246.2j

638.0

212.3j

-638.0

-246.2j

638.0

212.3j

645.1

162.9j

-638.0

-212.3j

645.1

162.9j

-638.0

-212.3j

645.1

132.9j

-645.1

-162.9j

645.1

132.9j

-645.1

-162.9j

425.3

164.2j

-425.3

-135.3j

425.3

164.2j

-425.3

-135.3j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

284.1

159.5j

-282.2

-148.9j

284.1

159.5j

-282.2

-148.9j

79.4

47.0j

-79.4

-41.6j

79.4

47.0j

-79.4

-41.6j

-202.3

-101.2j

202.7

102.0j

-202.3

-101.2j

202.7

102.0j

202.3

101.2j

-202.3

-69.9j

202.3

101.2j

-202.3

-69.9j

208.3

79.9j

-207.4

-79.3j

208.3

79.9j

-207.4

-79.3j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

70.2

27.4j

-70.2

-23.8j

91.4

16.7j

-91.3

-19.9j

91.4

16.7j

-91.3

-19.9j

91.3

19.9j

-91.3

-14.2j

91.3

19.9j

-91.3

-14.2j

70.2

27.4j

-70.2

-23.8j

425.3

164.2j

-425.3

-135.3j

CARIRI-AM50010012

1.037

CA-IT-CAP50010222

1.019

CA-IT-CAP50010223

1.019

IT-CA-CAP50010220

1.073

IT-CA-CAP50010221

1.073

ITACOA-AM50010010

1.062

CARIRI-AM23010560

1.035

CARIRI-AM13810559

1.006

J.TEIX-AM23010510

1.001

J.TEIX-AM13810511

1.000

MAUA-3-AM23010500

0.992

MAUA-3-AM13810504

0.988

MANAUS-AM23010400

1.022

MANAU2-AM06910402

1.000

MAUA-3-AM06910505

1.000

Tarumã230 10301

1.033

Tarumã138 10302

1.000

0.980

0.9801.015

1.015

1.015

0.973

0.973

0.950

0.950

0.991

0.991

0.991

0.991

0.971

1.021

1.021 117.8

0.971

0.980

Figura A-65 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV - SE Mauá III (Antes do Reforço) – Ano 2014



-637.8

-232.2j

637.8

198.9j

-637.8

-232.2j

637.8

198.9j

644.8

147.3j

-637.8

-198.9j

644.8

147.3j

-637.8

-198.9j

644.8

117.7j

-644.8

-147.3j

644.8

117.7j

-644.8

-147.3j

425.2

154.8j

-425.2

-126.6j

425.2

154.8j

-425.2

-126.6j

65.8

22.2j

-65.8

-19.2j

65.8

22.2j

-65.8

-19.2j

65.8

22.2j

-65.8

-19.2j

284.1

146.5j

-282.2

-136.8j

284.1

146.5j

-282.2

-136.8j

79.5

46.9j

-79.5

-41.6j

79.5

46.9j

-79.5

-41.6j

-202.3

-89.3j

202.7

89.9j

-202.3

-89.3j

202.7

89.9j

134.9

59.6j

-134.9

-46.5j

134.9

59.6j

-134.9

-46.5j

134.9

59.6j

-134.9

-46.5j

208.2

79.3j

-207.4

-78.9j

208.2

79.3j

-207.4

-78.9j

103.7

39.4j

-103.7

-28.7j

103.7

39.4j

-103.7

-28.7j

103.7

39.4j

-103.7

-28.7j

103.7

39.4j

-103.7

-28.7j

70.5

27.2j

-70.5

-23.5j

91.3

16.7j

-91.2

-19.9j

91.3

16.7j

-91.2

-19.9j

91.2

19.9j

-91.2

-14.2j

91.2

19.9j

-91.2

-14.2j

70.5

27.2j

-70.5

-23.5j

425.2

154.8j

-425.2

-126.6j

CARIRI-AM50010012

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CA-IT-CAP50010223

1.023

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1.073

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1.000

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1.000

0.980

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1.015

1.015

0.980

0.980

0.950

0.950

0.950

0.991

0.991

0.991

0.991

1.001

1.025

1.025 118.8

1.001

0.980

Figura A-66 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV - SE Mauá III (Depois do Reforço) – Ano 2014



-637.8

-227.5j

637.8

194.5j

-637.8

-227.5j

637.8

194.5j

644.8

142.2j

-637.8

-194.5j

644.8

142.2j

-637.8

-194.5j

644.8

112.7j

-644.8

-142.2j

644.8

112.7j

-644.8

-142.2j

425.2

151.7j

-425.2

-123.3j

425.2

151.7j

-425.2

-123.3j

425.2

151.7j

-425.2

-123.3j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

284.3

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284.3

144.0j

-282.4

-134.2j

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49.5j

-79.7

-44.0j

79.7

49.5j

-79.7

-44.0j

-202.3

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202.7

84.8j

-202.3

-84.2j

202.7

84.8j

101.1

42.1j

-101.1

-34.8j

101.1

42.1j

-101.1

-34.8j

101.1

42.1j

-101.1

-34.8j

101.1

42.1j

-101.1

-34.8j

208.3

79.9j

-207.4

-79.4j

208.3

79.9j

-207.4

-79.4j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

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-70.5

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-91.0

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91.1

14.2j

-91.0

-17.4j

91.0

17.4j

-91.0

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91.0

17.4j

-91.0

-11.8j

70.5

27.2j

-70.5

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1.021

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0.986

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1.015

1.015

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0.974

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0.950

0.950

0.950

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0.991

0.991

0.991

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1.006




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-48.3

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48.3

15.3j

-48.3

-15.9j

70.5

27.2j

-70.5

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10.2

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-10.2

14.7j

10.2

-15.7j

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-28.5

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28.5

27.0j

-28.5

-27.5j

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27.2j

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83.5

27.2j

-83.4

-27.1j

41.9

13.4j

-41.9

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41.9

13.4j

-41.9

-13.8j

20.9

6.6j

-20.9

-6.9j

20.9

6.6j

-20.9

-6.9j

4.4

-4.1j

-4.4

-1.4j

36.5

11.8j

-36.5

-12.0j

36.5

11.8j

-36.5

-12.0j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

101.1

42.1j

-101.1

-34.8j

101.1

42.1j

-101.1

-34.8j

101.1

42.1j

-101.1

-34.8j

101.1

42.1j

-101.1

-34.8j

79.7

49.5j

-79.7

-44.0j

79.7

49.5j

-79.7

-44.0j

91.0

11.8j

-90.8

-11.3j

91.0

11.8j

-90.8

-11.3j

90.8

11.3j

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-10.5j

90.8

11.3j

-90.5

-10.5j

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24.2j

-75.4

-24.1j

75.6

24.2j

-75.4

-24.1j

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14.2j

-45.0

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45.1

14.2j

-45.0

-14.8j

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-91.0

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91.0

17.4j

-91.0

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-70.5

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79.7

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1.015

1.015

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0.950

0.950

0.950

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0.974

1.025

1.025

1.006




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-70.5

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34.3

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20.0

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2.4

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-13.0

-1.7j

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24.8

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0.0

-0.0j

-0.0

0.0j

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36.1

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-0.3j

-10.5

-0.0j

6.4

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-6.4

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6.6

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-6.6

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-31.9

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0.0

-0.1j

0.0

0.0j

33.0

11.5j

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8.5

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36.8

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-36.8

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12.8j

-36.8

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-13.3

-4.6j

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1.8j

-5.3

-1.8j

3.2

1.0j

-3.2

-1.1j

0.0

-0.1j

0.0

0.0j

0.0

-0.2j

0.0

-0.0j

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19.8j

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-4.8

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-4.8j

14.5

4.8j

-24.0

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24.2

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-24.5

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24.7

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-18.6j

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20.0j

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-43.1

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-103.7

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-4.8

-1.5j

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-9.2

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103.7

39.7j

-103.7

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103.7

39.7j

-103.7

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-39.4

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103.7

39.7j

-103.7

-28.9j39.5

10.3j

-39.3

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39.5

10.3j

-39.3

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10.6

-0.3j

-10.5

-0.0j

53.8

19.1j

-53.5

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8.0j

-23.2

-7.6j

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27.2j

-70.5

-23.5j

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1.000

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0.990

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0.994

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G

G

G

G5.3

16.4

54.4

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0.991

11.0

21.0

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15.6

24.7

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19.3

23.2

31.1

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31.4

10.4

29.0

0.991

0.991

0.991

42.0

G

G

G

GG

1.006




755.1 741.9

755.1 741.9

723.7780.4

723.7780.4

736.6745.6

736.6745.6

755.1732.7

755.1732.7

60.659.9

60.659.9

60.659.9

358.4 350.7

358.4 350.7

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79.2 78.0

79.2 78.0

231.5232.3

231.5232.3

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115.7 112.5

115.7 112.5

115.7 112.5

220.9219.9

220.9219.9

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110.0106.0

110.0106.0

110.0106.0

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150.6151.2

100.898.4

100.898.4

83.5 82.0

100.898.4

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MAUA-3-AM06910505

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1.023

1.023

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1.010

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0.987

0.987

0.987

0.984

0.984

0.984

0.984

0.962

1.004

1.004 235.7

0.962

1.004

Figura A-70 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 500/230 kV Lechuga (Antes do Reforço) – Ano 2016



746.8 735.2

746.8 735.2

721.2771.2

721.2771.2

731.0738.4

731.0738.4

497.8488.4

497.8488.4

497.8488.4

60.659.9

60.659.9

60.659.9

358.4 350.6

358.4 350.6

79.2 78.0

79.2 78.0

79.2 78.0

231.4232.2

231.4232.2

115.7 112.5

115.7 112.5

115.7 112.5

115.7 112.5

220.8219.9

220.8219.9

109.9106.0

109.9106.0

109.9106.0

109.9106.0

83.5 81.9

150.6151.2

150.6151.2

100.898.4

100.898.4

83.5 81.9

100.898.4

CARIRI-AM50010012

1.025

CA-IT-CAP50010222

1.009

CA-IT-CAP50010223

1.009

IT-CA-CAP50010220

1.061

IT-CA-CAP50010221

1.061

ITACOA-AM50010010

1.051

CARIRI-AM23010560

1.035

CARIRI-AM13810559

1.000

J.TEIX-AM23010510

1.004

J.TEIX-AM13810511

0.979

MAUA-3-AM23010500

0.995

MAUA-3-AM13810504

0.980

MANAUS-AM23010400

1.020

MANAU2-AM06910402

1.000

MAUA-3-AM06910505

1.000

Tarumã230 10301

1.029

Tarumã138 10302

1.000

0.971

0.971

0.971

1.023

1.023

1.023

1.010

1.010

1.010

0.987

0.987

0.987

0.987

0.984

0.984

0.984

0.984

0.962

1.004

1.004 235.7

0.962

1.004

Figura A-71 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 500/230 kV Lechuga (Depois do Reforço) – Ano 2016



746.4 735.0

746.4 735.0

721.3770.7

721.3770.7

730.8738.1

730.8738.1

373.2367.7

373.2367.7

373.2367.7

60.659.9

60.659.9

60.659.9

330.6 323.8

330.6 323.8

183.5 174.1

231.5232.3

231.5232.3

115.7 112.5

115.7 112.5

115.7 112.5

115.7 112.5

221.0220.0

221.0220.0

110.0106.1

110.0106.1

110.0106.1

110.0106.1

83.5 82.0

183.6183.7

183.6183.7

122.4119.5

122.4119.5

83.5 82.0

122.4119.5

373.2367.7

CARIRI-AM50010012

1.025

CA-IT-CAP50010222

1.009

CA-IT-CAP50010223

1.009

IT-CA-CAP50010220

1.061

IT-CA-CAP50010221

1.061

ITACOA-AM50010010

1.051

CARIRI-AM23010560

1.032

CARIRI-AM13810559

0.997

J.TEIX-AM23010510

1.000

J.TEIX-AM13810511

0.979

MAUA-3-AM23010500

0.991

MAUA-3-AM13810504

0.979

MANAUS-AM23010400

1.018

MANAU2-AM06910402

0.997

MAUA-3-AM06910505

0.999

Tarumã230 10301

1.025

Tarumã138 10302

1.000

0.978

0.978

0.978

1.023

1.023

1.023

0.969

0.984

0.984

0.984

0.984

0.984

0.984

0.984

0.984

0.962

1.001

1.001 234.4

0.962

1.001

0.978

Figura A-72 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV J. Teixeira (Antes do Reforço) – Ano 2016



744.1 733.1

744.1 733.1

720.7768.1

720.7768.1

729.3736.2

729.3736.2

372.0366.8

372.0366.8

372.0366.8

60.659.9

60.659.9

60.659.9

351.6 343.9

351.6 343.9

111.6 108.7

111.6 108.7

231.5232.3

231.5232.3

115.7 112.5

115.7 112.5

115.7 112.5

115.7 112.5

220.9219.9

220.9219.9

110.0106.0

110.0106.0

110.0106.0

110.0106.0

83.5 82.0

159.2159.6

159.2159.6

106.4104.1

106.4104.1

83.5 82.0

106.4104.1

372.0366.8

CARIRI-AM50010012

1.026

CA-IT-CAP50010222

1.011

CA-IT-CAP50010223

1.011

IT-CA-CAP50010220

1.061

IT-CA-CAP50010221

1.061

ITACOA-AM50010010

1.052

CARIRI-AM23010560

1.034

CARIRI-AM13810559

0.999

J.TEIX-AM23010510

1.002

J.TEIX-AM13810511

0.979

MAUA-3-AM23010500

0.993

MAUA-3-AM13810504

0.980

MANAUS-AM23010400

1.019

MANAU2-AM06910402

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MAUA-3-AM06910505

1.000

Tarumã230 10301

1.028

Tarumã138 10302

0.997

0.979

0.979

0.979

1.023

1.023

1.023

0.997

0.997

0.985

0.985

0.985

0.985

0.984

0.984

0.984

0.984

0.962

1.008

1.008 235.3

0.962

1.008

0.979

Figura A-73 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV J. Teixeira (Depois do Reforço) – Ano 2016



747.9 736.2

747.9 736.2

721.7772.4

721.7772.4

731.8739.4

731.8739.4

374.0368.4

374.0368.4

374.0368.4

60.659.9

60.659.9

60.659.9

396.6 386.8

396.6 386.8

103.9 102.4

103.9 102.4

231.5232.3

231.5232.3

115.7 112.5

115.7 112.5

115.7 112.5

115.7 112.5

221.0220.0

221.0220.0

110.0106.1

110.0106.1

110.0106.1

110.0106.1

83.5 81.9

120.6121.9

120.6121.9

243.7226.0

83.5 81.9

374.0368.4

103.9 102.4

CARIRI-AM50010012

1.024

CA-IT-CAP50010222

1.008

CA-IT-CAP50010223

1.008

IT-CA-CAP50010220

1.061

IT-CA-CAP50010221

1.061

ITACOA-AM50010010

1.050

CARIRI-AM23010560

1.031

CARIRI-AM13810559

0.996

J.TEIX-AM23010510

0.999

J.TEIX-AM13810511

0.979

MAUA-3-AM23010500

0.989

MAUA-3-AM13810504

0.980

MANAUS-AM23010400

1.017

MANAU2-AM06910402

0.996

MAUA-3-AM06910505

1.000

Tarumã230 10301

1.024

Tarumã138 10302

1.000

0.978

0.978

0.978

1.023

1.023

1.023

1.006

1.006

0.982

0.982

0.982

0.982

0.984

0.984

0.984

0.984

0.962

0.950

234.0

0.962

0.978

1.006

Figura A-74 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência do TR 230/138 kV de Tarumã (Antes do Reforço)– Ano 2016



744.5 733.4

744.5 733.4

720.8768.6

720.8768.6

729.6736.5

729.6736.5

372.2367.0

372.2367.0

372.2367.0

60.659.9

60.659.9

60.659.9

370.8 362.4

370.8 362.4

87.2 85.9

87.2 85.9

231.5232.3

231.5232.3

115.8 112.5

115.8 112.5

115.8 112.5

115.8 112.5

220.9219.9

220.9219.9

110.0106.0

110.0106.0

110.0106.0

110.0106.0

83.5 82.0

140.3141.2

140.3141.2

141.2136.1

141.2136.1

83.5 82.0

372.2367.0

87.2 85.9

CARIRI-AM50010012

1.026

CA-IT-CAP50010222

1.011

CA-IT-CAP50010223

1.011

IT-CA-CAP50010220

1.061

IT-CA-CAP50010221

1.061

ITACOA-AM50010010

1.051

CARIRI-AM23010560

1.034

CARIRI-AM13810559

0.999

J.TEIX-AM23010510

1.003

J.TEIX-AM13810511

0.979

MAUA-3-AM23010500

0.993

MAUA-3-AM13810504

0.979

MANAUS-AM23010400

1.020

MANAU2-AM06910402

0.999

MAUA-3-AM06910505

0.999

Tarumã230 10301

1.028

Tarumã138 10302

1.000

0.978

0.978

0.978

1.023

1.023

1.023

1.009

1.009

0.987

0.987

0.987

0.987

0.984

0.984

0.984

0.984

0.962

0.991

0.991 235.3

0.962

0.978

1.009

Figura A-75 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência do TR 230/138 kV de Tarumã (Depois do Reforço)– Ano 2016



742.8 732.1

742.8 732.1

720.4766.6

720.4766.6

728.5735.1

728.5735.1

371.4366.3

371.4366.3

371.4366.3

60.659.9

60.659.9

60.659.9

358.3 350.7

358.3 350.7

79.2 78.1

79.2 78.1

231.4232.2

231.4232.2

115.7 112.5

115.7 112.5

115.7 112.5

115.7 112.5

220.8219.9

220.8219.9

109.9106.0

109.9106.0

109.9106.0

109.9106.0

83.5 81.9

150.5151.1

150.5151.1

100.898.4

100.898.4

83.5 81.9

371.4366.3

79.2 78.1

100.898.4

CARIRI-AM50010012

1.027

CA-IT-CAP50010222

1.012

CA-IT-CAP50010223

1.012

IT-CA-CAP50010220

1.062

IT-CA-CAP50010221

1.062

ITACOA-AM50010010

1.052

CARIRI-AM23010560

1.036

CARIRI-AM13810559

1.001

J.TEIX-AM23010510

1.005

J.TEIX-AM13810511

0.979

MAUA-3-AM23010500

0.996

MAUA-3-AM13810504

0.984

MANAUS-AM23010400

1.022

MANAU2-AM06910402

1.002

MAUA-3-AM06910505

1.004

Tarumã230 10301

1.030

Tarumã138 10302

1.000

0.977

0.977

0.977

1.023

1.023

1.023

1.012

1.012

0.985

0.985

0.985

0.985

0.984

0.984

0.984

0.984

0.962

1.006

1.006 236.3

0.962

0.977

1.012

1.006




44.7 44.8

44.7 44.8

83.5 81.9

9.3 9.0

9.3 9.0

44.4 44.5

44.5 44.5

88.5 88.3

97.0 96.7

97.0 96.7 48.6 48.6

48.6 48.6

23.4 23.5

23.4 23.5

31.531.3

31.531.3

31.5 31.4

31.5 31.4

6.55.6

42.3 42.3

42.3 42.3

88.5 88.3

60.6 59.9

60.6 59.9

60.6 59.9

115.7 112.5

115.7 112.5

115.7 112.5

115.7 112.5

79.2 78.1

79.2 78.1

79.2 78.1

147.6 146.1

147.6 146.1

112.7 111.6

112.7 111.6

28.6 28.8

28.6 28.8

83.5 81.9

64.4 64.4

64.4 64.4

36.2 36.4

36.2 36.4

100.8 98.4

100.8 98.4

100.8 98.4

CARIRI-AM13810559

1.001

CENTRO-AM13810545

0.973

MAUA-3-AM13810504

0.984

D.IND3-AM13810550

0.981

MAUA-3-AM06910505

1.004

J.TEIX-AM13810511

0.979

COMPEN-AM13810540

0.974

CH.GRD-AM13810530

0.973

MUTIRA-AM13810520

0.975

IRANDU-AM06910485

0.992

P.Dez 10308

0.995

DI 4-AM138 10310

0.979

AMAZ 138 10313

1.001

PETROP 138 10311

0.978

CID DEUS 10309

0.977

Tarumã 2 10305

0.987

IRACAM-SP13810306

0.971

RP.EVA-AM13810312

1.000

CARIRI-AM23010560

1.036

MAUA-3-AM23010500

0.996

J.TEIX-AM23010510

1.005

Tarumã138 10302

1.000

ST.ETE-AM13810555

0.998

Tarumã230 10301

1.030 0.962

0.975

0.975

1.023

1.023

1.023

0.985

0.985

0.985

0.985

1.012

1.012

1.012

0.9621.006

1.006

1.006




77.7

30.6j

-77.7

-26.1j

-23.1

-6.9j

23.1

7.1j

-17.4

-5.9j

17.4

6.0j

-3.3

-1.2j

3.3

1.1j4.5

1.2j

-4.5

-1.3j

-3.8

-0.6j

3.8

0.6j

-22.0

-7.6j

22.1

7.7j

-11.8

-4.5j

11.8

4.5j

14.5

0.2j

-14.3

-0.0j

40.2

13.8j

-40.1

-13.2j

0.0

-0.1j

0.0

0.0j

33.8

13.6j

-33.7

-12.9j

-11.5

-6.5j

11.5

6.5j

35.0

12.3j

-34.9

-12.2j35.0

12.3j

-34.9

-12.2j12.7

4.4j

-12.6

-4.4j

5.3

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-5.3

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-10.1

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-3.2

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-0.0j

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2.0

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23.1

7.5j

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43.1

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-17.5j

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-12.2

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-4.8j

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100.1

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45.6j

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-7.1

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G

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175.7175.7

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1.000

0.950

1.000

1.000

1.000

353.5

0.950

Figura A-79 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência da LT 230 kV Lechuga – J.Teixeira (Antes do Reforço)– Ano 2018



813.9 803.4

813.9 803.4

798.8833.7

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75.974.8

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103.5 100.8

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123.9 120.2

123.9 120.2

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87.985.7

87.985.7

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1.000

1.000

1.000

0.965

1.003

1.003

1.003

353.5

0.965

Figura A-80 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência da LT 230 kV Lechuga – J.Teixeira (Depois do Reforço)– Ano 2018



808.9 799.4

808.9 799.4

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797.1828.0

801.7807.6

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404.4399.7

404.4399.7

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75.974.8

75.974.8

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110.4 107.5

110.4 107.5

247.9249.0

247.9249.0

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123.9 120.2

123.9 120.2

123.9 120.2

175.7175.7

175.7175.7

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87.985.7

87.985.7

87.985.7

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189.5189.5

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1.003

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75.9 74.8

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123.9 120.2

123.9 120.2

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110.4 107.5

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5.6j

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11.4

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-31.1

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-11.3

-3.9j

5.3

1.8j

-5.3

-1.8j

3.2

1.0j

-3.2

-1.1j

0.0

-0.1j

0.0

0.0j

0.0

-0.2j

0.0

-0.0j

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-51.6

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1.3

0.3j

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14.7

4.8j

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-23.7

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-82.5

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-82.5

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-23.6

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20.2

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1.4j

-4.5

-1.5j4.5

1.4j

-4.5

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17.7j

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-40.3

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13.4j

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-68.4

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200.0

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-113.1

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113.1

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1.005

1.005

1.005

1.005

475.9

112.5

0.957

1.011 Figura A-87 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência do TR 230/138 kV de J. Teixeira (Antes do Reforço)– Ano 2022



-922.3

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1.011

1.011

1.011

474.1

112.0

0.962

1.006 Figura A-88 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência do TR 230/138 kV de J. Teixeira (Depois do Reforço)– Ano 2022



-922.3

-158.9j

922.3

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1.002

1.002

1.002

471.7

111.1

0.962

Figura A-89 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência do TR 230/138 kV de Mauá III (Antes do Reforço)– Ano 2022



-922.3

-149.4j

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-922.3

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0.994

0.994

0.962

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1.007

1.007

1.007

474.3

112.1

0.962

Figura A-90 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência do TR 230/138 kV de Mauá III (Depois do Reforço)– Ano 2022



-922.3

-158.4j

922.3

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-922.3

-158.4j

922.3

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-922.3

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936.3

138.4j

-922.3

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-117.5

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117.5

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-117.5

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-241.1

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-99.6

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-78.8

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166.5

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166.1

89.7j

-166.1

-68.2j

78.8

31.0j

-78.8

-26.4j

96.4

41.0j

-96.4

-33.8j

CARIRI-AM50010012

1.036

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1.026

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1.068

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1.068

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1.026

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1.000

0.991

0.991

0.991

0.991

1.023

1.023

1.023

1.009

1.009

1.009

1.009

1.002

1.002

1.002

1.002

0.990

0.990

0.990

0.990

0.962

0.976

0.976 471.7

111.5

0.962

1.002 Figura A-91 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência do TR 230/138 kV de Tarumã (Antes do Reforço)– Ano 2022



-922.2

-149.2j

922.2

85.9j

-922.2

-149.2j

922.2

85.9j

936.1

128.2j

-922.2

-85.9j

936.1

128.2j

-922.2

-85.9j

936.1

67.3j

-936.1

-128.2j

936.1

67.3j

-936.1

-128.2j

461.1

74.6j

-461.1

-43.7j

461.1

74.6j

-461.1

-43.7j

461.1

74.6j

-461.1

-43.7j

461.1

74.6j

-461.1

-43.7j

77.9

27.8j

-77.9

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77.9

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-77.9

-23.3j

77.9

27.8j

-77.9

-23.3j

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-305.4

-82.5j

307.3

92.2j

-305.4

-82.5j

307.3

92.2j

-305.4

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108.3

38.0j

-108.3

-29.2j

108.3

38.0j

-108.3

-29.2j

108.3

38.0j

-108.3

-29.2j

108.3

38.0j

-108.3

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-241.1

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241.6

47.7j

-241.1

-46.5j

241.6

47.7j

96.4

41.1j

-96.4

-33.8j

96.4

41.1j

-96.4

-33.8j

96.4

41.1j

-96.4

-33.8j

96.4

41.1j

-96.4

-33.8j

200.0

81.1j

-199.2

-81.0j

200.0

81.1j

-199.2

-81.0j

99.6

40.5j

-99.6

-30.3j

99.6

40.5j

-99.6

-30.3j

99.6

40.5j

-99.6

-30.3j

99.6

40.5j

-99.6

-30.3j

78.8

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-78.8

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-184.9

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185.3

89.4j

-184.9

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-123.3

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123.3

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-123.3

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123.3

59.9j

-123.3

-48.3j

78.8

31.0j

-78.8

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96.4

41.1j

-96.4

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CA-IT-CAP50010223

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0.991

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1.023

1.023

1.023

1.019

1.019

1.019

1.019

1.009

1.009

1.009

1.009

0.994

0.994

0.994

0.994

0.962

0.994

0.994

0.994

474.4

112.4

0.962

1.009 Figura A-92 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência do TR 230/138 kV de Tarumã (Depois do Reforço)– Ano 2022



-1844.8

-306.8j

1844.8

22.7j

1907.9

738.7j

-1844.8

-22.7j

1907.9

462.6j

-1907.9

-738.7j

461.2

76.7j

-461.2

-44.9j

461.2

76.7j

-461.2

-44.9j

461.2

76.7j

-461.2

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461.2

76.7j

-461.2

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-77.9

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77.9

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-77.9

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77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

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96.8j

-298.4

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300.3

96.8j

-298.4

-86.9j

300.3

96.8j

-298.4

-86.9j

103.0

40.2j

-103.0

-32.1j

103.0

40.2j

-103.0

-32.1j

103.0

40.2j

-103.0

-32.1j

103.0

40.2j

-103.0

-32.1j

-241.1

-48.3j

241.6

49.8j

-241.1

-48.3j

241.6

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96.4

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-96.4

-33.8j

96.4

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-96.4

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96.4

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-96.4

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96.4

41.0j

-96.4

-33.8j

200.1

81.3j

-199.2

-80.8j

200.1

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-199.2

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99.6

40.4j

-99.6

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-99.6

-30.3j

99.6

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-99.6

-30.3j

99.6

40.4j

-99.6

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78.8

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-78.8

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195.9

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-195.5

-81.4j

195.9

81.4j

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-81.4j

97.7

40.7j

-97.7

-33.6j

97.7

40.7j

-97.7

-33.6j

97.7

40.7j

-97.7

-33.6j

97.7

40.7j

-97.7

-33.6j

78.8

31.0j

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41.0j

-96.4

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0.950

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1.005

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0.996

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0.996

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0.989

0.989

0.989

0.977

0.977

0.977

0.977

0.967

0.989

0.989

0.989

0.989

459.9

108.6

0.967

0.989 Figura A-93 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 500 kV Lechuga – Itacoatiara – Ano 2022



-923.6

-162.8j

923.6

98.7j

-923.6

-162.8j

923.6

98.7j

937.7

143.7j

-923.7

-98.7j

937.7

143.7j

-923.7

-98.7j

937.8

82.2j

-937.8

-143.7j

937.8

82.2j

-937.8

-143.7j

461.8

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-461.8

-50.4j

461.8

81.3j

-461.8

-50.4j

461.8

81.3j

-461.8

-50.4j

461.8

81.3j

-461.8

-50.4j

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27.7j

-77.9

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77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

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158.6j

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-129.3j

438.3

158.6j

-434.3

-129.3j

96.3

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-96.3

-32.9j

96.3

40.1j

-96.3

-32.9j

96.3

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-96.3

-32.9j

96.3

40.1j

-96.3

-32.9j

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49.0j

-241.1

-47.6j

241.6

49.0j

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-96.4

-33.8j

96.4

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-96.4

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96.4

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-96.4

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96.4

41.0j

-96.4

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-199.2

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200.0

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-199.2

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-99.6

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99.6

40.4j

-99.6

-30.3j

99.6

40.4j

-99.6

-30.3j

99.6

40.4j

-99.6

-30.3j

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-78.8

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-209.0

-83.0j

209.5

83.2j

-209.0

-83.0j

104.5

41.5j

-104.5

-33.4j

104.5

41.5j

-104.5

-33.4j

104.5

41.5j

-104.5

-33.4j

104.5

41.5j

-104.5

-33.4j

78.8

31.0j

-78.8

-26.4j

96.4

41.0j

-96.4

-33.8j

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0.986

0.986

0.986

1.023

1.023

1.023

1.002

1.002

1.002

1.002

0.995

0.995

0.995

0.995

0.994

0.994

0.994

0.994

0.962

1.006

1.006

1.006

1.006

475.9

109.9

0.962

0.995 Figura A-94 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 230 kV Lechuga – J. Teixeira – Ano 2022



-922.7

-147.7j

922.7

84.5j

-922.7

-147.7j

922.7

84.5j

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126.8j

-922.7

-84.5j

936.6

126.8j

-922.7

-84.5j

936.6

65.8j

-936.6

-126.8j

936.6

65.8j

-936.6

-126.8j

461.3

73.9j

-461.3

-43.4j

461.3

73.9j

-461.3

-43.4j

461.3

73.9j

-461.3

-43.4j

461.3

73.9j

-461.3

-43.4j

77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

301.2

98.5j

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301.2

98.5j

-299.3

-89.6j

301.2

98.5j

-299.3

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-103.4

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103.4

40.2j

-103.4

-32.0j

103.4

40.2j

-103.4

-32.0j

103.4

40.2j

-103.4

-32.0j

-482.1

-92.7j

484.1

108.0j

96.4

41.0j

-96.4

-33.7j

96.4

41.0j

-96.4

-33.7j

96.4

41.0j

-96.4

-33.7j

96.4

41.0j

-96.4

-33.7j

200.0

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-199.2

-80.8j

200.0

80.8j

-199.2

-80.8j

99.6

40.4j

-99.6

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99.6

40.4j

-99.6

-30.3j

99.6

40.4j

-99.6

-30.3j

99.6

40.4j

-99.6

-30.3j

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30.9j

-78.8

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195.0

80.9j

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195.0

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-194.6

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-97.3

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97.3

40.6j

-97.3

-33.6j

97.3

40.6j

-97.3

-33.6j

97.3

40.6j

-97.3

-33.6j

78.8

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-78.8

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-96.4

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1.069

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Tarumã230 10301

1.036

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0.985

0.985

0.985

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1.023

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1.019

1.019

1.019

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1.005

1.005

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0.999

0.999

0.999

0.999

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1.011

1.011

1.011

1.011

480.4

112.3

0.962

1.005 Figura A-95 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 230 kV J. Teixeira – Mauá III – Ano 2022



-923.0

-149.0j

923.0

85.6j

-923.0

-149.0j

923.0

85.6j

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-923.0

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128.3j

-923.0

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937.0

67.2j

-937.0

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461.5

74.5j

-461.5

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461.5

74.5j

-461.5

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461.5

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-461.5

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461.5

74.5j

-461.5

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-77.9

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77.9

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-77.9

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77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

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300.9

94.0j

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300.9

94.0j

-299.1

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-103.5

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103.5

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-103.5

-32.3j

103.5

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-103.5

-32.3j

103.5

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-103.5

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-241.1

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-96.4

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99.5

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-96.4

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-461.2

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461.2

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-77.9

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-77.9

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306.1

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-107.4

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-241.0

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-96.4

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-80.8j

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-199.2

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-99.5

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99.5

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-99.5

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1.023

1.023

1.016

1.016

1.016

1.016

1.007

1.007

1.007

1.007

0.994

0.994

0.994

0.994

0.962

0.997

0.997

0.997

0.997

475.9

112.7

0.962

1.007 Figura A-97 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 230 kV Lechuga – Tarumã – Ano 2022



-922.2

-163.4j

922.2

99.5j

-922.2

-163.4j

922.2

99.5j

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-922.2

-99.5j

936.2

143.9j

-922.2

-99.5j

936.2

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-936.2

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936.2

82.6j

-936.2

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109.0j

-614.7

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614.7

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-54.4j

614.7

109.0j

-614.7

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-77.9

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-103.6

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-103.6

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-103.6

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-96.4

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194.6

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-97.1

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97.1

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1.023

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1.014

1.014

1.014

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1.007

1.007

1.007

0.994

0.994

0.994

0.994

0.962

1.010

1.010

1.010

1.010

475.9

112.7

0.962

1.007 Figura A-98 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 500/230 kV - SE Lechuga – Ano 2022



-922.2

-146.3j

922.2

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-922.2

-146.3j

922.2

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-922.2

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64.1j

-936.1

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-461.0

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1.016

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1.015

1.015

1.015

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1.007

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0.994

0.994

0.994

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1.007

1.007

1.007

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112.8

0.962




-922.2

-149.4j

922.2

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-922.2

-149.4j

922.2

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-922.2

-86.1j

936.1

128.4j

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-461.1

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-461.1

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461.1

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-461.1

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461.1

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-461.1

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-77.9

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1.008

1.008

1.008

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1.007 Figura A-100 – Alternativa 2 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/69 kV - SE Manaus – Ano 2022



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0.981

0.981

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0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.988

117.8

0.988




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-209.5j

572.9

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-572.9

-209.5j

572.9

182.6j

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-572.9

-182.6j

578.5

112.9j

-572.9

-182.6j

578.5

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-578.5

-112.9j

578.5

89.1j

-578.5

-112.9j

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-381.9

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381.9

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-381.9

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381.9

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-381.9

-116.6j

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-82.4

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-82.4

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82.4

34.2j

-82.4

-29.1j

82.4

34.2j

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-29.1j

82.4

34.2j

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83.2j

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-137.9

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117.8

1.005




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643.3

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-643.3

-297.5j

643.3

260.3j

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-643.3

-260.3j

651.0

221.5j

-643.3

-260.3j

651.0

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-651.0

-221.5j

651.0

189.3j

-651.0

-221.5j

428.9

198.4j

-428.9

-167.7j

428.9

198.4j

-428.9

-167.7j

428.9

198.4j

-428.9

-167.7j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

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-85.5

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85.5

36.3j

-85.5

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85.5

36.3j

-85.5

-30.5j

85.5

36.3j

-85.5

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88.0j

-202.2

-86.6j

202.6

88.0j

101.1

43.3j

-101.1

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101.1

43.3j

-101.1

-35.0j

101.1

43.3j

-101.1

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101.1

43.3j

-101.1

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-79.3j

208.3

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-207.4

-79.3j

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39.7j

-103.7

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103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

103.7

39.7j

-103.7

-28.9j

70.4

27.2j

-70.4

-23.5j

70.4

27.2j

-70.4

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0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.950

0.991

0.991

0.991

0.991

0.950

117.8

0.950

Figura A-116 – Alternativa 3 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 230 kV Lechuga – J. Teixeira (Antes do Reforço) – Ano 2014



-639.5

-250.5j

639.5

216.2j

-639.5

-250.5j

639.5

216.2j

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167.9j

-639.5

-216.2j

646.7

167.9j

-639.5

-216.2j

646.7

137.6j

-646.7

-167.9j

646.7

137.6j

-646.7

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167.0j

-426.3

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426.3

167.0j

-426.3

-137.7j

426.3

167.0j

-426.3

-137.7j

65.8

22.4j

-65.8

-19.2j

65.8

22.4j

-65.8

-19.2j

65.8

22.4j

-65.8

-19.2j

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-156.9j

377.0

179.7j

-373.7

-156.9j

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-85.4

-30.3j

85.4

35.8j

-85.4

-30.3j

85.4

35.8j

-85.4

-30.3j

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-202.3

-84.7j

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85.4j

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-101.1

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101.1

42.3j

-101.1

-34.9j

101.1

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101.1

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208.3

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-207.4

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103.7

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103.7

39.9j

-103.7

-29.0j

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-70.4

-23.5j

70.4

27.2j

-70.4

-23.5j

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0.971

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0.950

0.950

0.950

0.991

0.991

0.991

0.991

0.994

116.9

0.994

Figura A-117 – Alternativa 3 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 230 kV Lechuga – J. Teixeira (Depois do Reforço) – Ano 2014



-638.3

-243.3j

638.3

209.5j

-638.3

-243.3j

638.3

209.5j

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-638.3

-209.5j

645.4

159.7j

-638.3

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645.4

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-645.4

-159.7j

645.4

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-645.4

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162.2j

-425.5

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425.5

162.2j

-425.5

-133.3j

425.5

162.2j

-425.5

-133.3j

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-197.4

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250.5

109.3j

-249.1

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-85.5

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85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

-202.3

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-202.3

-84.1j

202.7

84.5j

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-101.1

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103.7

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109.3j

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117.3

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-645.3

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-645.3

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-425.5

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157.1j

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-98.7

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98.7

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-98.7

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250.5

109.1j

-249.1

-104.0j

250.5

109.1j

-249.1

-104.0j

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35.8j

-85.5

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85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

35.8j

-85.5

-30.3j

85.5

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-202.3

-84.0j

202.7

84.4j

-202.3

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202.7

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-101.1

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101.1

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-101.1

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101.1

42.0j

-101.1

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101.1

42.0j

-101.1

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208.3

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-207.4

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208.3

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-207.4

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-103.7

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103.7

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-103.7

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103.7

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-103.7

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-70.5

-23.5j

70.5

27.2j

-70.5

-23.5j

250.5

109.1j

-249.1

-104.0j

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1.038

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0.984

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1.007

0.989

0.989

0.989

0.989

0.950

0.950

0.950

0.950

0.991

0.991

0.991

0.991

1.014

117.7

1.014

Figura A-119 – Alternativa 3 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV - SE Lechuga (Depois do Reforço) – Ano 2014



-638.3

-251.4j

638.3

217.2j

-638.3

-251.4j

638.3

217.2j

645.5

168.7j

-638.3

-217.2j

645.5

168.7j

-638.3

-217.2j

645.5

138.5j

-645.5

-168.7j

645.5

138.5j

-645.5

-168.7j

425.5

167.6j

-425.5

-138.6j

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167.6j

-425.5

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-65.8

-19.2j

65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

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250.6

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-85.5

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35.8j

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-202.3

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202.7

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-202.3

-100.6j

202.7

101.3j

202.3

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-202.3

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202.3

100.6j

-202.3

-69.8j

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79.9j

-207.4

-79.3j

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-70.3

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22.3j

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0.991

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0.980

117.8

0.980

1.015

Figura A-120 – Alternativa 3 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV - SE Mauá III (Antes do Reforço) – Ano 2014



-638.3

-239.2j

638.3

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-638.3

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638.3

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425.5

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-65.8

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65.8

22.3j

-65.8

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250.6

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-249.1

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85.5

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-85.5

-30.3j

85.5

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-85.5

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-85.5

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-202.3

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202.7

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1.002

117.6

1.002

1.016

Figura A-121 – Alternativa 3 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV - SE Mauá III (Depois do Reforço) – Ano 2014



-638.2

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638.2

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-638.2

-232.1j

638.2

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-638.2

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-425.5

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425.5

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-425.5

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-65.8

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65.8

22.3j

-65.8

-19.2j

65.8

22.3j

-65.8

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250.5

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250.5

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-249.1

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-85.4

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-20.9

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-4.4

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Figura A-126 – Alternativa 3 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 500/230 kV - SE Lechuga (Depois do Reforço) – Ano 2016



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31.0j

-78.8

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166.5

88.7j

-166.2

-89.6j

166.5

88.7j

-166.2

-89.6j

166.1

89.7j

-166.1

-68.2j

166.1

89.7j

-166.1

-68.2j

78.8

31.0j

-78.8

-26.4j

96.4

41.0j

-96.4

-33.8j

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1.036

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1.000

0.991

0.991

0.991

0.991

1.023

1.023

1.023

1.009

1.009

1.009

1.009

1.002

1.002

1.002

1.002

0.990

0.990

0.990

0.990

0.962

0.976

0.976 471.7

111.5

0.962

1.002 Figura A-136 – Alternativa 3 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV da SE Tarumã (Antes do Reforço)– Ano 2022



-922.2

-149.2j

922.2

85.9j

-922.2

-149.2j

922.2

85.9j

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128.2j

-922.2

-85.9j

936.1

128.2j

-922.2

-85.9j

936.1

67.3j

-936.1

-128.2j

936.1

67.3j

-936.1

-128.2j

461.1

74.6j

-461.1

-43.7j

461.1

74.6j

-461.1

-43.7j

461.1

74.6j

-461.1

-43.7j

461.1

74.6j

-461.1

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27.8j

-77.9

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77.9

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-77.9

-23.3j

77.9

27.8j

-77.9

-23.3j

307.3

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-305.4

-82.5j

307.3

92.2j

-305.4

-82.5j

307.3

92.2j

-305.4

-82.5j

108.3

38.0j

-108.3

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108.3

38.0j

-108.3

-29.2j

108.3

38.0j

-108.3

-29.2j

108.3

38.0j

-108.3

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-241.1

-46.5j

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47.7j

-241.1

-46.5j

241.6

47.7j

96.4

41.1j

-96.4

-33.8j

96.4

41.1j

-96.4

-33.8j

96.4

41.1j

-96.4

-33.8j

96.4

41.1j

-96.4

-33.8j

200.0

81.1j

-199.2

-81.0j

200.0

81.1j

-199.2

-81.0j

99.6

40.5j

-99.6

-30.3j

99.6

40.5j

-99.6

-30.3j

99.6

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-99.6

-30.3j

99.6

40.5j

-99.6

-30.3j

78.8

31.0j

-78.8

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185.3

89.4j

-184.9

-89.8j

185.3

89.4j

-184.9

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123.3

59.9j

-123.3

-48.3j

123.3

59.9j

-123.3

-48.3j

123.3

59.9j

-123.3

-48.3j

78.8

31.0j

-78.8

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96.4

41.1j

-96.4

-33.8j

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0.991

0.991

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1.023

1.023

1.023

1.019

1.019

1.019

1.019

1.009

1.009

1.009

1.009

0.994

0.994

0.994

0.994

0.962

0.994

0.994

0.994

474.4

112.4

0.962

1.009 Figura A-137 – Alternativa 3 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV da SE Tarumã (Depois do Reforço)– Ano 2022



-922.3

-158.9j

922.3

95.2j

-922.3

-158.9j

922.3

95.2j

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139.0j

-922.3

-95.2j

936.3

139.0j

-922.3

-95.2j

936.3

77.7j

-936.3

-139.0j

936.3

77.7j

-936.3

-139.0j

461.1

79.4j

-461.1

-48.4j

461.1

79.4j

-461.1

-48.4j

461.1

79.4j

-461.1

-48.4j

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79.4j

-461.1

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77.9

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-77.9

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77.9

27.8j

-77.9

-23.4j

77.9

27.8j

-77.9

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-298.8

-94.0j

300.7

103.5j

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-94.0j

300.7

103.5j

-298.8

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103.3

40.2j

-103.3

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103.3

40.2j

-103.3

-32.1j

103.3

40.2j

-103.3

-32.1j

103.3

40.2j

-103.3

-32.1j

-241.0

-59.0j

241.6

60.5j

-241.0

-59.0j

241.6

60.5j

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-160.6

-56.2j

160.6

76.3j

-160.6

-56.2j

160.6

76.3j

-160.6

-56.2j

200.0

81.0j

-199.2

-80.8j

200.0

81.0j

-199.2

-80.8j

99.6

40.4j

-99.6

-30.3j

99.6

40.4j

-99.6

-30.3j

99.6

40.4j

-99.6

-30.3j

99.6

40.4j

-99.6

-30.3j

78.7

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-78.7

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195.3

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-194.9

-81.3j

195.3

81.1j

-194.9

-81.3j

97.4

40.6j

-97.4

-33.6j

97.4

40.6j

-97.4

-33.6j

97.4

40.6j

-97.4

-33.6j

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-78.7

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0.991

0.991

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1.023

1.023

1.008

1.008

1.008

1.008

0.981

0.981

0.981

0.990

0.990

0.990

0.990

0.962

1.002

1.002

1.002

1.002

471.7

111.1

0.962

Figura A-138 – Alternativa 3 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV da SE Mauá III (Antes do Reforço)– Ano 2022



-922.3

-149.4j

922.3

86.2j

-922.3

-149.4j

922.3

86.2j

936.2

128.5j

-922.3

-86.2j

936.2

128.5j

-922.3

-86.2j

936.2

67.5j

-936.2

-128.5j

936.2

67.5j

-936.2

-128.5j

461.1

74.7j

-461.1

-43.9j

461.1

74.7j

-461.1

-43.9j

461.1

74.7j

-461.1

-43.9j

461.1

74.7j

-461.1

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77.9

27.8j

-77.9

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77.9

27.8j

-77.9

-23.3j

77.9

27.8j

-77.9

-23.3j

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300.7

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-298.9

-88.4j

300.7

97.6j

-298.9

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-103.4

-32.0j

103.4

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-103.4

-32.0j

103.4

40.2j

-103.4

-32.0j

103.4

40.2j

-103.4

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-241.1

-51.0j

241.6

52.3j

-241.1

-51.0j

241.6

52.3j

120.5

53.5j

-120.5

-42.2j

120.5

53.5j

-120.5

-42.2j

120.5

53.5j

-120.5

-42.2j

120.5

53.5j

-120.5

-42.2j

200.0

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-199.2

-81.0j

200.0

81.1j

-199.2

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99.6

40.5j

-99.6

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99.6

40.5j

-99.6

-30.3j

99.6

40.5j

-99.6

-30.3j

99.6

40.5j

-99.6

-30.3j

78.8

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-78.8

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195.2

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-194.8

-81.8j

195.2

81.5j

-194.8

-81.8j

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40.9j

-97.4

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97.4

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-97.4

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-97.4

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97.4

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1.023

1.023

1.023

1.015

1.015

1.015

1.015

0.998

0.998

0.998

0.998

0.994

0.994

0.994

0.994

0.962

1.007

1.007

1.007

1.007

474.3

112.1

0.962

Figura A-139 – Alternativa 3 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV da SE Mauá III (Depois do Reforço)– Ano 2022



-1844.8

-306.8j

1844.8

22.7j

1907.9

738.7j

-1844.8

-22.7j

1907.9

462.6j

-1907.9

-738.7j

461.2

76.7j

-461.2

-44.9j

461.2

76.7j

-461.2

-44.9j

461.2

76.7j

-461.2

-44.9j

461.2

76.7j

-461.2

-44.9j

77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

300.3

96.8j

-298.4

-86.9j

300.3

96.8j

-298.4

-86.9j

300.3

96.8j

-298.4

-86.9j

103.0

40.2j

-103.0

-32.1j

103.0

40.2j

-103.0

-32.1j

103.0

40.2j

-103.0

-32.1j

103.0

40.2j

-103.0

-32.1j

-241.1

-48.3j

241.6

49.8j

-241.1

-48.3j

241.6

49.8j

96.4

41.0j

-96.4

-33.8j

96.4

41.0j

-96.4

-33.8j

96.4

41.0j

-96.4

-33.8j

96.4

41.0j

-96.4

-33.8j

200.1

81.3j

-199.2

-80.8j

200.1

81.3j

-199.2

-80.8j

99.6

40.4j

-99.6

-30.3j

99.6

40.4j

-99.6

-30.3j

99.6

40.4j

-99.6

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99.6

40.4j

-99.6

-30.3j

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31.0j

-78.8

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195.9

81.4j

-195.5

-81.4j

195.9

81.4j

-195.5

-81.4j

97.7

40.7j

-97.7

-33.6j

97.7

40.7j

-97.7

-33.6j

97.7

40.7j

-97.7

-33.6j

97.7

40.7j

-97.7

-33.6j

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-78.8

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-96.4

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0.950

1.005

1.005

1.005

0.996

0.996

0.996

0.996

0.989

0.989

0.989

0.989

0.977

0.977

0.977

0.977

0.967

0.989

0.989

0.989

0.989

459.9

108.6

0.967

0.989 Figura A-140 – Alternativa 3 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 500 kV Lechuga – Itacoatiara – Ano 2022



-923.6

-162.8j

923.6

98.7j

-923.6

-162.8j

923.6

98.7j

937.7

143.7j

-923.7

-98.7j

937.7

143.7j

-923.7

-98.7j

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-937.8

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937.8

82.2j

-937.8

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-461.8

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461.8

81.3j

-461.8

-50.4j

461.8

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-461.8

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461.8

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-461.8

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27.7j

-77.9

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77.9

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-77.9

-23.3j

77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

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158.6j

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438.3

158.6j

-434.3

-129.3j

96.3

40.1j

-96.3

-32.9j

96.3

40.1j

-96.3

-32.9j

96.3

40.1j

-96.3

-32.9j

96.3

40.1j

-96.3

-32.9j

-241.1

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-241.1

-47.6j

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-96.4

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96.4

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-96.4

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96.4

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-96.4

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96.4

41.0j

-96.4

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200.0

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-199.2

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-99.6

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99.6

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-99.6

-30.3j

99.6

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-99.6

-30.3j

99.6

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-99.6

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-78.8

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209.5

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-209.0

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-104.5

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104.5

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-104.5

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104.5

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-104.5

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104.5

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-104.5

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78.8

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41.0j

-96.4

-33.8j

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0.986

0.986

0.986

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1.023

1.023

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1.002

1.002

1.002

0.995

0.995

0.995

0.995

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0.994

0.994

0.994

0.962

1.006

1.006

1.006

1.006

475.9

109.9

0.962

0.995 Figura A-141 – Alternativa 3 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 230 kV Lechuga – J. Teixeira – Ano 2022



-922.7

-147.7j

922.7

84.5j

-922.7

-147.7j

922.7

84.5j

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-922.7

-84.5j

936.6

126.8j

-922.7

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936.6

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-936.6

-126.8j

936.6

65.8j

-936.6

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73.9j

-461.3

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461.3

73.9j

-461.3

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461.3

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461.3

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-77.9

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77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

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301.2

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-299.3

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301.2

98.5j

-299.3

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-103.4

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103.4

40.2j

-103.4

-32.0j

103.4

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-103.4

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103.4

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-96.4

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96.4

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-96.4

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96.4

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-80.8j

200.0

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-199.2

-80.8j

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-99.6

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99.6

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-99.6

-30.3j

99.6

40.4j

-99.6

-30.3j

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-99.6

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-78.8

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-194.6

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-97.3

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97.3

40.6j

-97.3

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-97.3

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97.3

40.6j

-97.3

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-78.8

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-96.4

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1.023

1.023

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1.019

1.019

1.019

1.005

1.005

1.005

1.005

0.999

0.999

0.999

0.999

0.962

1.011

1.011

1.011

1.011

480.4

112.3

0.962

1.005 Figura A-142 – Alternativa 3 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 230 kV J. Teixeira – Mauá III – Ano 2022



-923.0

-149.0j

923.0

85.6j

-923.0

-149.0j

923.0

85.6j

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-923.0

-85.6j

937.0

128.3j

-923.0

-85.6j

937.0

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-937.0

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937.0

67.2j

-937.0

-128.3j

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-461.5

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461.5

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-461.5

-43.9j

461.5

74.5j

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-43.9j

461.5

74.5j

-461.5

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-77.9

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27.7j

-77.9

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-299.1

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-103.5

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103.5

40.5j

-103.5

-32.3j

103.5

40.5j

-103.5

-32.3j

103.5

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-103.5

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-241.1

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-96.4

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-96.4

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-96.4

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-96.4

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40.4j

-99.5

-30.3j

99.5

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-99.5

-30.3j

99.5

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194.9

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-97.2

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-97.2

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97.2

40.4j

-97.2

-33.3j

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0.985

0.985

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1.023

1.023

1.023

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1.019

1.019

1.019

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1.012

1.012

1.012

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479.7

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0.962




-922.6

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922.6

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-922.6

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922.6

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-922.6

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-922.6

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-936.5

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936.5

66.9j

-936.5

-127.9j

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-461.2

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461.2

74.4j

-461.2

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74.4j

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-77.9

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77.9

27.7j

-77.9

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306.1

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-304.3

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306.1

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-304.3

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-107.4

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107.4

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-96.4

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96.4

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-96.4

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-80.8j

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-199.2

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-78.8

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-96.4

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Tarumã230 10301

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0.989

0.989

0.989

0.989

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1.023

1.023

1.016

1.016

1.016

1.016

1.007

1.007

1.007

1.007

0.994

0.994

0.994

0.994

0.962

0.997

0.997

0.997

0.997

475.9

112.7

0.962

1.007 Figura A-144 – Alternativa 3 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência LT 230 kV Lechuga – Tarumã – Ano 2022



-922.2

-163.4j

922.2

99.5j

-922.2

-163.4j

922.2

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-922.2

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936.2

143.9j

-922.2

-99.5j

936.2

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-936.2

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936.2

82.6j

-936.2

-143.9j

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109.0j

-614.7

-54.4j

614.7

109.0j

-614.7

-54.4j

614.7

109.0j

-614.7

-54.4j

77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

77.9

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1.006 Figura A-147 – Alternativa 3 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/138 kV - SE J. Teixeira – Ano 2022



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1.008

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1.008

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0.962

1.007 Figura A-148 – Alternativa 3 – Carga Pesada – Rede Básica – Contingência TR 230/69 kV - SE Manaus – Ano 2022



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-922.1

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-78.8

-26.4j

195.0

80.2j

-194.6

-80.5j

195.0

80.2j

-194.6

-80.5j

97.3

40.3j

-97.3

-33.2j

97.3

40.3j

-97.3

-33.2j

97.3

40.3j

-97.3

-33.2j

97.3

40.3j

-97.3

-33.2j

78.8

30.9j

-78.8

-26.4j

96.4

40.9j

-96.4

-33.7j

CARIRI-AM50010012

1.039

CA-IT-CAP50010222

1.031

CA-IT-CAP50010223

1.031

IT-CA-CAP50010220

1.069

IT-CA-CAP50010221

1.069

ITACOA-AM50010010

1.062

CARIRI-AM23010560

1.043

CARIRI-AM13810559

1.003

J.TEIX-AM23010510

1.022

J.TEIX-AM13810511

0.982 MAUA-3-AM23010500

1.016

MAUA-3-AM13810504

0.983

MANAUS-AM23010400

1.030

MANAU2-AM06910402

1.000

MAUA-3-AM06910505

1.004

Tarumã230 10301

1.035

Tarumã138 10302

1.003

0.988

0.988

0.988

0.988

1.023

1.023

1.023

1.015

1.015

1.015

1.015

1.007

1.007

1.007

1.007

0.998

0.998

0.998

0.998

0.962

1.008

1.008

1.008

1.008

479.0

113.6

0.962




57.1

18.4j

-57.0

-18.7j

57.1

18.4j

-57.0

-18.7j

78.8

30.9j

-78.8

-26.4j

5.5

-4.4j

-5.5

3.5j

5.5

-4.4j

-5.5

3.5j

104.3

28.6j

-104.1

-27.8j

104.3

28.6j

-104.1

-27.8j

161.8

50.2j

-161.3

-47.3j

105.2

35.0j

-105.0

-34.2j

105.2

35.0j

-105.0

-34.2j

48.0

15.5j

-48.0

-15.8j

48.0

15.5j

-48.0

-15.8j

31.7

10.2j

-31.7

-10.4j

31.7

10.2j

-31.7

-10.4j

-52.0

-4.0j

52.1

3.1j

-52.0

-4.0j

52.1

3.1j

52.0

4.0j

-52.0

-2.2j

52.0

4.0j

-52.0

-2.2j

7.7

-2.9j

-7.7

-2.5j

50.5

16.5j

-50.4

-16.6j

50.5

16.5j

-50.4

-16.6j

161.8

50.2j

-161.3

-47.3j

77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

77.9

27.7j

-77.9

-23.3j

96.4

40.9j

-96.4

-33.7j

96.4

40.9j

-96.4

-33.7j

96.4

40.9j

-96.4

-33.7j

96.4

40.9j

-96.4

-33.7j

103.4

40.4j

-103.4

-32.3j

103.4

40.4j

-103.4

-32.3j

103.4

40.4j

-103.4

-32.3j

103.4

40.4j

-103.4

-32.3j

194.6

66.5j

-193.6

-59.7j

194.6

66.5j

-193.6

-59.7j

148.6

44.9j

-147.7

-39.7j

148.6

44.9j

-147.7

-39.7j

45.1

14.3j

-45.1

-14.8j

45.1

14.3j

-45.1

-14.8j

51.5

16.7j

-51.5

-16.9j

51.5

16.7j

-51.5

-16.9j

96.4

40.9j

-96.4

-33.7j

78.8

30.9j

-78.8

-26.4j

81.3

26.2j

-81.1

-26.0j

81.3

26.2j

-81.1

-26.0j

43.1

13.5j

-43.1

-14.2j

43.1

13.5j

-43.1

-14.2j

97.3

40.3j

-97.3

-33.2j

97.3

40.3j

-97.3

-33.2j

97.3

40.3j

-97.3

-33.2j

97.3

40.3j

-97.3

-33.2j

CARIRI-AM13810559

1.003

CENTRO-AM13810545

0.968

MAUA-3-AM13810504

0.983

D.IND3-AM13810550

0.979

MAUA-3-AM06910505

1.004

J.TEIX-AM13810511

0.982

COMPEN-AM13810540

0.969

CH.GRD-AM13810530

0.968

MUTIRA-AM13810520

0.974

IRANDU-AM06910485

0.995

P.Dez 10308

0.994

DI 4-AM138 10310

0.978

AMAZ 138 10313

1.002

PETROP 138 10311

0.977

CID DEUS 10309

0.979

Tarumã 2 10305

0.986

IRACAM-SP13810306

0.966

ITAOCA138 10307

0.967

RP.EVA-AM13810312

0.999

CARIRI-AM23010560

1.043

MAUA-3-AM23010500

1.016

J.TEIX-AM23010510

1.022

Tarumã138 10302

1.003

ST.ETE-AM13810555

0.998

Tarumã230 10301

1.035

0.962

0.968

0.968

1.023

1.023

1.023

1.007

1.007

1.007

1.007

1.015

1.015

1.015

1.015

1.007

0.962

1.008

1.008

1.008

1.008




78.8

30.9j

-78.8

-26.4j

-19.6

-6.2j

19.7

6.3j

-19.3

-6.7j

19.3

6.8j

-4.3

-1.7j

4.3

1.5j-0.8

-1.2j

0.8

1.1j

-3.3

-0.3j

3.3

0.2j

-19.2

-6.8j

19.3

6.9j

-13.4

-5.2j

13.4

5.2j

22.9

2.2j

-22.3

-0.0j

50.1

18.2j

-49.9

-17.2j

0.0

-0.1j

-0.0

-0.0j

34.5

14.0j

-34.3

-13.3j

-10.4

-6.5j

10.5

6.5j

34.5

12.4j

-34.5

-12.3j34.5

12.4j

-34.5

-12.3j12.5

4.4j

-12.5

-4.4j

5.6

1.8j

-5.6

-1.8j

3.4

1.0j

-3.4

-1.1j

0.0

-0.1j

0.0

0.0j

0.0

-0.2j

0.0

-0.0j

56.6

20.8j

-56.4

-19.7j

-1.6

-0.5j

1.6

0.5j

-18.9

-6.2j

18.9

6.2j

-48.8

-18.2j

49.0

19.3j

-24.0

-7.5j

24.2

8.0j

-51.1

-17.2j

51.6

17.9j

21.6

7.7j

-21.5

-7.5j

28.6

10.1j

-28.6

-10.0j

99.5

40.4j

-99.5

-30.3j

10.0

3.2j

-10.0

-3.2j

13.2

4.1j

-13.1

-4.1j

25.2

8.6j-25.0-8.2j

8.3

2.3j

-8.3

-2.5j

99.5

40.4j

-99.5

-30.3j

99.5

40.4j

-99.5

-30.3j

31.3

10.9j

-31.1

-10.3j

99.5

40.4j

-99.5

-30.3j28.8

8.8j

-28.7

-8.5j

28.8

8.8j

-28.7

-8.5j

26.6

12.3j

-26.6

-12.0j

61.9

21.2j

-61.6

-20.2j

-58.2

-19.1j

58.5

20.0j

-37.6

-12.6j

37.8

13.2j

-27.0

-9.0j

27.0

9.1j

5.8

1.8j

-5.8

-1.9j5.8

1.8j

-5.8

-1.9j

22.9

2.2j

-22.3

-0.0j

52.0

4.0j

-52.0

-2.2j

52.0

4.0j

-52.0

-2.2j

74.4

27.3j

-74.0

-24.3j

38.0

12.6j

-37.9

-12.5j

38.0

12.6j

-37.9

-12.5j

78.8

30.9j

-78.8

-26.4j

MANAUS-AM23010400

1.030

MANAU2-AM06910402

1.000

MAUA-3-AM13810504

0.983

MAUA-3-AM06910505

1.004

FLORES-AM06910370

0.993

S.MIRI-AM06910395

0.986

APAREC-AM06910300

0.982

CACHOE-AM06910350

0.981

PNEGRA-AM06910380

0.984

PISMAE-AM06910393

0.981

PIE-PN-AM06910390

REDENC-AM06910490

0.990

APELPAUTE01310315

IRANDU-AM06910485

0.995

MANACA-AM06910480

0.963

D.DOIS-AM06910440

1.002

MARAPA-AM06910492

0.972

MAUAB2-AM06910325

1.003

TAMBAQ-AM06910445

1.002

TAMB.1UTE01310447

MAUAB1-AM06910320

0.983

D.IND.-AM06910420

0.988

MAUA-2-AM06910335

1.003

CONS.E-AM06910345

0.994

V OITO-AM06910360


0.987

AMBEV--AM06910379

0.993

C.NOVA-AM06910430

0.998

S.JOSE-AM06910450

0.988

S.ANTO-AM06910460

0.993

SIVAM--AM06910466

0.991

JARAQU-AM06910461

0.993

JARAQ2UTE01310471

MANAUA-AM06910435

0.998

MANAU1UTE01310436

CONS.E-AM06910344

0.995

SHOPMAN AM6910394

0.990

IRACAM-SP13810306

0.966

CEs 69kV 10493

0.954

PI_PN 13 10391

APE BL II_1310317

BLOCO3_13B1 10321

BLOCO3-13B2 10322

MANCA 13 10481

IRAND 13 10486

0.962

G

G

G

G5.6

18.9

75.9

61.6

0.998

9.8

44.6

58.2

16.6

19.8

21.1

11.6

17.3

25.1

24.9

8.33.4

28.2

9.3

23.0

0.998

0.998

0.998

58.2

0.968

0.968

G

G

G

GG

0.962




ANEXO B - Parâmetros das LTs e Transformadores de Rede Básica

Linha de Transmissão Nova (LT)

Tabela B-1– Características Elétricas das Linhas de Transmissão – Alternativa Vencedora

Linha de transmissão Tensão (kV) Estrutura Extensão (km) Condutor

Número por fase Nome Bitola (MCM) Lechuga – J. Teixeira (C3) 230 CP 29 2 Rail 954

Tabela B-2- Parâmetros Elétricos das Linhas de Transmissão – Alternativa Vencedora

Linha de transmissão

Parâmetros elétricos Longitudinais e transversais por unidade de comprimento Longitudinais e transversais equivalentes

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 (%)

Lechuga – J. Teixeira (C3) 0,0355 0,299 14,5 0,421 1,63 6,26 0,197 1,851 7,696 2,306 8,952 3,624

Capacidade corrente:

J Os valores máximos de corrente verificados na LT Lechuga – J.Teixeira (C3) são: 834 A em regime normal e 1274 A em emergência. Recomenda-se

que a LT Lechuga – J.Teixeira (C3) tenha capacidade de 1570 A em regime normal e 1960 A em emergência.



Transformadores (TR)

Tabela B-3- Parâmetros dos Tranformadores Novos

Subestação Transformador Unidade Capacidade X (%) ∆∆∆∆ TAP Lechuga 500/230/13,8 kV T4 600/720 1,55 0,95/1,05 Lechuga 230/138/13,8 kV T1 150/180 6,67 0,95/1,05 Lechuga 230/138/13,8 kV T2 150/180 6,67 0,95/1,05 Lechuga 230/138/13,8 kV T3 150/180 6,67 0,95/1,05 Lechuga 230/138/13,8 kV T4 150/180 6,67 0,95/1,05 Lechuga 230/138/13,8 kV T5 150/180 6,67 0,95/1,05 J. Teixeira 230/138/13,8 kV T3 150/180 6,67 0,95/1,05 J. Teixeira 230/138/13,8 kV T4 150/180 6,67 0,95/1,05 J. Teixeira 230/138/13,8 kV T5 150/180 6,67 0,95/1,05 Mauá III 230/138/13,8 kV T4 150/180 6,67 0,95/1,05 Manaus 230/69/13,8 kV T4 150/180 9,33 0,95/1,05



ANEXO C – Perdas das Alternativas

A seguir são apresentadas as perdas elétricas de cada alternativa, discretizadas por ano.

Tabela C-1– ∆∆∆∆ Perdas Elétricas, considerando Fator de Perdas = 0,64

Ano ∆∆∆∆ Perdas (MW)

Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3 2012 1,7 0,0 1,6 2013 1,2 0,0 1,0 2014 0,6 0,0 0,4 2015 0,4 0,0 0,2 2016 0,3 0,0 -1,2 2017 0,9 0,0 -1,4 2018 1,5 0,0 -1,5 2019 1,3 0,0 -0,8 2020 1,0 0,0 -0,1 2021 0,7 0,0 0,0 2022 0,3 0,0 0,0



ANEXO D - Plano de Obras e Estimativa de Custos

Tabela D-1– Plano de obras não comuns e estimativa de custos da Alternativa 1

Custo Custo Valor Parcela Truncamento Unitário Total Presente Anual 2022

LT 230 kV LECHUGA - J. TEIXEIRA 2x954 MCM CS 2014 29 710,81 20.613,39 16.730,29 2.371,05 9.903,17

LT 138 kV AMAZONAS - TARUMÃ II 2x795 MCM CD 2016 22,5 958,93 21.576,00 14.212,78 2.481,77 6.916,16

LT 138 kV STA ETELVINA - CIDADE DE DEUS 2x795 MCM CD 2016 8 1.141,11 9.128,86 6.013,46 1.050,04 2.926,25

LT 138 kV J. TEIXEIRA - MUTIRÃO 2x795 MCM CS 2018 7 504,73 3.533,11 1.888,94 406,39 674,08

LT 138 kV MUTIRÃO - C. GRANDE 2x795 MCM CS 2020 7 684,67 4.792,69 2.079,68 551,28 409,66

LT 138 kV PARQUE 10 - ITAOCA 2x795 MCM CD 2022 9 1.209,09 10.881,78 3.832,39 1.251,67 -

EL - 230 kV - BD 2014 1 3.297,00 3.297,00 2.675,92 379,24 1.583,96 TRANSFORMADOR 230 / 138 KV - 150 MVA - T - C - C 2018 1 5.496,00 5.496,00 2.938,39 632,18 1.048,59

CT - 230 kV - BD 2018 1 2.748,00 2.748,00 1.469,19 316,09 524,29

BANCO DE CAPACITORES - 230 kV - 55 Mvar - T (*) 2022 2 3.136,00 6.272,00 2.208,90 721,43 -

CC - 230 kV - BD 2022 2 2.748,00 5.496,00 1.935,61 632,18 - TRANSFORMADOR 230 / 138 KV - 150 MVA - T - C - C 2022 1 5.496,00 5.496,00 1.935,61 632,18 -

CT - 230 kV - BD 2022 1 2.748,00 2.748,00 967,80 316,09 -

CT - 138 kV - BPT 2018 1 1.238,00 1.238,00 661,89 142,40 236,20

CT - 138 kV - BPT 2022 1 1.238,00 1.238,00 436,00 142,40 -

TRANSFORMADOR 230 / 138 KV - 150 MVA - T - C - C 2012 2 5.496,00 10.992,00 10.992,00 1.264,35 7.446,05

CT - 230 kV - BD 2012 2 2.748,00 5.496,00 5.496,00 632,18 3.723,03

EL - 230 kV - BD 2014 1 3.297,00 3.297,00 2.675,92 379,24 1.583,96 TRANSFORMADOR 230 / 138 KV - 150 MVA - T - C - C 2020 1 5.496,00 5.496,00 2.384,86 632,18 469,78

CT - 230 kV - BD 2020 1 2.748,00 2.748,00 1.192,43 316,09 234,89

CT - 138 kV - BPT 2012 2 1.238,00 2.476,00 2.476,00 284,80 1.677,26

EL - 138 kV - BPT 2018 1 1.722,00 1.722,00 920,65 198,07 328,54

CT - 138 kV - BPT 2020 1 1.238,00 1.238,00 537,20 142,40 105,82

LT

SE JORGE TEIXEIRA 230 kV

SE LECHUGA 138 kV

Qdade

SE LECHUGA 230 kV

Linhas de Transmissão / Equipamento Entrada





BANCO DE CAPACITORES - 230 kV - 55 Mvar - T (*) 2018 2 3.136,00 6.272,00 3.353,27 721,43 1.196,64

CC - 230 kV - BD 2018 2 2.748,00 5.496,00 2.938,39 632,18 1.048,59

BANCO DE CAPACITORES - 230 kV - 55 Mvar - T (*) 2020 2 3.136,00 6.272,00 2.721,59 721,43 536,10

CC - 230 kV - BD 2020 2 2.748,00 5.496,00 2.384,86 632,18 469,78

EL - 138 kV - BPT 2018 1 1.722,00 1.722,00 920,65 198,07 328,54 EL - 138 kV - BPT 2020 1 1.722,00 1.722,00 747,22 198,07 147,19

SE STA ETELVINA 138 kV EL - 138 kV - BPT 2016 2 1.722,00 3.444,00 2.268,67 396,14 1.103,97

SE PARQUE 10 138 kV EL - 138 kV - BPT 2022 2 1.722,00 3.444,00 1.212,92 396,14 -

SE AMAZONAS 138 kV EL - 138 kV - BPT 2016 2 1.722,00 3.444,00 2.268,67 396,14 1.103,97

SE CIDADE DE DEUS 138 kV EL - 138 kV - BPT 2016 2 1.722,00 3.444,00 2.268,67 396,14 1.103,97

SE C. GRANDE 138 kV EL - 138 kV - BPT 2020 1 1.722,00 1.722,00 747,22 198,07 147,19

SE ITAOCA 138 kV EL - 138 kV - BPT 2022 2 1.722,00 3.444,00 1.212,92 396,14 -

183.941,82 109.706,95 46.977,62

SE MAUA III 230 kV

SE MUTIRÃO 138 kV

CUSTO TOTAL DE LINHAS DE TRANSMISSÃO E EQUIPAMENTOS:

QdadeLinhas de Transmissão / Equipamento Entrada

(*) Custo de Banco de Capacitores 50 Mvar.





LT 230 kV LECHUGA - TARUMÃ 2x954 MCM CD 2012 10 1.184,68 11.846,77 11.846,77 1.362,67 8.025,08

LT 230 kV LECHUGA - J. TEIXEIRA 2x954 MCM CS 2018 29 710,81 20.613,39 11.020,76 2.371,05 3.932,84 LT 138 kV TARUMÃ - TARUMÃ II 2x795 MCM CD 2012 8,0 1.209,09 9.672,69 9.672,69 1.112,60 6.552,34 LT 138 kV TARUMÃ II - COMPENSA 2x795 MCM CD 2012 17,0 1.165,10 19.806,70 19.806,70 2.278,26 13.417,19 LT 138 kV JORGE TEIXEIRA - CIDADE DE DEUS 2x795 MCM CD 2016 6 941,18 5.647,07 3.719,90 649,55 1.810,16 LT 138 kV C. GRANDE - ITAOCA 2x795 MCM CD 2022 6 1.209,09 7.254,52 2.554,93 834,45 -

EL - 230 kV - BD 2012 2 3.297,00 6.594,00 6.594,00 758,47 4.466,82

EL - 230 kV - BD 2018 1 3.297,00 3.297,00 1.762,71 379,24 629,04


CC - 230 kV - BD 2016 2 2.748,00 5.496,00 3.620,39 632,18 1.761,74


CC - 230 kV - BD 2018 1 2.748,00 2.748,00 1.469,19 316,09 524,29

MIG - 230 kV - BD - MÉDIA 2012 1 11.692,00 11.692,00 11.692,00 1.344,87 7.920,24

IB - 230 kV - BD 2012 1 1.801,00 1.801,00 1.801,00 207,16 1.220,01

EL - 230 kV - BD 2012 2 3.297,00 6.594,00 6.594,00 758,47 4.466,82 TRANSFORMADOR 230 / 138 KV - 150 MVA - T - C - C 2012 2 5.496,00 10.992,00 10.992,00 1.264,35 7.446,05

CT - 230 kV - BD 2012 2 2.748,00 5.496,00 5.496,00 632,18 3.723,03 TRANSFORMADOR 230 / 138 KV - 150 MVA - T - C - C 2016 1 5.496,00 5.496,00 3.620,39 632,18 1.761,74

CT - 230 kV - BD 2016 1 2.748,00 2.748,00 1.810,19 316,09 880,87 TRANSFORMADOR 230 / 138 KV - 150 MVA - T - C - C 2022 1 5.496,00 5.496,00 1.935,61 632,18 -

CT - 230 kV - BD 2022 1 2.748,00 2.748,00 967,80 316,09 -

MIG - 138 kV - BPT - MÉDIA 2012 1 5.400,00 5.400,00 5.400,00 621,13 3.658,00

IB - 138 kV - BPT 2012 1 914,00 914,00 914,00 105,13 619,15

CT - 138 kV - BPT 2012 2 1.238,00 2.476,00 2.476,00 284,80 1.677,26

CT - 138 kV - BPT 2016 1 1.238,00 1.238,00 815,51 142,40 396,84

CT - 138 kV - BPT 2022 1 1.238,00 1.238,00 436,00 142,40 -

EL - 138 kV - BPT 2012 2 1.722,00 3.444,00 3.444,00 396,14 2.332,99

Entrada QdadeLinhas de Transmissão / Equipamento

SE LECHUGA 230 kV

LT

SE TARUMÃ 230 kV

SE TARUMÃ 138 kV




TRANSFORMADOR 230 / 138 KV - 150 MVA - T - C - C 2016 1 5.496,00 5.496,00 3.620,39 632,18 1.761,74

CT - 230 kV - BD 2016 1 2.748,00 2.748,00 1.810,19 316,09 880,87

EL - 230 kV - BD 2018 1 3.297,00 3.297,00 1.762,71 379,24 629,04 TRANSFORMADOR 230 / 138 KV - 150 MVA - T - C - C 2022 1 5.496,00 5.496,00 1.935,61 632,18 -

CT - 230 kV - BD 2022 1 2.748,00 2.748,00 967,80 316,09 -

EL - 138 kV - BPT 2016 2 1.722,00 3.444,00 2.268,67 396,14 1.103,97

CT - 138 kV - BPT 2016 1 1.238,00 1.238,00 815,51 142,40 396,84

CT - 138 kV - BPT 2022 1 1.238,00 1.238,00 436,00 142,40 -

SE TARUMÃ II 138 kV EL - 138 kV - BPT 2016 2 1.722,00 3.444,00 2.268,67 396,14 1.103,97

TRANSFORMADOR 230 / 138 KV - 150 MVA - T - C - C 2022 1 5.496,00 5.496,00 1.935,61 632,18 -

CT - 230 kV - BD 2022 1 2.748,00 2.748,00 967,80 316,09 -


CC - 230 kV - BD 2022 2 2.748,00 5.496,00 1.935,61 632,18 -

SE MAUA III 138 kV CT - 138 kV - BPT 2022 1 1.238,00 1.238,00 436,00 142,40 -

SE C. GRANDE 138 kV EL - 138 kV - BPT 2022 2 1.722,00 3.444,00 1.212,92 396,14 - SE COMPENSA 138 kV EL - 138 kV - BPT 2012 2 1.722,00 3.444,00 3.444,00 396,14 2.332,99

SE CIDADE DE DEUS 138 kV EL - 138 kV - BPT 2016 2 1.722,00 3.444,00 2.268,67 396,14 1.103,97 SE ITAOCA 138 kV EL - 138 kV - BPT 2022 2 1.722,00 3.444,00 1.212,92 396,14 -

234.332,14 167.778,72 89.144,67 CUSTO TOTAL DE LINHAS DE TRANSMISSÃO E EQUIPAMENTOS:


Entrada QdadeLinhas de Transmissão / Equipamento

SE MAUA III 230 kV







LT 230 kV LECHUGA - TARUMÃ 2x954 MCM CD 2016 10 1.184,68 11.846,77 7.803,84 1.362,67 3.797,47

LT 230 kV LECHUGA - J. TEIXEIRA 2x954 MCM CS 2014 29 710,81 20.613,39 16.730,29 2.371,05 9.903,17 LT 138 kV TARUMÃ - TARUMÃ II 2x795 MCM CD 2016 8,0 1.209,09 9.672,69 6.371,70 1.112,60 3.100,57 LT 138 kV TARUMÃ II - COMPENSA 2x795 MCM CD 2016 17,0 1.165,10 19.806,70 13.047,29 2.278,26 6.349,02 LT 138 kV JORGE TEIXEIRA - CIDADE DE DEUS 2x795 MCM CD 2016 6 941,18 5.647,07 3.719,90 649,55 1.810,16 LT 138 kV C. GRANDE - ITAOCA 2x795 MCM CD 2022 6 1.209,09 7.254,52 2.554,93 834,45 -

EL - 230 kV - BD 2014 1 3.297,00 3.297,00 2.675,92 379,24 1.583,96

EL - 230 kV - BD 2016 2 3.297,00 6.594,00 4.343,67 758,47 2.113,70


CC - 230 kV - BD 2016 2 2.748,00 5.496,00 3.620,39 632,18 1.761,74


CC - 230 kV - BD 2018 1 2.748,00 2.748,00 1.469,19 316,09 524,29

MIG - 230 kV - BD - MÉDIA 2016 1 11.692,00 11.692,00 7.701,88 1.344,87 3.747,86

IB - 230 kV - BD 2016 1 1.801,00 1.801,00 1.186,37 207,16 577,31

EL - 230 kV - BD 2016 2 3.297,00 6.594,00 4.343,67 758,47 2.113,70 TRANSFORMADOR 230 / 138 KV - 150 MVA - T - C - C 2016 3 5.496,00 16.488,00 10.861,16 1.896,53 5.285,21

CT - 230 kV - BD 2016 3 2.748,00 8.244,00 5.430,58 948,26 2.642,61 TRANSFORMADOR 230 / 138 KV - 150 MVA - T - C - C 2022 1 5.496,00 5.496,00 1.935,61 632,18 -

CT - 230 kV - BD 2022 1 2.748,00 2.748,00 967,80 316,09 -

MIG - 138 kV - BPT - MÉDIA 2016 1 5.400,00 5.400,00 3.557,15 621,13 1.730,96

IB - 138 kV - BPT 2016 1 914,00 914,00 602,08 105,13 292,98

CT - 138 kV - BPT 2016 3 1.238,00 3.714,00 2.446,53 427,20 1.190,52

CT - 138 kV - BPT 2022 1 1.238,00 1.238,00 436,00 142,40 -

EL - 138 kV - BPT 2016 2 1.722,00 3.444,00 2.268,67 396,14 1.103,97

SE TARUMÃ 138 kV


LT

SE LECHUGA 230 kV

SE TARUMÃ 230 kV





CT - 230 kV - BD 2012 2 2.748,00 5.496,00 5.496,00 632,18 3.723,03

EL - 230 kV - BD 2014 1 3.297,00 3.297,00 2.675,92 379,24 1.583,96

CT - 138 kV - BPT 2012 2 1.238,00 2.476,00 2.476,00 284,80 1.677,26

EL - 138 kV - BPT 2016 2 1.722,00 3.444,00 2.268,67 396,14 1.103,97

SE TARUMÃ II 138 kV EL - 138 kV - BPT 2016 2 1.722,00 3.444,00 2.268,67 396,14 1.103,97

TRANSFORMADOR 230 / 138 KV - 150 MVA - T - C - C 2022 1 5.496,00 5.496,00 1.935,61 632,18 -

CT - 230 kV - BD 2022 1 2.748,00 2.748,00 967,80 316,09 -


CC - 230 kV - BD 2022 2 2.748,00 5.496,00 1.935,61 632,18 -

SE MAUA III 138 kV CT - 138 kV - BPT 2022 1 1.238,00 1.238,00 436,00 142,40 -

C. GRANDE 138 kV EL - 138 kV - BPT 2022 2 1.722,00 3.444,00 1.212,92 396,14 - COMPENSA 138 kV EL - 138 kV - BPT 2016 2 1.722,00 3.444,00 2.268,67 396,14 1.103,97

SE CIDADE DE DEUS 138 kV EL - 138 kV - BPT 2016 2 1.722,00 3.444,00 2.268,67 396,14 1.103,97 SE ITAOCA 138 kV EL - 138 kV - BPT 2022 2 1.722,00 3.444,00 1.212,92 396,14 -

234.332,14 150.507,17 71.084,18 CUSTO TOTAL DE LINHAS DE TRANSMISSÃO E EQUIPAMENTOS:




SE MAUA III 230 kV




Tabela D-4– Plano de obras comuns a todas alternativas


LT 138 kV LECHUGA - RIO PRETO DA EVA 1x477 MCM CS 2012 55 575,36 31.644,80 31.644,80 3.639,93 21.436,39

LT 138 kV ITACOATIARA I - ITACOATIARA II 1x795 MCM CD 2012 125 958,93 119.866,65 119.866,65 13.787,61 81.198,45

LT 138 kV LECHUGA - STA ETELVINA 2x795 MCM CD 2012 8 1.141,11 9.128,88 9.128,88 1.050,05 6.183,96

LT 138 kV STA ETELVINA - PARQUE DEZ 2x795 MCM CD 2012 10,5 958,93 10.068,80 10.068,80 1.158,16 6.820,67

LT 138 kV JORGE TEIXEIRA - MUTIRÃO 2x795 MCM CD 2012 6,4 841,21 5.383,74 5.383,74 619,26 3.646,98

LT 138 kV MUTIRÃO - C. GRANDE 2x795 MCM CD 2012 7 1.141,11 7.987,77 7.987,77 918,79 5.410,97

LT 138 kV C. GRANDE - COMPENSA 2x795 MCM CD 2012 10 1.209,09 12.090,90 12.090,90 1.390,75 8.190,45

LT 138 kV COMPENSA - CENTRO 2x795 MCM CD 2012 2,5 958,93 2.397,33 2.397,33 275,75 1.623,96

LT 138 kV MAUÁ III - DIST. IND. III 2x795 MCM CD 2012 10 958,93 9.589,30 9.589,30 1.103,01 6.495,85

LT 138 kV MAUÁ III - DIST. IND. IV 2x795 MCM CD 2012 6 958,93 5.753,58 5.753,58 661,80 3.897,51

LT 138 kV DIST. IND. IV - PETRÓPOLIS 2x795 MCM CD 2014 10 958,93 9.589,30 7.782,89 1.103,01 4.606,93

LT 138 kV LECHUGA - AMAZONAS 2x795 MCM CD 2014 2,5 958,93 2.397,33 1.945,72 275,75 1.151,73

LT 138 kV COMPENSA - IRANDUBA 2x795 MCM CD 2016 19 1.209,09 22.972,71 15.132,84 2.642,43 7.363,88

LT 69 kV DISTRITO II - CACHOEIRINHA - 1x954 2012 8 1.000,00 8.000,00 8.000,00 920,20 5.419,25

LT 69 kV APARECIDA - PTA DO ISMAEL - 1x954 2012 4,5 1.000,00 4.500,00 4.500,00 517,61 3.048,33

LT 69 kV PTA NEGRA - PTA DO ISMAEL - 1x954 2012 5 1.000,00 5.000,00 5.000,00 575,12 3.387,03

CD 69 kV MAUÁ III - CEs - 1x954 2012 4 1.000,00 4.000,00 4.000,00 460,10 2.709,63

LT 69 kV MARAPATÁ - CEs - 1x954 2012 4 1.000,00 4.000,00 4.000,00 460,10 2.709,63

LT 69 kV IRANDUBA - MANACAPURU - 1x266 2012 70 500,00 35.000,00 35.000,00 4.025,86 23.709,23

LT 69 kV IRANDUBA - MANACAPURU - 1x954 - C1 (CD) 2012 70 540,00 37.800,00 37.800,00 4.347,93 25.605,97

LT 69 kV IRANDUBA - MANACAPURU - 1x954 - C2 (CD) 2014 70 360,00 25.200,00 20.452,89 2.898,62 12.106,69

LT 69 KV DISTRITO INDUSTRIAL - CEs - 1x954 2016 1 1.000,00 1.000,00 658,73 115,02 320,55

REPOTENCIAÇÃO LT 69 kV V8 - DISTRITO INDUSTRIAL - 1x954 MCM 2016 3,5 1.000,00 3.500,00 2.305,56 402,59 1.121,92

REPOTENCIAÇÃO LT 69 kV MANAUS - DISTRITO INDUSTRIAL - 1x954 MCM 2016 4,7 1.000,00 4.700,00 3.096,04 540,62 1.506,58

AUTO-TRANSFORMADOR - 500/230 kV - 200 MVA - M - C - C 2016 3 7.301,00 21.903,00 14.428,18 2.519,38 7.020,98

IB - 500 kV - DJM 2016 1 3.068,00 3.068,00 2.020,99 352,90 983,44

CT - 500 kV - DJM 2016 1 6.715,00 6.715,00 4.423,38 772,39 2.152,49

SE LECHUGA 500 kV


LT





CT - 230 kV - BD 2012 2 2.748,00 5.496,00 5.496,00 632,18 3.723,03


CC - 230 kV - BD 2012 2 2.748,00 5.496,00 5.496,00 632,18 3.723,03 TRANSFORMADOR 230 / 138 KV - 150 MVA - T - C - C 2014 1 5.496,00 5.496,00 4.460,68 632,18 2.640,41

CT - 230 kV - BD 2014 1 2.748,00 2.748,00 2.230,34 316,09 1.320,21


CC - 230 kV - BD 2018 1 2.748,00 2.748,00 1.469,19 316,09 524,29


CC - 230 kV - BD 2020 2 2.748,00 5.496,00 2.384,86 632,18 469,78

CT - 230 kV - BD 2016 1 2.748,00 2.748,00 1.810,19 316,09 880,87

CT - 138 kV - BPT 2012 2 1.238,00 2.476,00 2.476,00 284,80 1.677,26

CT - 138 kV - BPT 2014 1 1.238,00 1.238,00 1.004,79 142,40 594,77

EL - 138 kV - BPT 2012 3 1.722,00 5.166,00 5.166,00 594,22 3.499,48

EL - 138 kV - BPT 2014 2 1.722,00 3.444,00 2.795,23 396,14 1.654,58


CT - 230 kV - BD 2012 2 2.748,00 5.496,00 5.496,00 632,18 3.723,03

CT - 138 kV - BPT 2012 2 1.238,00 2.476,00 2.476,00 284,80 1.677,26

EL - 138 kV - BPT 2012 2 1.722,00 3.444,00 3.444,00 396,14 2.332,99


CT - 230 kV - BD 2014 1 2.748,00 2.748,00 2.230,34 316,09 1.320,21

CT - 138 kV - BPT 2014 1 1.238,00 1.238,00 1.004,79 142,40 594,77

EL - 138 kV - BPT 2012 4 1.722,00 6.888,00 6.888,00 792,29 4.665,98

TRANSFORMADOR 138/69 KV - 150 MVA - T - C - C 2012 2 3.109,00 6.218,00 6.218,00 715,22 4.212,11

CT - 138 kV - BPT 2012 2 1.238,00 2.476,00 2.476,00 284,80 1.677,26

CT - 69 kV - BPT 2012 2 625,00 1.250,00 1.250,00 143,78 846,76


CT - 230 kV - DJM 2012 1 2.748,00 2.748,00 2.748,00 316,09 1.861,51

SE MANAUS 69 kV CT - 69 kV - AN 2012 1 625,00 625,00 625,00 71,89 423,38

SE MAUA III 230 kV

SE MAUA III 138 kV


SE LECHUGA 138 kV

SE MANAUS 230 kV

Qdade

SE LECHUGA 230 kV

Linhas de Transmissão / Equipamento Entrada





SE ITACOATIARA I 138 kV EL - 138 kV - BPT 2012 2 1.722,00 3.444,00 3.444,00 396,14 2.332,99

EL - 138 kV - BS 2012 1 1.540,00 1.540,00 1.540,00 177,14 1.043,21

TRANSFORMADOR 138/13.8 KV - 10 MVA - T - C - C (***) 2012 2 466,00 932,00 932,00 107,20 631,34

CT - 138 kV - BS 2012 2 1.029,00 2.058,00 2.058,00 236,72 1.394,10

CT - 13.8 kV - BS 2012 2 251,00 502,00 502,00 57,74 340,06

MIG - 138 kV - BS - PEQUENA 2012 1 2.141,00 2.141,00 2.141,00 246,27 1.450,33

EL - 138 kV - BPT 2012 2 1.722,00 3.444,00 3.444,00 396,14 2.332,99

IB - 138 kV - BPT 2012 1 914,00 914,00 914,00 105,13 619,15

TRANSFORMADOR 138/13.8 KV - 40 MVA - T - C - C (***) 2012 1 1.074,00 1.074,00 1.074,00 123,54 727,53

CT - 138 kV - BPT 2012 1 1.238,00 1.238,00 1.238,00 142,40 838,63

CT - 13.8 kV - BS 2012 1 251,00 251,00 251,00 28,87 170,03

MIG - 138 kV - BPT - MÉDIA 2012 1 5.400,00 5.400,00 5.400,00 621,13 3.658,00

EL - 138 kV - BPT 2012 4 1.722,00 6.888,00 6.888,00 792,29 4.665,98

IB - 138 kV - BPT 2012 1 914,00 914,00 914,00 105,13 619,15

TRANSFORMADOR 138/13.8 KV - 40 MVA - T - C - C (***) 2012 3 1.074,00 3.222,00 3.222,00 370,61 2.182,60

CT - 138 kV - BPT 2012 3 1.238,00 3.714,00 3.714,00 427,20 2.515,89

CT - 13.8 kV - BS 2012 3 251,00 753,00 753,00 86,61 510,09

MIG - 138 kV - BPT - MÉDIA 2012 1 5.400,00 5.400,00 5.400,00 621,13 3.658,00

EL - 138 kV - BPT 2012 2 1.722,00 3.444,00 3.444,00 396,14 2.332,99

IB - 138 kV - BPT 2012 1 914,00 914,00 914,00 105,13 619,15


CT - 138 kV - BPT 2012 3 1.238,00 3.714,00 3.714,00 427,20 2.515,89

CT - 13.8 kV - BS 2012 3 251,00 753,00 753,00 86,61 510,09

MIG - 138 kV - BPT - MÉDIA 2012 1 5.400,00 5.400,00 5.400,00 621,13 3.658,00

EL - 138 kV - BPT 2012 4 1.722,00 6.888,00 6.888,00 792,29 4.665,98

IB - 138 kV - BPT 2012 1 914,00 914,00 914,00 105,13 619,15


CT - 138 kV - BPT 2012 3 1.238,00 3.714,00 3.714,00 427,20 2.515,89

CT - 13.8 kV - BS 2012 3 251,00 753,00 753,00 86,61 510,09

MIG - 138 kV - BPT - MÉDIA 2012 1 5.400,00 5.400,00 5.400,00 621,13 3.658,00

SE RIO PRETO DA EVA 138 kV


SE ITACOATIARA II 138 kV

SE STA ETELVINA 138 kV

SE PARQUE 10 138 kV

SE MUTIRÃO 138 kV




EL - 138 kV - BPT 2012 4 1.722,00 6.888,00 6.888,00 792,29 4.665,98

IB - 138 kV - BPT 2012 1 914,00 914,00 914,00 105,13 619,15


CT - 138 kV - BPT 2012 3 1.238,00 3.714,00 3.714,00 427,20 2.515,89

CT - 13.8 kV - BS 2012 3 251,00 753,00 753,00 86,61 510,09

MIG - 138 kV - BPT - MÉDIA 2012 1 5.400,00 5.400,00 5.400,00 621,13 3.658,00

EL - 138 kV - BPT 2012 4 1.722,00 6.888,00 6.888,00 792,29 4.665,98

IB - 138 kV - BPT 2012 1 914,00 914,00 914,00 105,13 619,15

EL - 138 kV - BPT 2016 2 1.722,00 3.444,00 2.268,67 396,14 1.103,97


CT - 138 kV - BPT 2012 3 1.238,00 3.714,00 3.714,00 427,20 2.515,89

CT - 13.8 kV - BS 2012 3 251,00 753,00 753,00 86,61 510,09

MIG - 138 kV - BPT - MÉDIA 2012 1 5.400,00 5.400,00 5.400,00 621,13 3.658,00

EL - 138 kV - BPT 2012 2 1.722,00 3.444,00 3.444,00 396,14 2.332,99

IB - 138 kV - BPT 2012 1 914,00 914,00 914,00 105,13 619,15


CT - 138 kV - BPT 2012 3 1.238,00 3.714,00 3.714,00 427,20 2.515,89

CT - 13.8 kV - BS 2012 3 251,00 753,00 753,00 86,61 510,09

MIG - 138 kV - BPT - MÉDIA 2012 1 5.400,00 5.400,00 5.400,00 621,13 3.658,00

EL - 138 kV - BPT 2012 2 1.722,00 3.444,00 3.444,00 396,14 2.332,99

IB - 138 kV - BPT 2012 1 914,00 914,00 914,00 105,13 619,15


CT - 138 kV - BPT 2012 3 1.238,00 3.714,00 3.714,00 427,20 2.515,89

CT - 13.8 kV - BS 2012 3 251,00 753,00 753,00 86,61 510,09

MIG - 138 kV - BPT - MÉDIA 2012 1 5.400,00 5.400,00 5.400,00 621,13 3.658,00

EL - 138 kV - BPT 2012 2 1.722,00 3.444,00 3.444,00 396,14 2.332,99

IB - 138 kV - BPT 2012 1 914,00 914,00 914,00 105,13 619,15

EL - 138 kV - BPT 2014 2 1.722,00 3.444,00 2.795,23 396,14 1.654,58


CT - 138 kV - BPT 2012 3 1.238,00 3.714,00 3.714,00 427,20 2.515,89

CT - 13.8 kV - BS 2012 3 251,00 753,00 753,00 86,61 510,09

MIG - 138 kV - BPT - MÉDIA 2012 1 5.400,00 5.400,00 5.400,00 621,13 3.658,00


SE C. GRANDE 138 kV

SE COMPENSA 138 kV

SE CENTRO 138 kV

SE DIST. IND III 138 kV

SE DIST. IND. IV 138 kV




EL - 138 kV - BPT 2014 2 1.722,00 3.444,00 2.795,23 396,14 1.654,58

IB - 138 kV - BPT 2014 1 914,00 914,00 741,82 105,13 439,11


CT - 138 kV - BPT 2014 3 1.238,00 3.714,00 3.014,37 427,20 1.784,30

CT - 13.8 kV - BS 2014 3 251,00 753,00 611,15 86,61 361,76

MIG - 138 kV - BPT - MÉDIA 2014 1 5.400,00 5.400,00 4.382,76 621,13 2.594,29

EL - 138 kV - BPT 2014 2 1.722,00 3.444,00 2.795,23 396,14 1.654,58

IB - 138 kV - BPT 2014 1 914,00 914,00 741,82 105,13 439,11


CT - 138 kV - BPT 2014 2 1.238,00 2.476,00 2.009,58 284,80 1.189,53

CT - 13.8 kV - BS 2014 2 251,00 502,00 407,43 57,74 241,17

MIG - 138 kV - BPT - MÉDIA 2014 1 5.400,00 5.400,00 4.382,76 621,13 2.594,29

TRANSFORMADOR 138/13.8 KV - 40 MVA - T - C - C (***) 2016 2 1.074,00 2.148,00 1.414,95 247,07 688,54 CT - 138 kV - BPT 2016 2 1.238,00 2.476,00 1.631,02 284,80 793,68 CT - 13.8 kV - BS 2016 2 251,00 502,00 330,68 57,74 160,92 EL - 138 kV - BPT 2016 2 1.722,00 3.444,00 2.268,67 396,14 1.103,97 IB - 138 kV - BPT 2016 1 914,00 914,00 602,08 105,13 292,98 MIG - 138 kV - BPT - MÉDIA 2016 1 5.400,00 5.400,00 3.557,15 621,13 1.730,96 TRANSFORMADOR 138/13.8 KV - 40 MVA - T - C - C (***) 2020 1 1.074,00 1.074,00 466,04 123,54 91,80 CT - 138 kV - BPT 2020 1 1.238,00 1.238,00 537,20 142,40 105,82 CT - 13.8 kV - BS 2020 1 251,00 251,00 108,92 28,87 21,45

IB - 138 kV - BPT 2016 1 914,00 914,00 602,08 105,13 292,98

TRANSFORMADOR 138/13.8 KV - 40 MVA - T - C - C (***) 2016 2 1.074,00 2.148,00 1.414,95 247,07 688,54

CT - 138 kV - BPT 2016 2 1.238,00 2.476,00 1.631,02 284,80 793,68

CT - 13.8 kV - BS 2016 2 251,00 502,00 330,68 57,74 160,92

TRANSFORMADOR 138/13.8 KV - 40 MVA - T - C - C (***) 2022 1 1.074,00 1.074,00 378,25 123,54 -

CT - 138 kV - BPT 2022 1 1.238,00 1.238,00 436,00 142,40 -

CT - 13.8 kV - BS 2022 1 251,00 251,00 88,40 28,87 -

MIG - 138 kV - BPT - MÉDIA 2016 1 5.400,00 5.400,00 3.557,15 621,13 1.730,96

SE CIDADE DE DEUS 138 kV

SE PETRÓPOLIS 138 kV

SE AMAZONAS 138 kV

SE TARUMÃ II 138 kV





EL - 138 kV - BPT 2016 2 1.722,00 3.444,00 2.268,67 396,14 1.103,97

IB - 138 kV - BPT 2016 1 914,00 914,00 602,08 105,13 292,98

TRANSFORMADOR 138/69 KV - 40 MVA - T - C - C 2016 2 1.670,00 3.340,00 2.200,16 384,18 1.070,63

CT - 138 kV - BPT 2016 2 1.238,00 2.476,00 1.631,02 284,80 793,68

CT - 69 kV - BS 2016 2 547,00 1.094,00 720,65 125,84 350,68

TRANSFORMADOR 138/69 KV - 40 MVA - T - C - C 2018 1 1.670,00 1.670,00 892,85 192,09 318,62

CT - 138 kV - BPT 2018 1 1.238,00 1.238,00 661,89 142,40 236,20

CT - 69 kV - BS 2018 1 547,00 547,00 292,45 62,92 104,36

MIG - 138 kV - BPT - MÉDIA 2016 1 5.400,00 5.400,00 3.557,15 621,13 1.730,96

IB - 138 kV - BPT 2022 1 914,00 914,00 321,90 105,13 -

TRANSFORMADOR 138/13.8 KV - 40 MVA - T - C - C (***) 2022 3 1.074,00 3.222,00 1.134,74 370,61 -

CT - 138 kV - BPT 2022 3 1.238,00 3.714,00 1.308,01 427,20 -

CT - 13.8 kV - BS 2022 3 251,00 753,00 265,19 86,61 -

MIG - 138 kV - BPT - MÉDIA 2022 1 5.400,00 5.400,00 1.901,80 621,13 -

SE DISTRITO II 69 kV EL - 69 kV - BS 2012 1 549,00 549,00 549,00 63,15 371,90

SE CACHOEIRINHA 69 kV EL - 69 kV - BS 2012 1 549,00 549,00 549,00 63,15 371,90

SE APARECIDA 69 kV EL - 69 kV - BS 2012 1 549,00 549,00 549,00 63,15 371,90

SE PONTA DO ISMAEL 69 kV EL - 69 kV - BS 2012 2 549,00 1.098,00 1.098,00 126,30 743,79

SE PONTA NEGRA 69 kV EL - 69 kV - BS 2012 1 549,00 549,00 549,00 63,15 371,90

SE MAUÁ III 69 kV EL - 69 kV - BPT 2012 6 660,00 3.960,00 3.960,00 455,50 2.682,53

EL - 69 kV - BS 2012 2 549,00 1.098,00 1.098,00 126,30 743,79

MIG - 69 kV - BS - PEQUENA 2012 1 1.194,00 1.194,00 1.194,00 137,34 808,82

EL - 69 kV - BS 2012 2 549,00 1.098,00 1.098,00 126,30 743,79

EL - 69 kV - BS 2014 1 549,00 549,00 445,58 63,15 263,75

EL - 69 kV - BS 2012 2 549,00 1.098,00 1.098,00 126,30 743,79

EL - 69 kV - BS 2014 1 549,00 549,00 445,58 63,15 263,75

SE DISTRITO INDUSTRIAL 69 kV EL - 69 kV - BS 2016 1 549,00 549,00 361,64 63,15 175,98

834.546,08 754.418,31 481.539,12

SE MARAPATÁ 69 kV

CUSTO TOTAL DE LINHAS DE TRANSMISSÃO E EQUIPAMENTOS:

SE IRANDUBA 69 kV

SE MANACAPURU 69 kV

SE IRANDUBA 138 kV

SE ITAOCA 138 kV


(*) Custo de Banco de Capacitores 50 Mvar. (***) Custo de Transformador sem Comutador de TAP sob Carga.



ANEXO E - Fichas PET

EMPREENDIMENTO:

LT 230 kV Lechuga – J. Teixeira

ESTADO: AM

DATA DE NECESSIDADE: 2014

PRAZO DE EXECUÇÃO: 18 MESES

JUSTIFICATIVA:

Reforço necessário para atender ao crescimento de carga na região metropolitana de Manaus

OBRAS E INVESTIMENTOS PREVISTOS (R$ X1000):

LT 230 kV LECHUGA – J. TEIXEIRA - 2 X 954 MCM - CS 20.613,39

2 ELs 230 kV - BD 6.594,00

INVESTIMENTOS PREVISTOS: R$ 27.207,39

SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:

DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA:

[1] EPE-DEE-RE-064/2010, “Estudo de Suprimento à Região Metropolitana de Manaus” [2] Custos Modulares Eletrobrás - junho/2004



EMPREENDIMENTO:

SE Lechuga

ESTADO: AM



JUSTIFICATIVA:



2 TRs 230/138/13,8 kV - T - 150 MVA (1º e 2º) 10.992,00

2 CTs 230 kV - BD 5.496,00

2 CTs 138 kV - BPT 2.476,00

2 Bancos de Capacitores - 230 kV - T - 55 Mvar (1º e 2º) 6.272,00

2 CCs 230 kV - BD 5.496,00


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:





EMPREENDIMENTO:

SE Jorge Teixeira

ESTADO: AM



JUSTIFICATIVA:



2 TRs 230/138/13,8 kV - T - 150 MVA (3º e 4º) 10.992,00

2 CTs 230 kV - BD 5.496,00

2 CTs 138 kV - BPT 2.476,00


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:





EMPREENDIMENTO:

SE Manaus

ESTADO: AM



JUSTIFICATIVA:



1 TR 230/69/13,8 kV - T - 150 MVA (4º) 5.496,00

1 CT 230 kV - BD 2.748,00

1 CT 69 kV - AN 625,00


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:





EMPREENDIMENTO:

SE Lechuga

ESTADO: AM



JUSTIFICATIVA:



1 TR 230/138/13,8 kV - T - 150 MVA (3º) 5.496,00

1 CT 230 kV - BD 2.748,00

1 CT 138 kV - BPT 1.238,00


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:





EMPREENDIMENTO:

SE Mauá III

ESTADO: AM



JUSTIFICATIVA:



1 TR 230/138/13,8 kV - T - 150 MVA (4º) 5.496,00

1 CT 230 kV - BD 2.748,00

1 CT 138 kV - BPT 1.238,00


SITUAÇÃO ATUAL:

OBSERVAÇÕES:





ANEXO F – Abreviaturas

Abreviatura Significado

M-C-C Transformador monofásico com Comutador de Derivação Sob Carga T-C-C Transformador trifásico com Comutador de Derivação Sob Carga DJM Arranjo de Barra Disjuntor e Meio BD Arranjo de Barra Dupla AN Arranjo de Barra em Anel BPT Arranjo de Barra Principal e Transferência BS Arranjo de Barra Simples LT Linha de Transmissão CD Circuito Duplo CS Circuito Simples MIG Módulo de Infra-estrutura Geral EL Vão de Entrada de linha CT Vão de Conexão de transformador IB Vão de Interligação de Barra CC Vão de Conexão de Banco de Capacitores N-1 Critério de confiabilidade: o sistema elétrico deve suportar, sem interrupção, a

perda de qualquer elemento singelo



ANEXO G - Níveis de Curto-Circuito das Redes de Distribuição - 138 kV e 69 kV

Níveis de Curto-Circuito no Sistema de Distribuição Configuração Base

NUM NOME TENSÃO 3F X/R 1F X/R 3F X/R 1F X/R 3F X/R 1F X/R10304 ITACO2-AM138 138 1,94 7,73 1,29 5,76 1,94 7,72 1,29 5,76 1,96 7,73 1,29 5,7510305 TARUM2-AM138 138 -- -- -- -- -- -- -- -- 7,99 13,9 5,73 8,3510306 IRANDU-AM138 138 -- -- -- -- -- -- -- -- 6,21 11,33 5,13 10,3910308 PARQ10-AM138 138 6,26 15,82 4,67 9,21 7,49 13,02 5,32 8,07 7,73 13,54 5,42 8,1310312 RP.EVA-AM138 138 1,94 4,08 1,11 4,19 2,04 3,86 1,15 4,06 2,06 3,84 1,15 4,0610504 MAUA-3-AM138 138 8,54 15,53 9,6 12,42 9,96 13,3 10,77 10,93 10,49 14,99 11,37 12,110511 J.TEIX-AM138 138 9,73 14,32 9,79 8,16 10,38 14,33 10,4 8,89 11,39 15,86 11,45 9,6210520 MUTIRA-AM138 138 8,53 12,91 7,28 7,28 9,03 12,84 7,62 7,65 9,94 14,15 8,71 8,5910530 CH.GRD-AM138 138 7,58 11,98 5,78 6,84 7,97 11,89 5,99 7,08 8,83 13,11 7,21 8,3610540 COMPEN-AM138 138 6,54 11,1 4,53 6,4 6,82 11 4,66 6,55 7,64 12,23 6,06 8,4910545 CENTRO-AM138 138 6,32 10,94 4,29 6,35 6,59 10,83 4,4 6,48 7,35 11,95 5,64 8,1810550 D.IND3-AM138 138 7,38 13,6 6,72 9,07 8,42 11,92 7,28 8,32 8,79 12,95 7,55 8,6710555 ST.ETE-AM138 138 7,23 18,99 6,15 11,67 8,92 15,07 7,33 9,77 9,27 16,03 7,53 9,9510559 CARIRI-AM138 138 8,2 23,73 8,12 18,01 10,44 18,1 10,33 14,14 10,92 19,97 10,72 14,9710300 APRAEC-AM069 69 24,57 10,86 23,81 11,9 24,94 11,34 24,24 12,21 24,07 10,84 23,33 12,1210320 MAUAB1-AM069 69 20,5 9,37 21,98 11,44 20,56 9,55 22,04 11,61 20,52 9,47 21,99 11,5610325 MAUAB2-AM069 69 10,8 22,59 10,24 18,23 11,43 18,19 9,75 15,35 12,03 23,2 11,01 18,5410335 MAUA-2-AM069 69 10,87 22,93 10,29 18,52 11,62 18,82 10,04 16,35 12,12 23,68 11,09 18,9410344 CONSE1-AM069 69 8,52 9,8 6,62 6,01 9,03 8,92 6,61 5,91 9,28 9,43 6,94 5,8410345 CONSE2-AM069 69 8,52 9,8 6,62 6,01 9,03 8,92 6,61 5,91 9,28 9,43 6,94 5,8410350 CACHOE-AM069 69 22,58 8,49 16,83 6,56 23,59 9,25 18,6 7,23 22,43 8,57 16,75 6,6210360 V OITO-AM069 69 29,26 9,88 23,69 6,95 28,76 9,79 23,32 6,94 29,45 10,29 23,81 7,1110370 FLORES-AM069 69 24,23 8,17 18,29 6,28 24,01 8,18 18,16 6,29 24,12 8,34 18,2 6,3910379 AMBEV--AM069 69 23,19 7,62 17,11 5,98 22,99 7,63 17 5,99 23,09 7,76 17,04 6,0710380 PNEGRA-AM069 69 20,59 7,77 18,01 7,79 20,6 7,85 18,03 7,83 20,08 7,7 17,5 7,8910390 PIE-PN-AM069 69 15,71 8,17 17,09 10,1 15,72 8,23 17,1 10,16 15,45 8,14 16,85 10,0810393 PISMAE-AM069 69 16,77 8,67 12,44 6,68 16,84 8,79 12,49 6,71 15,79 8,38 11,05 6,7810394 SHOPMA-AM069 69 19,44 6,03 13,18 5,19 19,49 6,09 13,29 5,22 19,4 6,1 13,17 5,2310395 S.MIRI-AM069 69 22,58 7,17 16,73 5,91 22,84 7,33 17,09 5,98 22,45 7,26 16,66 5,9710402 MANAU2-AM069 69 33,09 13,09 29,19 8,55 32,44 12,82 28,61 8,48 33,34 13,99 29,37 8,8510420 D.IND.-AM069 69 21,49 8,81 13,9 5,8 21,3 8,79 13,83 5,8 21,57 9,02 13,93 5,8410421 C.ESPE-AM069 69 20,4 6,98 12,52 5,3 20,25 6,98 12,46 5,31 22,43 7,84 14,07 5,5510430 C.NOVA-AM069 69 10,26 4,88 6,53 4,39 5,75 10,18 4,11 9,39 10,28 4,9 6,53 4,410435 MANAUA-AM069 69 6,53 9,17 8,03 10,72 5,29 16,05 6,71 18,11 6,54 9,18 8,04 10,7410440 D.DOIS-AM069 69 9,21 12,73 8,4 11,91 13 6,73 9,93 7,21 10,01 12,1 8,85 11,5410445 TAMBAQ-AM069 69 7,73 12,08 7,77 14,74 9,84 7,34 9 9,72 8,21 11,46 8,09 14,2410450 S.JOSE-AM069 69 5,32 9,69 3,37 6,82 5,52 9,14 3,36 6,75 5,61 9,46 3,45 6,7310460 S.ANTO-AM069 69 8,5 4,81 6,38 5,94 8,47 4,82 6,37 5,95 8,51 4,82 6,39 5,9610461 JARAQU-AM069 69 6,58 6,16 6,58 8,34 6,57 6,17 6,57 8,35 6,59 6,17 6,59 8,3610466 SIVAM--AM069 69 5,51 4,14 3,51 4,75 5,5 4,14 3,51 4,75 5,52 4,14 3,52 4,7510480 MANACA-AM069 69 1,71 5,74 2,02 6,9 1,71 5,74 2,02 6,9 2,02 6,96 2,29 8,4410485 IRANDU-AM069 69 5,08 5,36 5,4 6,43 5,09 5,37 5,4 6,43 9,14 17,21 8,7 14,8310490 REDENC-AM069 69 19,35 6,39 13,61 5,48 19,25 6,42 13,56 5,49 19,2 6,46 13,51 5,5510492 MARAPA-AM069 69 16,42 8,43 11,07 6,37 16,72 8,74 11,4 6,52 16,39 8,5 11,06 6,410505 MAUA-3-AM069 69 11,27 25,24 10,99 22,35 12,2 20,84 10,97 20,18 12,64 26,64 11,92 23,54

BARRAMENTO 2012 2014 2016



NUM NOME TENSÃO 3F X/R 1F X/R 3F X/R 1F X/R 3F X/R 1F X/R10304 ITACO2-AM138 138 1,96 7,73 1,29 5,75 1,96 7,73 1,29 5,75 1,96 7,73 1,29 5,7510305 TARUM2-AM138 138 8,96 12,42 6,21 7,7 8,96 12,4 6,31 7,75 9,75 11,25 6,89 7,7510306 IRANDU-AM138 138 6,4 11,41 5,29 10,37 6,86 10,89 5,61 10,28 6,9 10,74 5,66 10,0810308 PARQ10-AM138 138 8,64 12,15 5,84 7,53 8,65 12,13 5,94 7,58 9,38 11,05 6,44 7,5610312 RP.EVA-AM138 138 2,11 3,73 1,17 3,99 2,11 3,73 1,17 3,99 2,15 3,66 1,19 3,9610504 MAUA-3-AM138 138 11,07 14,75 11,88 11,95 11,08 14,73 12,11 13,14 11,19 14,37 12,39 12,5710511 J.TEIX-AM138 138 11,52 16,04 11,55 9,69 12,56 14,57 12,83 11,64 12,72 14,12 13,47 11,1910520 MUTIRA-AM138 138 10,49 14,74 9,63 9,25 11,33 13,51 10,46 10,39 11,46 13,15 10,85 10,0510530 CH.GRD-AM138 138 9,25 13,48 7,75 8,68 10,32 12,78 8,94 9,82 10,42 12,48 9,19 9,5410540 COMPEN-AM138 138 7,94 12,44 6,37 8,61 8,69 11,81 7,03 8,99 8,76 11,59 7,15 8,7810545 CENTRO-AM138 138 7,63 12,14 5,9 8,27 8,32 11,54 6,47 8,56 8,39 11,33 6,57 8,3810550 D.IND3-AM138 138 9,2 12,73 7,77 8,55 9,2 12,72 7,87 8,9 9,28 12,48 7,98 8,6810555 ST.ETE-AM138 138 10,61 14,06 8,38 8,94 10,62 14,04 8,57 9,07 11,74 12,48 9,66 9,2610559 CARIRI-AM138 138 12,83 17,09 12,53 12,79 12,84 17,06 12,96 13,41 14,53 14,71 15,63 15,7210300 APRAEC-AM069 69 23,61 11,29 23,02 12,5 23,62 11,28 23,04 12,47 23,69 11,16 23,12 12,3710320 MAUAB1-AM069 69 20,19 9,79 21,73 11,87 20,19 9,78 21,74 11,86 20,24 9,7 21,79 11,7710325 MAUAB2-AM069 69 13,32 20,56 11,95 16,69 13,32 20,55 12,01 17,41 13,39 20,27 12,1 17,1610335 MAUA-2-AM069 69 13,45 21 12,05 17,05 13,46 20,99 12,13 17,87 13,52 20,69 12,22 17,610344 CONSE1-AM069 69 10,04 8,67 7,31 5,52 10,04 8,66 7,34 5,56 10,07 8,61 7,37 5,5210345 CONSE2-AM069 69 10,04 8,67 7,31 5,52 10,04 8,66 7,34 5,56 10,07 8,61 7,37 5,5210350 CACHOE-AM069 69 21,94 8,87 16,52 6,74 21,94 8,86 16,56 6,74 22,02 8,78 16,65 6,7310360 V OITO-AM069 69 28,27 10,56 22,99 7,21 28,28 10,56 23,22 7,24 28,46 10,43 23,71 7,4610370 FLORES-AM069 69 23,41 8,56 17,81 6,48 23,42 8,56 17,91 6,49 23,53 8,48 18,11 6,5410379 AMBEV--AM069 69 22,44 7,96 16,7 6,16 22,45 7,96 16,78 6,16 22,55 7,89 16,96 6,210380 PNEGRA-AM069 69 19,71 7,93 17,29 8,04 19,71 7,92 17,31 8,03 19,77 7,86 17,37 810390 PIE-PN-AM069 69 15,25 8,32 16,69 10,26 15,26 8,32 16,69 10,26 15,29 8,27 16,72 10,2110393 PISMAE-AM069 69 15,57 8,58 10,97 6,86 15,58 8,58 10,98 6,85 15,61 8,52 11 6,8410394 SHOPMA-AM069 69 18,97 6,25 12,98 5,3 18,97 6,25 13,02 5,3 19,04 6,2 13,11 5,3110395 S.MIRI-AM069 69 21,92 7,48 16,4 6,07 21,92 7,48 16,45 6,06 22 7,42 16,56 6,0710402 MANAU2-AM069 69 31,81 14,29 28,1 8,94 31,83 14,28 28,47 9,04 32,06 14,05 29,24 9,5710420 D.IND.-AM069 69 21 9,21 13,71 5,91 21 9,2 13,76 5,91 21,09 9,13 13,87 5,9410421 C.ESPE-AM069 69 21,89 8 13,87 5,6 21,9 8 13,91 5,6 21,98 7,94 14,01 5,6210430 C.NOVA-AM069 69 5,95 9,9 4,2 9,14 5,95 9,9 4,21 9,15 5,96 9,87 4,21 9,1310435 MANAUA-AM069 69 5,37 15,52 6,79 17,55 5,37 15,52 6,79 17,55 5,37 15,48 6,8 17,5110440 D.DOIS-AM069 69 10,81 10,89 9,34 10,61 10,81 10,88 9,37 10,7 10,85 10,8 9,41 10,610445 TAMBAQ-AM069 69 8,68 10,51 8,41 13,26 8,68 10,51 8,42 13,29 8,7 10,44 8,44 13,210450 S.JOSE-AM069 69 8,28 4,12 4,64 4,21 8,29 4,12 4,65 4,21 8,3 4,11 4,67 4,2110460 S.ANTO-AM069 69 8,44 4,88 6,36 6 8,44 4,88 6,36 5,99 8,45 4,86 6,37 5,9910461 JARAQU-AM069 69 6,55 6,22 6,56 8,42 6,55 6,22 6,56 8,41 6,56 6,21 6,57 8,410466 SIVAM--AM069 69 5,49 4,17 3,51 4,77 5,49 4,17 3,51 4,77 5,49 4,16 3,51 4,7710480 MANACA-AM069 69 2,02 6,95 2,3 8,43 2,04 6,9 2,31 8,39 2,05 6,89 2,31 8,3710485 IRANDU-AM069 69 9,32 17,52 8,87 14,95 9,75 17,14 9,24 15,05 9,79 16,93 9,29 14,8210490 REDENC-AM069 69 18,77 6,61 13,32 5,62 18,78 6,61 13,36 5,61 18,85 6,56 13,45 5,6210492 MARAPA-AM069 69 16,14 8,71 10,97 6,47 16,14 8,71 10,98 6,47 16,18 8,65 11,01 6,4610505 MAUA-3-AM069 69 14,11 23,5 13,07 20,95 14,11 23,49 13,16 22,45 14,18 23,11 13,27 22,05

BARRAMENTO 2020 20222018



Níveis de Curto-Circuito no Sistema de Distribuição

Análise de Sensibilidade (Circuitos fechados)

NUM NOME TENSÃO 3F X/R 1F X/R 3F X/R 1F X/R 3F X/R 1F X/R10304 ITACO2-AM138 138 1,94 7,74 1,29 5,76 1,94 7,74 1,29 5,76 1,96 7,75 1,29 5,7610305 TARUM2-AM138 138 -- -- -- -- -- -- -- -- 8,05 14,28 5,77 8,4110306 IRANDU-AM138 138 -- -- -- -- -- -- -- -- 6,33 11,63 5,19 10,5510308 PARQ10-AM138 138 6,31 16,28 4,69 9,29 7,59 13,58 5,36 8,17 7,8 13,89 5,45 8,1910312 RP.EVA-AM138 138 1,94 4,08 1,12 4,19 2,05 3,86 1,15 4,07 2,06 3,85 1,15 4,0610504 MAUA-3-AM138 138 12,22 15,74 13,08 13,04 13,42 14,74 14,17 12,4 13,94 15,46 14,62 12,9210511 J.TEIX-AM138 138 10,28 16,25 10,22 8,73 10,9 16,52 10,84 9,72 11,84 17,66 11,82 10,2610520 MUTIRA-AM138 138 8,95 14,16 7,52 7,58 9,41 14,24 7,85 8,05 10,28 15,26 8,91 8,910530 CH.GRD-AM138 138 7,91 12,88 5,93 7,03 8,27 12,88 6,14 7,33 9,09 13,89 7,34 8,5710540 COMPEN-AM138 138 6,78 11,72 4,62 6,52 7,04 11,68 4,74 6,7 7,82 12,75 6,15 8,6410545 CENTRO-AM138 138 6,55 11,51 4,37 6,46 6,8 11,46 4,48 6,62 7,52 12,42 5,71 8,3110550 D.IND3-AM138 138 9,98 13,16 8,27 8,72 10,76 12,43 8,69 8,4 11,1 12,77 8,85 8,4910555 ST.ETE-AM138 138 7,29 19,8 6,19 11,85 9,06 16,02 7,43 10 9,36 16,64 7,59 10,0810559 CARIRI-AM138 138 8,28 25,26 8,19 18,68 10,63 19,83 10,51 14,97 11,05 21,18 10,84 15,4810300 APRAEC-AM069 69 26,46 10,27 25,31 11,27 26,53 10,2 25,35 11,21 26,15 10,12 24,95 11,3510320 MAUAB1-AM069 69 30,83 11,79 32,33 13,21 31,36 11,86 32,73 13,29 31,85 12,24 33,1 13,6710325 MAUAB2-AM069 69 30,83 11,79 32,33 13,21 31,36 11,86 32,73 13,29 31,85 12,24 33,1 13,6710335 MAUA-2-AM069 69 28,86 11,3 27,6 10,8 29,4 11,39 27,95 10,85 29,87 11,74 28,25 11,0810344 CONSE1-AM069 69 15,86 5,48 10,39 3,91 16,05 5,46 10,45 3,9 16,2 5,48 10,49 3,910345 CONSE2-AM069 69 15,86 5,48 10,39 3,91 16,05 5,46 10,45 3,9 16,2 5,48 10,49 3,910350 CACHOE-AM069 69 26,88 8,72 20,85 6,8 27,02 8,66 20,91 6,78 27,1 8,72 20,92 6,8210360 V OITO-AM069 69 30,85 8,81 24,8 6,59 30,92 8,73 24,85 6,58 31,36 8,97 25,06 6,6610370 FLORES-AM069 69 25,27 7,52 18,86 6,03 25,31 7,47 18,88 6,02 25,35 7,56 18,84 6,0810379 AMBEV--AM069 69 24,14 7,06 17,61 5,76 24,18 7,02 17,63 5,75 24,21 7,09 17,6 5,810380 PNEGRA-AM069 69 21,36 7,29 18,45 7,46 21,39 7,25 18,47 7,44 20,97 7,16 18 7,5110390 PIE-PN-AM069 69 16,1 7,79 17,41 9,71 16,11 7,77 17,42 9,68 15,9 7,7 17,21 9,6310393 PISMAE-AM069 69 17,37 8,26 12,7 6,51 17,4 8,23 12,71 6,5 16,46 7,93 11,3 6,5810394 SHOPMA-AM069 69 20,43 5,69 13,7 5,03 20,47 5,66 13,72 5,03 20,54 5,69 13,73 5,0510395 S.MIRI-AM069 69 24,29 6,74 17,84 5,69 24,36 6,7 17,86 5,68 24,38 6,74 17,84 5,7210402 MANAU2-AM069 69 35,12 11,32 30,95 8,01 35,21 11,17 31,02 7,99 35,78 11,69 31,35 8,1710420 D.IND.-AM069 69 22,81 7,82 14,37 5,52 22,88 7,75 14,4 5,5 23,13 7,87 14,47 5,5310421 C.ESPE-AM069 69 21,42 6,38 12,85 5,11 21,47 6,34 12,86 5,1 23,88 6,99 14,54 5,2810430 C.NOVA-AM069 69 13,65 5,71 8,64 4,82 13,68 5,69 8,64 4,81 13,76 5,71 8,67 4,8210435 MANAUA-AM069 69 7,07 9,77 8,58 11,54 7,07 9,76 8,58 11,53 7,08 9,77 8,59 11,5410440 D.DOIS-AM069 69 23,52 7,46 19,14 6,95 23,72 7,42 19,24 6,92 23,92 7,47 19,32 6,9510445 TAMBAQ-AM069 69 14,04 7,6 12,16 10,2 14,11 7,57 12,19 10,18 14,17 7,59 12,22 10,2210450 S.JOSE-AM069 69 13,73 5,65 8,23 5,03 13,79 5,64 8,24 5,02 13,89 5,67 8,27 5,0310460 S.ANTO-AM069 69 8,58 4,71 6,42 5,86 8,59 4,7 6,42 5,86 8,61 4,7 6,43 5,8610461 JARAQU-AM069 69 6,62 6,06 6,61 8,23 6,62 6,05 6,61 8,22 6,64 6,05 6,62 8,2310466 SIVAM--AM069 69 5,55 4,08 3,53 4,72 5,55 4,08 3,53 4,72 5,56 4,08 3,53 4,7210480 MANACA-AM069 69 1,72 5,71 2,02 6,87 1,72 5,71 2,02 6,87 2,02 6,97 2,29 8,4510485 IRANDU-AM069 69 5,11 5,3 5,42 6,36 5,12 5,29 5,42 6,36 9,25 17,79 8,77 15,1210490 REDENC-AM069 69 20 6,03 13,9 5,32 20,03 6 13,91 5,32 19,96 6,03 13,84 5,3610492 MARAPA-AM069 69 18,29 8,43 12 6,32 18,39 8,39 12,03 6,3 18,49 8,46 12,05 6,3210505 MAUA-3-AM069 69 29,41 11,63 28,38 11,34 30,06 11,78 28,83 11,46 30,59 12,2 29,18 11,76

BARRAMENTO 2012 2014 2016



NUM NOME TENSÃO 3F X/R 1F X/R 3F X/R 1F X/R 3F X/R 1F X/R10304 ITACO2-AM138 138 1,96 7,75 1,29 5,75 1,96 7,74 1,29 5,75 1,96 7,75 1,29 5,7510305 TARUM2-AM138 138 9,02 12,72 6,24 7,76 9,03 12,71 6,34 7,8 9,82 11,51 6,91 7,7910306 IRANDU-AM138 138 6,49 11,71 5,33 10,52 6,97 11,18 5,66 10,42 7,01 11,02 5,71 10,2210308 PARQ10-AM138 138 8,7 12,43 5,87 7,59 8,71 12,41 5,96 7,62 9,44 11,29 6,46 7,610312 RP.EVA-AM138 138 2,12 3,74 1,17 3,99 2,12 3,74 1,17 3,99 2,16 3,66 1,19 3,9610504 MAUA-3-AM138 138 13,95 15,43 14,63 12,92 13,96 15,41 14,91 14,12 14,1 14,95 15,25 13,4310511 J.TEIX-AM138 138 11,85 17,63 11,84 10,28 12,96 15,96 13,15 12,36 13,11 15,42 13,8 11,8510520 MUTIRA-AM138 138 10,76 15,88 9,82 9,65 11,65 14,52 10,68 10,79 11,77 14,1 11,06 10,4210530 CH.GRD-AM138 138 9,45 14,25 7,87 8,91 10,58 13,55 9,09 10,1 10,68 13,21 9,34 9,8110540 COMPEN-AM138 138 8,09 12,95 6,44 8,76 8,87 12,31 7,12 9,14 8,94 12,07 7,24 8,9310545 CENTRO-AM138 138 7,77 12,59 5,97 8,4 8,49 11,98 6,54 8,68 8,55 11,76 6,65 8,510550 D.IND3-AM138 138 11,1 12,75 8,85 8,49 11,11 12,74 8,96 8,75 11,2 12,47 9,08 8,5410555 ST.ETE-AM138 138 10,7 14,54 8,44 9,06 10,7 14,52 8,63 9,16 11,84 12,88 9,72 9,3510559 CARIRI-AM138 138 12,96 18,01 12,67 13,24 12,97 17,97 13,09 13,8 14,68 15,44 15,77 16,2810300 APRAEC-AM069 69 26,16 10,11 24,95 11,34 26,17 10,1 24,97 11,32 26,27 9,97 25,06 11,2110320 MAUAB1-AM069 69 31,87 12,23 33,11 13,66 31,88 12,21 33,22 13,73 32,09 12 33,49 13,510325 MAUAB2-AM069 69 31,87 12,23 33,11 13,66 31,88 12,21 33,22 13,73 32,09 12 33,48 13,510335 MAUA-2-AM069 69 29,88 11,73 28,26 11,07 29,9 11,72 28,37 11,17 30,09 11,53 28,6 11,0210344 CONSE1-AM069 69 16,21 5,48 10,5 3,9 16,21 5,48 10,52 3,91 16,27 5,44 10,55 3,8910345 CONSE2-AM069 69 16,21 5,48 10,5 3,9 16,21 5,48 10,52 3,91 16,27 5,44 10,55 3,8910350 CACHOE-AM069 69 27,11 8,71 20,92 6,82 27,12 8,71 20,97 6,81 27,25 8,6 21,11 6,7810360 V OITO-AM069 69 31,39 8,96 25,07 6,66 31,4 8,95 25,33 6,69 31,64 8,83 25,88 6,8410370 FLORES-AM069 69 25,36 7,55 18,85 6,08 25,37 7,55 18,94 6,09 25,51 7,47 19,15 6,1210379 AMBEV--AM069 69 24,22 7,08 17,6 5,8 24,23 7,08 17,68 5,8 24,36 7,01 17,87 5,8310380 PNEGRA-AM069 69 20,97 7,16 18,01 7,51 20,98 7,15 18,03 7,5 21,05 7,09 18,09 7,4610390 PIE-PN-AM069 69 15,9 7,7 17,22 9,63 15,91 7,7 17,22 9,62 15,94 7,65 17,25 9,5710393 PISMAE-AM069 69 16,46 7,93 11,3 6,58 16,46 7,92 11,31 6,57 16,51 7,87 11,33 6,5510394 SHOPMA-AM069 69 20,55 5,69 13,73 5,05 20,55 5,69 13,78 5,05 20,64 5,64 13,87 5,0510395 S.MIRI-AM069 69 24,39 6,73 17,84 5,71 24,4 6,73 17,9 5,71 24,51 6,66 18,02 5,710402 MANAU2-AM069 69 35,8 11,68 31,36 8,17 35,82 11,67 31,79 8,25 36,14 11,45 32,67 8,6110420 D.IND.-AM069 69 23,14 7,87 14,47 5,52 23,15 7,86 14,53 5,53 23,28 7,79 14,66 5,5410421 C.ESPE-AM069 69 23,89 6,98 14,54 5,28 23,9 6,98 14,6 5,29 24,02 6,92 14,71 5,2910430 C.NOVA-AM069 69 13,76 5,71 8,67 4,82 13,76 5,71 8,68 4,81 13,8 5,68 8,71 4,810435 MANAUA-AM069 69 7,08 9,77 8,59 11,54 7,08 9,76 8,59 11,54 7,09 9,74 8,6 11,5110440 D.DOIS-AM069 69 23,93 7,46 19,33 6,95 23,94 7,46 19,36 6,95 24,04 7,38 19,43 6,910445 TAMBAQ-AM069 69 14,17 7,59 12,22 10,21 14,17 7,58 12,23 10,21 14,21 7,54 12,25 10,1610450 S.JOSE-AM069 69 13,89 5,66 8,27 5,03 13,89 5,66 8,29 5,03 13,94 5,63 8,33 5,0310460 S.ANTO-AM069 69 8,61 4,7 6,43 5,86 8,61 4,7 6,44 5,86 8,63 4,69 6,45 5,8510461 JARAQU-AM069 69 6,64 6,05 6,62 8,23 6,64 6,05 6,62 8,22 6,64 6,04 6,63 8,2110466 SIVAM--AM069 69 5,56 4,08 3,53 4,72 5,56 4,08 3,53 4,71 5,57 4,07 3,53 4,7110480 MANACA-AM069 69 2,03 6,96 2,3 8,45 2,05 6,91 2,32 8,4 2,05 6,9 2,32 8,3910485 IRANDU-AM069 69 9,41 18,07 8,93 15,22 9,84 17,69 9,3 15,32 9,88 17,47 9,35 15,0810490 REDENC-AM069 69 19,97 6,02 13,84 5,36 19,97 6,02 13,88 5,35 20,05 5,97 13,97 5,3510492 MARAPA-AM069 69 18,49 8,45 12,05 6,32 18,5 8,45 12,07 6,32 18,56 8,38 12,11 6,310505 MAUA-3-AM069 69 30,61 12,18 29,19 11,75 30,63 12,17 29,34 11,96 30,83 11,96 29,63 11,8

BARRAMENTO 2020 20222018

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