ANEXO 6C LOTE C LT IGAPORÃ III CARACTERÍSTICAS E ... · edital ode leilÃo n 03/2012-aneel anexo...

EDITAL DE LEILÃO NO 03/2012-ANEEL ANEXO 6C – LOTE C LT 230 KV IGAPORÃ III – PINDAÍ II, LT 230 KV IGAPORÃ II – IGAPORÃ III C1 E C2, SE 500/230 KV IGAPORÃ III E SE 230/69 KV PINDAÍ II

VOL. III - Fl. 198 de 388

ANEXO 6C LOTE C

LT IGAPORÃ III – PINDAÍ II - 230 KV LT IGAPORÃ III – IGAPORÃ II C1 E C2 - 230 KV SE IGAPORÃ III 500/230 KV – (6+1)X250 MVA

SE PINDAÍ II 230/69 KV – 2X150 MVA

CARACTERÍSTICAS E

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO

EDITAL DE LEILÃO NO 03/2012-ANEEL ANEXO 6C – LOTE C LT 230 KV IGAPORÃ III – PINDAÍ II, LT 230 KV IGAPORÃ III – IGAPORÃ II C1 E C2, SE 500/230 KV IGAPORÃ III E SE 230/69 KV PINDAÍ II


ÍNDICE

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES ............................................................. 202

1.1 INTRODUÇÃO ..............................................................................................................................202 1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL ......................................................................................................................202 1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA ...............................................................................................................205

1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS ...................................................................................................207 1.1.4 REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................207 1.1.5 REQUISITOS TÉCNICOS ESPECIAIS ASSOCIADOS AO SECCIONAMENTO DA LINHA DE TRANSMISSÃO 500 KV

BOM JESUS DA LAPA II – IBICOARA. ............................................................................................................208

1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO - LT.................................................................................................209

1.2.1 REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................209 1.2.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS .......................................................................................209 1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS ...............................................................................................................210

1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS ..............................................................................................................216 1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS ...................................................................................................218

1.3 SUBESTAÇÕES - SE ....................................................................................................................220

1.3.1 REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................220

1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS .................................................................................................224

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO ......................................................231 1.4.1 DEFINIÇÕES BÁSICAS ...................................................................................................................231

1.4.2 REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES 232 1.4.3 REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO ..............................................................................................232 1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO .......................................................................234 1.4.5 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES ...........239 1.4.6 SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS ..................................................................................241 1.4.7 SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR ......................................................................242 1.4.8 TRANSFORMADORES DE ATERRAMENTO ........................................................................................243 1.4.9 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO .............................................................................................243

1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ..............................................................................246

1.5.1 INTRODUÇÃO ..........................................................................................................................246 1.5.2 REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES .................246 1.5.3 REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À

REDE DE OPERAÇÃO ...........................................................................................................................249 1.5.4 REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS ....................................................254 1.5.5 ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS ................................................................257

1.5.6 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELOS AGENTES PROPRIETÁRIO DAS INSTALAÇÕES

(SUBESTAÇÕES) COMPARTILHADAS DA REDE DE OPERAÇÃO. ....................................................260



1.5.7 ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO 260 1.5.8 AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E

CONTROLE ...........................................................................................................................................261 1.5.9 REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE

SUPERVISÃO E CONTROLE ................................................................................................................262

1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ...................265 1.6.1 REQUISITOS GERAIS ..............................................................................................................265 1.6.2 REQUISITOS FUNCIONAIS .....................................................................................................265

1.6.3 REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS

AGENTES ..............................................................................................................................................266

1.6.4 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ...............................................266

1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ........................................270 1.7.1 REQUISITOS GERAIS ..............................................................................................................270 1.7.2 REQUISITOS TÉCNICOS DOS CANAIS PARA TELEPROTEÇÃO ..........................................272 1.7.3 TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345

KV 273 1.7.4 TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO DE 230 .....................................273 1.7.5 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ ...............................................273

1.7.6 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS ..........................................275

1.8 DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESSE ANEXO TÉCNICO ......................................................................................................................................277

1.8.1 TENSÃO OPERATIVA .....................................................................................................................277

1.8.2 SOBRETENSÃO ADMISSÍVEL PARA ESTUDOS A 60 HZ .......................................................................278 1.8.3 CRITERIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS A 60 HZ .......................279 1.8.4 CRITÉRIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS DE MANOBRA ...........281 1.8.5 CAMPOS ELÉTRICOS E MAGNÉTICOS .............................................................................................286

1.9 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO .......................287 1.9.1 ASPECTOS GERAIS .................................................................................................................287 1.9.2 ASPECTOS ESPECÍFICOS ..............................................................................................................288 1.9.3 REQUISITOS PARA APROVAÇÃO DOS PROJETOS DE SMF ................................................291 1.9.4 COMUNICAÇÃO DE DADOS ............................................................................................................291 1.9.5 RECURSOS DE PROGRAMAÇÃO .....................................................................................................292 1.9.6 MEDIÇÃO DE RETAGUARDA ..................................................................................................293 1.9.7 LOCALIZAÇÃO DOS PONTOS DE MEDIÇÃO ..........................................................................293

1.9.8 ARQUITETURA BÁSICA DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO .......................295

2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO .......................... 297

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO .....................................................................297 2.1.1 RELATÓRIOS................................................................................................................................297

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES..............................................................................................................................................298

2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES ...........................................................................................298 2.3.1 SUBESTAÇÃO IGAPORÃ III .............................................................................................................298



2.3.2 SUBESTAÇÃO IGAPORÃ II ..............................................................................................................298 2.3.3 SUBESTAÇÃO BOM JESUS DA LAPA II .............................................................................................298 2.3.4 SUBESTAÇÃO IBICOARA ................................................................................................................299

3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO ........................................................................ 301

3.1 GERAL ..........................................................................................................................................301

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL .................................................................................................301

4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS .................................................. 302

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA ..................................................................................302

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES ..................................................................................302

4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO ...................................................................302 4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO ....................................................................................................................302 4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS. ...................................................................................303

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: ........................................................................304

4.5 PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO: .....................................................................................304

5 CRONOGRAMA ............................................................................................................ 305

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A) ....................................306

5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B)........................................................307



1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

1.1 INTRODUÇÃO

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL

Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos do empreendimento constituído pela subestação 500/230 kV Igaporã III, com 1500 MVA, pela subestação 230/69 kV Pindaí II, com 300 MVA, pela linha de transmissão 230 kV Igaporã III – Pindaí II, com extensão aproximada de 46 km, em circuito simples; pelas linhas de transmissão 230 kV Igaporã III – Igaporã II C1 e C2, com aproximadamente 2 km cada, ambas em circuito simples; e seccionamento da LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara para conexão na SE Igaporã III, em circuitos simples, com extensão aproximada de 39 km cada, integrantes do Lote C deste Leilão nº03/2012, doravante denominadas SE 500/230 kV Igaporã III, SE 230/69 kV Pindaí II, LT 230 kV Igaporã III – Pindaí II e LT 230 kV Igaporã III – Igaporã II C1 e C2.

Os empreendedores dos projetos vencedores dos Leilões A-3 (Leilão 02/2011-ANEEL) e Leilão de Energia de Reserva – LER - 2011 (Leilão 03/2011-ANEEL), que se declararam interessados em compartilhar Instalações Coletoras de Geração – ICG, tiveram oportunidade de participar da Chamada Pública nº 001/2011-ANEEL, publicada em 22 de setembro de 2011.

Após os resultados da Chamada Pública nº 001/2011 e aportes de garantias pelos empreendedores interessados nas ICG, e com vistas ao atendimento da Resolução Normativa nº 320, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) realizou os estudos no sentido de avaliar o acréscimo de oferta de energia a partir das usinas eólicas (vencedoras dos leilões A-3 e LER 2011), a viabilidade da implantação de ICG e a integração ao Sistema Interligado Nacional – SIN, tendo sido propostas as implantações de: Subestações 500/230 kV Igaporã III e 230/69 kV Pindaí II; Linhas de transmissão 230kV Igaporã III – Pindaí II, 230 kV Igaporã III – Igaporã II C1 e C2 e Seccionamento da Linha de Transmissão 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara (para conexão da SE Igaporã III).

As Centrais de Geração Eólica que se conectarão na Subestação Pindaí II estão elencadas na Tabela 01. O esquema de conexão das Subestações Igaporã III e Pindaí II ao SIN estão representados na Figura 1.



TABELA 01 – EMPREENDIMENTOS DE GERAÇÃO QUE SE CONECTARÃO À SUBESTAÇÃO PINDAÍ II.

FIGURA 1 – DIAGRAMA UNIFILAR DAS OBRAS ASSOCIADAS À SE PINDAÍ II.



O diagrama esquemático, da Figura 2 apresenta a conexão considerada para as instalações de uso exclusivo das centrais eólicas que compõem a ICG Pindaí II (não integram o objeto deste leilão as instalações de uso exclusivo de cada Central de Geração Eólica).

FIGURA 2 –DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DAS INSTALAÇÕES DE USO EXCLUSIVO DAS CENTRAIS GERADORAS EÓLICAS QUE SE

CONECTARÃO NA SE PINDAÍ II.



1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA

A configuração básica a seguir é caracterizada pelas instalações listadas nas Tabelas 2 e 3, para a Rede Básica, e Tabela 4, para a ICG:

REDE BÁSICA

TABELA 2 - LINHA DE TRANSMISSÃO

Origem Destino Circuito km

Igaporã III Pindaí II Simples, 230 kV 46(1)

Igaporã III Igaporã II 230 kV, C1 e C2, simples 2 x 2(2)

Obs.:

(1) Extensão da Linha de Transmissão de acordo com o Relatório R3 (Item 3.2).

(2) Extensão da Linha de Transmissão de acordo com o Relatório R1 (Item 3.2).

TABELA 3 – SUBESTAÇÕES – REDE BÁSICA

Legenda:

- DJM – Disjuntor e Meio - BD4 – Barra Dupla a 4 Chaves Obs.:

(1) A TRANSMISSORA deverá disponibilizar na SE Igaporã III dois vãos livres para entradas de linhas futuras, em 500 kV, entre as duas entradas de linha a serem implementadas do seccionamento da LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara. Deverão ser feitos barramentos e obras de infra-estrutura necessárias conforme item 1.3.1.1.

(2) Deverá ser observado o arranjo proposto nos Relatórios em referência nos itens 2.1 e 2.2, quanto à quantidade de Interligações de Barras, em 500 kV, na SE Igaporã III.

(3) Um dos Autotransformadores deverá ter o enrolamento terciário para alimentar os serviços auxiliares.

Subestação Tensão (kV) Equipamento

Igaporã III

500

1 Módulo Geral – MG (1)

3 Interligações de Barras – IB – DJM (2)

(6+1R) Autotransformadores Monofásicos 500/√3 – 230/√3 -

13,8 kV de 250 MVA cada (3)

2 Módulos de Conexão de Transformador – DJM

230

2 Módulos de Conexão de Transformador – BD4

1 Interligação de Barras - IB

3 Entradas de Linha – EL – BD4

Pindaí II 230

1 Módulo Geral - MG

1 Interligação de Barras - IB - BD4

1 Entrada de Linha – EL – BD4

Igaporã II 230 2 Entradas de Linha – EL – BD4



ICG

TABELA 4 – SUBESTAÇÃO - ICG

Legenda:

- BD4 – Barra Dupla a 4 Chaves - BPT – Barra Principal e de Transferência Obs.:

(1) Fica a critério da Transmissora obter uma das alimentações para os serviços auxiliares, em 13,8 kV, por meio de instalação de um terciário no transformador 230/69 kV, ou pela implantação de um transformador auxiliar de 69/13,8 kV..

(2) A TRANSMISSORA deverá disponibilizar na SE Pindaí II, no barramento de 69 kV, pelo menos 5 (cinco) vãos livres para as entradas de linha oriundas dos empreendimentos de geração eólica, conforme descrito no item 1.3.1.1.

Além das instalações que caracterizam a configuração básica, serão de responsabilidade da TRANSMISSORA vencedora da licitação as atividades listadas na Tabela 5.

TABELA 5 – ATIVIDADES DE RESPONSABILIDADE DA TRANSMISSORA VENCEDORA DA LICITAÇÃO

Subestação Atividades

Igaporã III

Implementação de dois trechos de linha de transmissão em 500 kV, circuito simples, com extensão aproximada de 39 km cada, entre o ponto de seccionamento da Linha de Transmissão 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara e a Subestação Igaporã III, setor 500 kV.

Implementação de 2 Entradas de Linha em 500 kV em arranjo tipo disjuntor e

meio na Subestação Igaporã III associadas ao seccionamento da linha em

500 kV.

Bom Jesus da Lapa II e Ibicoara Aquisição dos equipamentos necessários para as modificações nas Entradas de Linha em 500 kV das subestações Bom Jesus da Lapa II e Ibicoara.

As instalações e equipamentos descritos na Tabela 5, serão transferidos sem ônus para a Transmissora Sudeste Nordeste S.A - TSN, concessionária da linha a ser seccionada Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara, em 500 kV, conforme disposto na Resolução nº. 67, de 8 de junho de 2004, sendo a TSN a responsável pela Operação e Manutenção da Linha de Transmissão resultante do seccionamento.

Subestação Tensão (kV) Equipamento

Pindaí II

230

2 Módulos de Conexão de Transformador – BD4

2 Transformadores Trifásicos 230/69 kV - 150 MVA cada (1)

2 Sistemas de Medição de Faturamento - SMF

69

1 Módulo Geral – MG (2)

1 Interligação de Barras - IB

2 Módulos de Conexão de Transformador – BPT

1 Módulo de conexão de transformador de aterramento sem disjuntor

1 Transformador de Aterramento 10 ohms/fase



Deverá ser implantado barramento em 69 kV na SE Pindaí II com dimensão e capacidade para permitir a conexão de pelo menos 5 (cinco) Entradas de Linha das Linhas de Transmissão de Uso Exclusivo das Centrais de Geração Eólicas.

A configuração básica supracitada se constitui na alternativa de referência. Os requisitos técnicos deste ANEXO 6C caracterizam o padrão de desempenho mínimo a ser atingido por qualquer solução proposta. Este desempenho deverá ser demonstrado mediante justificativa técnica comprobatória.

A utilização pelo empreendedor de outras soluções, que não a de referência, fica condicionada à demonstração de que a mesma apresente desempenho elétrico equivalente ou superior àquele proporcionado pela alternativa de referência.

No entanto, nesta proposta de configuração alternativa, a TRANSMISSORA NÃO tem liberdade para modificar:

Níveis de tensão (somente CA);

Distribuição de fluxo de potência em regime permanente;

Os locais destinados a instalação da Subestação Igaporã III, em 500/230 kV, e da Subestação Pindaí II, em 230/69 kV, que devem se localizar em um raio de até 1 (um) quilômetro dos ponto indicado como melhor alternativa nos relatórios dos itens 2 e 3.

O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nas Tabelas de 2 a 5. Estão incluídos no empreendimento os equipamentos terminais de manobra, proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, ainda que não expressamente indicados neste ANEXO 6C.

1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS

Os dados de sistema utilizados nos estudos em regime permanente e transitório, efetuados para a definição da configuração básica estão disponibilizados, conforme documentação relacionada no item 2.1 deste ANEXO 6C.

Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE, ANATEM/ANAT0 no site da Empresa de Pesquisa Energética – EPE (www.epe.gov.br).

Os dados relativos aos estudos de transitórios eletromagnéticos estão disponibilizados, conforme documentação relacionada no item 2.1 deste ANEXO 6C.

1.1.4 REQUISITOS GERAIS

O projeto e a construção das linhas de transmissão devem estar em conformidade com as últimas revisões das normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT, no que for aplicável e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da International Electrotechnical Commission - IEC, American National Standards Institute - ANSI ou National Electrical Safety Code - NESC, nesta ordem de preferência, salvo onde expressamente indicado.

Os requisitos aqui estabelecidos aplicam-se ao pré-projeto, aos projetos básico e executivo bem como às fases de construção, manutenção e operação do empreendimento. Aplicam-se ainda ao projeto, fabricação, inspeção, ensaios e montagem de materiais, componentes e equipamentos utilizados no empreendimento.

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



É de responsabilidade da TRANSMISSORA obter os dados, inclusive os descritivos das condições ambientais e geomorfológicas da região de implantação, a serem adotados na elaboração do projeto básico, bem como nas fases de construção, manutenção e operação das instalações.

É de responsabilidade e prerrogativa da TRANSMISSORA o dimensionamento e especificação dos equipamentos e instalações de transmissão que compõem o Serviço Público de Transmissão, objeto desta licitação, de forma a atender este ANEXO 6C e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reserva.

1.1.5 REQUISITOS TÉCNICOS ESPECIAIS ASSOCIADOS AO SECCIONAMENTO DA LINHA DE TRANSMISSÃO 500 KV BOM

JESUS DA LAPA II – IBICOARA.

Para a implementação dos dois trechos de linha, em circuito simples, associados ao seccionamento da linha de transmissão 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara na Subestação Igaporã III, com extensão aproximada de 39 km e das 2 entradas de linha em 500 kV na subestação Igaporã III 500/230 kV, a TRANSMISSORA deverá observar os requisitos descritos neste Anexo Técnico 6C e, adicionalmente, as normas e padrões técnicos da TSN – Transmissora Sudeste Nordeste S.A. Essas instalações serão transferidas para a TSN, conforme disposto na Resolução no 67, de 8 de junho de 2004, que será a responsável por sua operação e manutenção.

A TRANSMISSORA deverá fornecer a TSN, antes do início do primeiro ensaio, uma lista, com o cronograma de todos os ensaios a serem realizados, sendo necessária a realização dos ensaios requeridos pela Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT. Para os casos em que a ABNT não for aplicável, deve-se realizar os ensaios requeridos pelas Normas Técnicas Internacionais mencionadas no item 1.1.4. Deve ser emitido um certificado para cada ensaio. Os ensaios de rotina deverão ser executados em todos os painéis incluídos no fornecimento.

O comissionamento das instalações será realizado em conjunto pela TRANSMISSORA e pela TSN, quanto as obras associadas à subestação Igaporã III.

A TRANSMISSORA deverá adquirir os equipamentos necessários para as modificações nas Entradas de Linha da linha de transmissão 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara, elaborar os projetos básico e executivo para sua implantação, e transferí-los para a TSN, que será a responsável pela sua implementação, devendo estes equipamentos serem entregues nos locais onde serão instalados.

Para os equipamentos associados ao seccionamento da linha de transmissão, na subestação Igaporã III, a TRANSMISSORA deverá fornecer à TSN peças sobressalentes em quantidade suficiente, que viabilizem a disponibilidade requerida para o sistema e que compreendam os equipamentos necessários para substituição de uma fase completa do módulo de Entrada de Linha (pólo de disjuntor, chave seccionadora, transformador de potencial, transformador de corrente e pára raios) para o nível de tensão de 500 kV.

A TRANSMISSORA será responsável pelo fornecimento para a TSN de todas as ferramentas e acessórios necessários para o comissionamento, operação e manutenção dos equipamentos transferidos.

A TRANSMISSORA deverá prover treinamento adequado abrangendo os equipamentos fornecidos para as entradas de linha, caso esses equipamentos sejam diferentes dos utilizados pela TSN, nas Linhas de Transmissão seccionadas.



A TRANSMISSORA deverá locar apropriadamente os dois trechos de linha, em circuito simples, entre o ponto de seccionamento da linha de transmissão 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara e a subestação Igaporã III, de forma a viabilizar a implantação futura de mais 2 (duas) linhas de transmissão, em 500 kV, em circuito simples, entre os trechos a serem construídos neste empreendimento, ou seja, deve permitir a implantação do futuro seccionamento livre de cruzamentos sobre linhas de transmissão.

1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO - LT


A subestação 230/69 kV Pindaí II, será conectada a subestação Igaporã III por intermédio de uma linha de transmissão em 230kV, LT Igaporã III – Pindaí II, em circuito simples.

A subestação 500/230 kV Igaporã III, será conectada a subestação Igaporã II (da CHESF, Contrato de Concessão nº 020/2010) por intermédio de 2 (duas) linhas de transmissão em 230 kV, Igaporã III – Igaporã II C1 e C2, ambas em circuito simples.

A subestação Igaporã III 500/230 kV será conectada ao Sistema Interligado Nacional (SIN) a partir do seccionamento da linha de transmissão 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara, de propriedade da TSN. Para isto, a linha em referência deverá ser apropriadamente seccionada, com a construção de dois trechos de linha, em circuito simples, entre o ponto de seccionamento da linha de transmissão 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara e a subestação Igaporã III.

Tendo em vista que os referidos trechos de linha virão a se constituir em extensões das linhas existentes, estes devem ter características elétricas, mecânicas e desempenho iguais ou superiores as das linhas existentes.

A TRANSMISSORA deverá adotar, no seccionamento e trechos de linha até a Subestação Igaporã III, os critérios e padrões de projeto e construção da TSN para 500 kV.

A TRANSMISSORA deverá locar apropriadamente os dois trechos de linha, em circuito simples, entre o ponto de seccionamento da linha de transmissão 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara e a subestação Igaporã III, de forma a viabilizar a implantação futura de mais 2 (duas) linhas de transmissão, em 500 kV, em circuito simples, entre os trechos a serem construídos neste empreendimento, ou seja, deve permitir a implantação do futuro seccionamento livre de cruzamentos sobre linhas de transmissão.

1.2.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS

1.2.2.1 Parâmetros elétricos

O desempenho sistêmico do conjunto formado pela linha de transmissão e sua compensação reativa série e/ou paralela deve ser similar ao do conjunto considerado na configuração básica Esse desempenho é caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta dinâmica em regime normal e nas situações de contingência apresentadas nos estudos documentados nos relatórios listados no item 2.1.

1.2.2.2 Capacidade de corrente



As linhas de transmissão, objeto do Lote C do Leilão nº 03/2012-ANEEL, devem ter capacidades operativas de longa e curta duração não inferiores aos valores apresentados na Tabela 6.

TABELA 6 - CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA E CURTA DURAÇÃO

Linha de Transmissão Longa Duração (A) Curta Duração (A)

Trechos de LT associados ao seccionamento da LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara à SE Igaporã III (cada circuito)

2300 3265

LT 230 kV Igaporã III – Pindaí II, CS 1600 1900

LT 230 kV Igaporã III – Igaporã II C1, CS 1600 1900

LT 230 kV Igaporã III – Igaporã II C2, CS 1600 1900

A capacidade de corrente de longa duração corresponde ao valor de corrente da linha de transmissão em condição normal de operação e deve atender às diretrizes fixadas pela norma técnica NBR 5422 da ABNT. A capacidade de corrente de curta duração refere-se à condição de emergência estabelecida na norma técnica NBR 5422 da ABNT.

1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS

1.2.3.1 Definição da flecha máxima dos condutores

A linha de transmissão deve ser projetada de acordo com as prescrições da Norma Técnica NBR 5422, da ABNT, de forma a preservar, em sua operação, as distâncias de segurança nela estabelecidas. Devem ser previstas a circulação das capacidades de longa e de curta duração na linha de transmissão e a ocorrência simultânea das seguintes condições climáticas:

(a) temperatura máxima média da região;

(b) radiação solar máxima da região; e

(c) brisa mínima prevista para a região, desde que não superior a um metro por segundo.

Na operação em regime de longa duração, as distâncias do condutor ao solo ou aos obstáculos devem ser iguais ou superiores às distâncias de segurança (mínimas) em condições normais de operação estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora. Na operação em regime de curta duração, as distâncias do condutor ao solo ou aos obstáculos devem ser iguais ou superiores às distâncias de segurança (mínimas) em condições de emergência estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora. As linhas de transmissão para cuja classe de tensão essa norma não estabeleça valores de distâncias de segurança devem ser projetadas segundo as prescrições contidas no NESC, em sua edição de 2002. Em condições climáticas comprovadamente mais favoráveis do que as estabelecidas acima, a linha de transmissão pode ser solicitada a operar com carregamento superior à capacidade de longa ou curta duração, desde que as distâncias de segurança, conforme definidas nos itens acima, sejam respeitadas. A linha de transmissão deve ser projetada de sorte a não apresentar óbices técnicos à instalação de monitoramento de distâncias de segurança, uma vez que, a qualquer tempo, pode vir a ser solicitada pela ANEEL a sua implantação.



1.2.3.2 Definição da capacidade de condução de corrente dos acessórios, conexões e demais componentes

Os acessórios, conexões e demais componentes que conduzem corrente devem ser dimensionados de forma a não criar restrição à operação da linha, incluindo as condições climáticas comprovadamente mais favoráveis referidas no item 1.2.3.1. Deverão ser atendidas, também, as prescrições das normas de dimensionamento e ensaios de ferragens eletrotécnicas de linhas de transmissão, em especial da Norma Técnica NBR 7095 da ABNT, ou sua sucessora.

1.2.3.3 Capacidade de corrente dos cabos pára-raios

Nas condições climáticas estabelecidas no item 1.2.3.1, os cabos pára-raios – conectados ou não às malhas de aterramento das subestações terminais e ao sistema de aterramento das estruturas da linha – devem ser capazes de suportar, sem dano, durante o período de concessão da linha de transmissão, a circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em qualquer estrutura por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda.

(a) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para o dimensionamento dos novos cabos pára-raios da linha de transmissão em projeto.

O dimensionamento dos cabos pára-raios – seja no caso de nova linha de transmissão ou de novo(s) trecho(s) de linha originado(s) a partir de seccionamento de LT existente – deve adotar, como premissa, no mínimo, o(s) valor(es) de corrente de curto-circuito fase-terra indicado(s) na Tabela 7. Esse(s) valor(es) de corrente está(ão) referido(s) ao nível de tensão do(s) barramento(s) da(s) subestação(ões) terminal(is).

TABELA 7 – CORRENTE(S) DE CURTO-CIRCUITO NA(S) SE(S) TERMINAL(IS) PARA O DIMENSIONAMENTO DOS CABOS PÁRA-RAIOS DE NOVA LT OU NOVO(S) TRECHO(S) DE LT EM PROJETO

Linha de transmissão ou trecho(s) de linha

Subestação(ões) terminal(is)

Nível de tensão do barramento de referência

Valor de corrente de curto-circuito fase-terra (kA)

LT 500 kV Secc. LT Bom Jesus da Lapa II - Ibicoara / Igaporã III

Igaporã III 500 kV 50

LT 230 kV Igaporã III – Igaporã II C1 Igaporã II - Igaporã III 230 kV 40

LT 230 kV Igaporã III – Igaporã II C2 Igaporã II - Igaporã III 230 kV 40

LT 230 kV Igaporã III – Pindaí II Igaporã III e Pindaí II 230 kV 40

(b) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para a verificação dos cabos pára-raios existentes da linha de transmissão a ser seccionada

A TRANSMISSORA deverá verificar se os cabos pára-raios existentes da linha a ser seccionada, nas proximidades do ponto de seccionamento, suportam, sem dano, a circulação de corrente quando da ocorrência de curto-circuito. Nessa verificação deverá ser adotado o



valor da corrente de curto-circuito fase-terra, na nova subestação terminal, conforme indicado na Tabela 8 (coluna verificação).

(c) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para o redimensionamento dos cabos pára-raios existentes da linha de transmissão a ser seccionada.

Caso a verificação de capacidade de corrente, referida no item (b), constate a superação dos cabos pára-raios existentes, o projeto básico deverá estudar e propor um novo arranjo de cabos pára-raios que suporte, sem dano, a circulação de corrente quando da ocorrência de curto-circuito, de forma a garantir, ao menos, o desempenho original da LT a ser seccionada. Nesse redimensionamento deverá ser adotado o valor da corrente de curto-circuito fase-terra, na nova subestação terminal, conforme indicado na Tabela 8 (coluna dimensionamento).

TABELA 8 – CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO NA NOVA SE TERMINAL PARA A VERIFICAÇÃO E DIMENSIONAMENTO DOS

CABOS PÁRA-RAIOS EXISTENTES DA LT A SER SECCIONADA

Linha de transmissão a ser seccionada

Nova subestação terminal

Nível de tensão do barramento de referência

Valor da corrente de curto-circuito fase-

terra (kA)

Verifica-ção

Dimensio-namento

LT 500 kV Secc. LT Bom Jesus da Lapa II- Ibicoara Igaporã III 500 kV 20 50

1.2.3.4 Aplicação de cabos pára-raios com fibra ótica – OPGW – na linha de transmissão

(a) No caso de nova linha de transmissão

As novas linhas de transmissão devem ser projetadas com pelo menos um cabo pára-raios do tipo Optical Ground Wire – OPGW.

(b) No caso de linha de transmissão existente, a ser seccionada, que já possuir OPGW:

Se a linha de transmissão a ser seccionada já possuir OPGW, o(s) novo(s) trecho(s) de linha de transmissão, originado(s) a partir do seccionamento da linha existente, deve(m) ter, também, cabo pára-raios com fibra ótica com confiabilidade e capacidade de transmissão de dados iguais ou superiores a do cabo existente;

(c) No caso de linha de transmissão existente, a ser seccionada, que não possuir OPGW:

Se a linha de transmissão a ser seccionada não possuir OPGW, a TRANSMISSORA deve dimensionar um cabo pára-raios com fibra ótica para o menor trecho de linha, entre subestações terminais, que surge pós-seccionamento. Esse cabo deve ter confiabilidade e capacidade de transmissão para suprir, ao menos, as necessidades operativas de comunicação, supervisão e proteção desse trecho entre subestações terminais. O(s) novo(s) trecho(s) de linha de transmissão, entre o ponto de seccionamento da linha existente e a nova subestação terminal, já deve(m) ser projetado(s) com OPGW.

1.2.3.5 Perda Joule nos cabos condutor e pára-raios



A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento das linhas de transmissão deve ser igual ou inferior às da configuração básica, como segue:

(a) Trechos de linha a partir do seccionamento da Linha de Transmissão 500 kV Bom Jesus da Lapa

II – Ibicoara, para freqüência nominal de 60 Hz e temperatura de 50 ºC, igual a 0,0174 /km;

(b) Linha de Transmissão 230 kV Igaporã III – Pindaí II, para freqüência nominal de 60 Hz e

temperatura de 50 ºC, igual a 0,0348 /km;

(c) Linhas de Transmissão 230 kV Igaporã III – Igaporã II C1 e C2, para freqüência nominal de 60 Hz

e temperatura de 50 ºC, igual a 0,0348 /km.

A perda Joule nos cabos pára-raios deve ser inferior a 5% das perdas nos cabos condutores para qualquer condição de operação.

1.2.3.6 Desequilíbrio

As linhas de transmissão de comprimento superior a 100 km devem ser transpostas com um ciclo completo de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total.

Caso a linha não seja transposta, os desequilíbrios de tensão de seqüência negativa e zero, em vazio e a plena carga, devem estar limitados a 1,5%.

Linhas de transmissão em paralelo na mesma faixa ou em faixas contíguas ou linhas de circuito duplo, que necessitem ser transpostas, devem ter os ciclos de transposição com sentidos opostos.

Com a implantação da SE Igaporã III 500/230 kV, a partir dos seccionamentos da linha de transmissão 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara existente e de propriedade da TSN, a TRANSMISSORA deverá calcular os desequilíbrios de tensão de seqüência negativa e zero, em vazio e a plena carga na barra de 500 kV da SE Igaporã III. Caso os desequilíbrios de tensão calculados fiquem acima de 1,5%, a TRANSMISSORA deverá propor no projeto básico solução para adequar a instalação, visando o atendimento deste requisito.

Para as LTs 230 kV Igaporã III – Igaporã II, C1 e C2, devido ao reduzido comprimento, não há necessidade de avaliação dos desequilíbrios de tensão.

1.2.3.7 Tensão máxima operativa

A tensão máxima operativa da linha de transmissão para a classe de tensão correspondente está indicada na Tabela 9.

TABELA 9 – TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA

Tensão nominal do sistema (kV) Tensão máxima operativa (kV)

138 145

230 242

345 362

440 (*) 460

500 550

525 550

765 800 (*) valor não padronizado pela ABNT



1.2.3.8 Coordenação de isolamento

A TRANSMISSORA deverá comprovar por cálculo ou simulação que o dimensionamento dos espaçamentos elétricos das estruturas da família de estruturas da linha de transmissão foi feito de forma a assegurar o atendimento dos requisitos abaixo.

(a) Isolamento à tensão máxima operativa

Para dimensionar o isolamento da linha de transmissão para tensão máxima operativa deve ser considerado o balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento com período de retorno de, no mínimo, 30 (trinta) anos.

A distância de escoamento mínima da cadeia de isoladores deve ser determinada conforme a norma IEC 60815, considerando o nível de poluição da região de implantação da LT. Caso o nível de poluição da região seja classificado como inferior ao nível I – leve, a distância específica de escoamento deverá ser igual ou superior a 14 mm/kV eficaz fase-fase.

Deve ser garantida a distância de segurança entre qualquer condutor da linha e objetos situados na faixa de segurança, tanto para a condição sem vento quanto para a condição de balanço dos cabos e cadeias de isoladores devido à ação de vento com período de retorno de, no mínimo, 50 (cinqüenta) anos. Na condição de balanço dos cabos e cadeias de isoladores devido à ação de vento, essa distância de segurança deve ser também garantida:

ao longo de toda a LT, independentemente do comprimento do vão, mesmo que para tanto a largura da faixa de segurança seja variável ao longo da LT, em função do comprimento do vão; e

para qualquer topologia de terreno na faixa de segurança, especificamente quando há perfil lateral inclinado (em aclive).

(b) Isolamento para manobras

A sobretensão adotada no dimensionamento dos espaçamentos elétricos das estruturas deverá ser, no mínimo, igual à maior das sobretensões indicadas nos estudos de transitórios eletromagnéticos.

Os riscos de falha (fase-terra e fase-fase) em manobras de energização e religamento devem ser limitados aos valores constantes da Tabela 10.

TABELA 10 - O RISCO MÁXIMO DE FALHA POR CIRCUITO EM MANOBRAS DE ENERGIZAÇÃO E RELIGAMENTO

Manobra Risco de falha (adimensional)

Fase - terra Fase - fase

Energização 10 – 3 10 – 4

Religamento 10 – 2 10 – 3

(c) Desempenho a descargas atmosféricas

Para o nível de 500 kV, o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser inferior ou, no máximo, igual a um desligamento por 100 km por ano.

Para o nível de 230 kV, o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser inferior ou, no máximo, igual a dois desligamentos por 100 km por ano.



As estruturas deverão ser dimensionadas com pelo menos dois cabos pára-raios, dispostos sobre os cabos condutores de forma que, para o terreno predominante da região, a probabilidade de desligamento de um circuito, causado por descargas diretas nos cabos condutores, seja inferior a 0,01 desligamentos por 100 km por ano.

1.2.3.9 Emissão eletromagnética

Os efeitos tratados nas alíneas (a) a (c) devem ser verificados à tensão máxima operativa da linha indicada na Tabela 9:

(a) Corona visual

A linha de transmissão, com seus cabos e acessórios, bem como as ferragens das cadeias de isoladores, não deve apresentar corona visual em 90% do tempo para as condições atmosféricas predominantes na região atravessada pela linha de transmissão.

(b) Rádio-interferência

A relação sinal/ruído no limite da faixa de segurança deve ser, no mínimo, igual a 24 dB, para 50% do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deve ser o nível mínimo de sinal na região atravessada pela linha de transmissão, conforme norma DENTEL ou sua sucessora.

(c) Ruído audível

O ruído audível no limite da faixa de segurança deve ser, no máximo, igual a 58 dBA em qualquer uma das seguintes condições não simultâneas: durante chuva fina (0,00148 mm/min); durante névoa de 4 (quatro) horas de duração; ou durante os primeiros 15 (quinze) minutos após a ocorrência de chuva.

(d) Campo elétrico

Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de março de 2010.

(e) Campo magnético


1.2.3.10 Travessia de linhas de transmissão existentes

A TRANSMISORA deve evitar ao máximo o cruzamento sobre linhas de transmissão existentes. Caso o cruzamento seja inevitável, a TRANSMISSORA deve identificar esses casos, tanto nas entradas/saídas das subestações quanto ao longo do traçado das LTs, e informar no projeto básico as providências que serão tomadas no sentido de minimizar os riscos inerentes a esses cruzamentos, ficando a critério da ANEEL a aprovação dessas providências.

A TRANSMISSORA deverá relacionar no projeto básico os cruzamentos da LT em projeto com outra(s) LT(s) existente(s) da Rede Básica. Seguem, abaixo, as informações mínimas da(s) LT(s) em cruzamento a serem prestadas pelo agente:

(a) identificação com as SEs terminais do trecho em questão;

(b) tensão nominal;

(c) número de circuitos;e



(d) disposição das fases (horizontal, vertical, triangular etc)

Nos casos relacionados a seguir, de cruzamento da LT em projeto com outra(s) LT(s) da Rede Básica, a LT em projeto deverá cruzar necessariamente sob a(s) existente(s):

(a) quando um circuito simples (em projeto) cruzar, num mesmo vão de travessia, mais de um circuito de LT existente com tensão igual ou superior à de projeto; ou;

(b) quando a tensão nominal da LT em projeto for menor que a da LT existente.

1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS

1.2.4.1 Confiabilidade

O projeto mecânico da linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60826 – International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines.

O nível de confiabilidade do projeto eletromecânico, expresso pelo período de retorno do vento extremo, deve ser compatível com um nível intermediário entre os níveis 2 e 3 preconizados na IEC 60826. Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 150 anos para LT de tensão nominal igual ou inferior a 230 kV e igual ou superior a 250 (duzentos e cinqüenta) anos para LT de tensão superior a 230 kV.

1.2.4.2 Parâmetros de vento

Para o projeto mecânico de uma linha de transmissão, os carregamentos oriundos da ação do vento nos componentes físicos da linha de transmissão devem ser estabelecidos a partir da caracterização probabilística das velocidades de vento da região, com tratamento para fenômenos meteorológicos severos, tais como, sistemas frontais, tempestades, tornados, furacões, etc.

Os parâmetros explicitados a seguir devem ser obtidos a partir de dados fornecidos por estações anemométricas selecionadas adequadamente para caracterizar a região atravessada pela linha de transmissão:

(a) Média e coeficiente de variação (em porcentagem) das séries de velocidades máximas anuais de vento a 10 m de altura, com tempos de integração da média de 3 (três) segundos (rajada) e 10 (dez) minutos (vento médio).

(b) Velocidade máxima anual de vento a 10 m de altura, com período de retorno correspondente ao vento extremo, como definido no item 1.2.4.1, e tempos de integração para o cálculo da média de 3 (três) segundos e 10 (dez) minutos. Se o número de anos da série de dados de velocidade for pequeno, na estimativa da velocidade máxima anual deve ser adotado, no mínimo, um coeficiente de variação compatível com as séries mais longas de dados de velocidades de ventos medidas na região.

(c) Coeficiente de rajada para a velocidade do vento a 10 m de altura, referenciado ao tempo de integração da média de 10 (dez) minutos.

(d) Categoria do terreno adotada para o local das medições.

No tratamento das velocidades de vento, para fins de dimensionamento, deve ser considerada a categoria de terreno definida na IEC 60826 que melhor se ajuste à topologia do corredor da LT.

1.2.4.3 Cargas mecânicas sobre os cabos.



O cabo deve ser dimensionado para suportar três estados de tracionamento – básico, de tração normal e de referência, definidos a partir da combinação de condições climáticas e de envelhecimento do cabo como se segue.

(a) Estado básico

Para condições de temperatura mínima, a tração axial máxima deve ser limitada a 33 % da tração de ruptura do cabo.

Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial máxima deve ser limitada a 50 % da tração de ruptura do cabo.

Para condições de vento extremo, como definido no item 1.2.4.1, a tração axial máxima deve ser limitada a 70 % da tração de ruptura do cabo.

(b) Estado de tração normal (EDS everyday stress)

No assentamento final, à temperatura média, sem vento, o nível de tracionamento médio dos cabos deve atender ao indicado na norma NBR 5422. Além disso, o tracionamento médio dos cabos deve ser compatível com o desempenho mecânico no que diz respeito à fadiga ao longo da vida útil da linha de transmissão conforme será abordado no item 1.2.4.4.

(c) Estado de referência

A distância mínima ao solo do condutor (clearance) deve ser verificada sem considerar a pressão de vento atuante.

1.2.4.4 Fadiga mecânica dos cabos

Os dispositivos propostos para amortecer as vibrações eólicas devem ter sua eficiência e durabilidade avaliadas por ensaios que demonstrem sua capacidade de amortecer os diferentes tipos de vibrações eólicas e sua resistência à fadiga, sem perda de suas características de amortecimento e sem causar danos aos cabos.

É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a elaboração de estudos, o desenvolvimento e a aplicação de sistema de amortecimento para prevenção de vibrações eólicas e efeitos relacionados com a fadiga dos cabos, de forma a garantir que estes não estejam sujeitos a danos ao longo da vida útil da linha de transmissão.

A solicitação aos cabos deve ser dimensionada de forma compatível com seu tipo e sua formação.

1.2.4.5 Cargas mecânicas sobre as estruturas

O projeto mecânico de uma linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60826. Além das hipóteses previstas na IEC, é obrigatória a introdução de hipóteses de carregamento que reflitam tormentas elétricas. Devem ser previstas necessariamente as cargas a que as estruturas estarão submetidas nas condições mais desfavoráveis de montagem e manutenção, inclusive em linha viva.

Para o caso de uma linha de transmissão construída com estruturas metálicas em treliça, as cantoneiras de aço-carbono ou microligas laminadas a quente devem obedecer aos requisitos de segurança estabelecidos na Portaria nº 178 do Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial – INMETRO, de 18 de julho de 2006.



1.2.4.6 Fundações

No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura às fundações devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Essas solicitações, calculadas a partir das cargas de projeto da estrutura, considerando suas condições particulares de aplicação – vão gravante, vão de vento, ângulo de deflexão, fim de linha e altura da estrutura – passam a ser consideradas cargas de projeto das fundações.

As fundações de cada estrutura devem ser projetadas estrutural e geotecnicamente de forma a adequar todos os esforços resultantes de cada estrutura às condições específicas do solo.

As propriedades físicas e mecânicas do solo devem ser determinadas de forma reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo. Tal determinação deve ser realizada a partir das seguintes etapas:

Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da linha com a conseqüente elaboração do plano de investigação geotécnica.

Estabelecimento dos parâmetros geomecânicos a partir do reconhecimento do subsolo com a caracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativa e quantitativamente.

Parecer geotécnico com a elaboração de diretrizes técnicas e recomendações para o projeto.

No cálculo das fundações, devem ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que influenciem o estado do solo de fundação, seja no aspecto de sensibilidade, de expansibilidade, seja de colapsividade, levando-se em conta a sazonalidade.

A definição do tipo de fundação, bem como o seu dimensionamento estrutural e geotécnico, deve considerar os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade de suporte do solo à compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica.

1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS

1.2.5.1 Descargas atmosféricas

Os cabos pára-raios de qualquer tipo e formação devem ter desempenho mecânico frente a descargas atmosféricas igual ou superior ao do cabo de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8”.

Todos os elementos sujeitos a descargas atmosféricas diretas da superestrutura de suporte dos cabos condutores e cabos pára-raios, incluindo as armações flexíveis de estruturas tipo “Cross-Rope”, Trapézio ou Chainette, não devem sofrer redução da suportabilidade mecânica original após a ocorrência de descarga atmosférica. As cordoalhas de estruturas estaiadas mono-mastro ou V protegidas por cabos pára-raios estão isentas deste requisito.

1.2.5.2 Corrosão eletrolítica

É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a elaboração de estudos para prevenção dos efeitos relacionados à corrosão em elementos da linha de transmissão em contato com o solo, de forma a garantir a estabilidade estrutural dos suportes da linha de transmissão e o bom funcionamento do sistema de aterramento ao longo da vida útil da linha de transmissão.

1.2.5.3 Corrosão ambiental



Todos os componentes da linha de transmissão devem ter sua classe de galvanização compatível com a agressividade do meio ambiente, particularmente em zonas litorâneas e industriais.



1.3 SUBESTAÇÕES - SE


1.3.1.1 Informações básicas

A TRANSMISSORA deve desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição das características e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que os mesmos serão conectados ao sistema existente.

Todos os equipamentos devem ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado.

Nas subestações, a configuração básica deve contemplar equipamentos com características elétricas básicas similares ou superiores às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos listados no item 2. O dimensionamento dos novos equipamentos deve considerar as atuais e futuras condições a serem impostas pela configuração prevista pelo planejamento da expansão do Sistema Interligado Nacional - SIN.

Na subestação Igaporã III, em 500/230 kV, deverá ser realizada todas as obras de infra–estrutura, descritas no módulo geral – Resolução ANEEL no 191, de 12 de dezembro de 2005, como terraplenagem, drenagem, malha de terra, serviço auxiliar, casa de comando, acesso, dentre outras, para a instalação, manutenção e operação dos módulos de Entrada de Linha, Interligação de Barras, Autotransformadores e outros. A área mínima a ser considerada para a nova subestação é de 146.000 m² (cento e quarenta e seis mil metros quadrados), devendo contemplar espaço suficiente para as futuras ampliações descritas nos relatórios mencionados nos itens 2.1, 2.2 e 2.3. A SE Igaporã III deverá ser implantada de imediato conforme a configuração prevista nas Tabelas 03 e 05 do item 1.1.2 deste Anexo Técnico. O diagrama unifilar simplificado da SE Igaporã III está representado na Figura 3.

Na subestação Igaporã III, no setor de 500 kV, deverá ser disponibilizado pela TRANSMISSORA 2 (dois) vãos de entrada de linha vagos, nos barramentos de 500 kV, entre as duas entradas de linha oriundas do seccionamento da LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara, para futuras conexões nesta subestação, conforme previsto nos relatórios mencionados nos itens 2.1, 2.2 e 2.3. Os 2 (dois) vãos vagos deverão ser dotados das obras de infra-estrutura descritas no parágrafo anterior, além da extensão dos barramentos.

Na subestação Pindaí II, em 230/69 kV, deverá ser realizada todas as obras de infra–estrutura, descritas no módulo geral – Resolução ANEEL no 191, de 12 de dezembro de 2005, como terraplenagem, drenagem, malha de terra, serviço auxiliar, casa de comando, acesso, dentre outras, para a instalação, manutenção e operação dos módulos de Entrada de Linha, Interligação de Barras, Transformadores e outros. A área mínima a ser considerada para a nova subestação é de 68.000 m² (sessenta e oito mil metros quadrados), devendo contemplar espaço suficiente para as futuras ampliações descritas nos relatórios mencionados nos itens 2.1, 2.2 e 2.3. A SE Pindaí II deverá ser implantada de imediato conforme a configuração prevista nas Tabelas 03 e 04 do item 1.1.2 deste Anexo Técnico. O diagrama unifilar simplificado da SE Pindaí II está representado na Figura 4.

Deverá ser realizada na subestação Pindaí II a extensão do barramento de 69 kV, bem como todas as obras de infra-estrutura relacionadas, tais como terraplenagem, drenagem, malha de terra, serviço



auxiliar, dentre outras, de modo a viabilizar a conexão das 5 Entradas de Linha 69 kV previstas nos estudos mencionados nos itens 2.1, 2.2 e 2.3.

Deverá ser previsto espaço adicional, externo e contíguo à casa de comando da TRANSMISSORA, com área no mínimo igual à utilizada para a construção desta. Este espaço ficará reservado para expansões futuras da casa de comando da TRANSMISSORA ou alternativamente para eventuais novas casas de comando de outras transmissoras, quando da implantação de novas instalações de transmissão.

FIGURA 3 –DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO DA SE IGAPORÃ III PARA INSTALAÇÃO DE IMEDIATO E COM AS PREVISÕES

DE EXPANSÕES FUTURAS.

FIGURA 4 –DIAGRAMA UNIFILAR SIMPLIFICADO DA SE PINDAÍ II PARA INSTALAÇÃO DE IMEDIATO E COM AS PREVISÕES DE



EXPANSÕES FUTURAS.

1.3.1.2 Arranjo de barramentos

O arranjo de barramentos da subestação Igaporã III, em 500/230 kV, deve ser do tipo disjuntor e meio no setor de 500 kV e do tipo barra dupla a quatro chaves no setor de 230 kV.

O arranjo de barramentos da subestação Pindaí II, em 230/69 kV, deve ser do tipo do tipo barra dupla a quatro chaves no setor de 230 kV e do tipo barra principal e transferência no setor de 69 kV.

1.3.1.3 Capacidade de corrente

(a) Corrente em regime Permanente

Os barramentos da subestação devem ser dimensionados considerando a situação mais severa de circulação de corrente, levando em conta a possibilidade de indisponibilidade de elementos da subestação e ocorrência de emergência no Sistema Interligado Nacional – SIN, no horizonte de planejamento, conforme estudo definido no item 1.8.3.4.

No caso de subestação existente, se a máxima corrente verificada for inferior à capacidade do barramento, o trecho de barramento associado a esse empreendimento deve ser compatível com o existente.

A TRANSMISSORA deve informar a capacidade de corrente dos barramentos, para todos os níveis, rígidos ou flexíveis, para a temperatura de projeto.

Para o dimensionamento da corrente nominal dos equipamentos (disjuntores, seccionadoras, TCs e bobina de bloqueio) a TRANSMISSORA deve identificar as correntes máximas a que poderão ser submetidos, desde a data de entrada em operação até o ano horizonte de planejamento, por meio dos estudos de fluxo de potência descritos no item 1.8 deste anexo técnico.

A corrente nominal dos equipamentos de vãos de linha deve ser no mínimo igual a corrente de curta duração da respectiva linha.

A corrente nominal dos equipamentos de vãos de transformadores, reatores etc., deve ser no mínimo igual a máxima corrente de sobrecarga admissível nestes equipamentos.

A corrente nominal dos equipamentos do vão interligador de barras (disjuntor, seccionadoras e TCs, nos arranjos de barramentos BD4 ou 5 chaves e BPT) deve ser, no mínimo, igual ao maior valor dentre as correntes determinadas para os demais vãos.

Para os equipamentos utilizados nos arranjos de barramento DJM, Anel e BD duplo disjuntor a determinação da corrente nominal de seus equipamentos deve também considerar as indisponibilidades de equipamentos, pertencentes ou não a este empreendimento, pois estas podem submeter os equipamentos remanescentes a valores de correntes ainda mais elevados que os determinados para a linha, transformador, reator, etc.

(b) .Capacidade de curto-circuito

Os equipamentos e demais instalações devem suportar, no mínimo, no pátio de 500 kV da Subestação Igaporã III, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir:



corrente de curto-circuito nominal: 50 kA

valor de crista da corrente suportável nominal: 130 kA (fator de assimetria de 2,6)

Para o pátio de 230 kV da Subestação Igaporã III e Subestação Pindaí II, os equipamentos e demais instalações devem suportar, no mínimo, as seguintes correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas:


valor de crista da corrente suportável nominal: 104,0 kA (fator de assimetria de 2,6)

Para o pátio de 69 kV da Subestação Pindaí II, os equipamentos e demais instalações devem suportar, no mínimo, as seguintes correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas:


valor de crista da corrente suportável nominal: 104 kA (fator de assimetria de 2,6)

Ressalta-se que o atendimento a fatores de assimetria superiores àqueles acima definidos pode ser necessário em função dos resultados dos estudos, considerando inclusive o ano horizonte de planejamento, a serem realizados pela TRANSMISSORA, conforme descrito no item 1.8 desse anexo técnico.

(c) Sistema de Aterramento

O projeto das subestações deve atender ao critério de um sistema solidamente aterrado.

1.3.1.4 Suportabilidade

Tensão em regime permanente

O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos para a condição de operação em regime permanente deve considerar os valores de tensão da tabela a seguir.

TABELA 11 – CONDIÇÃO DE OPERAÇÃO EM REGIME PERMANENTE

TENSÃO NOMINAL DO SISTEMA (kV)

TENSÃO NOMINAL DOS EQUIPAMENTOS (kV)

13,8 15

34,5 38

69 72,5

88 (*) 92,4

138 145

230 245

345 362

440 (*) 460

500 ou 525 550

765 800

(*) valores não padronizados pela ABNT

O dimensionamento dos equipamentos conectados às extremidades das linhas de transmissão deve observar o disposto no item 1.3.2.8.



Isolamento sob poluição

As instalações devem ser isoladas de forma a atender, sobretensão operativa máxima, às características de poluição da região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815 – Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions.

Proteção contra descargas atmosféricas

O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deve ser dimensionado de forma a assegurar um risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 anos.

Além disso, deve-se assegurar que não haja falha de blindagem nas instalações para correntes superiores a 2 kA.

Caso existam edificações, as mesmas devem atender às prescrições da Norma Técnica NBR5419.

1.3.1.5 Efeitos de campos

(a) Efeito corona

Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não devem apresentar efeito corona visual em 90 % do tempo para as condições atmosféricas predominantes na região da subestação. A tensão mínima fase-terra eficaz para início e extinção de corona visual a ser considerada no projeto para o pátio de 500 kV é de 350 kV. Para os pátios de 230 e de 69 kV é de 161 e 92 kV, respectivamente.

(b) Rádio interferência

O valor da tensão de rádio interferência externa à subestação não deve exceder 2.500 V/m a 1.000 kHz, com 1,1 vezes a tensão nominal do sistema.

(c) Campo elétrico

Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº398, de 23 de março de 2010.

(d) Campo magnético

Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº398, de 23 de março de 2010.

1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS

1.3.2.1 Disjuntores

(a) O ciclo de operação dos disjuntores deve atender aos requisitos das normas aplicáveis.

(b) O tempo máximo de interrupção para disjuntores de classes de tensão 550 kV deve ser de 2 ciclos e de classe de tensão 242 e 72,5 kV deve ser de 3 ciclos.

(c) A corrente nominal do disjuntor deve ser compatível com a máxima corrente possível na indisponibilidade de um outro disjuntor, no mesmo bay ou em bay vizinho, pertencente ou não a este empreendimento, para os cenários previstos pelo planejamento e pela operação.

(d) Os disjuntores devem ser dimensionados respeitando os valores mínimos de corrente de curto circuito nominal (corrente simétrica de curto-circuito) e valor de crista da corrente suportável



nominal (corrente assimétrica de curto-circuito) dispostos no item 1.3.1.3 (b). Relações de assimetria superiores a indicada em 1.3.1.3 (b) poderão ser necessárias, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela própria TRANSMISSORA, descritos nos item 1.8 deste anexo técnico.

(e) Os disjuntores devem ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de discrepância de pólos e acionamento monopolar. O ciclo de operação nominal deve ser compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar e monopolar. Para disjuntores em níveis de tensão iguais ou inferiores a 138 kV, não se aplica o religamento automático monopolar, podendo o acionamento ser tripolar.

(f) Caberá à nova TRANSMISSORA fornecer disjuntores com resistores de pré-inserção ou com mecanismos de fechamento ou abertura controlados, quando necessário.

(g) Os disjuntores devem ser especificados para operar quando submetidos às solicitações de manobra determinadas nos estudos previstos no item 1.8.4.

(h) Os disjuntores que manobrarem linhas a vazio devem ser especificados como de “baixíssima probabilidade de reacendimento de arco”, classe C2, conforme norma IEC 62271-100.

(i) Os requisitos mínimos para o disjuntor na manobra de linha a vazio devem levar em conta o valor eficaz da tensão fase-fase da rede de 770 kV à freqüência de 60 Hz, para os disjuntores dos pátios de 500 kV, 339 kV à freqüência de 60 Hz, para os disjuntores dos pátios de 230 kV e de 102 kV à freqüência de 60 Hz, para os disjuntores dos pátios de 69 kV. Valores superiores a estes podem ser necessários, caso os estudos definidos no item 1.8 assim o determinem.

(j) Os disjuntores que manobrem banco de capacitores em derivação devem ser do tipo de “baixíssima probabilidade de reacendimento de arco”, classe C2 conforme norma IEC 62271-100. Caso os estudos de manobra especificados no item 1.8 indiquem a necessidade de adoção de chaveamento controlado ou resistores de pré-inserção, os disjuntores deverão ser equipados com estes dispositivos.

(k) Os disjuntores devem ser especificados para abertura de corrente de curto-circuito nas condições mais severas de X/R no ponto de conexão do disjuntor, condições estas que deverão ser identificadas pelo Agente. Em caso de disjuntores localizados nas proximidades de usinas geradoras, especial atenção deve ser dada à determinação da constante de tempo a ser especificada para o disjuntor. Isto se deve à possibilidade de elevada assimetria da corrente de curto-circuito suprida por geradores.

(l) Capacidade de manobrar outros equipamentos / linhas de transmissão existentes na subestação onde estão instalados, em caso de faltas nesses equipamentos seguidas de falha do referido disjuntor, considerando inclusive disjuntor em manutenção.

(m) Capacidade de manobrar a linha de transmissão licitada em conjunto com o(s) equipamento(s) / linha(s) de transmissão a elas conectadas em subestações adjacentes, em caso de falta no equipamento / linha de transmissão da subestação adjacente, seguido de falha do respectivo disjuntor.

(n) Os disjuntores utilizados na manobra de reatores em derivação devem ser capazes de abrir pequenas correntes indutivas e ser especificados com dispositivos de manobra controlada.



(o) Nos casos em que forem utilizados mecanismos de fechamento ou abertura controlados devem ser especificados a dispersão máxima dos tempos médios de fechamento ou de abertura, compatíveis com as necessidades de precisão da manobra controlada.

1.3.2.2 Seccionadoras, lâminas de terra e chaves de aterramento

Estes equipamentos devem atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas no item 1.8.4.7.

As seccionadoras devem ser especificadas com, pelo menos, a mesma corrente nominal utilizada pelos disjuntores deste empreendimento, aos quais estejam associadas.

A TRANSMISSORA deve especificar o valor de crista da corrente suportável nominal (corrente de curto circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta duração (corrente de curto simétrica) respeitando os valores mínimos dispostos no item 1.3.1.3 (b).

Fatores de assimetria superiores ao indicado em 1.3.1.3 (b) poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 1.8 deste anexo técnico.

As lâminas de terra e chaves de aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 62271-102. Caso os estudos transitórios identifiquem valores superiores aos normalizados, as lâminas de aterramento deverão ser especificadas para atender a estas solicitações.

Esses equipamentos devem ser dimensionados considerando a relação X/R do ponto do sistema onde serão instalados.

1.3.2.3 Pára-raios

Deverão ser instalados pára-raios nas entradas de linhas de transmissão, nas conexões de unidades transformadoras de potência, de reatores em derivação e de bancos de capacitores não autoprotegidos. Os pára-raios devem ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), adequados para instalação externa.

Os pára-raios devem ser especificados com uma capacidade de dissipação de energia suficiente para fazer frente a todas as solicitações identificadas nos estudos descritos no item 1.8 deste anexo técnico.

A TRANSMISSORA deverá informar, ainda na fase de projeto básico, em caso de indisponibilidade dos dados finais do fornecimento, os valores de catálogo da família do pára-raios escolhido para posterior utilização no empreendimento.

1.3.2.4 Transformadores de corrente e potencial

As características dos transformadores de corrente e potencial, como: número de secundários, relações de transformação, carga, exatidão, etc., devem satisfazer as necessidades dos sistemas de proteção e de medição das grandezas elétricas e medição de faturamento, quando aplicável.

Os transformadores de corrente devem ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e os de potencial devem ter enrolamentos secundários individuais e serem próprios para instalação externa.

Os núcleos de proteção dos transformadores de corrente devem possuir classe de desempenho TPY ou TPZ, conforme estabelecido na Norma IEC 60.044-6 1992 (Instrument transformers - part 6:



Requirements for protective current transformers for transient performance), considerando a constante de tempo primária (relação X/R) do ponto de instalação e o ciclo de religamento previsto, para que esses núcleos não saturem durante curto-circuitos e religamentos rápidos.

A TRANSMISSORA deve especificar transformadores de corrente com o valor de crista da corrente suportável nominal (corrente de curto-circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta duração (corrente de curto simétrica) que respeitem o disposto no item 1.3.1.3 (b).

Fatores de assimetria superiores a indicada em 1.3.1.3 (b) poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela própria TRANSMISSORA, descritos no item 1.8 deste anexo técnico.

1.3.2.5 Unidades Transformadoras de Potência

Deve ser previsto espaço para a instalação de 3 (três) bancos de autotransformadores monofásicos, de 500/√3 kV para 230/√3 kV e enrolamento terciário em 13,8 kV, com potência trifásica de 750 MVA para cada banco de autotransformadores na Subestação Igaporã III, sendo 2 (dois) bancos de autotransformadores para instalação imediata, além de 1 (uma) unidade monofásica reserva de 250 MVA, totalizando 7 unidades monofásicas de 250 MVA.

Deve ser previsto espaço para 4 (quatro) transformadores trifásicos 230/69 kV na SE Pindaí II, cada um com potência nominal de 150 MVA, sendo 2 (dois) transformadores para instalação imediata, os quais fazem parte deste leilão.

As unidades devem possuir estágios de refrigeração capazes de atender os procedimentos para aplicação de cargas estabelecidos na norma ABNT NBR 5416.

(a) Potência Nominal

Considera-se como potência nominal, para cada banco de autotransformadores da Subestação Igaporã III, a capacidade de 750 MVA nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tape especificado.

Considera-se como potência nominal para cada autotransformador da Subestação Pindaí II, a capacidade de 150 MVA nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tape especificado.

(b) Comutação

O comutador de derivação em carga deve ser projetado, fabricado e ensaiado de acordo com a publicação IEC-214 On Load Tap Changers.

Os autotransformadores de Igaporã III devem, em princípio, permitir no lado primário, uma faixa de variação de ±5% de tensão em relação à nominal, com no mínimo 5 tapes fixos (comutação sem carga). No lado secundário, a faixa de variação total deve ser de até 20% da tensão de 230 kV, com no mínimo 21 tapes (comutação com carga). Por exemplo: +6x0,9524% e -14x0,9524%.

Com relação aos transformadores trifásicos da SE Pindaí II, deve ser especificada a faixa de derivações de tapes de + 6x1,96% e – 14x1,96% de 230 kV, com 21 posições de ajuste (comutação com carga).



Para ambos os transformadores, caso os estudos de fluxo de potência, a serem executados durante a etapa de projeto básico, identifiquem a necessidade de uma faixa mais extensa de tapes, a Transmissora deverá atendê-la.

(c) Condições operativas

As unidades transformadoras da Subestação Igaporã III e da Subestação Pindaí II devem ser especificadas para operar desde sua entrada em operação com:

a. Carregamento não inferior a 120% da potência nominal definida no item 1.3.2.5 (a), por período de 4 horas do seu ciclo diário de carga, para a expectativa de perda de vida útil normal estabelecida nas normas técnicas de carregamento de transformadores. A sobrecarga de até 20% deve ser alcançada para qualquer condição de carregamento do transformador no seu ciclo diário de carga;

b. Carregamento não inferior a 140% da potência nominal definida no item 1.3.2.5 (a), por período de 30 minutos do seu ciclo diário de carga, para a expectativa de perda de vida útil normal estabelecida nas normas técnicas de carregamento de transformadores. A sobrecarga de até 40% deve ser alcançada para qualquer condição de carregamento do transformador no seu ciclo diário de carga.

As unidades transformadoras submetidas ao regime de carregamento dos itens (a) e (b) devem ser especificadas para a expectativa de vida útil de 40 anos.

O transformador deve ser capaz de operar nas condições estabelecidas na norma ABNT NBR 5416 e na Resolução Normativa ANEEL nº 191 de 12 de dezembro de 2005, resguardado o direito de adicional financeiro devido a sobrecargas que ocasionem perda adicional de sua vida útil, em conformidade com os procedimentos da Resolução Normativa ANEEL nº 513, de 16 de setembro de 2002.

Os transformadores devem ser capazes de operar com as suas potências nominais, em regime permanente, para toda a faixa operativa de tensão da rede básica, tanto no primário quanto no secundário, com ou sem comutadores de derivações, sejam eles em carga ou não. Caso o transformador possua comutadores de derivações, em carga ou não, eles devem poder operar para a referida faixa operativa, em todas as posições dos comutadores.

Deve ser possível energizar as unidades transformadoras sem restrições, tanto pelo enrolamento primário quanto pelo secundário, para toda a faixa de tensão operativa.

As unidades transformadoras devem ser adequadas para operação em paralelo nos terminais 500 e 230 kV, na subestação Igaporã III, e 230 e 69 kV, na subestação Pindaí II.

As unidades transformadora de potência devem ser capazes de suportar o perfil de sobreexcitação em vazio a 60 Hz, de acordo com a Tabela 12, em qualquer derivação de operação.

TABELA 12 - SOBREEXCITAÇÃO EM VAZIO A 60 HZ, EM QUALQUER DERIVAÇÃO

Período (segundos) Tensão de derivação (pu)

10 1,35



Período (segundos) Tensão de derivação (pu)

20 1,25

60 1,20

480 1,15

(d) Impedâncias

O valor da impedância entre o enrolamento primário e secundário deve ser compatível com o sugerido nos estudos de sistema, disponibilizados na documentação anexa a este Edital. Estes estudos devem ser detalhados pela TRANSMISSORA quando da execução do projeto básico, observando-se o valor de impedância de até 14%, na base nominal das unidades transformadoras (750 MVA para o autotransformador de Igaporã III e 150 MVA para o transformador de Pindaí II), salvo quando indicado pelos estudos de planejamento ou para limitação da corrente de curto-circuito, visando evitar a superação de equipamentos. Os valores de impedância devem estar referenciados à temperatura de 75 °C. Em caso de transformadores paralelos os valores de impedância dos mesmos devem ser compatibilizados de forma a atender as condições de paralelismo das unidades.

(e) Perdas

O valor das perdas máximas para autotransformadores monofásicos ou trifásicos de qualquer potência deve ser igual ou inferior a 0,3% da potência nominal na operação primário-secundário.

No caso de transformadores trifásicos ou monofásicos de potência trifásica nominal superior a 5 MVA e de tensão nominal do enrolamento de alta tensão igual ou superior a 230 kV, as perdas máximas entre o primário e o secundário devem atender à Tabela 13 a seguir.

TABELA 13 - PERDAS PARA TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS

Perdas em porcentagem da potência nominal(1)

Potência Trifásica Nominal (Pn(2))

Perdas Máximas

5 < Pn < 30 MVA 0,70 %

30 ≤ Pn < 50 MVA 0,60 %

50 ≤ Pn < 100 MVA 0,50 %

100 ≤ Pn < 200 MVA 0,40 %

Pn 200 MVA 0,30 %

Notas: 1) Perdas totais na tensão nominal e freqüência nominal para a operação primário-secundário.

2) Pn: potência nominal no último estágio de refrigeração.



(f) Nível de ruído

O máximo nível de ruído audível emitido pelas unidades transformadoras de potência deve estar em conformidade com a norma NBR 5356 da ABNT.

1.3.2.6 Transformador de aterramento

A TRANSMISSORA vencedora deste lote deve verificar com os agentes que se conectarão à subestação Pindaí II, os requisitos que devem ser atendidos pelo transformador de aterramento.

1.3.2.7 Instalações abrigadas

Todos os instrumentos, painéis e demais equipamentos dos sistemas de proteção, comando, supervisão e telecomunicação devem ser abrigados e projetados segundo as normas aplicáveis, de forma a garantir o perfeito desempenho destes sistemas e sua proteção contra desgastes prematuros.

Em caso de edificações, é de responsabilidade da TRANSMISSORA seguir as posturas municipais aplicáveis e as normas de segurança do trabalho.

1.3.2.8 Equipamentos localizados em entradas de linhas

Equipamentos localizados nas extremidades de linha e que possam ficar energizados após a manobra da mesma no terminal em vazio, tais como reatores de linha, disjuntores, secionadores e transformadores de potencial, deverão ser dimensionados para suportar por uma hora as sobretensões à freqüência industrial de acordo com a Tabela 14:

TABELA 14 – TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL NA EXTREMIDADE DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO 1HORA APÓS

MANOBRA (KV)

Tensão nominal Tensão sustentada

138 152

230 253

345 398

440 506

500/525 600



1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

1.4.1 DEFINIÇÕES BÁSICAS

COMPONENTE DO SISTEMA DE POTÊNCIA ou COMPONENTE: é todo equipamento ou instalação delimitado por disjuntores, elos fusíveis ou religadores automáticos. Uma exceção existe para reator shunt de LINHA DE TRANSMISSÃO que também é classificado como COMPONENTE, mesmo sem disjuntor próprio.

SISTEMA: quando aplicado à proteção, à supervisão e controle ou a telecomunicações, significa o conjunto de equipamentos e funções requeridas e necessárias para seu desempenho adequado na operação da instalação e da REDE BÁSICA.

SISTEMA DE PROTEÇÃO: conjunto de equipamentos composto por relés de proteção, relés auxiliares, equipamentos de teleproteção e acessórios destinados a realizar a proteção em caso de falhas elétricas, tais como curtos-circuitos, e de outras condições anormais de operação dos COMPONENTES de um sistema elétrico (LINHAS DE TRANSMISSÃO, barramentos e equipamentos).

PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA: destina-se a detectar e eliminar, seletivamente e sem retardo de tempo intencional, falhas que ocorram apenas no COMPONENTE protegido. São exemplos os esquemas com comunicação direta relé a relé, os esquemas de teleproteção, as proteções diferenciais, os esquemas de comparação de fase etc.

PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA: destina-se a detectar e eliminar falhas que ocorram no COMPONENTE protegido e a fornecer proteção adicional para os COMPONENTES adjacentes. Em sua aplicação como PROTEÇÃO DE RETAGUARDA, sua atuação é coordenada com a atuação das proteções dos equipamentos adjacentes por meio de retardo de tempo intencional. São exemplos as proteções de sobrecorrente e as proteções de distância.

PROTEÇÃO DE RETAGUARDA: destina-se a atuar quando da eventual falha de outro SISTEMA DE PROTEÇÃO. Quando esse SISTEMA está instalado no mesmo local do SISTEMA DE PROTEÇÃO a ser coberto, trata-se de retaguarda local; quando está instalado em local diferente daquele onde está o SISTEMA DE PROTEÇÃO a ser coberto, trata-se de retaguarda remota.

PROTEÇÃO PRINCIPAL: esquema de proteção composto por um SISTEMA de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e um SISTEMA de PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA.

PROTEÇÃO ALTERNADA: esquema composto por um SISTEMA DE PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e por um SISTEMA de PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA, funcionalmente idêntico à PROTEÇÃO PRINCIPAL e completamente independente desta.

PROTEÇÃO INTRÍNSECA: conjunto de dispositivos de proteção normalmente integrados aos equipamentos, tais como relés de gás, válvulas de alívio de pressão, sensores de temperatura, sensores de nível etc.

SIR: relação entre a impedância de fonte e a impedância da LINHA DE TRANSMISSÃO (SIR), é definida por meio da divisão da impedância da fonte atrás do ponto de aplicação de um relé pela impedância total da LINHA DE TRANSMISSÃO protegida:

SIR = ZS / ZL

Onde, ZS = Impedância da Fonte e ZL = Impedância da LINHA DE TRANSMISSÃO



COMPRIMENTO RELATIVO DE LINHA DE TRANSMISSÃO: determinado em função do SIR e utilizado para a seleção do tipo de proteção mais indicado. No âmbito do presente Anexo Técnico, as LINHAS DE TRANSMISSÃO classificam-se como:

LINHAS DE TRANSMISSÃO curtas, as que apresentam SIR > 4;

LINHAS DE TRANSMISSÃO longas, as que apresentam SIR ≤ 0,5.

1.4.2 REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES

Os requisitos técnicos e as características funcionais aqui apresentados referem-se aos seguintes SISTEMAS funcionalmente distintos:

a) SISTEMAS DE PROTEÇÃO (SP);

b) SISTEMAS de registro de perturbações (SRP); e

c) SISTEMAS de telecomunicação (ST).

Cada SISTEMA (proteção, registradores de perturbações e telecomunicações) deve ser integrado no nível da instalação para permitir o acesso local ou remoto de todos os seus dados, ajustes, registros de eventos, grandezas de entradas e outras informações. Essa integração não deve impor restrições à operação dos COMPONENTES primários da instalação.

No caso de implantação de um novo vão em INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, os SISTEMAS devem ser compatibilizados com os já instalados.

Todos os equipamentos e SISTEMAS devem ter automonitoramento e autodiagnóstico, com bloqueio automático da atuação quando houver defeito e com sinalização local e remota de falha e defeito.

Os SISTEMAS devem ter arquitetura aberta e utilizar protocolos de comunicação descritos em norma, de forma a não impor restrições a AMPLIAÇÕES DA REDE BÁSICA futura e à integração com SISTEMAS e equipamentos de outros fabricantes.

Os SISTEMAS devem ter recursos que possibilitem a intervenção das equipes de manutenção sem desligamento de COMPONENTES primários.

Os materiais e equipamentos a serem utilizados devem ser projetados, fabricados, montados e ensaiados em conformidade com as últimas revisões das normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT no que for aplicável, e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da International Electrotechnical Commission – IEC ou da American National Standards Institute – ANSI, nessa ordem de preferência.

Todos os equipamentos e SISTEMAS digitais devem atender aos requisitos das normas para compatibilidade eletromagnética aplicáveis, conforme as Normas citadas, nos graus de severidade adequados para instalação em subestações de extra-alta-tensão.

1.4.3 REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO

Todo COMPONENTE, exceção feita aos barramentos, deve ser protegido localmente por dois SISTEMAS DE PROTEÇÃO completamente independentes.

Excetuando-se os barramentos, a proteção dos COMPONENTES deve ser concebida de maneira a não depender de PROTEÇÃO DE RETAGUARDA remota no SISTEMA DE TRANSMISSÃO. Para os barramentos deve ser prevista PROTEÇÃO DE RETAGUARDA remota para cobertura de eventual indisponibilidade de sua única proteção.



Devem ser previstos transformadores para instrumentos – transformadores de corrente e de potencial – para alimentação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO, supervisão e controle, em número adequado e com características nominais especificadas em função da aplicação (relações nominais, número de núcleos e enrolamentos secundários, exatidão, cargas nominais, desempenho transitório, etc.).

Os enrolamentos dos transformadores de corrente para alimentação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ser dispostos na instalação de forma a permitir a superposição de zonas das PROTEÇÕES RESTRITAS de equipamentos primários adjacentes, evitando a existência de “pontos cegos”. O uso de proteções que tenham funcionalidades que possam detectar faltas em eventuais “zonas mortas” resultantes da aplicação de transformadores de corrente na instalação pode ser considerado.

As correntes e tensões para alimentação de cada SISTEMA DE PROTEÇÃO - PRINCIPAL E ALTERNADA - devem ser obtidas de núcleos independentes de transformadores de corrente e de secundários diferentes de transformadores de potencial. Quando não for utilizada redundância de proteção (PROTEÇÃO PRINCIPAL E ALTERNADA), a alimentação de correntes e tensões da PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve ser independente daquela utilizada pela PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA.

As proteções que estão sujeitas à operação acidental por perda de potencial devem ter supervisão de tensão para bloqueio de operação e alarme.

Os conjuntos de PROTEÇÃO PRINCIPAL E ALTERNADA devem ser alimentados por bancos de baterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independentes. Quando não for utilizada redundância de proteção, esse requisito deve ser atendido para a PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e para a PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA.

Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ser constituídos, obrigatoriamente, por equipamentos independentes e dedicados para cada COMPONENTE da instalação, podendo esses equipamentos ser do tipo multifunção.

Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ter saídas para acionar disjuntores com dois circuitos de disparo independentes.

Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos relés de proteção, equipamentos de telecomunicação utilizados para teleproteção, religamento automático e sincronismo, de forma a indicar qualquer anormalidade que possa implicar em perda da confiabilidade operacional do SISTEMA DE PROTEÇÃO.

Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ter, em condições normais ou durante perturbações, características de sensibilidade, seletividade, rapidez e confiabilidade operativa, a fim de que seu desempenho não comprometa a segurança do sistema elétrico.

O agente de transmissão deve realizar os estudos necessários para ajustes e coordenação do SISTEMA DE PROTEÇÃO. Para confirmar o atendimento aos requisitos descritos no item anterior, o agente de transmissão deve manter o registro dos ajustes implantados. Esses ajustes devem ser informados ao OPERADOR NACIONAL DE SISTEMA ELÉTRICO - ONS, sempre que solicitado.

Os transformadores de corrente (TCs), nos arranjos de barramento tipo Barra Dupla 4 ou 5 chaves e Barra Principal com Barra de Transferência, devem ser locados fisicamente de modo que quando for utilizado o disjuntor interligador de barras (disjuntor de transferência) esses TCs continuem alimentando suas respectivas proteções.



1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO

1.4.4.1 Geral

O SISTEMA DE PROTEÇÃO de LINHA DE TRANSMISSÃO compreende o conjunto de relés, equipamentos e acessórios instalados nos terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO, necessários e suficientes para a detecção e eliminação, de forma seletiva, de todos os tipos de faltas – com ou sem resistência de falta - e de outras condições anormais de operação.

No caso de utilização de compensação série, o SISTEMA DE PROTEÇÃO deve ser adequado para a manutenção dos requisitos exigidos no parágrafo anterior.

Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ser selecionados de acordo com as características da LINHA DE TRANSMISSÃO a ser protegida. LINHAS DE TRANSMISSÃO curtas (SIR > 4) não devem utilizar esquemas de proteção com funções ajustadas em subalcance.

SISTEMAS DE PROTEÇÃO compostos por relés de distância devem ter as seguintes funções:

a) Funções de distância (21/21N)1 para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra, com temporizadores independentes por zona;

b) Função de sobrecorrente direcional de neutro (67N), com unidades instantâneas e temporizadas para complementação da proteção de distância para faltas a terra independentes das funções de medição de distância;

c) Função para a detecção de faltas que ocorram durante a energização da LINHA DE TRANSMISSÃO (50LP - switch onto fault); e

d) Função para detecção de oscilações de potência e bloqueio das unidades de distância (68OSB).

Se a PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA for realizada por relés de distância, o esquema de teleproteção deve atender aos seguintes requisitos:

a) A seleção da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar em conta o SISTEMA de telecomunicação utilizado, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento relativo da LINHA DE TRANSMISSÃO, acoplamentos magnéticos com outras LINHAS DE TRANSMISSÃO e a existência de compensação série;

b) A unidade instantânea da proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67 N) deve atuar incorporada ao esquema de teleproteção selecionado sempre que possível utilizando canal de teleproteção independente;

c) Em esquemas de teleproteção por sobrealcance devem ser utilizadas lógicas de bloqueio temporário para evitar operação indevida durante a eliminação seqüencial de faltas em LINHA DE TRANSMISSÃO paralelas (transient blocking);

d) Os esquemas de teleproteção do tipo permissivo por sobrealcance devem ter lógicas para a devolução de sinal de disparo (echo) e para proteção de terminais com fraca alimentação (weak infeed).

1 Numeração indicadora da função conforme Norma IEEE Standard Electrical Power System Device Function Numbers and Contact Designations,

C37.2-1996.



As PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS devem detectar faltas entre fases e entre fases e terra, para 100% da extensão da LINHA DE TRANSMISSÃO protegida, sem retardo de tempo intencional.

As PROTEÇÕES GRADATIVAS OU IRRESTRITAS devem ser compostas por relés de distância (21/21N), para defeitos entre fases e fase-terra e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N). Devem atender aos requisitos já mencionados e possibilitar efetiva PROTEÇÃO DE RETAGUARDA para a LINHA DE TRANSMISSÃO protegida e para o barramento remoto, mantida a coordenação com a proteção dos COMPONENTES adjacentes.

Terminais de LINHAS DE TRANSMISSÃO conectados a barramentos com arranjos do tipo disjuntor e meio ou anel devem ter função para proteção do trecho de LINHA DE TRANSMISSÃO que permanece energizado quando a chave isoladora da LINHA DE TRANSMISSÃO estiver aberta e seus disjuntores fechados (stub bus protection).

1.4.4.2 Adequação do SISTEMA DE PROTEÇÃO das extremidades de uma LINHA DE TRANSMISSÃO

Nos SISTEMAS DE PROTEÇÃO de LINHA DE TRANSMISSÃO com recursos de telecomunicação – esquema com comunicação relé a relé, teleproteção, proteções diferenciais, etc. –, os relés e equipamentos instalados em ambos os terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO devem ser considerados para a operação como um conjunto único, devendo ser integrados e idênticos entre si quando comparadas as duas extremidades da LINHA DE TRANSMISSÃO. Este requisito deve ser observado tanto para os equipamentos de telecomunicação quanto para os relés de proteção.

Em um terminal é admissível a utilização de equipamentos para a PROTEÇÃO PRINCIPAL diferentes dos utilizados para a PROTEÇÃO ALTERNADA – ou para a PROTEÇÃO DE RETAGUARDA –, desde que se atenda ao requisito explicitado no parágrafo anterior.

Na implantação de uma nova subestação decorrente de seccionamento de LINHA DE TRANSMISSÃO com a inclusão de novos terminais de linha devem-se adequar as proteções das entradas de linha existentes ao requisito especificado nos itens acima, tanto pela aquisição e implantação de novos sistemas de proteção, como pelo remanejamento dos existentes.

1.4.4.3 LINHAS DE TRANSMISSÃO com tensão nominal igual ou superior a 345 kV

O SISTEMA DE PROTEÇÃO de LINHA DE TRANSMISSÃO deve ser redundante: cada terminal de LINHA DE TRANSMISSÃO deve ter PROTEÇÃO PRINCIPAL E PROTEÇÃO ALTERNADA, composta por conjuntos de proteção – relés, equipamentos de telecomunicações, relés auxiliares de demais acessórios – independentes.

O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de abertura dos disjuntores de todos os terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO, não deve exceder a 100 ms.

Todo desligamento tripolar em um terminal de LINHA DE TRANSMISSÃO ocasionado pela atuação de proteção deve gerar um comando a ser transferido para outro terminal, via esquema de transferência direta de disparo, para efetuar o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto. A lógica de recepção deve discriminar os desligamentos para os quais é desejado o religamento da LINHA DE TRANSMISSÃO daqueles para os quais o religamento deve ser bloqueado.

As PROTEÇÕES PRINCIPAL E ALTERNADA devem ter função para proteção por perda de sincronismo (78) baseada na taxa de variação no tempo da impedância medida, com as seguintes características:



a) Ajustes das unidades de impedância e do temporizador independentes;

b) Seleção do modo de disparo na entrada (trip on way in) ou na saída (trip on way out) da característica de medição; e

c) Bloqueio do disparo para faltas assimétricas, preferencialmente por corrente de seqüência de fase negativa.

As PROTEÇÕES PRINCIPAL E ALTERNADA de todos os terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO devem ter proteção trifásica para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal. Os elementos instantâneos devem operar somente para sobretensões que ocorram simultaneamente nas três fases e os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três fases.

1.4.4.4 LINHAS DE TRANSMISSÃO com tensão nominal de 230 kV

Cada terminal de LINHA DE TRANSMISSÃO deve ser equipado com dois conjuntos (relés, relés auxiliares e demais acessórios) independentes de SISTEMA DE PROTEÇÃO do tipo PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA. O tempo total de eliminação de faltas pela PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA não deve exceder a 150 ms. Nas LINHAS DE TRANSMISSÃO de interligação entre SISTEMAS este tempo não deve exceder 100 ms. As LINHAS DE TRANSMISSÃO de interligação entre SISTEMAS devem ter função para proteção por perda de sincronismo (78) baseada na taxa de variação no tempo da impedância medida, com as seguintes características: a. Ajustes das unidades de impedância e do temporizador independentes;

b. Seleção do modo de disparo na entrada (trip on way in) ou na saída (trip on way out) da característica de medição; e

c. Bloqueio do disparo para faltas assimétricas.

Quando a LINHA DE TRANSMISSÃO tiver reator diretamente conectado ou quando características locais ou de equipamento assim o exigirem – por exemplo, em barramentos isolados a SF6 (gás hexafluoreto de enxofre) – a atuação da proteção do reator ou do equipamento deve comandar, por transferência de disparo, o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto da linha de transmissão. Todos os terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO devem ter proteção trifásica para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal. Os elementos instantâneos devem operar apenas para sobretensões que ocorram simultaneamente nas três fases e os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três fases.



1.4.4.5 Esquemas de religamento automático

Requisitos gerais

Os esquemas de religamento automático devem atender à seguinte filosofia:

a. Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio deve-se prever a possibilidade de religamento em qualquer dos disjuntores adjacentes à LINHA DE TRANSMISSÃO.

b. O relé ou função de religamento deve ter temporizador para ajuste de tempo morto de religamento.

c. Uma vez iniciado um determinado ciclo de religamento, somente deve ser permitido um novo ciclo depois de decorrido um tempo mínimo ajustável, que se iniciará com a abertura do disjuntor.

d. O SISTEMA DE PROTEÇÃO deve ter meios para, opcionalmente, realizar o religamento automático apenas quando da ocorrência de curtos-circuitos internos fase-terra.

e. Em subestações com arranjo do tipo anel ou disjuntor e meio devem ser previstas facilidades (chave seletora ou através do sistema de controle) para a colocação ou retirada de serviço do religamento e a seleção do disjuntor a religar.

f. O ciclo de religamento automático deve ser iniciado exclusivamente após a eliminação de faltas internas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser iniciados quando de aberturas manuais de disjuntores, operação de funções gradativas de proteção, faltas nos barramentos, atuações de proteções para falha de disjuntor, recepção constante de transferência de disparo do terminal remoto, atuações de proteção de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo. Quando for o caso, o ciclo iniciará a partir da eliminação de faltas por atuação das proteções dos reatores de linha ou transformadores/autotransformadores.

g. O comando de fechamento tripolar de disjuntores deve ser supervisionado por funções de verificação de sincronismo e de subtensão e sobretensão.

h. Deve ser prevista a possibilidade de seleção de qualquer um dos terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO para religar primeiro (terminal líder). Esse religamento deve ocorrer depois de transcorrido o tempo morto ajustado. O outro terminal (terminal seguidor) deve religar com a verificação de sincronismo. Para permitir a seleção do terminal líder, ambos os terminais devem ser equipados com esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo. O terminal líder deve religar somente se não houver tensão na LINHA DE TRANSMISSÃO. O terminal seguidor deve religar somente depois da verificação de sincronismo, se houver nível de tensão adequado do lado da LINHA DE TRANSMISSÃO.

i. Qualquer ordem de disparo iniciada por proteção deverá desligar os três pólos do disjuntor e iniciar o ciclo de religamento.

No caso de utilização de religamento automático monopolar devem ser atendidos, adicionalmente, as seguintes condições:

a. O desligamento e o religamento dos dois terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO devem ser monopolares para faltas monofásicas e tripolares para os demais tipos de faltas. Caso não haja sucesso no ciclo de religamento o desligamento deve ser tripolar. Nesse esquema deve haver opção também para religamento apenas tripolar. Na opção tripolar, qualquer ordem de disparo iniciada por proteção deve desligar os três pólos do disjuntor e iniciar o ciclo de religamento;



b. O esquema de religamento deve permitir ajustes independentes do tempo morto de religamento tanto para o religamento monopolar quanto para o tripolar;

c. Durante o período de operação com fase aberta imposto pelo tempo morto do religamento monopolar, qualquer ordem de disparo deve ser tripolar, cancelando o religamento da LINHA DE TRANSMISSÃO;

d. No caso de utilização de esquemas de teleproteção em sobrealcance, com funções direcionais de sobrecorrente de neutro (seqüência zero e/ou negativa), deve ser previsto o bloqueio dessas funções durante o período de operação com fase aberta;

e. Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem permitir a correta seleção de fases defeituosas para comandar o desligamento do disjuntor de forma monopolar ou tripolar.

Relés verificadores de sincronismo

Relés ou funções verificadores de sincronismo devem permitir o ajuste do tempo total de religamento, considerando a contagem de tempo desde a abertura do disjuntor e incluindo os tempos mortos típicos para a respectiva classe de tensão. Além disso, devem possibilitar ajustes da diferença de tensão, defasagem angular, diferença de freqüência e permitir a seleção das seguintes condições para fechamento do disjuntor:

Barra viva - linha morta.

Barra morta - linha viva.

Barra viva – linha viva.

Barra morta - linha morta.

Requisitos para verificação de sincronismo manual.

As instalações devem ser providas de dispositivo para a verificação das condições de sincronismo para o fechamento de seu(s) disjuntor(es).

No caso de AMPLIAÇÃO DA REDE BÁSICA ou modificação da instalação devem ser instalados os transformadores de instrumentos, eventualmente necessários para a realização da função de sincronização.

O dispositivo de sincronização deve atender aos seguintes requisitos:

Permitir o fechamento do disjuntor com temporização ajustável, após verificar que os seus terminais estão sincronizados (sistema em anel), e a diferença entre as tensões dos dois terminais (módulo e ângulo de fase) está dentro dos limites ajustados;

Permitir o fechamento instantâneo do disjuntor, após verificar que a diferença entre as tensões (módulo e ângulo de fase) e a diferença da freqüência dos dois terminais, está dentro dos limites ajustados (sistema não sincronizado);

Contar com diferentes grupos de ajustes, de modo a permitir o fechamento de sistemas em anel com diferenças de ângulo de fase das tensões distintas, dependendo do equipamento a ser conectado;

Permitir o fechamento nas condições em que um ou ambos os lados do disjuntor estejam sem tensão – “barra viva-linha morta”, “barra morta-linha viva” ou “barra morta-linha morta”; e



exteriorizar as grandezas de tensão e freqüência de ambos os lados do disjuntor a sincronizar, a diferença de ângulo de fase e o desvio de freqüência entre seus terminais, bem como a indicação das condições de sincronização, de forma a permitir a adoção de medidas operativas para atingir a condição de sincronização.

1.4.5 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES

Compreende o conjunto de relés e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de todos os tipos de faltas internas - para a terra, entre fases ou entre espiras - em transformadores de dois ou três enrolamentos ou em autotransformadores. Devem prover também PROTEÇÃO DE RETAGUARDA para falhas externas e internas à sua zona de proteção e dos dispositivos de supervisão próprios de temperatura de enrolamento e de óleo, válvulas de alívio de pressão e relé de gás.

1.4.5.1 Autotransformadores cujo mais alto nível de tensão nominal é igual ou superior a 345 kV

Todo transformador/autotransformador que tiver seu mais alto nível de tensão nominal igual ou superior a 345 kV deve dispor de três conjuntos de SISTEMA DE PROTEÇÃO:

a. PROTEÇÃO PRINCIPAL, que se compõe de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e de PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA;

b. PROTEÇÃO ALTERNADA, que se compõe de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e de PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA; e

c. PROTEÇÃO INTRÍNSECA.

O tempo total de eliminação de faltas - incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores do transformador/autotransformador, pelas PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS, não deve exceder a 120 ms.

As funções diferenciais (87) dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO PRINCIPAL E ALTERNADA devem utilizar os enrolamentos dos transformadores de corrente localizados próximos aos disjuntores do transformador/autotransformador de potência. As zonas de proteção das funções diferenciais devem se superpor com as zonas de proteção dos barramentos adjacentes.

As PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS compostas por relés diferenciais devem ter as seguintes funções:

Função diferencial percentual (87) com atuação individual por fase com:

- Número de circuitos de restrição igual ao número de transformadores de corrente da malha diferencial; e

- Restrição da atuação para correntes de magnetização (corrente de magnetização transitória e sobreexcitação) e desempenhos transitórios desiguais de transformadores de corrente.

As PROTEÇÕES GRADATIVAS OU IRRESTRITAS devem ter as seguintes funções:

Funções de sobrecorrente temporizada de fase (51) e de neutro (51N) vinculadas a cada um dos enrolamentos do transformador/autotransformador;

Funções de sobrecorrente temporizada de terra (51G) vinculadas a cada ponto de aterramento do transformador/autotransformador; e



Funções de sobretensão de seqüência zero (59G) vinculada ao enrolamento terciário ligado em delta, para alarme de faltas à terra.

A PROTEÇÃO INTRÍNSECA deve possuir as seguintes funções e características:

Função para detecção de faltas internas que ocasionem formação de gás (63) ou aumento da pressão interna (20);

Função de sobretemperatura do óleo (26) com dois níveis de atuação (advertência e urgência); e

Função de sobretemperatura do enrolamento (49) com dois níveis de atuação (advertência e urgência).

A atuação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO deve atender à seguinte filosofia:

a. A PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e a função para detecção de formação de gás (63) no transformador/autotransformador de potência, integrantes da PROTEÇÃO INTRÍNSECA, devem comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador/autotransformador de potência;

b. As PROTEÇÕES GRADATIVAS OU IRRESTRITAS devem comandar a abertura apenas do(s) disjuntor(es) do respectivo enrolamento;

c. Os níveis de advertência e urgência das funções de sobretemperatura e a válvula de alívio de pressão (20), integrantes da PROTEÇÃO INTRÍNSECA, devem ser utilizados para indicação e alarme;

d. Os níveis de urgência das funções de sobretemperatura, integrantes da proteção intrínseca, podem ser utilizados para comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador/autotransformador de potência, por meio de temporizadores independentes.

1.4.5.2 Autotransformadores cujo mais alto nível de tensão nominal é inferior a 345 kV

Os transformadores devem dispor de três conjuntos independentes de SISTEMA DE PROTEÇÃO:

PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA;

PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA;

PROTEÇÃO INTRÍNSECA.

O tempo total de eliminação de faltas - incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores do transformador ou autotransformador pela PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA não deve exceder a 150 ms. A função diferencial (87) da PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve utilizar enrolamentos dos transformadores de corrente localizados próximos aos disjuntores do transformador ou autotransformador de potência de forma a incluir em sua zona de proteção as ligações entre os disjuntores e o transformador ou autotransformador de potência. A zona de proteção dessa função deve se superpor às zonas de proteção dos barramentos adjacentes. As PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS devem ter as seguintes funções:

Função diferencial percentual (87) com atuação individual por fase;



- Número de circuitos de restrição igual ao número de transformadores de corrente da malha diferencial; e

- Restrição da atuação para correntes de magnetização (corrente de mangnetização transitória e sobreexcitação) e desempenhos transitórios desiguais de transformadores de corrente.

As PROTEÇÕES GRADATIVAS OU IRRESTRITAS devem ter as seguintes funções:

Funções de sobrecorrente temporizada de fase (51) e de neutro (51N) vinculadas a cada um dos enrolamentos do transformador/autotransformador;

Funções de sobrecorrente temporizada de terra (51G) vinculadas a cada ponto de aterramento do transformador/autotransformador; e

Funções de sobretensão de seqüência zero (59G) vinculada ao enrolamento terciário ligado em delta, para alarme de faltas à terra;

A PROTEÇÃO INTRÍNSECA deve possuir as seguintes funções e características:

Função para detecção de faltas internas que ocasionem formação de gás (63) ou aumento de pressão interna (20);

Função de sobretemperatura do óleo (26) com dois níveis de atuação (advertência e urgência); e

Função de sobretemperatura do enrolamento (49) com dois níveis de atuação (advertência e urgência).

A atuação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO deve atender à seguinte filosofia: A PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e a função para detecção de formação de gás (63) no transformador/autotransformador de potência, integrante da PROTEÇÃO INTRÍNSECA, devem comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador/autotransformador de potência; A PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA deve comandar a abertura apenas do(s) disjuntor(es) do respectivo enrolamento; Os níveis de advertência e urgência das funções de sobretemperatura e a válvula de alivio de pressão (20), integrantes da PROTEÇÃO INTRÍNSECA, devem ser utilizados para indicação e alarme; Os níveis de urgência das funções de sobretemperatura, integrantes da proteção intrínseca, podem ser utilizados para comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador/autotransformador de potência, por meio de temporizadores independentes.

1.4.6 SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS



O SISTEMA DE PROTEÇÃO de barramentos compreende o conjunto de relés e acessórios necessários e suficientes para detectar e eliminar de todos os tipos de faltas nas barras, com ou sem resistência de falta.

Cada barramento da instalação – com exceção dos barramentos com arranjo em anel – deve ter pelo menos um conjunto independente de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA.

Em subestação com arranjo do tipo barra dupla com disjuntor simples, a proteção deve ser global e adaptativa, desligando apenas os disjuntores conectados ao barramento defeituoso, para qualquer configuração operativa por manobra de secionadoras.

A PROTEÇÃO DE RETAGUARDA para faltas nos barramentos deve ser realizada pela PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA dos terminais remotos das LINHAS DE TRANSMISSÃO e equipamentos ligados ao barramento.

O tempo total de eliminação de faltas – incluindo o tempo de operação do SISTEMA DE PROTEÇÃO do barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores - não deve ser superior a 100 ms, para barramentos de tensões nominais iguais ou superiores a 345 kV e a 150 ms para os níveis de tensão nominal inferiores.

No caso de falha da PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA do barramento, o tempo total para que as PROTEÇÕES DE RETAGUARDA eliminem faltas no barramento não deve ser superior a 500 ms, para barramentos de tensões nominais iguais ou superiores a 345 kV, e a 600 ms, para os níveis de tensão nominais inferiores.

O SISTEMA DE PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve ter as seguintes funções e características:

a. Ter proteção com princípio diferencial, por sobrecorrente diferencial percentual ou alta impedância (87), ou comparação de fase, para cada uma das três fases;

b. Ser alimentado por núcleos dos transformadores de corrente independentes das demais funções de proteção;

c. Ter imunidade para os diferentes níveis de saturação dos transformadores de corrente, com estabilidade para faltas externas e sensibilidade para faltas internas;

d. Ter supervisão para os enrolamentos secundários dos transformadores de corrente dentro de sua área de proteção, com bloqueio de atuação e alarme para o caso de abertura de circuito secundário; e

e. Ser seletivo, para desligar apenas os disjuntores conectados à seção defeituosa do barramento.

O SISTEMA DE PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve desligar e bloquear o fechamento de todos os disjuntores do barramento protegido.

Novos vãos em subestações existentes devem se adequar ao sistema de proteção de barra já instalado. Havendo impossibilidade, o sistema de proteção de barra deve ser substituído.

1.4.7 SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR

Todo disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor.

O esquema do SISTEMA DE PROTEÇÃO para falha de disjuntor pode ser integrado ao SISTEMA DE PROTEÇÃO de barramentos.



O tempo total para a eliminação de faltas pelo esquema de falha de disjuntores, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores, não deve exceder a 250 ms, para os níveis de tensão nominal igual ou superior a 345 kV, e a 300 ms para os níveis de tensão nominal inferiores a 345 kV.

O SISTEMA DE PROTEÇÃO para falha de disjuntores deve ter funções de detecção de corrente (50BF) e de temporização (62BF), que podem ser integradas aos SISTEMAS DE PROTEÇÃO das LINHAS DE TRANSMISSÃO e demais equipamentos, além de relé(s) de bloqueio (86BF). Deve atender, ainda, à seguinte filosofia:

a. Ser acionado por todas as proteções do disjuntor protegido;

b. Promover novo comando de abertura no disjuntor protegido (retrip), antes da atuação no relé de bloqueio;

c. Comandar, para a eliminação da falha, a abertura e o bloqueio do fechamento do número mínimo de disjuntores adjacentes ao disjuntor defeituoso, e promover, se necessário, a transferência direta de disparo para o(s) disjuntor(es) remoto(s).

Em transformadores/autotransformadores e reatores devem ser previstas lógicas de paralelismo entre os contatos representativos de estado dos disjuntores e os contatos das unidades de supervisão de corrente (50BF), de forma a viabilizar a atuação do esquema de falha de disjuntor para todos os tipos de defeitos nesses equipamentos, inclusive nos que não são capazes de sensibilizar os relés de supervisão de corrente do referido esquema. O SISTEMA DE PROTEÇÃO para falha de disjuntores não deve ser acionado por comando manual do disjuntor nem por eventuais SISTEMAS Especiais de Proteção – SEP.

1.4.8 TRANSFORMADORES DE ATERRAMENTO

A TRANSMISSORA vencedora deste lote deverá verificar com os agentes que se conectarão na SE Pindaí II os requisitos que deverão ser atendidos pelo sistema de proteção do transformador de aterramento.

1.4.9 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO

O SISTEMA Especial de Proteção - SEP, a ser definido nos estudos pré-operacionais do ONS, deve ser implementado por Unidades de Controle Digital (UCD), específico para processar emergências envolvendo o SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN.

As características descritas a seguir são específicas para o SEP e devem ser rigidamente observadas pela TRANSMISSORA:

As UCDs devem ser funcionalmente independentes das demais unidades do SISTEMA de Proteção Controle e Supervisão (SPCS) no que diz respeito ao desempenho das suas funções. Estas unidades devem estar conectadas à Via de dados (VDD) somente para enviar e receber informações que devem ser exibidas nas Unidades de Supervisão e Operação (USO) das subestações e dos Centros de Operação;

Os SEPs das subestações devem estar diretamente conectados entre si e com os SEPs das demais subestações, incluindo as hoje existentes no sistema. Cada SEP deve ser dotado de um



mínimo de cinco portas seriais padrão RS-232C com Protocolo de Comunicação IEC-870-5-101 encapsulado em TCP-IP;

Esta conexão deve ser dedicada à função (SEP) e deve atender aos seguintes requisitos de tempo de resposta:

- O tempo máximo (total) estimado para tomada de decisão de um SEP de determinada Subestação, em função da alteração de entradas digitais e / ou violação dos limites estabelecidos para as funções supervisionadas ocorridos em outra subestação, incluídos os tempos de comunicação, deve ser menor ou igual a 200 ms;

- Dentro de uma mesma subestação o tempo de atuação deve ser menor ou igual a 20 ms.

Caso a UCD proposta para o SEP não consiga desempenhar as funções especificadas a seguir, a TRANSMISSORA deve instalar os relés de proteção em quantidade e tipo necessários e suficientes para cumprir estas funções. Estes relés devem, também, ser exclusivos para a função SEP, não podendo ser compartilhados com o SPCS.

As seguintes funções devem ser desempenhadas pelas UCDs:

Função Direcional de Potência (para as LINHAS DE TRANSMISSÃO):

- Atuação trifásica ou por fase;

- Curva característica de tempo inversa;

- Possibilidade de inversão da direcionalidade;

- Facilidade de ajuste quanto ao ponto de atuação em termos de potência (W) ou corrente (A);

- Dotado de saídas independentes para alarme e desligamento com reset local e remoto;

- Interface com fibra óptica.

Função de Sub e Sobretensão (para as barras):

- Atuação por fase;

- Característica de tempo definido;

- Ajuste contínuo da função 27 na faixa de 0,3 a 0,8 da tensão nominal e da função 59 de 1,1 a 1,6 da tensão nominal;

- Exatidão melhor que 2%;


Função de Sub e Sobrefreqüência:

- Possuir 04 estágios de freqüência independentes;

- Faixa de ajuste mínima para cada estágio de operação: de 50 Hz a 70 Hz, ajustável em intervalos de 0,01 Hz;

- Exatidão de ± 0,005 Hz do valor ajustado;

- A operação da unidade deverá ser bloqueada por subtensão, ajustável de 40 % a 80 % da tensão nominal;

- Cada unidade deve ser fornecida com funções para alarme e desligamento;



- A atuação dessa unidade só deve ser possível após um período de avaliação não inferior a 3 (três) ciclos, de forma a eliminar eventuais atuações indevidas provocadas por componente aperiódica ou outros transitórios na onda de tensão;

- O tempo máximo de rearme dessa unidade deve ser de 50 ms;

- O erro máximo admissível para cada temporizador deve ser de ± 5 %;

- Circuitos de medição e saída independentes por estágios de atuação;


Devem ser disponibilizados os seguintes dados para ligação ao controlador lógico programável (CLP) do SISTEMA:

Entradas analógicas:

- Fluxo de potência ativa em todas as LINHAS DE TRANSMISSÃO, geradores e transformadores/autotransformadores;

- Tensão em todas as seções de barramento.

Entradas digitais:

- Indicação de estado (com dois contatos) de disjuntores, chaves seccionadoras, chaves de seleção de corte dos geradores (para usinas);

- Indicação da atuação da proteção.

Saídas de controle:

Dois contatos para comando de abertura por disjuntor.

Caso os estudos pré-operacionais desenvolvidos pelo ONS, por ocasião da entrada em operação do empreendimento, não indiquem a necessidade de instalação de SEP, a TRANSMISSORA fica liberada desse fornecimento imediato. Essa liberação fica condicionada ao seu fornecimento, durante todo o período de concessão do empreendimento, sem direito a receita adicional, se assim for recomendado pelo ONS, em função de necessidades sistêmicas.

Se o empreendimento em questão estiver em área com SEP em operação, a TRANSMISSORA deverá verificar a necessidade de compatibilização do SEP a ser implantado com o existente.



1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE

1.5.1 INTRODUÇÃO

Este item descreve os requisitos de supervisão e controle que devem ser implantados para que seja assegurada a plena integração da supervisão e controle dos novos equipamentos à supervisão dos equipamentos existentes, garantindo-se, com isto, uma operação segura e com qualidade do sistema elétrico interligado. Assim, são de responsabilidade do agente a aquisição e instalação de todos os equipamentos, softwares e serviços necessários para a implementação dos requisitos especificados neste item e para a implementação dos recursos de telecomunicações, cujos requisitos são descritos em item à parte.

Os requisitos de supervisão e controle são divididos em:

Requisitos gerais de supervisão e controle dos agentes, detalhados em requisitos gerais, interligação de dados e, recursos de supervisão e controle dos agentes.

Requisitos para a supervisão e controle de equipamentos pertencentes à rede de operação, divididos em interligação de dados, informações requeridas para a supervisão do sistema elétrico, informações e telecomandos requeridos para o Controle Automático de Geração (CAG), telecomandos requeridos para o Controle Automático de Tensão (CAT), requisitos de qualidade de informação e, parametrizações.

Requisitos para o sequenciamento de eventos (SOE), divididos em interligação de dados, informações requeridas para o sequenciamento de eventos e, requisitos de qualidade dos eventos.

Requisitos de supervisão do agente proprietário de instalações (subestações) compartilhadas da rede de operação.

Avaliação da disponibilidade e da qualidade dos recursos de supervisão e controle, divididos em item geral, conceito de indisponibilidade de recursos de supervisão e controle, conceito de qualidade dos recursos de supervisão e controle e, indicadores.

Requisitos de atualização das bases de dados dos SISTEMAS de supervisão e controle do ONS, divididos em requisitos para cadastramento dos equipamentos e, requisitos para teste de conectividade da(s) interconexão(ões) e testes ponto a ponto.

1.5.2 REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES

1.5.2.1 Requisitos gerais

Todas as informações transferidas pelos agentes para o ONS, exceto quando houver orientações explícitas do ONS em contrário, devem corresponder aos dados coletados nas INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, que não devem passar por qualquer processamento prévio, como:

a. Cálculos a partir de outras informações, exceção feita para os cálculos de conversão para valores de engenharia;

b. Filtragens;

c. Substituições por resultados do estimador de estado;

d. Entradas manuais feitas pelo agente.



Todas as telemedições e sinalizações de estado, especificadas posteriormente neste Anexo, devem ter indicadores de qualidade do dado relativos à coleta, descrevendo as condições de supervisão local (dado fora de varredura, dado inválido, dado sob entrada manual, etc.).

Cabe ao ONS definir o conjunto de protocolos de comunicação a ser adotado nas interligações de dados, e ao agente escolher um deles para suas interligações com ONS. Os seguintes protocolos deverão ser suportados pelos agentes, conforme apropriado:

a. Para comunicação com remotas: IEC 870-5-101/104 ou DNP V3.0;

b. Para interligação com outros centros de controle: ICCP.

Os CD (Concentradores de Dados), se utilizados, devem ser capazes de identificar o estado operacional de todos os SISTEMAS hierarquicamente a ele subordinados e de transferir essas informações para o ONS.

Os centros de operação do ONS identificam o estado operacional das UTR (Unidade Terminal Remota) e dos CD diretamente a eles conectados a partir das trocas de informações nas correspondentes interligações de dados. Esse estado é modelado como sinalização de estado nas bases de dados de seus SISTEMAS de supervisão e controle.

Ainda no caso de uso de CD para atendimento ao CAT e, quando acordado com o ONS, ao CAG, esses concentradores devem ser capazes de rotear automaticamente telecomandos emanados pelo ONS para as instalações, sem intervenções manuais.

Os SSCL (Sistema de Supervisão e Controle Local) ou as UTR de cada instalação com equipamentos na rede de operação devem:

a. Ter seus relógios internos ajustados com exatidão melhor ou igual a 1 (um) ms, com sincronismo por GPS (Sistema de Posicionamento Global). Os SISTEMAS que atendam exclusivamente à supervisão de equipamentos da rede de supervisão não integrantes da rede de operação não precisam atender a esse requisito;

b. Ter tempo máximo de reinicialização de 5 (cinco) minutos;

c. Ser dimensionados para não perder eventos da SOE. Se ocorrer uma avalanche de eventos, todos os eventos devem ser transferidos para o ONS em até 5 (cinco) minutos.

1.5.2.2 Interligação de dados

Conceito

Considera-se como interligação de dados o conjunto de equipamentos e SISTEMAS que se interponham entre o ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo e cada um dos centros citados neste edital.

Este conjunto poderá abranger, entre outros, os seguintes equipamentos:

SISTEMAS de Supervisão e Controle Locais (SSCL) ou UTR em usinas e subestações;

CD que podem ser SISTEMAS de supervisão e controle de um agente;

Enlace de dados, ponto-a-ponto ou via redes tipo WAN (“Wide Área Network”), entre quaisquer destes SISTEMAS;



Equipamentos de interfaceamento com comunicações (modems, roteadores ou equivalentes) no centro de operação designado pelo ONS.

Requisitos

É responsabilidade do agente prover todas as interligações de dados necessárias para atender aos requisitos de supervisão e controle especificados.

As interligações de dados entre o(s) centro(s) de operação do ONS e as diversas instalações a serem supervisionadas pelo ONS são definidas pelos agentes e apresentadas ao ONS, devendo estar em conformidade com os requisitos de supervisão e controle apresentados neste edital.

São exigidos requisitos diferentes para diferentes tipos de recursos de supervisão e controle, o que pode levar à necessidade de uso de interligações com características distintas, quais sejam:

a. Interligações para atender aos requisitos do CAG.

Estas interligações apresentam as seguintes peculiaridades:

Estão restritas às instalações necessárias à operação do CAG, normalmente usinas e subestações que interligam áreas de controle distintas;

Cada interligação transporta um conjunto de dados relativamente pequeno, com uma ordem de grandeza que varia de uma unidade a algumas dezenas;

Devem ser configuradas como uma ligação direta entre o(s) centro(s) de operação do ONS e as instalações, não sendo aceitável o uso de CD, exceto quando acordado com o ONS;

Exigem taxas de transferências de dados relativamente altas, com períodos de aquisição de no máximo 2 (dois) segundos;

Em virtude de suas características, podem requerer equipamentos especiais nas instalações para a recepção de telecomandos e a aquisição e transferência das informações para o ONS;

Excepcionalmente, mediante acordo firmado caso a caso com o ONS, essas interligações poderão ser compartilhadas com as interligações utilizadas para atender aos requisitos das funções tradicionais de supervisão e controle, desde que atendidos todos os requisitos de CAG.

b. Interligações para atender aos requisitos das funções tradicionais de supervisão e controle.

São as interligações comumente utilizadas para a aquisição de dados eletro-energéticos pelos SISTEMAS de supervisão e controle, que se caracterizem por:

Cobrirem todas as instalações (usinas e subestações) sob responsabilidade de um determinado centro de operação do ONS;

Transportarem informações com períodos de aquisição que variam de poucos segundos a vários minutos e, em alguns casos, ações de controle;

Abrangem um grande volume de dados;

Conectam as instalações, CD ou centros de operação do agente aos centros de operação do ONS.



c. As interligações para atender à SOE, caracterizam-se por transportar as informações de seqüência de eventos coletadas nas instalações quando da ocorrência de perturbações e devem ser transferidas aos centros de operação do ONS, em tempo real, pela mesma interligação de dados utilizada para atender aos requisitos de supervisão e controle. Para as informações definidas para trafegarem neste tipo de interligação (SOE), é vetada a passagem por qualquer tipo de processamento, como filtragem ou cálculos, que não preserve o selo de tempo original.

d. Além dessas interligações, existem interligações que trafegam informações com alta taxa de aquisição utilizada pelo ONS para a detecção de ilhamento. As informações transferidas se constituem em medições de freqüência em Hz em barramentos selecionados da REDE BÁSICA. Para essas interligações, o agente se responsabiliza pela disponibilidade da medição na instalação. Um acordo entre o agente e o ONS, estabelecido caso a caso, define a forma e os recursos que serão utilizados para a transferência das informações ao ONS.

1.5.2.3 Recursos de supervisão e controle dos agentes

Entenda-se como recurso de supervisão e controle dos agentes o conjunto formado por:

Ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo, ou seja, transdutores, relés de interposição, reguladores de velocidade / potência e outros equipamentos;

Interligação de dados, ou seja, o conjunto de equipamentos e SISTEMAS que se interponham entre o ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo e os computadores de comunicação do centro de operação do ONS.

Os agentes proprietários de equipamentos enquadrados em algum item deste edital devem fornecer os recursos necessários para atender os requisitos de supervisão e controle exigidos pelo ONS, incluindo as interligações de dados.

Para a entrada em operação de novos empreendimentos, é necessário que sejam atendidos todos os requisitos definidos neste edital e os recursos devem estar completamente testados e prontos para operar junto com os demais equipamentos do empreendimento.

Os SSCL ou UTR devem atender aos requisitos de supervisão e controle exigidos pelo ONS, apresentados neste edital.

Os SISTEMAS de transmissão de dados utilizados nas interligações de dados devem atender aos requisitos descritos neste anexo técnico, no item “Requisitos técnicos do SISTEMA de telecomunicações”.

1.5.3 REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À

REDE DE OPERAÇÃO

Este item define os requisitos de supervisão e controle necessários às funções de supervisão e controle do ONS, aplicáveis aos equipamentos pertencentes à rede de operação. Os requisitos necessários à função de seqüenciamento de eventos são objetos de um item à parte.

1.5.3.1 Interligação de dados

Os recursos especificados neste subitem devem ser disponibilizados, através das seguintes interligações de dados, conceituadas anteriormente:

a. Interligações para atender aos requisitos das funções tradicionais de supervisão e controle;



b. Interligações para atender aos requisitos do CAG.

1.5.3.2 Informações requeridas para a supervisão do sistema elétrico

Os requisitos necessários ao sequenciamento de eventos são tratados em um item a parte.

Para cada equipamento da rede de operação, as seguintes informações de grandezas analógicas e de sinalizações de estado devem ser transferidas para o SISTEMA de supervisão e controle do centro de operação designado pelo ONS para coordenar a operação desse centro, conforme especificado a seguir:

1.5.3.3 Medições analógicas

Todas as medições deverão ser feitas de forma individualizada e transferidas periodicamente aos centros de operação.

O período de transferência deve ser parametrizável por centro, devendo os SISTEMAS ser projetados para suportar períodos de aquisição de pelo menos 4 segundos e, em alguns casos, de 6(seis) segundos, períodos esses definidos em comum acordo entre o agente e o ONS.

As seguintes medições devem ser coletadas e transferidas para os centros de operação:

1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV de cada secção de barramento que possa formar um nó elétrico ou, caso seja adotado o arranjo em anel, uma medição do módulo de tensão fase-fase em kV nos terminais de cada equipamento que a ele se conectem (LINHAS DE TRANSMISSÃO, transformadores/autotransformadores, etc.);

A medição de tensão deve ser reportada ao ONS como sendo fase-fase, no entanto, este valor pode ser obtido por cálculo a partir de uma medição fase-neutro;

1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV no ponto de conexão entre a LINHA DE TRANSMISSÃO e a(s) compensação(ões) série, caso a instalação contemple compensação série na(s) LINHA(S) DE TRANSMISSÃO;

Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar em todas as LINHAS DE TRANSMISSÃO;

Corrente em uma das fases em ampere nos terminais de todas as LINHAS DE TRANSMISSÃO;

1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV de cada terminal de LINHA DE TRANSMISSÃO;

Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar e corrente em uma das fases em ampéres de todos os enrolamentos de transformadores/autotransformadores;

Potência trifásica reativa em Mvar de todos os equipamentos de compensação reativa dinâmicos, tais como compensadores síncronos e compensadores estáticos controláveis;

Posição de tape de transformadores/autotransformadores equipados com comutadores sob carga. Casos excepcionais de não disponibilização desta informação poderão ser admitidos apenas mediante inviabilidade técnica comprovada;

1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV para transformadores/autotransformadores, excetuando-se aquele na fronteira da rede de operação. Esta medição deve ser no lado ligado à barra de menor potência de curto-circuito, geralmente o



de menor tensão, caso o ONS não explicite que seja no outro lado do transformador/autotransformador.

1.5.3.4 Sinalização de estado

Devem ser considerados os estados referentes:

a. A todos os disjuntores e chaves utilizados nos barramentos e nas conexões de equipamentos da rede de operação, aí incluídas as chaves de by pass. Esse requisito é aplicável tanto a sistemas de geração e transmissão em corrente alternada quanto a sistemas de transmissão em corrente contínua (incluindo filtros), sendo que, para os disjuntores, é necessário que a sinalização seja acompanhada do selo de tempo;

b. Aos estados operacionais e alarmes dos equipamentos utilizados nos SISTEMAS especiais de proteção. Se esses SISTEMAS tiverem atuações em instalações fora da rede de operação, devem ser buscadas alternativas de monitoração, definidas em comum acordo entre o ONS e o agente;

c. Aos relés de bloqueio, com selo de tempo;

d. Ao estado operacional de dispositivos de controle de FACTS, tais como os power oscillation dampers das compensações série de LINHAS DE TRANSMISSÃO;

e. Ao estado dos comutadores sob carga (em automático/manual/remoto);

f. Aos alarmes de temperatura de rotor e estator de compensadores síncronos;

g. Aos alarmes de temperatura de enrolamento e óleo de transformadores/autotransformadores e reatores;

h. Ao estado operacional de UTR e SSCL diretamente subordinados a CD.

Ainda com relação à sinalização de estado, devem-se observar os seguintes requisitos:

a. O SISTEMA de supervisão e controle da instalação ou a UTR ou o CD, se utilizado, deve estar apto a responder a varreduras de integridade feitas pelo ONS, que podem ser periódicas, com período parametrizável, tipicamente a cada 1 (uma) hora, sob demanda ou por evento, como por exemplo, uma reinicialização dos recursos de supervisão e controle do ONS.

b. Os SSCL ou as UTR de cada instalação com equipamentos na rede de operação devem ser capazes de armazenar o selo de tempo das sinalizações com uma exatidão melhor ou igual a 1 (um) ms, utilizando o relógio interno do SISTEMA que deve ter a exatidão especificada no item “Requisitos gerais dos SISTEMAS de supervisão dos agentes”.

c. Todas as sinalizações devem ser reportadas por exceção.

d. Visando contornar as dificuldades oriundas da abrangência continental do SIN (vários fusos horários) e oriundas da adoção do horário de verão, o selo de tempo informado deve ser no padrão UTC (Universal Time Coordinate).

e. Excepcionalmente, a critério do ONS, podem ser reduzidos os requisitos de abrangência da supervisão de barramentos na fronteira da rede de operação e dos equipamentos a eles conectados, tais como aqueles aplicáveis a barramentos de terciário de transformadores/autotransformadores e a barramentos do lado de baixa de transformadores/autotransformadores na fronteira da rede de operação.



1.5.3.5 Informações e telecomandos requeridos para o Controle Automático de Geração (CAG)

Caracterização dos centros de operação que recebem as informações

O SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN) está dividido em áreas de controle de freqüência e intercâmbio. Essas áreas são as redes de atuação dos centros de operação do ONS.

As informações de tempo real necessárias ao CAG devem ser enviadas, dependendo de sua utilização, para um ou mais centros de operação do ONS, conforme abaixo descrito:

a. Centro de operação do ONS que controla o CAG da área a que pertence a instalação, normalmente o centro de operação designado pelo ONS para coordenar a operação da instalação;

b. Centros de operação do ONS responsáveis pelo controle do CAG das áreas adjacentes à área do centro de operação designado pelo ONS para coordenar a operação da instalação;

c. Centros de operação do ONS passíveis de assumir o CAG da área sob responsabilidade do centro de operação designado pelo ONS para coordenar a operação da instalação.

Informações requeridas pelo centro de operação que controla o CAG

As seguintes informações utilizadas pelo CAG devem ser coletadas e transmitidas para este centro de operação:

a. Freqüência em Hz em barramentos designados pelo ONS em rotina específica;

b. Potência ativa trifásica em MW em todos os pontos de interligação com outras áreas de controle, que pode ser totalizada por instalação e por área;

c. Outras de geração e usinas, que não se referem ao presente Anexo Técnico.

Informações requeridas pelo centro de operação controlador das áreas adjacentes

As informações de potência ativa trifásica em MW em todos os pontos de interligação com outras áreas de controle, que pode ser totalizada por instalação e por área, devem ser coletadas nas instalações de interligação e transmitidas para os centros de operação controladores das áreas adjacentes.

Informações requeridas pelos centros de operação do ONS passíveis de assumir o CAG de uma ou mais áreas que se interligam

Para viabilizar as transferências de área de controle do CAG, o ONS identifica em rotina específica, instalações em que as informações de potência ativa trifásica em MW nos pontos de interligação indicados pelo ONS, que pode ser totalizada por instalação e por área, devem ser coletadas e transmitidas para um ou mais centros de operação passíveis de assumir uma determinada área de controle.

1.5.3.6 Telecomandos requeridos para o Controle Automático de Tensão

Pode ocorrer que, por razões sistêmicas, seja necessário o uso de CAT (Controle Automático de Tensão pelo ONS). Os CAT são instalados em seus centros de operação, atuando via telecomando em equipamentos tais como comutadores sob carga de transformadores/autotransformadores, compensadores síncronos e compensadores estáticos controláveis, resguardado suas limitações operativas declaradas pelos agentes.



Excluem-se das ações do CAT a energização e desenergização de equipamentos.

1.5.3.7 Requisitos de qualidade da informação

Exatidão da medição

Todas as medições de tensão devem ser efetuadas por equipamentos cuja classe de precisão garanta uma exatidão mínima de 1% e as demais de 2%. Tal exatidão deve englobar toda a cadeia de equipamentos utilizados, tais como transformadores de corrente, de tensão, transdutores, conversores analógico/digital, etc.

Idade do dado

Define-se como idade máxima do dado o intervalo de tempo máximo entre o instante de ocorrência de seu valor na instalação (processo) e sua recepção no(s) centro(s) designado(s) pelo ONS.

O tempo necessário para a chegada de um dado ao centro designado pelo ONS inclui o tempo de aquisição do dado na instalação, processamento da grandeza e transmissão desse dado através dos enlaces de comunicação até o centro.

A idade máxima de um dado analógico coletado para o CAG deve ser inferior à soma do tempo de varredura adicionado de:

2 (dois) segundos em média;

5 (cinco) segundos no máximo para algumas varreduras, desde que mantida a média de 2 (dois) segundos.

A idade máxima para os demais dados analógicos deve ser inferior à soma do tempo de varredura adicionado de:

4 (quatro) segundos em média;

10 (dez) segundos no máximo para algumas varreduras, desde que mantida a média de 4 (quatro) segundos.

A idade máxima de um dado coletado por exceção deve ser inferior a 8 (oito) segundos.

Estes requisitos não se aplicam à transmissão das informações de seqüência de eventos.

Banda morta e varredura de integridade

Os protocolos que transmitem medições analógicas por exceção devem ter uma banda morta e varredura de integridade definidas em comum acordo entre o ONS e o agente. As definições obtidas nestes acordos não devem prejudicar a exatidão das medidas, conforme definido acima.

Enquanto um acordo formal não for firmado entre o ONS e o agente, a UTR e/ou SSCL devem ser configurados com um valor inicial de banda morta de 0,1% do fundo de escala, ou do último valor lido e deve suportar varreduras de integridade com períodos menores ou iguais a 30 (trinta) minutos.

Demais requisitos de qualidade para informações necessárias ao CAG

O período de aquisição dessas grandezas pelos centros de operação do ONS deve estar de acordo com os padrões exigidos pelos SISTEMAS de CAG dos centros de operação designados pelo ONS e deve ser menor ou igual a 2 (dois) segundos.



Todas as medições devem ser obtidas da mesma fonte, de tal forma que se garanta que todos os SISTEMAS as recebam exatamente iguais, mesmo que transmitidas para diferentes centros de operação e em diferentes enlaces e protocolos.

1.5.3.8 Parametrizações

Todos os períodos de aquisição acima especificados devem ser parametrizáveis, e os valores apresentados se constituem em níveis mínimos.

1.5.4 REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS

1.5.4.1 Informações requeridas para o sequenciamento de eventos

Sempre que o equipamento dispuser das proteções abaixo citadas, as seguintes informações devem ser coletadas pelo agente proprietário do equipamento e transferidas para o ONS conforme a classificação do evento nos grupos:

(a) Grupo “A”: compreende os eventos que devem ser enviados diretamente para o ONS, em tempo real, através das mesmas interligações de dados utilizadas para atender aos requisitos de supervisão e controle, conforme conceituação feita no item 1.5.3.1 “Interligação de dados”;

(b) Grupo “B”: compreende os eventos que devem ser enviados de forma agrupada para o ONS, em tempo real, através das mesmas interligações de dados utilizadas para atender aos requisitos de supervisão e controle, conforme conceituação feita no item 1.5.3.1 “Interligação de dados”. Os eventos disponíveis na instalação do agente na forma individualizada devem ser enviados para o ONS, quando solicitados por este, através de meio eletrônico, em até 24 (vinte e quatro) horas;

(c) Grupo “C”: compreende os eventos que devem estar disponíveis na instalação do agente e ser enviados para o ONS, quando solicitados por este, através de meio eletrônico, em até 24 (vinte e quatro) horas.

1.5.4.2 Transformadores e autotransformadores:

(a) Grupo “A”:

Disparo dos relés de bloqueio.

(b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem:

(1) “Atuação da proteção do transformador - Função sobrecorrente”

(i) atuação da proteção de sobrecorrente do comutador sob carga;

(ii) disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro (por enrolamento).

(2) “Atuação da proteção do transformador - Função sobretemperatura”

(i) disparo por sobretemperatura do óleo;

(ii) disparo por sobretemperatura do enrolamento.

(3) “Atuação da proteção do transformador – Outras funções”



(i) disparo da proteção de gás;

(ii) disparo da proteção de sobretensão de seqüência zero para o enrolamento terciário em ligação delta;

(iii) disparo da válvula de alívio de pressão;

(iv) disparo da proteção de gás do comutador de derivações;

(v) disparo da proteção diferencial (por fase).

1.5.4.3 Linhas de transmissão:

(a) Grupo “A”:

(1) disparo por sobretensão;

(2) atuação da lógica de bloqueio por oscilação de potência;

(3) disparo da proteção para perda de sincronismo;

(4) atuação do relé de bloqueio de recepção permanente de transferência de disparo;

(5) disparo do relé de bloqueio de linha subterrânea.

(b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem “Atuação da proteção da linha de transmissão – Outras funções”

(1) disparo da proteção principal de fase;

(2) disparo da proteção alternada de fase;

(3) disparo da proteção principal de neutro;

(4) disparo da proteção alternada de neutro;

(5) transmissão de sinal de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo da teleproteção;

(6) transmissão de sinal de transferência de disparo da teleproteção;

(7) recepção de sinal de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo da teleproteção;

(8) disparo por recepção de sinal de transferência de disparo da teleproteção;

(9) atuação da lógica de bloqueio por perda de potencial;

(10) disparo da 2ª zona da proteção de distância;

(11) disparo da 3ª zona da proteção de distância;

(12) disparo da 4ª zona da proteção de distancia;

(13) disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro temporizada;

(14) disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro instantânea.

(c) Grupo “C”:

(1) partida da proteção principal de fase (por fase), nos casos em que o disparo da proteção de fase não indique a(s) fase(s) defeituosas;



(2) partida da proteção alternada de fase (por fase), nos casos em que o disparo da proteção de fase não indique a(s) fase(s) defeituosas;

(3) partida da proteção principal de neutro (por fase), nos casos em que o disparo da proteção não indique a fase defeituosa;

(4) partida da proteção alternada de neutro (por fase), nos casos em que o disparo da proteção não indique a fase defeituosa;

(5) partida do religamento automático.

1.5.4.4 Barramentos:

(a) Grupo “A”:

(1) disparo da proteção de sobretensão;

(2) disparo dos relés de bloqueio.

(b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem “Atuação da proteção diferencial do barramento”

Atuação da proteção diferencial (por fase).

1.5.4.5 Disjuntores:

(a) Grupo “A”:

(1) mudança de posição;

(2) disparo da proteção de falha do disjuntor;

(3) disparo dos relés de bloqueio.

(b) Grupo “C”:

(1) disparo da proteção de discordância de pólos;

(2) alarme de fechamento bloqueado;

(3) alarme de abertura bloqueada;

(4) alarme de sobrecarga do disjuntor central.

1.5.4.6 Sistemas Especiais de Proteção – SEP (ECS, ECE e ERAC):

(a) Grupo “A”:

Todos os disparos e alarmes.

1.5.4.7 Requisitos de qualidade dos eventos

Resolução do selo de tempo

Entende-se como resolução a capacidade de discriminar eventos ocorridos em tempos distintos.

Exatidão do selo de tempo

Entende-se como exatidão o grau de aproximação do selo de tempo ao tempo absoluto de ocorrência do evento.



Requisitos

As UTR ou os SISTEMAS de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de armazenar informações para o seqüenciamento de eventos com uma resolução entre eventos menor ou igual a 5 (cinco) ms. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento deve ser menor ou igual 1 (um) ms.

A base de tempo utilizada para o registro da seqüência de eventos deve ser o relógio de tempo da UTR/SSCL, cujas características são apresentadas no item 1.5.2.1 -“Requisitos Gerais”.

A relação de eventos apresentada anteriormente deste documento está baseada numa filosofia de proteção padrão. Os agentes podem utilizar diferentes filosofias e tecnologias, desde que atendam ao disposto nos requisitos de proteção. Cabe ao agente mapear, sempre que aplicável, os eventos aqui apresentados com aqueles efetivamente implementados na instalação. Cabe também ao agente a implementação de processamentos e/ou combinação de sinais na instalação que venham a ser necessários para a disponibilidade dos sinais aqui requeridos.

1.5.5 ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS

A supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico, estando hoje, na região das subestações Bom Jesus da Lapa II e Ibicoara, e futuramente das subestações Igaporã II, Igaporã III e Pindaí II, estruturada em um sistema hierárquico com SISTEMAS de supervisão e controle instalados em Centros de Operação do ONS, quais sejam:

Centro Regional de Operação Sul – COSR-NE;

Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico - CNOS.

Esta estrutura é apresentada de forma simplificada, para fins meramente ilustrativos, na Figura 5, sendo que a TRANSMISSORA deverá prover as interconexões de dados entre o Centro de Operação do ONS (exceto o CNOS) e cada um dos SISTEMAS de supervisão das subestações envolvidas, devidamente integrados aos existentes. A interconexão de dados com o Centro do ONS se dá através de dois sistemas de aquisição de dados, sendo um local (SAL) e outro remoto (SAR). SAL e SAR são sistemas de aquisição de dados (front-ends) do ONS que operam numa arquitetura de alta disponibilidade, sendo o (SAL) localizado no centro de operação de propriedade do ONS (COSR), e o outro (SAR), localizado em outra instalação designada pelo ONS.



FIGURA 5 – ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS.

Observa-se na Figura 5 que a interconexão com o Centro do ONS se dá através das seguintes interligações de dados:

Interconexão com o Centro Regional de Operação Nordeste (COSR-NE) , para o atendimento aos requisitos de supervisão e controle dos equipamentos das subestações objeto deste leilão, através de dois sistemas de aquisição de dados, um local (SAL) e outro remoto (SAR).

Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros do ONS poderá se dar por meio de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos para supervisão e controle e telecomunicações. Neste edital, este centro é genericamente chamado de “Concentrador de Dados”. Neste caso, a estrutura dos centros apresentada na Figura 5 seria alterada com a inserção do concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e o COSR-NE do ONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação.

A Figura 6 ilustra uma possível configuração.



FIGURA 6 – ARQUITETURA ALTERNATIVA DE INTERCONEXÃO COM O ONS.



1.5.6 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELOS AGENTES PROPRIETÁRIO DAS INSTALAÇÕES

(SUBESTAÇÕES) COMPARTILHADAS DA REDE DE OPERAÇÃO.

Qualquer agente que compartilhe de uma instalação (subestação) existente deve fornecer os recursos adicionais mencionados a seguir, ao agente proprietário da subestação.

O agente de transmissão concessionário das novas instalações deve prover aos centros de operação dos agentes concessionários das subestações Bom Jesus da Lapa II, Ibicoara e Igaporã II, a supervisão remota dos equipamentos que venham a ser instalados, conforme requisitos apresentados no subitem “Requisitos para a Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”, com exceção dos requisitos para CAG e controle de tensão. Em adição à supervisão remota, todos os equipamentos a serem instalados devem ser supervisionados em nível local segundo a filosofia adotada pela CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO de tais subestações, devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos SISTEMAS de supervisão e controle já instalados nestas subestações.

A arquitetura e os requisitos básicos dos SISTEMAS Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) das EMPRESAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO das subestações são apresentados nos documentos “Características e Requisitos Básicos das Instalações”, referentes a estas subestações.

Na eventualidade do sistema da TRANSMISSORA entrar em operação antes da instalação dos SDSCs em implantação nas Subestações existentes, o mesmo deverá ser projetado para operação independente e prevendo posterior integração aos referidos SDSCs.

O agente de transmissão é responsável pela instalação e operacionalização de todos os equipamentos e SISTEMAS necessários para viabilizar estas interligações de dados.

O protocolo adotado para comunicação com o centro de operação do concessionário da subestação deve ser configurado conforme determinado pelo concessionário proprietário da subestação.

Alternativamente à instalação de novos recursos de supervisão e controle, o agente de transmissão, mediante prévio acordo com os agentes concessionários das instalações existentes, poderá optar pela expansão dos recursos de supervisão e controle disponíveis, desde que atendidos todos os requisitos de supervisão e controle.

O agente de transmissão deve prever testes de conectividade entre o SSCL/UTR e o SISTEMA de supervisão e controle do centro de operação do agente concessionário da subestação, de forma a garantir a coerência das bases de dados deste SISTEMA e o perfeito funcionamento dos protocolos utilizados.

1.5.7 ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO

Na implantação de nova subestação decorrente de seccionamento de LINHAS DE TRANSMISSÃO com a inclusão de novas entradas de linha, devem-se adequar os sistemas de supervisão das entradas de linha existentes nas subestações de Bom Jesus da Lapa II e Ibicoara, da TSN, conforme requisitos apresentados no subitem “Requisitos para a Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”. Todos os equipamentos a serem instalados devem ser supervisionados segundo a filosofia adotada pela CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO de tais subestações, devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos SISTEMAS de supervisão e controle já instalados nestas subestações.



Adicionalmente, o agente de transmissão concessionário da nova instalação deve prover ao centro de operação da TSN, responsáveis pela operação e manutenção da LT seccionada, a supervisão remota referente à entrada da LT na nova subestação, conforme requisitos apresentados no subitem “Requisitos para a Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”.

1.5.8 AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E

CONTROLE

1.5.8.1 Geral

Os recursos de supervisão e controle fornecidos pelos agentes ao ONS, para atender aos requisitos apresentados neste edital, devem ter sua disponibilidade e qualidade medidas pelo ONS, na fase operacional, através dos conceitos e critérios estabelecidos a seguir.

A avaliação destes recursos será feita por UTR, SSCL, CD e agente, conforme estabelecido e com base na disponibilidade e a qualidade dos recursos de supervisão e controle por ele fornecidos, de acordo com o centro de operação designado pelo ONS, incluindo os equipamentos de interface com os SISTEMAS de comunicação.

Esta avaliação será feita através de índices agregados por UTR, CD e por agente, de forma ponderada pelo número recursos implantados e liberados para a operação em relação ao número total que deveriam ser disponibilizados, se aplicados os critérios apresentados neste Edital.

Não serão computados nos índices os tempos de indisponibilidade causados por:

a. Indisponibilidade de equipamentos nos centros de operação do ONS;

b. Atividades de aprimoramento constantes do plano de adequação das instalações dos agentes apresentado ao ONS, plano este definido conforme estabelecido nas disposições transitórias;

c. Atualizações e instalação de hardware ou software nas UTR ou nos CD dos agentes, desde que sejam programados e aprovados com antecedência junto ao ONS;

d. Atualizações ou instalação de hardware e software para melhoria de segurança no enlace de comunicação entre UTR ou CD e o Centro designado pelo ONS, desde que sejam programadas e aprovadas com antecedência junto ao ONS;

e. Manutenções autorizadas pelo ONS no equipamento elétrico associado ao recurso de supervisão e controle.

São mostrados a seguir os conceitos de indisponibilidade e qualidade que serão considerados na fase operacional de utilização dos recursos de supervisão e controle.

1.5.8.2 Conceito de indisponibilidade de recursos de supervisão e controle

Uma informação de quaisquer dos tipos especificados no subitem “Requisitos para a Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação” deste anexo, será considerada indisponível sempre que:

- O recurso não estiver instalado ou não estiver liberado para a operação;

- Uma UTR ou um SSCL estiver fora de serviço ou sem comunicação;

- Um CD, quando utilizado, estiver fora de serviço ou sem comunicação;



- Um ponto de controle qualquer é dito indisponível sempre que o ONS detectar falha de atuação do mesmo;

- Todos os pontos subordinados a um SSCL ou a uma UTR de uma instalação são declarados indisponíveis sempre que ocorrer ausência de resposta de tal SISTEMA às solicitações do(s) centro(s) de operação do ONS ou de um CD, se utilizado. Adicionalmente, no caso de utilização de CD, todos os pontos subordinados ao concentrador são declarados indisponíveis quando o CD deixar de responder às solicitações do ONS;

- O indicador de qualidade sinalizar informação sob entrada manual pelo agente;

- O indicador de qualidade sinalizar informação fora de varredura.

1.5.8.3 Conceito de qualidade dos recursos de supervisão e controle

Considera-se que uma informação de qualquer dos tipos especificados no subitem “Requisitos para a Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”, deste anexo, viola critérios de qualidade quando:

- Tratando-se de informações analógicas, a informação violar um dos seus limites de escala;

- Uma informação estiver comprovadamente inconsistente;

- A informação violar os requisitos de idade do dado.

1.5.9 REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E

CONTROLE

Os requisitos aqui apresentados se aplicam a todos os equipamentos cuja supervisão e telecontrole sejam objeto de telessupervisão pelo ONS.

1.5.9.1 Requisitos de cadastramento de equipamentos

É de responsabilidade dos agentes com equipamentos na rede de supervisão fornecer as informações cadastrais descritivas para a configuração das bases de dados dos centros de operação do ONS, incluindo informações sobre:

- Equipamentos e instalações do sistema eletro energético;

- Equipamentos de supervisão e controle, tais como organização de pontos por remotas, configurações de protocolos de comunicação etc.

As informações apresentadas devem ter exatidão compatível com a requerida pelas aplicações dos SISTEMAS de supervisão e controle, exatidão essa normalmente não requerida na fase de estudos do planejamento de AMPLIAÇÕES DA REDE BÁSICA e reforços, daí a necessidade de os agentes as atualizarem em conformidade com o estabelecido, cujo escopo é a rede de supervisão e não apenas a REDE BÁSICA.

Para novas instalações e AMPLIAÇÕES DA REDE BÁSICA, as informações devem ser encaminhadas ao ONS com antecedência de até 30 (trinta) dias em relação à entrada em operação dos equipamentos, para que a(s) base(s) de dados do(s) SISTEMA(S) de supervisão do(s) centro(s) de operação do ONS possa(m) ser atualizada(s) e testada(s) em tempo hábil.

Para as instalações existentes, sempre que sejam programadas alterações que modifiquem algum dos dados cadastrais aqui especificados – tais como alteração de relação de



transformadores/autotransformadores, alteração de parâmetros de transformador de corrente (TC), etc., essas alterações devem ser informadas ao ONS com antecedência de pelo menos 5 (cinco) dias úteis.

As informações cadastrais descritivas dos equipamentos são detalhadas em rotina específica, elaboradas em comum acordo com os agentes, que devem incluir:

a. Parâmetros descritivos de LINHAS DE TRANSMISSÃO, aí incluídas a impedância série e a

susceptância, segundo o modelo , bem como a corrente máxima em ampere e a potência máxima em MVA;

b. No caso de ramais de LINHA DE TRANSMISSÃO, além dos dados acima, a posição do ramal na LINHA DE TRANSMISSÃO, expressa em quilômetros;

c. Latitude e longitude de todas as instalações e torres de LINHAS DE TRANSMISSÃO e de ramais de LINHA DE TRANSMISSÃO, como forma de viabilizar a elaboração de diagramas geográficos do sistema elétrico;

d. Capacidade nominal em Mvar e a tensão nominal, de todos os equipamentos estáticos de suporte de reativo que venham a ser utilizados, como capacitores, reatores, etc.;

e. Valor mínimo e máximo de suporte de reativo em Mvar, tensão nominal em kV para os geradores e compensadores síncronos;

f. Curvas de capabilidade de geradores;

g. Para cada um dos enrolamentos (primário, secundário e terciário) de cada transformador/autotransformador:

- Corrente nominal;

- Tensão nominal em kV;

- Potência aparente nominal em MVA;

- Reatância indutiva em porcentagem (primário-secundário, primário-terciário e secundário-terciário);

- Tensão base (KV) e potência base (MVA), utilizadas para o cálculo das reatâncias indutivas em percentagem acima especificadas;

- Adicionalmente, para cada transformador/autotransformador, deve ser informado o lado do transformador/autotransformador onde está instalado o comutador sob carga, se utilizado, e a respectiva tabela de derivação, informada em kV e em porcentagem, sendo que toda vez que for alterada a posição do tape fixo, deve ser fornecida relação das novas posições variáveis dos tapes do transformador/autotransformador;

h. Impedância série de capacitores série, se utilizados;

i. Relação, compatível com os requisitos de supervisão e controle aqui apresentados, dos pontos de medição, telessinalização, controle, SOE, e das informações para a supervisão hidrológica que trafegam na interconexão (ou interconexões) como o(s) SISTEMA(S) de supervisão e controle do ONS num formato compatível com o protocolo adotado para a interconexão. Essa relação é organizada por SSCL ou UTR e CD, se utilizados;



j. Quando apropriado, no caso de interligação de dados direta com UTR, parâmetros que permitam a conversão para valores de engenharia dos dados recebidos e enviados pelo centro de operação;

k. Sempre que aplicáveis, limites de escala, superior e inferior, para todos os pontos analógicos supervisionados.

1.5.9.2 Requisitos para teste de conectividade da(s) interconexão(ões) e testes ponto a ponto

Todos os agentes com equipamentos com telessupervisão pelo ONS devem prever testes de conectividade entre os seus SSCL, UTR e o(s) SSCL do(s) centro(s) de operação designado(s) pelo ONS.

Além do teste da conectividade, devem ser previstos testes ponto a ponto da nova instalação ou AMPLIAÇÃO DA REDE BÁSICA com o(s) centro(s) do ONS, conforme programação a ser previamente acordada com o ONS, de forma a garantir a coerência das bases de dados desses SISTEMAS e o perfeito funcionamento dos protocolos utilizados. Estes testes devem ser efetuados entre o SSCL/UTR, da instalação de origem dos dados, e o SSC do centro designado pelo ONS.

Os testes devem ser programados de comum acordo entre o agente e o ONS, observando-se que:

a. Para novas instalações ou AMPLIAÇÕES DA REDE BÁSICA, devem estar concluídos pelo menos 5 (cinco) dias úteis antes da operacionalização da instalação/AMPLIAÇÃO DA REDE BÁSICA;

b. Sempre que as alterações modificarem o conjunto de informações armazenadas na base de dados do ONS, esses testes devem ser programados em comum acordo entre o agente e o ONS, devendo estar concluídos pelo menos 2 (dois) dias úteis antes da operacionalização da alteração.



1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES


Para as novas INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, bem como para as Entradas de Linha nas Subestações Igaporã III e Pindaí II, devem ser previstos Registradores Digitais de Perturbações – RDP com configuração de canais de entradas analógicas e entradas digitais suficientes para permitir o completo monitoramento e registro, de acordo com os requisitos mínimos descritos a seguir.

Em INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO existentes, devem ser previstos RDP para monitoramento dos novos vãos instalados ou expansão dos RDP existentes, de acordo com os requisitos mínimos descritos a seguir.

Para monitoramento dos vãos das novas linhas de transmissão 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Igaporã III, Igaporã III – Ibiacoara devem ser previstos nas subestações Bom Jesus da Lapa II e Ibicoara, Registradores Digitais de Perturbações – RDP ou expansão dos RDP existentes, de acordo com os requisitos mínimos descritos a seguir.

1.6.2 REQUISITOS FUNCIONAIS

Os SISTEMAS de registro de perturbações devem atender aos seguintes requisitos: - Ser implementado por equipamentos independentes dos demais SISTEMAS DE PROTEÇÃO ou

supervisão (stand alone);

- Amostrar continuamente as grandezas analógicas e digitais supervisionadas (dados da perturbação). As amostras mais antigas devem ser sucessivamente substituídas por amostras mais recentes, num buffer circular;

- Disparar o registro da perturbação por variações das grandezas analógicas e digitais em qualquer dos canais supervisionados, de forma livremente configurável;

- Transferir automaticamente os dados relativos à perturbação do buffer circular, quando houver disparo para registro de uma perturbação, e arquivá-los na memória do próprio registrador. Durante a fase de armazenamento dos dados da perturbação, o registrador deve permanecer amostrando as grandezas analógicas e digitais, de forma a não perder nenhum evento;

- Interromper o registro de uma perturbação só depois de cessada a condição que ocasionou o disparo e transcorrido o tempo de pós-falta ajustado. Se, antes de encerrar o tempo de registro de uma perturbação, ocorrer nova perturbação, o registrador deve iniciar novo período de registro sem levar em conta o tempo já transcorrido da perturbação anterior;

- Registrar, para cada perturbação, no mínimo 160 ms de dados de pré-falta e ter tempo de pós-falta ajustável entre 100 e 5000 ms;

- Ter filtragem anti-aliasing e taxa de amostragem tal que permitam o registro nos canais analógicos de componentes harmônicas até a 15ª ordem (freqüência nominal de 60 Hz);

- Registrar dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cada operação de registro;



- Ter relógio de tempo interno sincronizado por meio de receptor de sinal de tempo do GPS, de forma a manter o erro máximo da base de tempo inferior a 1 ms;

- O erro de tempo entre a atuação de qualquer sinal numa entrada digital e o seu registro não pode ser superior a 2 ms;

- O tempo de atraso da amostragem entre quaisquer canais analógicos não pode ser superior a 1 grau elétrico, referido à freqüência de 60 Hz;

- Ter memória suficiente para armazenar dados referentes a, no mínimo, 30 perturbações com duração de 5 s cada, para o caso em que várias faltas consecutivas disparem o registrador;

- Ter porta de comunicação para a transferência dos registros de perturbação do RDP; e

- Ser dotado de automonitoramento e autodiagnóstico contínuos.

1.6.3 REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES

A arquitetura da rede de comunicação e o modo de transferência dos arquivos dos RDP para concentradores locais ou concentrador central devem ser definidos pelo agente proprietário da instalação. Se o SISTEMA de coleta realizar a transferência automática dos registros, deve ser prevista uma opção que permita a desativação do modo de transferência automática e a subseqüente ativação de modo de transferência seletiva.

1.6.4 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES

1.6.4.1 Terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO com tensão nominal igual ou superior a 345 kV

As seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas:

- Três correntes da LINHA DE TRANSMISSÃO (três fases ou duas fases e corrente residual); e

- Três tensões da LINHA DE TRANSMISSÃO (três fases ou duas fases e a tensão residual).

As seguintes grandezas digitais devem ser supervisionadas:

- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA PRINCIPAL de fases;

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA PRINCIPAL de fases;

- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA ALTERNADA de fases;

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA ALTERNADA de fases;

- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA PRINCIPAL de neutro;

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA PRINCIPAL de neutro;

- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA ALTERNADA de neutro;

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA ALTERNADA de neutro;

- Desligamento pela PROTEÇÃO PRINCIPAL de sobretensão;

- Desligamento pela PROTEÇÃO ALTERNADA de sobretensão;



- Desligamento pela proteção de perda de sincronismo;

- Recepção de sinais de teleproteção;

- Transmissão de sinais de teleproteção;

- Atuação de bloqueio por oscilação de potência;

- Atuação de religamento automático;

- Atuação do esquema de falha de disjuntor;

- Desligamento pela proteção de barras, quando houver.

Os registros devem ser realizados para as seguintes condições: a. Alteração do estado dos canais digitais, originados pelas proteções supervisionadas;

b. Sobrecorrente nas fases monitoradas;

c. Sobrecorrente residual;

d. Subtensão nas fases monitoradas; e

e. Sobretensão residual.

1.6.4.2 Terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO com tensão nominal inferior a 345 kV


- Três correntes da LINHA DE TRANSMISSÃO LT (três fases ou duas fases e corrente residual);

- Três tensões da LINHA DE TRANSMISSÃO (três fases ou duas fases e a tensão residual);

Para os SISTEMAS DE PROTEÇÕES de LINHA DE TRANSMISSÃO cujas tensões são alimentadas por transformadores de potencial instalados em barras, as tensões de duas das três fases e a tensão residual do barramento devem ser supervisionadas, para cada barramento. As seguintes grandezas digitais devem ser supervisionadas:

- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA de fases;

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA de fases;

- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA de neutro;

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA de neutro;

- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA de sobretensão;

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA de sobretensão;

- Recepção de sinais de teleproteção;

- Transmissão de sinais de teleproteção;

- Atuação de bloqueio por oscilação de potência;

- Atuação de religamento automático;

- Atuação do esquema de falha de disjuntor;

- Desligamento pela proteção de barras, quando houver.



Os registros devem ser realizados para as seguintes condições:

a. Alteração do estado dos canais digitais, originados pelas proteções supervisionadas;

b. Sobrecorrente nas fases monitoradas;

c. Sobrecorrente residual;

d. Subtensão nas fases monitoradas; e

Sobretensão residual.

1.6.4.3 Barramentos

Se o barramento tiver transformadores de potencial instalados nas barras e utilizados para alimentação de relés de proteção, as seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas, por barramento:

- Três tensões do barramento (três fases ou duas fases e a tensão residual).

A seguinte grandeza digital deve ser supervisionada:

- Desligamento pela proteção diferencial.

1.6.4.4 Transformadores/Autotransformadores cujo nível mais alto de tensão nominal é igual ou superior a 345 kV


- Correntes das três fases do lado de AT; - Correntes de três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de transformadores de

três enrolamentos e transformadores ou autotransformadores de interligação; - Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento.


- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA PRINCIPAL;

- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA ALTERNADA;

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA PRINCIPAL;

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA ALTERNADA;

- Desligamento pelas proteções de neutro principal;

- Desligamento pelas proteções de neutro alternada;

- Desligamento pelas PROTEÇÕES INTRÍNSECAS.

1.6.4.5 Transformadores/autotransformadores cujo nível mais alto de tensão nominal é inferior a 345 kV

As seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas: - Correntes das três fases do lado de AT;

- Correntes de três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de transformadores de três enrolamentos e transformadores/autotransformadores de interligação;

- Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento.




- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA;

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA;

- Desligamento pelas proteções de neutro, para cada ponto de aterramento;

- Desligamento pelas PROTEÇÕES INTRÍNSECAS.



1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES


Os sistemas de telecomunicações das linhas de transmissão 230 kV Igaporã III – Pindaí II e Igaporã II – Igaporã III C1 e C2 e das novas linhas de transmissão decorrentes do seccionamento a ser realizado na SE Igaporã III, devem atender aos sistemas de comunicação de voz operativa e administrativa, teleproteção, supervisão e controle elétrico, supervisão de telecomunicações, controle de emergência, medição, faturamento e manutenção da linha de transmissão de energia elétrica, entre as subestações de energia elétrica envolvidas e destas aos centros de operação do sistema elétrico envolvidos.

1.7.1.1 Disponibilidade

Serviço Classe A: disponibilidade igual ou superior a 99,98%, apurada mensalmente e tendo como valor a média aritmética dos últimos 12 meses;

Serviço Classe B: disponibilidade igual ou superior a 99,00%, apurada mensalmente e tendo como valor a média aritmética dos últimos 12 meses;

Serviço Classe C: disponibilidade igual ou superior a 95,00%, apurada mensalmente e tendo como valor a média aritmética dos últimos 12 meses.

1.7.1.2 Qualidade

a. SISTEMAS Analógicos ou Mistos

Todos os serviços realizados sobre SISTEMAS de transmissão analógicos ou mistos (estes com parte analógica e parte digital) devem obedecer aos valores dos parâmetros a seguir:

Níveis relativos nos pontos de entrada e saída analógicos, a 4 fios, em ambos os lados das conexões de voz:

- Lado de transmissão: -5,5 0,5 dBr;

- Lado de recepção: -2,0 0,5 dBr.

Nível máximo aceitável de ruído na recepção: -40 dBmO.

Relação sinal/ruído mínima: 40 dB.

Taxa de erro máxima: 50 bits/milhão, sem código de correção de erro (circuitos de dados).

b. SISTEMAS Digitais

Todos os serviços realizados sobre SISTEMAS de transmissão puramente digitais devem obedecer aos valores dos parâmetros a seguir:

Níveis relativos nos pontos de entrada e saída analógicos, a 4 fios, em ambos os lados das conexões de voz:

- Lado de transmissão: 0 0,5 dBr;

- Lado de recepção: 0 0,5 dBr.



Requisito qualitativo dos circuitos: taxa de erro de bit, medida durante 15 minutos, igual a 0 (zero), para qualquer taxa de transmissão igual ou superior a 64 Kbps, em, pelo menos, uma medida entre três realizadas.

No caso de uso de canais de voz com compressão, serão admitidas as subtaxas de 8 Kbps (ITU-T G.729) e 16 Kbps (ITU-T G.728), desde que não sejam utilizadas mais do que três seções com compressão em cascata.

No caso de uso de redes para o provimento dos serviços:

- Latência (round trip): 140 ms;

- Variação estatística do retardo: 20 ms;

- Taxa de perda de pacotes: 1%.

c. SISTEMA de Teleproteção

Para o SISTEMA de teleproteção também devem ser seguidos os requisitos das normas IEC 834-1, IEC 870-5 e IEC 870-6 onde aplicável.

1.7.1.3 SISTEMA de energia

O SISTEMA de energia para todos os equipamentos de telecomunicações fornecidos deverá ter as seguintes características:

- Unidade de supervisão e, no mínimo, duas unidades de retificação;

- Dois bancos de baterias. Em caso de falta de alimentação CA, cada banco de bateria deve ter autonomia de no mínimo 10 (dez) horas, para atender à carga total dos equipamentos de telecomunicação da subestação;

- No caso de utilização de baterias do tipo chumbo-ácido, os bancos de baterias deverão estar acondicionados em ambiente especial, isolado das demais instalações e com sistema de exaustão de gases;

- As unidades de retificação deverão ter a capacidade de alimentar, simultaneamente, o banco de baterias em carga e todos os equipamentos de telecomunicações;

- O SISTEMA de energia deverá estar dimensionado para uma carga adicional de pelo menos 30%.

1.7.1.4 Supervisão

Os equipamentos de telecomunicações devem ser supervisionados local e remotamente. Os alarmes e eventuais medidas analógicas deverão ser apresentados nas instalações onde se encontram os equipamentos e também permitir a transmissão para um Centro de Supervisão remoto.

Os equipamentos digitais devem permitir remotamente o gerenciamento, diagnóstico e parametrização.

1.7.1.5 Infra-estrutura

A TRANSMISSORA será responsável pela total operacionalização dos SISTEMAS de comunicações devendo ser prevista toda a infra-estrutura necessária para implantação do SISTEMA de telecomunicações, tais como: edificações, alimentação de corrente contínua, aterramento, bem como qualquer outra infra-estrutura que se identificar necessária para o pleno funcionamento do SISTEMA de telecomunicações.



1.7.1.6 Índices de qualidade

A TRANSMISSORA será responsável pela manutenção dos índices de qualidade e de disponibilidade dos serviços de comunicação de dados e voz que se interligam com o ONS e os demais agentes envolvidos, tais como, àquele(s) proprietário(s) de ativos de função transmissão localizados na(s) subestação(ões) deste lote e os demais que se interliguem, por meio de linha(s) de transmissão ou outro equipamento de função transmissão, com a(s) subestação(ões) deste lote.

Em caso de indisponibilidade programada de quaisquer serviços de comunicação de dados ou de voz de interesse do ONS e/ou dos demais agentes interligados, a TRANSMISSORA deve manter entendimentos com o ONS e/ou os Centros de Operação das demais concessionárias que detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o empreendimento deste lote, a fim de obter a aprovação da solicitação de realização do serviço, para a data e horário convenientes.

1.7.1.7 Contato técnico

A TRANSMISSORA deverá indicar um contato técnico para tratar dos assuntos relacionados a telecomunicações com o ONS e os demais agentes interligados.

1.7.2 REQUISITOS TÉCNICOS DOS CANAIS PARA TELEPROTEÇÃO

1.7.2.1 A função teleproteção, que converte os sinais e mensagens das proteções em sinais e mensagens compatíveis com os canais dos sistemas de telecomunicações e vice versa, pode ser executada pelos próprios relés de proteção, pelos equipamentos dos sistemas de telecomunicações ou, ainda, por equipamentos dedicados, denominados equipamentos de teleproteção.

1.7.2.2 Os equipamentos de teleproteção devem atender às normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para utilização em instalações de transmissão de sistemas elétricos de potência.

1.7.2.3 Funções de teleproteção integradas em equipamentos de telecomunicação devem ter interfaces dedicadas e independentes, e os equipamentos que têm tais funções integradas devem ser adequados para uso em instalações de transmissão de sistemas elétricos de potência, conforme o item 1.7.2.2.

1.7.2.4 Os canais para teleproteção devem:

(a) ser adequados ao esquema de teleproteção selecionado ou à quantidade de grandezas ou informações a serem transferidas, no que concerne a número de comandos, largura de banda, taxa de transmissão, tempo de propagação, simetria e variação de tempo de propagação e integridade das informações; e

(b) manter a confiabilidade e segurança de operação em situações de baixa relação sinal/ruído (canal analógico) ou erro na taxa de transmissão (BER) acima do especificado.

1.7.2.5 Os equipamentos de teleproteção devem:

(a) ter facilidades para a simulação do funcionamento dos esquemas de teleproteção, ponta a ponta, com o bloqueio simultâneo da saída de comando para a proteção, independente do meio de comunicação utilizado, para que seja possível realizar verificações dos enlaces sem ser necessário desligar a LT; e



(b) ter chaves de testes para permitir realizar intervenção nos equipamentos de proteção e de telecomunicações sem ser necessário desligar a LT.

1.7.2.6 Se o equipamento de teleproteção for instalado em edificação distinta dos equipamentos de telecomunicações, independente da distância envolvida, a interligação entre ambos deve ser efetuada de forma a não comprometer a confiabilidade e segurança da teleproteção.

1.7.2.7 Os canais de telecomunicações providos por sistema de onda portadora sobre linha de transmissão (OPLAT) devem manter a confiabilidade e a segurança de operação em condições adversas de relação sinal/ruído, sobretudo na ruptura ou curto-circuito para terra de uma das fases da LT utilizadas pelo sistema OPLAT.

1.7.2.8 Esquemas de transferência de disparo devem utilizar dois canais de telecomunicações, de equipamentos de telecomunicação independentes. Sempre que possível, os equipamentos de telecomunicação devem utilizar meios físicos de comunicação independentes. Os equipamentos de teleproteção, caso utilizados, também deverão ser independentes.

1.7.2.9 Em condições normais, o disparo nos esquemas de transferência de disparo se dará pelo recebimento dos comandos de disparo em ambos os canais. No caso de falha de um dos canais de telecomunicação, o esquema deve permitir o disparo apenas com o recebimento do comando no canal íntegro (lógica monocanal).

1.7.3 TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV

1.7.3.1 Os canais para teleproteção devem ser dedicados, específicos para proteção e não compartilhados com outras aplicações.

1.7.3.2 Os esquemas de teleproteção devem ser independentes e redundantes para a proteção principal e alternada, sempre que possível utilizando meios físicos de transmissão independentes, de tal forma que a indisponibilidade de uma via de telecomunicação não comprometa a disponibilidade da outra via.

1.7.3.3 Os esquemas de transferência de disparo devem ser independentes e redundantes para a proteção principal e alternada.

1.7.4 TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO DE 230

1.7.4.1 Os canais para teleproteção devem ser, preferencialmente, dedicados, específicos para proteção e não compartilhados com outras aplicações. Quando for justificável a utilização de compartilhamento, o atendimento à aplicação de proteção deve ser prioritário.

1.7.4.2 Os esquemas de teleproteção e de transferência de disparo são obrigatórios apenas para a proteção principal.

1.7.5 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ

A TRANSMISSORA deve prover serviços de telefonia para comunicação de voz, full duplex, com sinalização sonora e visual para comunicação operativa do sistema elétrico em tempo real.



1.7.5.1 Entre subestações adjacentes

- Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe B.

- Serviço de telefonia para comunicação de voz, podendo ser discado via SISTEMA de telefonia comutada e apresentando, no mínimo, Classe C.

1.7.5.2 Com centro de operação local

Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado para atendimento às subestações envolvidas, deverão ser previstos:

a. Entre o Centro de Operação Local e as subestações envolvidas

- Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe B.

- Serviço de telefonia para comunicação de voz, podendo ser discado via SISTEMA de telefonia comutada e apresentando, no mínimo, Classe C.

b. Entre o Centro de Operação Local e os Centros de Operação das demais concessionárias que detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o empreendimento deste lote.

- Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. Em decorrência da alta disponibilidade exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.

c. Entre o Centro de Operação Local e o(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS responsável(is) pela operação da região de instalação do empreendimento:

- Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. O serviço Classe A, com o(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS, deve ser prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.

1.7.5.3 Sem centro de operação local

Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado para atendimento às subestações envolvidas, deverão ser previstos:

a) Entre cada uma das subestações e os respectivos Centros de Operação das demais concessionárias que detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o empreendimento deste lote:

- Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. Em decorrência da alta disponibilidade exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.

b) Entre cada uma das subestações envolvidas e o(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS responsável(is) pela operação da região de instalação do empreendimento:



- Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. O serviço Classe A, com o(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS, deve ser prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.

1.7.5.4 Outros

Adicionalmente, deverá ser fornecido um SISTEMA de comunicação móvel (comunicação de voz) que possa cobrir toda a extensão das LINHAS DE TRANSMISSÃO e as subestações envolvidas, para apoio às equipes de manutenção em campo.

Para comunicação com o(s) centro(s) de operação do ONS, responsável(is) pela operação da região de instalação do empreendimento, e centros de operação das demais concessionárias que detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o empreendimento deste lote, a TRANSMISSORA deve dispor de serviço de telefonia comutada Classe C, no mínimo, em seu centro de operação local próprio ou contratado para suporte às atividades das áreas de normatização, pré-operação, pós-operação e apoio e coordenação dos serviços de telecomunicações.

Para comunicação com o escritório central do ONS, a TRANSMISSORA deve dispor de serviço de telefonia comutada Classe C, no mínimo, em seu centro de operação local próprio ou contratado para suporte às atividades das áreas de planejamento e programação da operação.

1.7.6 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS

Os serviços de comunicação de dados abaixo especificados devem ser dimensionados (quantidade de canais, velocidade, uso de rotas alternativas, etc.) de forma a suportar o carregamento imposto pela transferência das informações especificadas e apresentar a disponibilidade e qualidade conforme descrito neste edital. Cada circuito de comunicação de dados é formado pelo respectivo canal de dados e associado às interfaces necessárias para permitir a comunicação de dados entre dois pontos.

1.7.6.1 Serviços de comunicação de dados para supervisão e controle

Para a supervisão e controle pelo ONS e agentes interligados, deverão ser fornecidos os seguintes serviços de comunicação de dados e atendendo a Classe A. Em decorrência da alta disponibilidade exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.

1.7.6.2 Com centro de operação local

Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado, devem ser previstos os seguintes serviços de comunicação de dados:

- Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e as subestações envolvidas;

- Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e os computadores de comunicação dos Centros de Operação dos agentes Interligados;

- Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e o computador de comunicação do(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS responsável(is) pela operação da região de instalação do empreendimento. O serviço Classe A com o(s) Centro(s) Regional(is) de



Operação do ONS deve ser prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.

1.7.6.3 Sem centro de operação local

Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de um Centro de Operação Local, devem ser previstos os seguintes serviços de comunicação de dados:

- Entre cada subestação envolvida e o computador de comunicação do Centro de Operação do agente Interligado correspondente;

- Entre cada subestação envolvida e o computador de comunicação do Centro Regional de Operação Sudeste do ONS. O serviço Classe A com o Centro Regional de Operação do ONS deve ser prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.

Os serviços acima deverão ser independentes de qualquer outro serviço de comunicação de dados.

1.7.6.4 Recursos de comunicação de dados para a Rede de Registro de Perturbações

Para a aquisição de dados de registro de perturbação devem ser previstos dois ramais telefônicos DDR (discagem direta ao ramal) e ligados a modem para conexão ao Concentrador Central de Dados de Registro de Perturbações da TRANSMISSORA ou diretamente aos RDP localizados nas subestações envolvidas, para acesso pelo ONS ou outros Agentes autorizados.

Soluções alternativas que permitam o acesso via rede de dados poderão ser admitidas, uma vez assegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos aos circuitos acima especificados.

1.7.6.5 Outros serviços de comunicação de dados

Para suporte às atividades de normatização, pré-operação, pós-operação, planejamento da operação, programação da operação, administração de serviços e encargos da transmissão e demais sistemas de apoio disponibilizados pelo ONS para os agentes, a TRANSMISSORA deve dispor de meio de acesso à Internet, dimensionado de forma a suportar o carregamento imposto pelo conjunto dessas atividades, através de serviço de comunicação de dados Classe B.

Soluções alternativas que permitam a comunicação via outros tipos de redes de dados poderão ser admitidas, uma vez assegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos aos serviços acima especificados.



1.8 DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESSE ANEXO TÉCNICO

Seja qual for a configuração proposta, básica ou alternativa, a TRANSMISSORA deve realizar, no mínimo, os seguintes estudos:

Fluxo de potência, rejeição de carga e energização na freqüência fundamental;

Estudos de fluxo de potência nos barramentos das subestações;

Estudos de transitórios de religamento tripolar e rejeição de carga;

Estudos de religamento monopolar de linhas de transmissão;

Estudos de transitórios de energização de linhas de transmissão e de transformadores;

Estudos de tensão transitória de restabelecimento;

Estudo de coordenação de isolamento das subestações Igaporã III e Pindaí II.

Esses estudos devem demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critérios da EPE, nos relatórios de estudos indicados no subitem 2.1.1, e aos critérios e requisitos estabelecidos nesse item.

A TRANSMISSORA deve certificar-se de que os parâmetros das linhas a serem avaliadas pelos estudos de transitórios eletromagnéticos são aqueles definidos pelos estudos de coordenação de isolamento das linhas elaborados pela TRANSMISSORA.

Ressalta-se que a TRANSMISSORA deve analisar o empreendimento para o ano de entrada em operação, utilizando a base de dados disponibilizada pelo ONS em sua página na Internet, www.ons.org.br e para estudos no horizonte do planejamento, a base de dados disponibilizada pela EPE em sua página na Internet, www.epe.gov.br.

Todos os estudos de transitórios eletromagnéticos deverão ser desenvolvidos na ferramenta ATP (Alternative Transients Program). A TRANSMISSORA deverá disponibilizar à ANEEL os casos base de cada um desses estudos, no formato do programa ATP, em meio digital, para fins de registro na base de dados de estudos.

A especificação do conjunto das características elétricas básicas dos diversos equipamentos integrantes deste empreendimento deverá levar em conta os resultados dos estudos supra mencionados.

1.8.1 TENSÃO OPERATIVA

A tensão eficaz entre fases de todas as barras do sistema interligado, em todas as situações de intercâmbio e cenários avaliados, deve situar-se na faixa de valores listados na Tabela 15, que se refere às condições operativas normal (regime permanente) e de emergência (contingências simples em regime permanente nos estudos que definiram a configuração básica ou alternativa).

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

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



TABELA 15 - TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL (KV)

Tensão nominal do sistema (kV)

Condição operativa normal

(kV)

Condição operativa de emergência (kV)

69 66 a 72,5 62 a 72,5

230 218 a 242 207 a 242

500 ou 525 500 a 550 475 a 550

Notas: Na análise de contingências devem ser observados

(a) os limites de tensão identificados como condição operativa normal na Tabela 15, nas barras de conexão à rede básica de agentes de distribuição e de consumidores livres ou potencialmente livres; e

(b) os limites de tensão identificados como condição operativa de emergência na Tabela 15, nas demais barras da rede básica.

1.8.2 SOBRETENSÃO ADMISSÍVEL PARA ESTUDOS A 60 HZ

A máxima tensão em regimes permanente e dinâmico na extremidade das linhas de transmissão após manobra (energização, religamento tripolar e rejeição de carga) deve ser compatível com a suportabilidade dos equipamentos das subestações terminais, dos isolamentos das linhas e das torres de transmissão.

A tensão dinâmica (tensão eficaz entre fases no instante imediatamente posterior à manobra dos disjuntores) e a tensão sustentada (tensão eficaz entre fases nos instantes subseqüentes) devem situar-se dentro dos limites constantes da Tabela 16 abaixo.

TABELA 16 – SOBRETENSÕES EFICAZES ENTRE FASES MÁXIMAS ADMISSÍVEIS, A 60 HZ, APÓS MANOBRA (KV)

Tensão nominal de operação

Tensão dinâmica máxima sem elementos

saturáveis(4)

Tensão dinâmica máxima com elementos

saturáveis

Máxima tensão sustentada em vazio

(kV) (kV) (kV) (kV)

138 203 193 152(2)

230 339 322 253(2)

345 507 483 398 (2)

440 645 616 506 (2)

500 ou 525 770 735 600 (2)

765 1120 1070 800(1)

(1) Tensão máxima em regime permanente contínuo (2) Tensão máxima por 1 hora em terminal em vazio de linha de transmissão após manobra (3) A tensão máxima sustentada e contínua, a 60 Hz, a ser respeitada, para cada nível de tensão, é aquela referente a classe normalizada para os equipamentos, a saber: 145 kV(138), 242,5 kV(230), 362 kV(345), 460kV(440) e 550kV(500 ou 525). (4) Aplica-se a avaliação dos disjuntores, a 60 Hz, em T0+.



1.8.3 CRITERIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS A 60 HZ

1.8.3.1 Estudos de Fluxo de Potência

De forma geral, avaliam se os níveis de tensão nos barramentos e os carregamentos nas linhas, transformadores e demais componentes da rede de transmissão, para múltiplas condições de carga (mínima, leve, média e máxima), de topologia e de despacho de geração.

Devem abranger, além da condição operativa normal, a análise de contingências de linhas, transformadores e outros equipamentos do sistema elétrico, com o objetivo de se definirem ações para que o SIN opere sem perda de carga e sem violações inadmissíveis dos limites de tensão e de carregamento.

Caso faça parte do empreendimento a inclusão de novos transformadores, deve ser demonstrado pela Transmissora que a faixa de tapes especificada é adequada para o controle de tensão da região em análise.

Estes estudos de fluxo de potência devem ser efetuados com a principal finalidade de comprovar que a entrada em operação das novas instalações de transmissão, na configuração efetivamente disponível em sua entrada em operação e durante o horizonte operativo (até o último ano do Plano de Ampliação e Reforços vigente), não importará em restrições a operação da rede. Os estudos deverão também identificar a eventual necessidade de compensação reativa adicional.

Por fim, tendo em vista a característica de dimensionamento de equipamentos dos estudos apresentados na fase do projeto básico, algumas investigações no horizonte do planejamento poderão vir a ser necessárias, como por exemplo, identificar as tensões máximas, em regime permanente, as quais ficarão sujeitos os equipamentos situados na conexão do banco de capacitores série a linha ou a subestação.

1.8.3.2 Energização das linhas de transmissão

Os estudos de energização visam definir as estratégias a serem adotadas nas manobras programadas de forma a evitar a ocorrência de sobretensões acima da suportabilidade dos equipamentos associados à manobra programada. Devem também identificar se a compensação reativa fixa é adequada à manobra de energização da linha associada.

Devem ser consideradas as seguintes premissas:

Adotar configurações que resultem nas solicitações mais severas para o sistema analisado, com o menor número de unidades geradoras sincronizadas (menor potência de curto-circuito a montante da manobra);

Adotar o status “em operação” para toda a compensação reativa indutiva fixa em derivação, existente no trecho a ser analisado;

Adotar o status “fora de operação” para toda a compensação reativa indutiva manobrável em derivação, existente no trecho a ser analisado, verificando-se o efeito de ligar essa compensação, quando necessário;

Adotar o status “disponível” para qualquer fonte controlada de potência reativa, como compensadores estáticos e/ou síncronos, verificando-se as consequências da indisponibilidade desses equipamentos, com o objetivo de liberar o maior número possível de configurações para a operação.



As sobretensões no instante t0+(imediatamente após a manobra) poderão atingir valores de até 140% (Tabela 16 – Tensão Dinâmica). A sobretensão sustentada não deverá ser superior ao limite máximo estabelecido na Tabela 15 (Tensão Eficaz entre fases Admissível), para a classe de tensão do empreendimento em análise.

Devem ser apresentados, para cada configuração analisada, os valores de tensão nas barras de interesse para os instantes T0-, T0+ e no regime permanente posterior a manobra.

1.8.3.3 Rejeição de Carga

Estes estudos de carga visam identificar a eventual existência de restrições à operação do sistema, de forma a não ocorrerem sobretensões acima da suportabilidade dos equipamentos como consequência da ocorrência de aberturas intempestivas em um dos terminais das linhas em análise.

Devem ser consideradas as seguintes premissas:

Adotar configurações que resultem nas solicitações mais severas para o sistema analisado, como, por exemplo, o maior fluxo possível na linha onde está sendo avaliada a rejeição associado a menor potência de curto-circuito a montante da abertura;

Adotar o status “em operação” para toda a compensação reativa indutiva fixa em derivação, existente no trecho a ser analisado;

Adotar o status “fora de operação” para toda a compensação reativa indutiva manobrável em derivação, existente no trecho a ser analisado, verificando-se o efeito de ligar essa compensação, quando necessário;

Adotar o status “disponível” para qualquer fonte controlada de potência reativa, como compensadores estáticos e/ou síncronos, verificando-se as consequências da indisponibilidade desses equipamentos, com o objetivo de liberar o maior número possível de configurações para a operação.

As sobretensões no instante t0+(imediatamente após a manobra) poderão atingir valores de até 140% (Tabela 16 – Tensão Dinâmica). A sobretensão sustentada não deverá ser superior ao limite máximo estabelecido na Tabela 15 (Tensão Eficaz entre fases Admissível), para a classe de tensão do empreendimento em análise.

Devem ser apresentados, para cada configuração analisada, os valores de tensão nas barras de interesse para os instantes T0-, T0+ e no regime permanente posterior a manobra.

1.8.3.4 Estudos de Fluxo de Potência nos Barramentos das Subestações

Esses estudos têm por objetivo identificar as correntes máximas em regime permanente as quais estão sujeitos os barramentos (incluindo os vãos interligadores de barras) e os equipamentos das subestações, de forma a prover os susbsídios necessários à determinação da corrente nominal dos equipamentos e barramentos das subestações.

Os seguintes aspectos devem ser levados em conta nas avaliações:

- Condições normal e emergência (n-1) de operação do sistema, com os valores máximos dos fluxos em linhas que se conectam às subestações em análise, tanto para o ano de entrada em operação como para o ano horizonte de planejamento;

- Condição degradada das subestações em análise, com indisponibilidade de um equipamento ou



mesmo de um trecho do barramento, para as condições normal e emergência (n-1) do sistema;

- Evolução prevista da topologia da subestação.

1.8.4 CRITÉRIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS DE MANOBRA

1.8.4.1 Energização das linhas de transmissão

A energização das linhas de transmissão deve ser viável em todos os cenários avaliados, atendido o critério de tensão em condições operativas normais definido na Tabela 15.

Em particular, deve ser prevista a possibilidade de energização nos dois sentidos, considerando, inclusive, o sistema degradado, por conta de possíveis manobras de recomposição.

Devem ser avaliadas energizações com e sem aplicação de defeito ao longo da linha, respeitando-se o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede igual ou acima de 345 kV e de 150 ms para a rede abaixo de 345 kV.

Devem ser respeitadas as premissas, definidas nos estudos de coordenação de isolamento das linhas de transmissão, elaborados pela TRANSMISSORA, quanto às máximas tensões fase-terra e fase-fase admissíveis ao longo da LT.

Os pára-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia advinda da manobra de energização.

Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos, elaborados pela TRANSMISSORA, devem levar em conta os resultados dos estudos em epigrafe, bem como as características dos equipamentos de controle de sobretensões considerados nestes estudos.

1.8.4.2 Religamento tripolar das linhas de transmissão

Deve ser prevista a possibilidade de religamento tripolar, por ambos os terminais, em todas as linhas de transmissão.

Deve ser avaliado o religamento com aplicação de defeito ao longo da linha, respeitando-se o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede igual ou acima de 345 kV e de 150 ms para a rede abaixo de 345 kV.

Devem ser respeitadas as premissas, definidas nos estudos de coordenação de isolamento das linhas de transmissão, elaborados pela TRANSMISSORA, quanto às máximas tensões fase-terra e fase-fase admissíveis ao longo da LT.

Os pára-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia advinda da manobra de religamento tripolar.

Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos, elaborados pela TRANSMISSORA, devem levar em conta os resultados dos estudos em epigrafe, bem como as características dos equipamentos de controle de sobretensões considerados nestes estudos.

1.8.4.3 Religamento monopolar

Deve ser prevista a possibilidade de religamento monopolar da linha de transmissão. Cabe à TRANSMISSORA a viabilização técnica do religamento monopolar, conforme o seguinte



procedimento:

Priorizar as soluções técnicas no sentido de garantir uma probabilidade adequada de sucesso na extinção do arco secundário em tempos inferiores a 500 ms, de acordo com o critério estabelecido no item 1.8.4.3 (a);

Somente nos casos em que for demonstrada, por meio da apresentação de resultados de estudos, a inviabilidade técnica de atender tal requisito, a TRANSMISSORA poderá optar pela utilização do critério definido no item 1.8.4.3 (b), para tempos de extinção superiores a 500 ms;

Quando só for possível a solução técnica para tempos mortos acima de 500 ms, devem ser avaliadas, pela TRANSMISSORA, as implicações de natureza dinâmica para a Rede Básica, advindas da necessidade de operar com tempos mortos mais elevados;

A TRANSMISSORA deve evitar soluções que possam colocar em risco a segurança do sistema elétrico, tais como a utilização de chaves de aterramento rápido em terminais de linha adjacentes a unidades geradoras, onde a ocorrência de curtos-circuitos devidos ao mau funcionamento de equipamentos e sistemas de proteção e controle possa causar severos impactos à rede;

Todos os equipamentos associados, tais como disjuntores, bem como a proteção, o controle e o nível de isolamento dos equipamentos, incluído o neutro de reatores em derivação, o espaço físico e demais facilidades necessárias ao religamento monopolar devem ser providos, de forma a permitir a sua implementação.

(a) Critério com Tempo Morto de 500 ms

A Figura 7 deve ser utilizada para a avaliação da probabilidade de sucesso da extinção do arco secundário. São considerados, como pontos de entrada, o valor eficaz do último pico da corrente de arco secundário (em Ampères) e o valor do primeiro pico da tensão de restabelecimento transitória (em kVp). Um religamento monopolar, para ser considerado como sendo de boa probabilidade de sucesso para faltas não mantidas, deve ser caracterizado pelo par de valores (V, I) localizado no interior da curva ilustrada na Figura 7.



Primeiro Pico da TRV (kV)

0 10 20 30 40 50 60

0

50

100

150

200

Iarc(rms)

Zona de Provável

Extinção do Arco

FIGURA 7 - Curva de referência para análise da extinção da corrente de arco secundário, considerando-se tempo morto de 500 ms

A TRANSMISSORA deve dimensionar os seus equipamentos de forma a tentar obter uma corrente máxima de arco secundário de 50 A e com TRV, dentro da “zona provável de extinção”, o que indica uma probabilidade razoável de sucesso na extinção do arco secundário.

A demonstração do atendimento deste critério deve ser oferecida pela TRANSMISSORA por meio de estudos de transitórios eletromagnéticos, considerando, inicialmente, a não utilização de quaisquer métodos de mitigação.

Caso estas simulações demonstrem a improbabilidade da extinção dos arcos secundários dentro do tempo de 500 ms, novas simulações devem ser efetuadas, considerando a utilização de métodos de mitigação. Apenas no caso dessas novas simulações demonstrarem não ser possível atender o requisito da Figura 7, poderá a TRANSMISSORA optar pela utilização do critério definido no item 1.8.4.3 (b).

(b) Critério com Tempo Morto superior a 500 ms

Para avaliação do sucesso do religamento monopolar com tempo morto superior a 500 ms, deve ser considerada a curva de referência da Figura 8, que relaciona o tempo morto necessário para a extinção do arco secundário com o valor eficaz do último pico da corrente de arco, da forma proposta a seguir:

A TRANSMISSORA deve refazer os estudos de transitórios de forma a viabilizar o menor valor possível de corrente de arco, utilizando, inicialmente, apenas os meios de mitigação convencionais. Caso estes não se mostrem suficientes, outros meios de mitigação poderão ser considerados. Em qualquer caso, os tempos mortos a serem considerados nos ajustes para definição do tempo para religamento do disjuntor devem ser aqueles definidos pela curva da Figura 8 para a corrente encontrada;



Nessa avaliação, devem ser consideradas, preferencialmente, soluções de engenharia que não demandem equipamentos que requeiram fabricação especial.

Nos casos em que os tempos mortos definidos de acordo com a alínea a acima forem iguais ou superiores a 1,75 segundos, a TRANSMISSORA deve avaliar a viabilidade técnica da adoção de medidas de mitigação não usuais, tais como chaves de aterramento rápido, entre outras, procurando o menor tempo morto possível, sem exceder 1,75 segundos.

Notas:

Quando da adoção de chaves de aterramento rápido a extinção do arco pode ocorrer mesmo com correntes mais elevadas que as indicadas nesse critério. Nesse caso, a TRANSMISSORA deve demonstrar a extinção do arco, de forma independente da Figura 8.

A adoção de solução que demande tempo morto superior a 500 ms fica condicionada à demonstração, pela TRANSMISSORA, por meio de estudos dinâmicos, que a mesma não compromete o desempenho do SIN.

FIGURA 8 – CURVA DE REFERÊNCIA - TEMPO MORTO PARA EXTINÇÃO DO ARCO SECUNDÁRIO X VALOR EFICAZ DA

CORRENTE DE ARCO SECUNDÁRIO, PARA TENSÕES ATÉ 765 KV

Os estudos de religamento monopolar têm por objetivo não apenas avaliar a extinção do arco secundário, mas também prover as informações necessárias ao correto dimensionamento do isolamento do neutro do reator de linha, nos casos em que for necessária a utilização de um reator de neutro.

Dessa forma, deve também ser apresentada pela TRANSMISSORA a simulação no tempo (com o programa ATP), considerando toda a seqüência de eventos, com o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede igual ou acima de 345 kV e de 150 ms para a rede abaixo de 345 kV.

Para as linhas dotadas de reatores em derivação, incluindo-se eventuais reatores de neutro, deverá ser verificado o desempenho para a faixa de frequência dinâmica permissível para o sistema (56 Hz a 66 Hz) de forma a certificar que não haverá problemas de ressonância entre os reatores e a linha de transmissão durante o religamento monopolar.



As simulações devem identificar as solicitações de dissipação de energia nos pára-raios de linha e nos pára-raios do reator de neutro, quando for o caso.

Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos, elaborado pela TRANSMISSORA deve levar em conta os resultados desses estudos.

1.8.4.4 Rejeição de carga

Devem ser atendidas sem violação dos critérios de desempenho as situações de rejeição de carga avaliadas para a configuração básica ou alternativa.

Devem ser avaliadas rejeições com e sem aplicação de defeito monofásico ao longo da linha, respeitando-se o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede igual ou acima de 345 kV e de 150 ms para a rede abaixo de 345 kV.

Deve ser avaliada também a rejeição sem aplicação de falta prévia, com a ocorrência de curto circuito posterior à rejeição, no instante de máxima tensão.

A TRANSMISSORA deverá avaliar a rejeição nos dois sentidos, com fluxos o mais próximo possível da capacidade da linha em análise, mesmo que os casos operativos indiquem fluxos mais baixos.

Em caso de circuitos duplos deverá ser considerada a possibilidade de rejeição dupla em condições de fluxo máximo nos dois sentidos.

Em todos os casos supra mencionados os pára-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia resultante da rejeição de carga.

1.8.4.5 Estudos de Tensão de Restabelecimento Transitória (TRT)

Esses estudos transitórios têm por objetivo quantificar as solicitações as quais estarão sujeitos os diversos disjuntores integrantes deste empreendimento. Compreendem as avaliações de TRT as seguintes condições de manobra:

Abertura de defeito terminal trifásico à terra e trifásico não aterrado, sendo o ponto de aplicação da falta no barramento ou saída de linha;

Abertura de defeito terminal monofásico sendo o ponto de aplicação da falta no barramento ou saída de linha;

Abertura de defeito quilométrico;

Abertura em discordância de fases. Deverá ser identificada a condição mais crítica, de solicitação de tensão através dos polos do disjuntor, imposta pela rede para a abertura do disjuntor em discordância de fases. Ressalta-se que a solicitação de abertura durante defasagens angulares “sistêmicas” inferiores a 180º podem, eventualmente, ocasionar solicitações superiores, em kV, aquelas definidas em norma para a condição de abertura em oposição de fases, para os disjuntores para aquela classe de tensão e com fator de 1º polo normalizado. Nestes casos pode ser necessário um maior refinamento da modelagem, o que pode em algumas situações levar a necessidade de investigações, de caráter dinâmico (ANATEM), do contexto (tensão e ângulo) no qual se dará a efetiva abertura do disjuntor;

Abertura de linha a vazio. Essa situação deve ser simulada, no programa ATP, com as fontes ajustadas para a freqüência fundamental (60 Hz) e com tensão de pré-manobra igual à máxima tensão operativa da rede, com aplicação de falta monofásica e abertura das fases sãs. Os



estudos de abertura de linha a vazio devem levar em conta a necessidade de atendimento ao requisito descrito no item 1.3.2.1 (i). Caso a região do sistema onde o disjuntor será instalado esteja sujeita a sobrefreqüências em regime dinâmico a simulação de abertura de linha a vazio deverá levar em conta a máxima sobrefreqüência identificada nos estudos.

1.8.4.6 Estudos de energização de transformadores

Esses estudos têm por objetivo identificar as solicitações de corrente e tensão impostas à rede e aos equipamentos próximos pela manobra de energização dos transformadores. Devem ainda demonstrar que os transformadores podem ser energizados em situações de rede completa e degradada, pelos seus dois terminais e para toda a faixa de tensão operativa. Estão incluídas neste escopo as situações de recomposição de rede.

Os estudos compreendem avaliações de energização em vazio, com e sem falta aplicada, considerando os recursos de controle de sobretensões disponíveis, tais como, disjuntores com resistores de pré-inserção e/ou dispositivos de manobra controlada. Deve ser levado em conta o fluxo residual do transformador.

Devem ser avaliados também o montante de energia a ser absorvido pelos pára-raios do transformador e a necessidade de utilização dos mecanismos de controle de sobretensões supramencionados, bem como as correntes inrush.

Para a realização desses estudos, os transformadores devem ser modelados considerando a sua curva de saturação e a impedância especificada no documento da TRANSMISSORA que define as características elétricas básicas dos equipamentos principais do empreendimento. No caso de indisponibilidade da curva de saturação real do equipamento, poderá ser utilizada curva típica, desde que sejam feitas parametrizações quanto ao joelho e à reatância de núcleo de ar, alterando-se esses valores no sentido de verificar os seus efeitos sobre os resultados dos estudos.

1.8.4.7 Manobras de fechamento e abertura de seccionadores e seccionadores de aterramento

As manobras de fechamento e abertura de seccionadores e de seccionadores de aterramento devem considerar as condições mais severas de tensões induzidas de linhas de transmissão existentes em paralelo, incluindo carregamento máximo e situações de ressonância.

Deverão ser avaliadas, sem considerar a aplicação de medidas operativas, os efeitos de eventuais induções ressonantes provocadas pela linha de transmissão objeto dessa licitação sobre outras linhas de transmissão existentes.

1.8.5 CAMPOS ELÉTRICOS E MAGNÉTICOS




1.9 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO

1.9.1 ASPECTOS GERAIS

1.9.1.1 A cada circuito definido como Ponto de Medição, deve corresponder um Sistema de Medição para Faturamento – SMF independente. Entende-se como SMF o sistema composto pelos medidores principal e retaguarda, pelos transformadores para instrumentos (TI) – transformador de potencial e de corrente, pelos canais de comunicação entre os agentes e Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE, e pelos sistemas de coleta de dados de medição para faturamento.

1.9.1.2 Devem ser projetados e executados atendendo às normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT e, nos casos omissos, às normas International Electrotechnical Commission – IEC.

1.9.1.3 Devem medir e registrar as energias e demandas envolvidas no ponto de conexão para os possíveis sentidos do fluxo de potência ativa e reativa.

1.9.1.4 Devem ser instalados em painéis ou cubículos exclusivos, localizados nas salas de comando das subestações (SE), ou em abrigos apropriados próximos aos transformadores para instrumentos (TI), nos quais devem ser instalados os medidores, inclusive o medidor de retaguarda, se for o caso.

1.9.1.5 Devem ter os circuitos secundários de corrente e potencial aterrados em um único ponto por circuito, o qual deve estar o mais próximo possível do local de instalação dos TI. Nesses circuitos os condutores de retorno devem ser independentes.

1.9.1.6 Devem ter os painéis ou cubículos de medição aterrados diretamente na malha de terra da subestação.

1.9.1.7 Os transformadores de corrente (TC) de uso exterior devem ter caixa de junção com dispositivo para lacrar os pontos de acesso aos circuitos da medição.

1.9.1.8 Os transformadores de potencial (TP) de uso exterior devem ter caixa de junção com dispositivo para lacrar os pontos de acesso aos circuitos da medição.

1.9.1.9 Devem possuir dispositivos (chaves de aferição e blocos com terminais apropriados), que possibilitem curto-circuitar e aterrar os secundários dos TC, possibilitem conectar instrumentos para ensaios individuais por circuito e permitam manutenção, calibração dos medidores, e ensaios na cabeação interna dos painéis, sem necessidade de desligamento dos circuitos.

1.9.1.10 Devem ter garantia de inviolabilidade, através da colocação de selos, eletrônicos (senhas) e/ou mecânicos, pelas partes envolvidas.

1.9.1.11 Devem ter facilidades de software e hardware que permitam operações de leitura, programação, armazenamento, carga e alterações de parâmetros, tanto na forma local quanto na forma remota.

1.9.1.12 Devem utilizar medidores polifásicos, que atendam as medições a três ou quatro fios, conforme melhor adaptação ao sistema de potência trifásico considerado.

1.9.1.13 Devem possibilitar os registros de demanda ativa e reativa, com a capacidade de armazenamento de dados.

1.9.1.14 Devem permitir para os casos de medição em mais de um circuito elétrico sob níveis de tensão de mesma tarifa, que a demanda e energia sejam totalizadas, desde que devidamente autorizados



pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.

1.9.1.15 Os medidores ou TI podem ser substituídos por conjuntos de medição, desde que as implicações técnicas sejam equivalentes e as diferenças de custos aceitas pelos agentes envolvidos.

1.9.2 ASPECTOS ESPECÍFICOS

1.9.2.1 Medidores de Energia

(a) Características Elétricas

Devem ser polifásicos, 2 elementos, 3 fios (para sistema a três fios) ou 3 elementos, 4 fios, (para sistemas a 4 fios), de freqüência nominal do sistema, corrente nominal de acordo com o secundário do TC, tensão nominal de acordo com o secundário do TP. Os medidores devem ter certificado de calibração comprovando que possuem independência de elementos e de seqüência de fases, garantindo o mesmo desempenho em ensaio monofásico ou trifásico.

(b) Classe de exatidão

Devem atender a todos os requisitos metrológicos pertinentes a classe 0,2 prescritos no Regulamento Técnico Metrológico – RTM, aprovado pela Portaria INMETRO nº 431, de 4 de dezembro de 2007, ou aquela que vier substituí-la, para todos os sentidos de fluxo de energia. Para os sistemas de medição de serviço auxiliar, nos pontos cuja potência não exceda a 10MW, podem ser aceitos medidores com classe 0,5, desde que possuam todos os outros requisitos exigidos nesta especificação e sejam aprovados pela CCEE e ONS.

(c) Certificado

Os medidores devem ter certificado de conformidade de modelo aprovado, emitido pelo Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial – INMETRO.

(d) Grandezas a Medir

Devem permitir a medição e o registro de pelo menos as seguintes grandezas elétricas: energia ativa e energia reativa com resolução de 3 casas decimais, tensão e corrente RMS por fase, com resolução de 2 casas decimais, demanda, de forma bidirecional, com pelo menos 4 registros independentes, 2 para cada sentido de fluxo (quatro quadrantes),com as unidades de medida programáveis (Wh, kWh, MWh, varh, kvarh, Mvarh, V, kV, A, kA, etc.). Podem possuir, adicionalmente, uma saída específica para as medições instantâneas (potências ativa e reativa, fator de potência, corrente, tensão, freqüência, etc.).

(e) Memória de Massa

Devem possuir memória de massa com capacidade de armazenar os dados de energia ativa, reativa e demanda, de forma bidirecional, tensões e correntes RMS, em intervalos de integração programáveis de 5 (cinco) a 60 (sessenta) minutos durante o período mínimo de 32 (trinta e dois) dias.

(f) Relógio/Calendário Interno

Devem possuir relógio/calendário interno com sincronismo externo via GPS local, de modo que o pulso de sincronismo não seja retido ou atrasado por algum equipamento de rede (roteador), evitando gerar problemas como falta ou repetição de registros de energia na memória de massa.



(g) Preservação dos Registros

Devem ser dotados de um sistema de preservação e salvamento dos registros durante as perdas de alimentação, armazenando os dados em memória não volátil por pelo menos 100 (cem) horas.

(h) Leitura dos Registros

Devem possuir mostrador digital, para leitura local, com pelo menos 6 dígitos indicando de forma cíclica as grandezas programadas a serem medidas, associadas às suas respectivas unidades primárias, ou seja, levando em conta sua constante kh, e as relações de transformação dos TI. Devem permitir, através de interface de comunicação, a leitura dos valores medidos e da memória de massa. Devem possuir no mínimo duas portas de comunicação independentes com acesso simultâneo ou que permitam a priorização de uma delas. Uma será de uso exclusivo da CCEE e a outra de acesso aos agentes envolvidos na medição do ponto. A porta da CCEE deverá ser acoplada a um canal de Internet estável e de bom desempenho, sob o qual será estabelecido um túnel VPN (Virtual Private Network) entre o medidor e a CCEE. Os medidores deverão ter capacidade de gerenciar o acesso simultâneo às suas portas de comunicação de forma que a porta de acesso disponibilizada à CCEE permita o acesso aos registros de memória de massa do medidor em tempo integral. Devem fornecer um registro com data e hora das últimas 15 ocorrências de falta de alimentação e 15 ocorrências de alterações realizadas na programação do medidor. No caso de consumidores livres ou consumidores conectados diretamente à rede básica, os medidores poderão possuir saída de pulsos adequada para controlador de demanda.

(i) Autodiagnose

Devem ser providos de rotinas de autodiagnose com alcance a todos os seus módulos funcionais internos com capacidade de localizar e registrar localmente (mostrador/alarme) e remotamente, qualquer anormalidade funcional.

(j) Código de Identificação

Devem permitir a programação de um código de identificação alfanumérico com pelo menos 14 dígitos que possa ser lido remotamente através do protocolo do medidor.

(k) Qualidade de Energia Elétrica

A avaliação dos aspectos de Qualidade de Energia Elétrica – QEE através do sistema de medição de faturamento deverá incluir a medição do valor da tensão eficaz em regime permanente e os valores de tensão resultantes de eventos do tipo variação de tensão de curta duração (VTCD). Por outro lado, a medição dos valores de outros indicadores tais como distorção harmônica, cintilação e desequilíbrio, ainda que desejável, não têm o mesmo caráter de obrigatoriedade mencionado anteriormente. A apuração dos valores dos indicadores se faz através de procedimentos e métodos de medição que neste documento nomeia-se por "protocolos de medição". Dentre outros aspectos, os protocolos de medição incluem parâmetros tais como: taxa de amostragem do sinal medido e a resolução da conversão analógica/digital, tipo e intervalo de janela para cálculo de valores eficazes de tensão, critérios de detecção/disparo (trigger) e reset para registro de VTCD, etc.



Nesta especificação não será feita nenhuma exigência quanto aos protocolos de medição destes fenômenos. Por outro lado, os agentes deverão informar os protocolos utilizados pelos equipamentos de medição adotados. Os arquivos de saída, da mesma forma como para o caso dos registros da medição de faturamento, deverão ser apresentados em formato ASCII. No que se refere aos resultados de medição dos valores eficazes da tensão, deverá ser disponibilizado um valor da tensão eficaz, fase-neutro, para cada fase, em intervalos de tempo parametrizáveis (por exemplo, 5 (cinco) ou 10 (dez) minutos). Este valor deverá resultar da média quadrática dos valores apurados a partir de janelas consecutivas ao longo de todo este intervalo. No que se refere aos resultados de monitoração de VTCD, deverão ser disponibilizadas as seguintes informações: instante de ocorrência do fenômeno, amplitude da tensão correspondente ao máximo desvio de cada fase e valor instantâneo (forma de onda) das três tensões fase-neutro por um intervalo de tempo suficiente para permitir a determinação da duração do fenômeno. A lógica de disparo para detecção deverá ser baseada em limites configuráveis de amplitude de tensão (valor eficaz da tensão), em função de um valor de referência fixo. Os medidores de QEE deverão ser localizados em cada ponto de fronteira da Rede Básica onde houver medição de faturamento, a partir do critério que estabelece como necessário apenas um medidor por nível de tensão. Caso o arranjo da SE seja tal que barramentos de mesmo nível de tensão possam operar, permanentemente, de forma independente, então deverá ser instalado um medidor de QEE em cada segmento de barramento correspondente. A avaliação de alternativas ao estabelecido nesta especificação deve ser analisada e aprovada pelo ONS.

1.9.2.2 Transformadores para Instrumentos

Não devem ser usados transformadores auxiliares nos secundários dos TI. Os secundários exclusivos para medição de faturamento dos TI devem ter classe de exatidão 0,3 ou melhor, para todas as cargas, e para todas as relações, consideradas as condições de projeto, e para a freqüência nominal do sistema. Para medição de serviço auxiliar, aceita-se a classe de exatidão 0,6. Os TC devem ser especificados para uma corrente secundária nominal em conformidade com a corrente especificada pelo fabricante do medidor. O fator térmico deverá ser o previsto para requisito do sistema ou situação de contingência. Os TI devem possuir enrolamentos secundários exclusivos para o sistema de medição de faturamento. As caixas de terminais devem ter dispositivos que permitam lacrar os pontos de acesso aos circuitos de medição. Exceções serão analisadas pela CCEE e ONS. Os TC devem ter preferencialmente a mudança de relação no primário. No caso de mudança de relação no secundário, este deverá apresentar a mesma exatidão em todas as relações. Não devem ser utilizados fusíveis nos secundários dos transformadores de potencial. Caso a proteção destes seja considerada imprescindível pelo agente responsável pelo SMF, admite-se o uso de micro-disjuntores de 1 A com supervisão de estado através de contato auxiliar.

1.9.2.3 Cabeação Secundária

(a) Os condutores utilizados para interligação dos secundários dos TC aos elementos de corrente dos medidores devem ser especificados de modo que a carga total imposta não seja superior a uma das cargas padronizadas dos mesmos.



(b) Os condutores utilizados para interligação dos secundários dos TP indutivos e/ou capacitivos aos elementos de potencial dos medidores devem ser especificados de modo a não introduzir um erro na medição superior a 0,05% para Fator de Potência igual a 0,8.

(c) O cabo utilizado deve ser multicondutor blindado e os condutores não utilizados e a blindagem devem ser aterrados juntos ao painel ou cubículo de medição.

1.9.3 REQUISITOS PARA APROVAÇÃO DOS PROJETOS DE SMF

Devem possuir os seguintes itens abaixo.

1.9.3.1 Esquema unifilar da instalação, onde se localizará a medição, mostrando a posição dos TI, sua interligação aos instrumentos de medição, bem como suas características, tais como classe de exatidão e relação de transformação.

1.9.3.2 Esquema trifilar dos circuitos de potencial e de corrente, mostrando as interligações entre os blocos de terminais dos TI e os painéis ou cubículos de medidores.

1.9.3.3 Esquema dos painéis ou cubículos de medidores mostrando a interligação com os circuitos de corrente e de potencial, bem como as ligações dos instrumentos de medição, dispositivos auxiliares e alimentação dos medidores.

1.9.3.4 Desenho dos painéis ou cubículos de medidores apresentando a localização dos instrumentos de medição.

1.9.3.5 Relatório descritivo do sistema de medição, contendo as informações gerais do empreendimento e do acessante, critérios e premissas adotadas no projeto (localização da medição, alimentação do SMF, cabos de corrente e potencial utilizados, desenho de placa dos TI, aterramento, lacres, características dos medidores, painel/caixa e disposição física).

1.9.3.6 Memorial de cálculo do dimensionamento da cabeação secundária de TP e TC, contendo as informações do acessante, características dos equipamentos, constantes envolvidas, bitola e comprimento dos condutores, carga dos circuitos de corrente, queda de tensão nos circuitos de potencial e resumo dos valores calculados.

1.9.3.7 Apresentação do parecer de localização emitido pela CCEE.

1.9.3.8 Carta de pré-aprovação do projeto de SMF pelo agente conectado no caso de medição líquida.

1.9.3.9 Alimentação dos medidores e dispositivos de comunicação instalados no painel através da tensão secundária do circuito medido com dispositivo de transferência automática, no caso de falta, para uma alimentação CC da instalação (banco de baterias) ou CA ininterrupta (no-break). No caso de utilização de no-break a autonomia deste fica a critério do agente. Casos excepcionais, onde seja comprovada inviabilidade técnica, serão tratados pelo ONS e CCEE.

1.9.4 COMUNICAÇÃO DE DADOS

1.9.4.1 Aquisição de Leituras

(d) O Sistema de Medição de faturamento deve possibilitar a comunicação remota direta com os medidores, com o objetivo de viabilizar os procedimentos de leitura, fazendo verificações contínuas dos valores registrados e memória de massa, para informações estratégicas do mercado, através da aquisição de leituras em tempo integral.



(e) A aquisição de leituras em tempo integral deve ser um processo que permita, por meio de um canal de comunicação, fazer leituras dos valores registrados e da memória de massa em intervalo de tempo programado.

(f) De forma alternativa, o agente responsável poderá possuir uma central de aquisição própria. Neste caso deverá ser instalado o software Client SCDE(responsável pela coleta dos arquivos XML de coleta) sendo o agente responsável pela geração dos arquivos XML requisitados pelo client nos intervalos de coleta definidos.

(g) Quando o sistema de medição da CCEE acessar diretamente os medidores, a estrutura de comunicação/medidores deverá permitir o acesso simultâneo da CCEE e dos agentes envolvidos, sem que um prejudique o acesso do outro. Da mesma forma, a topologia de comunicação dos medidores assim como a capacidade do link deverá ser implementada de modo a permitir o acesso simultâneo a todos os medidores da instalação. Medidores que não respeitarem o direito de acesso e todos e estiverem ligados em cascata, spliters ou configurações seriais que criem alguma situação onde a leitura dos demais medidores esteja sujeita a espera de liberação do canal de comunicação não serão aceitos.

1.9.4.2 Protocolos de Comunicação

Podem ser aceitos todos os protocolos de medidores, desde que seus fornecedores desenvolvam os mesmos nos padrões e para as aplicações definidas pela CCEE, e forneçam à esta toda a documentação detalhada do protocolo.

1.9.4.3 Canal de Comunicação

a. Deve ser disponibilizado um canal de comunicação estável e de bom desempenho para permitir a aquisição de leituras a qualquer tempo, diretamente de cada ponto de medição, conforme disposto no Procedimento de Comercialização da CCEE.

b. O canal de comunicação utilizado deve permitir a transferência dos dados numa taxa mínima compatível com a transmissão dos pacotes de dados de seu medidor, conforme detalhado no Procedimento de Comercialização da CCEE.

1.9.5 RECURSOS DE PROGRAMAÇÃO

O sistema de medição deve possuir software específico de programação, leitura, totalização dos dados e emissão de relatórios. Este software deve possibilitar:

1.9.5.1 A programação do horário de verão;

1.9.5.2 A aquisição, de forma automática, dos valores de demanda da memória de massa, em datas e horários pré-programados;

1.9.5.3 A criação de arquivos de saída no formato ASCII, permitindo que os dados sejam facilmente processados por outro software disponível no mercado;

1.9.5.4 A programação dos intervalos de integração de 5 (cinco) a 60 (sessenta) minutos para armazenamento na memória de massa;

1.9.5.5 A programação da demanda em intervalos de 5 (cinco) a 60 (sessenta) minutos, em múltiplos de 5 (cinco) minutos;



1.9.5.6 A programação dos multiplicadores das grandezas medidas;

1.9.5.7 A programação da relação dos transformadores para instrumentos a fim de que os valores medidos sejam referidos aos valores primários;

1.9.5.8 A aquisição parcial dos valores da memória de massa para viabilizar a leitura de cinco minutos, horária, diária ou semanal dos medidores, buscando apenas os dados referentes àquele período requisitado, e

1.9.5.9 O sistema deverá possibilitar a aquisição dos dados, de forma que a CCEE acesse automaticamente os dados diretamente dos medidores ou, alternativamente, da Central de Aquisição do agente responsável.

1.9.6 MEDIÇÃO DE RETAGUARDA

1.9.6.1 A medição de retaguarda é de caráter obrigatório e deve ser composta de um medidor igual ou equivalente ao medidor principal, instalado no mesmo painel, com as mesmas informações de corrente e tensão (mesmos enrolamentos secundários dos transformadores para instrumentos). Devem atender as características técnicas aqui especificadas, sobretudo, aquelas relativas à comunicação.

1.9.6.2 Esta medição deve ser instalada e comissionada conforme os critérios que foram estabelecidos para a medição principal.

1.9.6.3 A medição de retaguarda não é obrigatória nos pontos destinados a medição de geração bruta por unidade geradora.

1.9.7 LOCALIZAÇÃO DOS PONTOS DE MEDIÇÃO

Para atender a contabilização da CCEE, dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão e dos Serviços Ancilares, para verificar as capacidades declaradas de geração e o cumprimento das instruções de despacho, as medições de faturamento devem ser instaladas nos seguintes pontos de conexão:

com a rede básica;

com as Demais Instalações de Transmissão Compartilhadas – DITC;

com as instalações de transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada – ICG;

de consumidor livre ou especial;

nas unidades geradoras onde existe contabilização de serviços ancilares;

entre agentes que fazem parte da CCEE;

de agentes que não fazem parte da CCEE;

de interligação internacional (importação e exportação de energia);

de interligação entre submercados;



de unidades geradoras de usinas, excetuando-se as centrais geradoras eólicas, classificadas na modalidade de operação como Tipo I – Programação e despacho centralizados, para medição de geração bruta das unidades geradoras;

das usinas classificadas nas modalidades de operação como Tipo I – Programação e despacho centralizados, ou Tipo II – Programação centralizada e despacho não centralizado ou Tipo III – Programação e despacho não centralizados, com a rede básica ou rede de distribuição, para a medição de geração líquida dessas usinas;

de unidades geradoras ou de grupo de unidades geradoras das usinas que participam do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, para medição de geração líquida das unidades geradoras ou de grupo de unidades geradoras;

de autoprodutor;

das unidades geradoras do autoprodutor, excetuando-se unidades geradoras eólicas, cuja central geradora tenha sido classificada na modalidade de operação como Tipo I – Programação e despacho centralizados para a medição de geração bruta;

de serviço auxiliar de subestações e de usinas. A necessidade ou não de medição do serviço auxiliar depende da configuração física das instalações e localizações das demais medições, devendo ser verificada caso a caso com o ONS e a CCEE.



1.9.8 ARQUITETURA BÁSICA DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO

SCDE

Switch

SwitchFirewall

Router

Medidores

Router SwitchVPN

(via Internet

broadband) ou

FRAME RELAY

Firewall

IP: 172.xxx.xxx.xxX

IP: 172.xxx.xxx.xxY

IP: 172.xxx.xxx.xxZ

Inspeção Lógica

Aquisição



2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO

Os relatórios de Estudos de Engenharia e Planejamento, elaborados pela EPE, e os documentos elaborados pela Renova Energia S.A. e pela Transmissora Aliança de Energia Elétrica S.A. - TAESA, estão relacionados a seguir.

Estes relatórios e documentos são partes integrantes do ANEXO 6C devendo suas recomendações serem adotadas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos para implantação das instalações.

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO

2.1.1 RELATÓRIOS

Nº EMPRESA DOCUMENTO

EPE-DEE-RE-113/2011-r0 Relatório R1: Estudo para Dimensionamento das ICG referentes às Centrais Geradoras Eólicas do A-3 e LER 2011 e Reforços na Rede Básica nos Estados do Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia – novembro de 2011

RNV-RL-001 Relatório R2: Detalhamento da Alternativa – Subestação Coletora Pindaí e Linha de Transmissão em 230 kV Pindaí - Igaporã II – Circuito Simples - Para Conexão das Centrais Geradoras Eólicas Vencedoras nos Leilões de Reserva e de A-3 de 2011 - dezembro de 2011



2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES


TSN.RT.0167.00 Relatório R4 – Características e Requisitos Básicos das Instalações Existentes – SE Bom Jesus da Lapa II – Setor 500 kV – Dezembro de 2011

TAESA.RT.0168.00 Relatório R4 – Características e Requisitos Básicos das Instalações Existentes – SE Ibicoara – Setor 500 kV – Dezembro de 2011

TSN.RT.0169.00 Características e Requisitos Básicos das Instalações Existentes – SE Igaporã (Nova Instalação) – Dezembro de 2011

2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES

2.3.1 SUBESTAÇÃO IGAPORÃ III

Nº EMPRESA DESCRIÇÃO

M21BL09200 - TSN Telecomunicações – Diagrama Básico com futura Igaporã II

M21BL61404 - TSN Cadeia (24t) Ancoragem Dupla

M21BL61405 - TSN Cadeias “I” (16t) Suspensão Simples

M21BL61406 – TSN Cadeias “V” (16t) Suspensão Simples

IGPA-A1-501EPE Construção do barramento 500 kV – SE Igaporã II

2.3.2 SUBESTAÇÃO IGAPORÃ II


DES nº 18.053/025 – CHESF

SE Igaporã – Projeto Básico - Diagrama Unifilar Simplificado – Setores 230/69/13,8kV

2.3.3 SUBESTAÇÃO BOM JESUS DA LAPA II


M21BL09200 01 - TSN Interligação Sudeste Nordeste – Sistema de Transmissão 500 kV – Telecomunicações Diagrama Básico



M21BL33000 02 – TSN Subestação Bom Jesus da Lapa II 500/230 kV – Implantação Geral

M21BL33001 10 - TSN Subestação Bom Jesus da Lapa II 500/230 kV – Arranjo Físico – Setor 500/230 kV – Planta Geral

M21BL33002 05 - TSN Subestação Bom Jesus da Lapa II 500/230 kV – Arranjo Físico – Setor 500 kV – Planta Parcial I

M21BL33003 04 - TSN Subestação Bom Jesus da Lapa II 500/230 kV – Arranjo Físico – Setor 500 kV – Planta Parcial II

M21BL33004 04 - TSN Subestação Bom Jesus da Lapa II 500/230 kV – Arranjo Físico – Setor 500 kV – Corte A-A

M21BL33005 05 - TSN Subestação Bom Jesus da Lapa II 500/230 kV – Arranjo Físico – Setor 500 kV – Corte A-A e A-D

M21BL33006 07 - TSN Subestação Bom Jesus da Lapa II 500/230 kV – Arranjo Físico – Setor 500 kV – Corte B-B

M21BL33202 05 - TSN Subestação Bom Jesus da Lapa II – Setor 500 kV – Diagrama Unifilar de Proteção e Medição

M21BL33204 03 - TSN Subestação Bom Jesus da Lapa II – Setor 500 kV – Diagrama Unifilar Simplificado

M21BL33206 05 - TSN Subestação Bom Jesus da Lapa II – Serviços Auxiliares – Diagrama Unifilar de CA

M21BL33207 02 - TSN Subestação Bom Jesus da Lapa II – Serviços Auxiliares – Diagramas Unifilares - Quadros de CA

M21BL33208 02 - TSN Subestação Bom Jesus da Lapa II – Serviços Auxiliares – Diagrama Unifilar de CC

M21BL33209 02 - TSN Subestação Bom Jesus da Lapa II – Serviços Auxiliares – Diagramas Unifilares - Quadros de CC

2.3.4 SUBESTAÇÃO IBICOARA


M21BL09200 01 - TSN Interligação Sudeste Nordeste – Sistema de Transmissão 500 kV – Telecomunicações Diagrama Básico

M21BL43000 01 – TSN Subestação Ibicoara 500 kV – Implantação Geral

M21BL43001 04- TSN Subestação Ibicoara 500 kV – Arranjo Físico – Setor 500 kV – Planta Geral

M21BL43002 04 - TSN Subestação Ibicoara 500 kV – Arranjo Físico – Setor 500 kV – Planta Parcial I




M21BL43003 04 - TSN Subestação Ibicoara 500 kV – Arranjo Físico – Setor 500 kV – Planta Parcial II

M21BL43004 05 - TSN Subestação Ibicoara 500 kV – Arranjo Físico – Setor 500 kV – Corte A-A

M21BL43005 05 - TSN Subestação Ibicoara 500 kV – Arranjo Físico – Setor 500 kV – Corte B-B

M21BL43010 01 - TSN Subestação Ibicoara 500 kV – Arranjo Físico – Setor 500 kV – Corte B1-B1, C1-C1, D1-D1 e E1-E1

M21BL43204 04 - TSN Subestação Ibicoara – Setor 500 kV – Diagrama Unifilar Simplificado

TSN.DS.S4.51.0185.00.01

Subestação Ibicoara – Setor 500 kV – Diagrama Unifilar de Proteção e Medição

M21BL43206 02 - TSN Subestação Ibicoara – Serviços Auxiliares – Diagrama Unifilar de CA

M21BL43207 02 - TSN Subestação Ibicoara – Serviços Auxiliares – Diagramas Unifilares - Quadros de CA

M21BL43208 02 - TSN Subestação Ibicoara – Serviços Auxiliares – Diagrama Unifilar de CC

M21BL43209 02 - TSN Subestação Ibicoara – Serviços Auxiliares – Diagramas Unifilares - Quadros de CC



3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO

3.1 GERAL

A TRANSMISSORA deve implantar as INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO do LOTE C, observando a legislação e os requisitos ambientais aplicáveis.

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL


REN-EPE-R3 Relatório R3 – Caracterização e Análise Socioambiental – LT 230 kV Pindaí – Igaporã II, Trecho em 500 kV entre o seccionamento da LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Ibicoara e a Subestação Igaporã II, LT 230 kV Igaporã – Igaporã II – Dezembro de 2011



4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS

Conforme previsto no Edital, Volume I - item 4.7, e para fins de verificação da conformidade com os requisitos técnicos exigidos, a TRANSMISSORA deve apresentar à ANEEL para liberação o Projeto Básico das instalações, de acordo com o Relatório Diretrizes para Projeto Básico de Sistemas de Transmissão - DNAEE-ELETROBRAS e a itemização a seguir.

A TRANSMISSORA deve entregar 2 cópias de toda documentação do Projeto Básico em papel e em meio magnético ou ótico.

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA

A TRANSMISSORA deve apresentar os relatórios dos estudos definidos no item 1.8.

Sempre que solicitado, a TRANSMISSORA deve comprovar mediante estudo que as soluções adotadas nas especificações e projetos das instalações de transmissão objeto deste anexo são adequadas.

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES

Os documentos de projeto básico da subestação devem incluir:

Relação de normas técnicas oficiais utilizadas.

Critérios de projeto para as obras civis, projeto eletromecânico, sistemas de proteção, comando, supervisão e telecomunicações, instalações de blindagem e aterramento, inclusive premissas adotadas.

Desenho de locação das instalações.

Diagrama unifilar.

Desenho de arquitetura das construções: plantas, cortes e fachadas.

Arranjo geral dos pátios: planta e cortes típicos.

Arranjo dos sistemas de blindagem e aterramento.

Características técnicas dos equipamentos e dos materiais principais.

Descrição dos sistemas previstos para proteção, comando, supervisão e telecomunicações, inclusive diagramas esquemáticos.

Descrição dos sistemas auxiliares, inclusive diagramas esquemáticos e folha de dados técnicos de equipamentos e materiais principais.

4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO

Os documentos de projeto básico da linha de transmissão devem apresentar:

4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO

Relatório técnico com roteiro completo e descrição detalhada do tratamento e das hipóteses assumidas para os dados de vento, as pressões dinâmicas e as cargas resultantes, os esquemas e as hipóteses de carregamentos e o respectivo memorial de cálculo com o dimensionamento completo dos suportes incluindo:



Mapas (isótacas);

Estações Anemométricas usadas;

Velocidade Máxima Anual de vento a 10 m de altura e média de 3 segundos, tempo de retorno de 250 anos (para linha com tensão superior a 230 kV) e 150 anos (para linha com tensão igual ou inferior a 230 kV) e, também, com média de 10 minutos;

Média de Velocidade Máxima Anual de vento a 10 m de altura e média de 3 segundos, tempo de retorno de 250 anos (para linha com tensão superior a 230 kV) e 150 anos (para linha com tensão igual ou inferior a 230 kV) e, também, com média de 10 minutos;

Coeficiente de variação da Velocidade Máxima Anual a 10 m de altura (em porcentagem);

Coeficientes de rajadas a 10 m de altura e média de 10 minutos.

4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS.

Relação de normas técnicas oficiais utilizadas;

Memorial de cálculo dos suportes;

Desenho da diretriz selecionada e suas eventuais interferências;

Desenho da faixa de passagem, “clearances” e distâncias de segurança;

Regulação mecânica dos cabos: características físicas, estados básicos e pressão resultante dos ventos;

Suportes (estrutura metálica ou de concreto armado e ou especiais):

° Tipos, características de aplicação e relatórios de ensaios de cargas para os suportes pré-existentes:

° Desenhos das silhuetas com as dimensões principais;

° Coeficientes de segurança;

° Pressões de ventos atuantes (cabos e suportes), coeficientes de arrasto, forças resultantes e pontos de aplicação;

° Esquemas de carregamentos e cargas atuantes;

° Cargas resultantes nas fundações.

Ensaio de carregamento de protótipo (para os suportes de suspensão simples de maior incidência);

Programa preliminar do ensaio de carregamento a ser realizado com a indicação da data prevista, hipóteses e a determinação das cargas (Kgf) e respectivos locais de aplicação;

Tipos de fundações: critérios de dimensionamento e desenhos dimensionais;

Cabos condutores: características;

Cabos pára-raios: características;

Cadeias de isoladores: coordenação eletromecânica, desenhos e demais características;



Contrapeso: características, material, método e critérios de dimensionamento;

Ferragens, espaçadores e acessórios: descrição, ensaios de tipo, características físicas e desenhos de fabricação;

Vibrações eólicas:

° Relatórios dos Estudos de vibração eólica e de sistemas de amortecimentos para fins de controle da fadiga dos cabos.

° Projeto do sistema de amortecimento para fins de controle da fadiga dos cabos de forma a garantir a ausência de danos aos cabos.

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES:

Descrição sumária dos sistemas de telecomunicações.

Descrição sumária do sistema de energia (alimentação elétrica).

Diagramas de configuração dos sistemas de telecomunicações.

Diagramas de configuração do sistema de energia.

Diagramas de canalização.

Comentários sobre as alternativas de provedores de telecomunicações prováveis e sistemas propostos.

4.5 PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO:

A TRANSMISSORA deverá fornecer na apresentação do Projeto Básico as planilhas disponíveis no CD “Planilhas de Dados do Projeto” preenchidas com dados requeridos, no que couber, do empreendimento em licitação.



5 CRONOGRAMA

A TRANSMISSORA deve apresentar cronograma de implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO pertencentes a sua concessão, conforme modelos apresentados nas tabelas A e B deste ANEXO 6C, com a indicação de marcos intermediários, para as seguintes atividades não se restringindo a essas: licenciamento ambiental, projeto básico, topografia, instalações de canteiro, fundações, montagem de torres, lançamento dos cabos condutores e instalações de equipamentos, obras civis e montagens das instalações de Transmissão e das Subestações, e comissionamento, que permitam aferir, mensalmente, o progresso das obras e assegurar a entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL no prazo máximo de 20 (vinte) meses.

A ANEEL poderá solicitar a qualquer tempo a inclusão de outras atividades no cronograma.

A TRANSMISSORA deve apresentar mensalmente, à fiscalização da ANEEL, Relatório do andamento da implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, em meio ótico e papel.



5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A)

NOME DA EMPRESA:

LINHA DE TRANSMISSÃO:

DATA: MESES

No DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA IMPLANTAÇÃO 1 2 3 18 19 20

1 PROJETO BÁSICO

2 ASSINATURA DE CONTRATOS

2.1 EPC – Estudos, projetos e construção

2.2 CCT – Acordo Operativo

2.3 CCI – Acordo Operativo

2.4 CPST

3 IMPLANTAÇÃO DO TRAÇADO

4 LOCAÇÃO DE TORRES

5 DECLARAÇÂO DE UTILIDADE PUBLICA

6 LICENCIAMENTO AMBIENTAL

6.1 Termo de Referência

6.2 Estudo de Impacto Ambiental

6.3 Licença Prévia

6.4 Licença de Instalação

6.5 Autorização de Supressão de Vegetação

6.6 Licença de Operação

7 PROJETO EXCUTIVO

8 AQUISIÇÕES

8.1 Pedido de Compra

8.2 Estruturas

8.3 Cabos e Condutores

9 OBRAS CIVIS

9.1 Canteiro de Obras

9.2 Fundações

10 MONTAGEM

10.1 Montagem de Torres

10.2 Lançamento de Cabos

11 ENSAIOS DE COMISSIONAMENTO

12 OPERAÇÃO COMERCIAL

OBSERVAÇÕES: DATA DE INÍCIO DURAÇÃO

DATA DE CONCLUSÃO

ASSINATURA CREA No

ENGENHEIRO REGIÃO



5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B)

NOME DA EMPRESA SUBESTAÇÂO

DATA

No

DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA OBRA

Meses

1 2 3 4 18 19 20

1 PROJETO BÁSICO

2 ASSINATURA DE CONTRATOS

2.1 EPC – Estudos, projetos e construção

2.2 CCT – Acordo Operativo

2.3 CCI – Acordo Operativo

2.4 CPST

3 DECLARAÇÂO DE UTILIDADE PUBLICA

4 LICENCIAMENTO AMBIENTAL

4.1 Termo de Referência

4.2 Estudo de Impacto Ambiental

4.3 Licença Prévia

4.4 Licença de Instalação

4.5 Autorização de Supressão de Vegetação

4.6 Licença de Operação

5 PROJETO EXCUTIVO

6 AQUISIÇÔES


6.2 Estruturas

3.3 Equipamentos Principais (Transformadores e Compensadores de Reativos)

6.4 Demais Equipamentos (Disj., Secc., TP, TC, PR e etc)

6.5 Painéis de Proteção, Controle e Automação

7 OBRAS CIVIS

7.1 Canteiro de Obras

7.2 Fundações

8 Montagem


8.2 Estruturas

8.3 Equipamentos Principais (Transformadores e Compensadores de Reativos)

8.4 Demais Equipamentos (Disj., Secc., TP, TC, PR e etc)

8.5 Painéis de Proteção, Controle e Automação

9 ENSAIOS DE COMISSIONAMENTO

10 OPERAÇÃO COMERCIAL

DATA DE INÍCIO

OBSERVAÇÕES:

DATA DE CONCLUSÃO DURAÇÃO DA OBRA

ENGENHEIRO ASSINATURA

CREA No

REGIÃO

ANEXO 6C LOTE C LT IGAPORÃ III CARACTERÍSTICAS E ... · edital ode leilÃo n 03/2012-aneel anexo...

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