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EDITAL DE LEILÃO NO 007/2014-ANEEL ANEXO 6A – LOTE A: SE GENTIO DO OURO II, SE OUROLÂNDIA II, LT 500 KV GILBUÉS II – GENTIO DO OURO II, LT 230 KV GENTIO DO OURO II – BROTAS DE MACAÚBAS, LT 500 KV GENTIO DO OURO II – OUROLÂNDIA II, LT 500 KV OUROLÂNDIA II – MORRO DO CHAPÉU II, SECCIONAMENTO LT 230 KV IRECÊ – SENHOR DO BONFIM, LT I230 KV IGAPORÃ III – PINDAÍ II

VOL. III – Pág. 1 de 22

ANEXO 6A

LOTE A

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO COMPOSTAS POR SE 500/230/13,8 KV GENTIO DO OURO II;

SE 500/230/13,8 KV OUROLÂNDIA II LT GILBUÉS II – GENTIO DO OURO II

LT GENTIO DO OURO II – BROTAS DE MACAÚBAS LT GENTIO DO OURO II – OUROLÂNDIA II

LT OUROLÂNDIA II – MORRO DO CHAPÉU II SECCIONAMENTO LT IRECÊ – SENHOR DO

BONFIM LT IGAPORÃ III – PINDAÍ II

CARACTERÍSTICAS

E REQUISITOS TÉCNICOS ESPECÍFICOS



ÍNDICE

1 DESCRIÇÃO ..................................................................................................................... 3

1.1 DESCRIÇÃO GERAL ....................................................................................................................... 3

1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA ............................................................................................................. 3

1.3 REQUISITOS TÉCNICOS NO CASO DE SECCIONAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO ..... 7

2 LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA....................................................................... 8

2.1 REQUISITOS GERAIS ..................................................................................................................... 8

2.2 CAPACIDADE DE CORRENTE ....................................................................................................... 8

2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS .............................................................................................................. 8 2.3.1 CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS ......................................................................... 8 2.3.2 PERDA JOULE NOS CABOS CONDUTORES .........................................................................................10

3 SUBESTAÇÕES .............................................................................................................. 11

3.1 INFORMAÇÕES BÁSICAS .............................................................................................................11

3.2 ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ..............................11

4 EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO ............................................................................ 12

4.1 UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA .....................................................................12 4.1.1 POTÊNCIA NOMINAL .......................................................................................................................12 4.1.2 COMUTAÇÃO .................................................................................................................................12

4.2 COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS - CER ..............................................................13 4.2.1 TENSÕES NOMINAIS E LIMITES DE POTÊNCIA REATIVA ........................................................................13

4.2.2 CONFIGURAÇÃO MÍNIMA DO CER ....................................................................................................13 4.2.3 PERDAS MÁXIMAS NOS COMPONENTES DO CER ...............................................................................13 4.2.4 AJUSTE DO SISTEMA DE CONTROLE ..................................................................................................14

5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ................................................................ 15

5.1 ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS .....................................................................15

5.2 ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO. ..........................................................................................................................................19

6 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO ............................. 20

6.1 RELATÓRIOS DE ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ........................................20 6.1.1 ESTUDOS (RELATÓRIOS R1 E R2) .....................................................................................................20 6.1.2 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO (RELATÓRIOS R3) .........................................................................20

6.1.3 CARACTERÍSTICAS DOS EQUIPAMENTOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES (RELATÓRIOS R4) ....................21

7 CRONOGRAMA .............................................................................................................. 22

7.1 CRONOGRAMA FÍSICO DOS EMPREENDIMENTOS COM ENTRADA EM OPERAÇÃO EM 36 MESES (TABELA A) ....................................................................................................................................23



1 DESCRIÇÃO

1.1 DESCRIÇÃO GERAL

Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos específicos das instalações de transmissão compostas por:

a) Subestação Gentio do Ouro II 500/230/13,8 kV composta por duas unidades de transformação trifásicas 500/230/13,8 kV de 900 MVA cada, com uma unidade monofásica reserva de 300 MVA;

b) Subestação Ourolândia II 500/230/13,8 kV composta por duas unidades de transformação trifásicas 500/230/13,8 kV de 900 MVA cada, com uma unidade monofásica reserva de 300 MVA;

c) Linha de Transmissão em 500 kV Gilbués II – Gentio do Ouro II, circuito simples, com aproximadamente 357 km de extensão;

d) Linha de Transmissão em 230 kV Gentio do Ouro II – Brotas de Macaúbas, circuito simples, com aproximadamente 128 km de extensão;

e) Linha de Transmissão em 500 kV Gentio do Ouro II – Ourolândia II, circuito simples, com aproximadamente 157 km de extensão;

f) Seccionamento da Linha de Transmissão Irecê – Senhor do Bonfim na Subestação Ourolândia II, 2 circuitos simples, em 230 kV, com aproximadamente 22 km de extensão cada;

g) Linha de Transmissão em 500 kV Ourolândia – Morro do Chapéu II, circuito simples, com aproximadamente 125 km de extensão;

h) Linha de Transmissão em 230 kV Igaporã III – Pindaí II, circuito duplo, com aproximadamente 46 km de extensão.

As entradas de linha nas SEs Gilbués II, Morro do Chapéu II, Brotas de Macaúbas, Igaporã III e Pindaí II deverão ser construídos a partir do prolongamento dos barramentos existentes nas respectivas subestações.

1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA

A configuração básica é caracterizada pelas instalações listadas nas tabelas a seguir.

TABELA 1-1 – OBRAS DE LINHAS DE TRANSMISSÃO

ORIGEM DESTINO CIRCUITO TENSÃO [kV] EXTENSÃO [km]

SE Gilbués II SE Gentio do Ouro II CS 500 357

SE Gentio do Ouro II SE Brotas de Macaúbas CS 230 128

SE Gentio do Ouro II SE Ourolândia II CS 500 157

SE Ourolândia II SE Morro do Chapéu CS 500 125

SE Ourolândia IIl Ponto de Seccionamento1 da LT

Irecê – Senhor do Bonfim 2 x CS 230 22 (cada)

SE Igaporã III SE Senhor do Bonfim II C2, C3, CD 230 46

1 Os trechos de linha e equipamentos associados ao seccionamento serão transferidos, sem ônus, para a concessionária da linha que ficará responsável pela manutenção e operação.



TABELA 1-2 – OBRAS DE SUBESTAÇÕES

Subestação Tensão Qdade. Equipamentos principais

Gilbués III 500 kV

1 1 1 1 1 4

1 3

Módulo de Infraestrututa Geral de Acessante - MIG-A Módulo de Infraestrututa de Manobra Entrada de Linha - EL - DJM (p/Gentio do Ouro) Módulo de Interligação de Barras - IB - DJM Conexão de Reator de Linha para SE Gentio do Ouro II Reator de Linha Monofásico para SE Gentio do Ouro II (3+1x70MVar) Conexão de Reator de Barra

Reator de Barra (3x66,6 Mvar)

Gentio do Ouro II

500/230/13,8 kV

1 4 2

4 2 7 1 4 1 7 1 1 1 3 1

1 2

Módulo de Infra-Estrutura Geral Módulo de Infra-Estrutura de Manobras - DJM Módulo de entrada de linha - EL - DJM (p/ SE Gilbués II e p/ SE Ourolândia II) Módulo de Interligação de Barras - IB - DJM Módulo de conexão de auto-transformador - DJM Autotransformador (6+1x300 MVA) Conexão de Reator de Linha para SE Gilbués II Reator de Linha Trifásico para SE Gilbués II (3+1x70MVar) Conexão de Reator de Barra Reator de Barra (6+1x33,3 Mvar) Conexão de Compensador Estático Compensador estático Módulo de Infra-Estrutura Geral Módulo de Infra-Estrutura de Manobras - BD4 Módulo de entrada de linha - EL - BD4 (p/ SE Brotas de Macaúbas) Módulo de Interligação de Barras - IB - BD4

Módulo de conexão de auto-transformador - BD4

Brotas de Macaúbas

230 kV

1 1 1

Módulo de Infraestrututa Geral de Acessante - MIG-A Módulo de Infraestrututa de Manobra (4)

Entrada de Linha - EL - BD4 (p/Gentio do Ouro II)

Ourolândia II 500/230/13,8 kV

1 5 2

2 2 7 1 4 1 4 1 1 1

1

Módulo de Infra-Estrutura Geral Módulo de Infra-Estrutura de Manobras - DJM Módulo de entrada de linha - EL - DJM (p/ SE Gentio do Ouro e p/ SE Morro do Chapéu) Módulo de Interligação de Barras - IB - DJM Módulo de conexão de auto-transformador - DJM Autotransformador (6+1x300 MVA) Conexão de Reator de Linha para SE Gentio do Ouro II Reator de LinhaMonofásico (p/Gentio do Ouro) Conexão de Reator de Barra Reator de Barra Módulo de Infra-Estrutura Geral Módulo de Infra-Estrutura de Manobras - BD4 Módulo de entrada de linha - EL - BD4 (p/ Seccionmento Irecê - Senhor do Bonfim) Módulo de Interligação de Barras - IB - BD4



2 Módulo de conexão de auto-transformador - BD4

Morro do Chapéu II

500 kV

1 1 1 1 4

Módulo de Infraestrututa Geral de Acessante - MIG-A Módulo de Infraestrututa de Manobra Entrada de Linha - EL - DJM (p/Gentio do Ouro) Conexão de Reator de Linha para SE Ourolândia II Reator de LinhaMonofásico para SE Ourolândia II (3+1x50Mvar)

Igaporã III 230 kV

1 1 1

Módulo de Infraestrututa Geral de Acessante - MIG-A Módulo de Infraestrututa de Manobra

Entrada de Linha - EL - DJM (p/Pindaí II)

Pindaí II 230 kV

1 1 1

Módulo de Infraestrututa Geral de Acessante - MIG-A Módulo de Infraestrututa de Manobra

Entrada de Linha - EL - DJM (p/ Igaporã III)

TABELA 1-3 – ATIVIDADES DE RESPONSABILIDADE DA TRANSMISSORA VENCEDORA DA LICITAÇÃO

Subestação Atividades

Irecê Aquisição dos equipamentos necessários para as modificações na entrada de linha em

230 kV da subestação Irecê.

Senhor do Bonfim Aquisição dos equipamentos necessários para as modificações na entrada de linha em

230 kV da subestação Senhor do Bonfim.

As instalações descritas na tabela 1-3 serão transferidas sem ônus para a CHESF, concessionária de transmissão da(s) linha(s) a serem seccionada(s), doravante denominada “concessionária da linha”, conforme disposto na Resolução nº 67, de 8 de junho de 2004, e no Contrato de Concessão a ser assinado pela vencedora do leilão e a ANEEL, sendo a concessionária da linha, responsável pela Operação e Manutenção das Linhas de Transmissão resultantes do seccionamento e respectivos módulos de Entrada de Linha.

A configuração básica supracitada constitui-se na alternativa de referência. Os requisitos técnicos deste anexo 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.

Em caso de proposição de configuração alternativa, o projeto das compensações reativas série e derivação das linhas de transmissão deve ser definido de forma que o conjunto formado pelas linhas e suas compensações atendam aos requisitos constantes nos estudos de planejamento referenciados neste anexo e demais critérios constantes no Anexo 6 e neste anexo específico.

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

(a) Níveis de tensão (somente CA);

(b) Distribuição de fluxo de potência em regime permanente;



(c) Localização das subestações Gentio do Ouro II e Ourolândia II, podendo variar num raio de 5 quilômetros a partir dos pontos definidos nos Relatórios R3.

O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas neste item. Estão ainda 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.

1.3 REQUISITOS TÉCNICOS NO CASO DE SECCIONAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO

Para a implementação dos trechos de linha(s) de transmissão entre o ponto de seccionamento da Linha de Transmissão Irecê - Senhor do Bonfim, com extensão aproximada de 22,3 km cada trecho, das 2 entradas de linha em 230 kV correspondentes, na nova subestação Ourolândia II, a TRANSMISSORA deverá observar os requisitos descritos neste anexo, no Anexo 6 e, adicionalmente, as normas e padrões técnicos da concessionária da linha.

A TRANSMISSORA deverá fornecer à concessionária da linha, 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 Anexo 6. 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 concessionária da linha.

A TRANSMISSORA deverá adquirir os equipamentos necessários para as modificações nas entradas de linha da(s) linha(s) de transmissão seccionada(s), localizada na(s) subestação(ões) Irecê e Senhor do Bonfim e transferi-los para a concessionária da linha, que será a responsável pela sua implementação, devendo estes equipamentos serem entregues nos locais onde serão instalados.

Para os equipamentos associados aos trechos de linhas de transmissão, a TRANSMISSORA deverá fornecer à concessionária da linha 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 (polo de disjuntor, chave seccionadora, transformador de potencial, transformador de corrente e para-raios).

A TRANSMISSORA será responsável pelo fornecimento para concessionária da linha 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 concessionária da linha na referida linha de transmissão.



2 LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA

2.1 REQUISITOS GERAIS

A nova subestação 500/230/13,8 kV Gentio do Ouro II será suprida pelas linhas de Transmissão 500 kV que partirão das Subestações Gilbués II e Ourolândia II e pela linha de Transmissão 230 kV que partirá da Subestação Brotas de Macaúbas.

A nova subestação 500/230/13,8 kV Ourolândia II será suprida pelas linhas de transmissão Irecê – Ourolândia e Ourolândia – Senhor do Bonfim, originadas a partir do seccionamento da LT Irecê - Senhor do Bonfim e pelas Linhas de Transmissão 500 kV que partirão das Subestações Gentio do Ouro II e Morro do Chapéu II. Para conectar essa nova subestação ao SIN, deverão ser construídos 2 novos trechos de linha, em circuito simples, entre o ponto de seccionamento da LTA e a nova subestação.

Tendo em vista que os novos trechos de linha virão a se constituir em extensão da linha existente, os mesmos deverão ter características elétricas e mecânicas e desempenho iguais ou superiores a da linha a ser seccionada.

A TRANSMISSORA deverá adotar nos novos trechos de linha os critérios e padrões de projeto e de construção da concessionária da linha.

2.2 CAPACIDADE DE CORRENTE

A(s) linha(s) ou trecho(s) de linha de transmissão deve(m) ter capacidades operativas de longa e de curta duração não inferiores aos valores indicados na tabela a seguir.

TABELA 2-1 – CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA E DE CURTA DURAÇÃO

Linha ou trecho(s) de linha de transmissão Longa duração (A) Curta duração (A)

LT 500 kV Gilbués II – Gentio do Ouro II XXXX XXXXX

LT 230 kV Gentio do Ouro II – Brotas de Macaúbas XXX XXXX

LT 500 kV Gentio do Ouro II – Ourolândia II XXXX XXXXX

LT 500 kV Ourolândia II – Morro do Chapéu XXXX XXXXX

Trechos de linha entre o ponto de seccionamento da LT 230 kV Irecê - Senhor do Bonfim à SE Ourolândia

XXXX XXXXX

LT 230 kV Igaporã III – Pindaí II XXX XXXX

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.

2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS

2.3.1 CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS

No dimensionamento dos cabos para-raios, deve ser adotada a corrente de curto-circuito indicada nas tabelas abaixo, conforme o caso:



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

O dimensionamento dos cabos para-raios – seja no caso de nova linha de transmissão ou de novo(s) trecho(s) de linha originado(s) a partir de seccionamento de LTA existente – deve adotar, como premissa, no mínimo, o(s) valor(es) de corrente de curto-circuito fase-terra indicado(s) na Tabela 2-2 – Corrente(s) de curto-circuito na(s) SE(s) terminal(is) para o dimensionamento dos cabos para-raios de nova LTA ou novo(s) trecho(s) de LTA em projeto, a seguir. 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 2-2 – CORRENTE(S) DE CURTO-CIRCUITO NA(S) SE(S) TERMINAL(IS) PARA O DIMENSIONAMENTO DOS CABOS PARA-RAIOS DE NOVA LTA OU NOVO(S) TRECHO(S) DE LTA EM PROJETO

Linha ou trecho(s) de linha de transmissão

Subestação(ões) terminal(is)

Nível de tensão do barramento de referência

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

LT 500 kV Gilbués II – Gentio do Ouro II

Gilbués II e Gentio do Ouro II

500 Xx

LT 230 kV Gentio do Ouro II – Brotas de Macaúbas

Gentio do Ouro II e Brotas de Macaúbas

230 Xx

LT 500 kV Gentio do Ouro II – Ourolândia II

Gentio do Ouro II e Ourolândia II

500 Xx

LT 500 kV Ourolândia II – Morro do Chapéu

Ourolândia II e Morro do Chapéu

500 Xx


Ourolândia 230 Xx

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

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

A TRANSMISSORA deverá verificar se os cabos para-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 2-3 – Correntes de curto-circuito na nova SE terminal para a verificação e dimensionamento dos cabos para-raios existentes da LTA a ser seccionada (coluna verificação).

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

Caso a verificação de capacidade de corrente, referida no item (b), constate a superação dos cabos para-raios existentes, o projeto básico deverá estudar e propor um novo arranjo de cabos para-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 LTA 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 2-3 – Correntes de curto-circuito na nova SE terminal para a verificação e dimensionamento dos cabos para-raios existentes da LTA a ser seccionada (coluna dimensionamento).

TABELA 2-3 – CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO NA NOVA SE TERMINAL PARA A VERIFICAÇÃO E DIMENSIONAMENTO DOS CABOS

PARA-RAIOS EXISTENTES DA LTA 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 230 kV Irecê - Senhor do Bonfim Ourolândia 230 kV XX XXX

2.3.2 PERDA JOULE NOS CABOS CONDUTORES

A resistência de sequencia positiva por unidade de comprimento da linha ou trechos de linha de transmissão deve ser igual ou inferior a da configuração básica, conforme indicado na Tabela 2-4 – Resistência de sequência positiva da linha por unidade de comprimento (Ω/km).

TABELA 2-4 – RESISTÊNCIA DE SEQUÊNCIA POSITIVA DA LINHA POR UNIDADE DE COMPRIMENTO (Ω/KM)

Linha ou trecho(s) de linha de transmissão

Temperatura de referência (°C)

Resistência de sequência positiva da linha por unidade

de comprimento (Ω/km)

LT 500 kV Gilbués II – Gentio do Ouro II XX XX

LT 230 kV Gentio do Ouro II – Brotas de Macaúbas XX XX

LT 500 kV Gentio do Ouro II – Ourolândia II XX XX

LT 500 kV Ourolândia II – Morro do Chapéu XX XX


XX XX

LT 230 kV Igaporã III – Pindaí II XX XX



3 SUBESTAÇÕES

3.1 INFORMAÇÕES BÁSICAS

A TRANSMISSORA acessante à subestação Gilbués II, à subestação Brotas de Macaúbas e à Subestação Morro do Chapéu II deverá observar os critérios e requisitos básicos da subestação, bem como providenciar as obras de infraestrutura incluídas no Módulo Geral – Resolução ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de 2005, necessárias para a instalação, manutenção e operação do módulo de Entrada de Linha. Entre as possíveis obras necessárias encontram-se, dentre outros: a extensão de barramentos, compra de terreno, serviços auxiliares, cabos, tubos, estruturas, suportes, pórticos, cercas divisórias de seus ativos, conexões de terra entre seus equipamentos e a malha de terra da subestação, canaletas secundárias e recomposição da infraestrutura construída como, por exemplo, reposição de britas.

Nas subestações Gentio do Ouro II Ourolândia II, deverão ser realizadas todas as obras de infraestrutura, 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. As áreas mínimas a serem consideradas para a Subestação 500/230/13,8 kV Gentio do Ouro II é de 224.000 m² e para a Subestação 500/230/13,8 kV Ourolândia II é de 205.000 m², devendo contemplar espaço suficiente para as futuras ampliações descritas nos relatórios referenciados neste anexo.

3.2 ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES

As novas subestações 500/230/13,8 kV Gentio do Ouro II e 500/230/13,8 kV Ourolândia II deverão ter arranjos de barramentos do tipo DJM - Disjuntor e meio nos setores de 500 kV e do tipo BD4 – barra dupla a 4 chaves nos setores de 230 kV.



4 EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO

4.1 UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA

Deverá ser previsto espaço para dois bancos de transformação 500/√3-230/√3-13,8 kV, na SE Gentio do Ouro II e na SE Ourolândia II, além de uma fase reserva em cada Subestação. Cada banco deverá ter potência nominal de 900 MVA.

As unidades transformadoras de potência devem atender aos requisitos estabelecidos no Anexo 6 (Anexo Técnico Geral) e aos requisitos específicos estabelecidos a seguir:

4.1.1 POTÊNCIA NOMINAL

As unidades transformadoras monofásicas das SE Gentio do Ouro II e SE Ourolândia II deverão ser especificadas com potência nominal de 300 MVA, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tape especificado.

4.1.2 COMUTAÇÃO

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

As unidades transformadoras devem ser providas de comutadores de derivação em carga. A TRANSMISSORA definirá o enrolamento onde serão instalados os comutadores, cuja atuação deve ser no sentido de controlar a tensão no barramento de 230 kV para a transformação 500/230 kV.

Deve ser especificada a faixa de derivações de tape para a transformação 500/230 kV das

SEs Gentio do Ouro II e Ourolândia II de no mínimo XX% da tensão nominal, com no mínimo XX posições de ajuste.

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.



4.2 COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS - CER

Os compensadores estáticos devem atender aos requisitos estabelecidos no Anexo 6 (anexo técnico geral) e aos requisitos específicos estabelecidos a seguir:

4.2.1 TENSÕES NOMINAIS E LIMITES DE POTÊNCIA REATIVA

A Tabela 4.3.1.1 resume o montante de compensação reativa controlável a ser instalado. Entende-se por barra de conexão àquela barra da rede à qual se conecta o lado de alta tensão do transformador do CER.

TABELA 4.3.1.1 – TENSÕES NOMINAIS E LIMITES DE POTÊNCIA REATIVA

Subestação Tensão Nominal na Barra de Conexão do CER (kV)

Faixa de Tensão Operativa em regime permanente na Barra de Conexão do CER (kV)

Capacidade Nominal Contínua na Barra de Conexão do CER para toda a faixa de tensão operativa (Mvar)

Gentio do Ouro II

500 475 a 550 -100/+200

4.2.2 CONFIGURAÇÃO MÍNIMA DO CER

O CER deverá ser composto no mínimo por 2 módulos de TSCs (Capacitor Chaveado a Tiristores) e 2 módulos de TCRs (Reator Controlado a Tiristores), onde cada módulo deverá ser provido de equipamento de seccionamento motorizado para isolamento.

Toda a faixa de variação, -100/+200 Mvar, deve ser proporcionada por dispositivos de chaveamentos controlados eletronicamente por semicondutores não sendo permitida a utilização de equipamentos chaveados por disjuntores.

Caberá à TRANSMISSORA definir a configuração a ser adotada para os filtros, respeitando os limites de perdas definidos no item 4.2.3 bem como, o desempenho do CER e o desempenho harmônico, estes dois últimos definidos no Anexo 6 (anexo técnico geral)

4.2.3 PERDAS MÁXIMAS NOS COMPONENTES DO CER

As perdas máximas totais do CER, incluindo as perdas do transformador e dos serviços auxiliares para refrigeração das válvulas devem ser calculadas para 3 pontos específicos de operação: máxima potência reativa capacitiva(A), potência reativa nula(B) e máxima potência reativa indutiva(C) e serem iguais ou menores aos valores limite estabelecidos na Tabela 4.3.3.2, a seguir:

Tabela 4.3.3.2 – Valores limite de perdas do CER (% e kW)

Ponto de Operação

Valor Limite das Perdas (%)

A 0,65

B 0,20



Ponto de Operação

Valor Limite das Perdas (%)

C 0,85

4.2.4 AJUSTE DO SISTEMA DE CONTROLE

É indicada na tabela a seguir a potência de curto-circuito trifásica no barramento de conexão (Gentio do Ouro II 500 kV) no ano de entrada em operação, para o ajuste do sistema de controle do compensador estático de Morro do Chapéu II.

Tabela 4.3.1.4 – Ajuste do Sistema de Controle

Potência de curto – circuito 3Ø (KA) – SE Gentio do Ouro II 500 kV

Geração máxima Geração mínima (sistema degradado)

4,5 Vide nota (a)

Nota:

a. A transmissora deverá calcular e informar ao fabricante a potência de curto-circuito mínima nas condições supra mencionadas.



5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE

5.1 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 de aaaa, bbbb e ccci, estruturada em um sistema hierárquico com sistemas de supervisão e controle instalados em 2 Centros de Operação do ONS, quais sejam:

Centro Regional de Operação Sul – COSR-S;

Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico - CNOS.

Esta estrutura é apresentada de forma simplificada, para fins meramente ilustrativos, na figura a seguir, 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 5-1 – ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS

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



Interconexão com o Centro Regional de Operação Sul (COSR-S), para o atendimento aos requisitos de supervisão e controle dos equipamentos das linhas de transmissão e 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 anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e os COSR-S do ONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação.

A figura a seguir ilustra uma possível configuração.



FIGURA 5-2 – ARQUITETURA ALTERNATIVA DE INTERCONEXÃO COM O ONS.



5.2 ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO.

Na implantação da nova Subestação 230/138/69 kV Ourolândia decorrente do seccionamento da Linha de Transmissão 230 kV Irecê - Senhor do Bonfim, com a inclusão de novas entradas de linha, deve-se adequar os sistemas de supervisão das entradas de linha existentes, referentes à linha seccionada, nas subestações Irecê e Senhor do Bonfim, 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 IESul, na SE Irecê e na SE Senhor do Bonfim, 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 IESul, responsável 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”.



6 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO

Os relatórios de Estudos de Engenharia e Planejamento para as linhas de transmissão e para as subestações interligadas estão relacionados a seguir.

Estes relatórios e documentos são partes integrantes deste anexo devendo suas recomendações ser consideradas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos para implantação das instalações, exceto quando disposto de forma diferente no Edital, incluindo este Anexo Técnico.

6.1 RELATÓRIOS DE ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO

6.1.1 ESTUDOS (RELATÓRIOS R1 E R2)

Nº EMPRESA DOCUMENTO

EPE-DEE-DEA-RE-001/2014-rev0 Estudo para Escoamento do Potencial Eólico da Região Central da Bahia de 20 de Dezembro de 2013.

EPE-DEE-RE-024/2014-rev0 Estudo para Escoamento de Geração Eólica na Subestação Pindaí.

RELATÓRIO S/Nº RELATÓRIO R2 - DETALHAMENTO DA ALTERNATIVA DE REFERÊNCIA - LT 500kV GILBUÉS II–GENTIO DO OURO II, CS.

RELATÓRIO S/Nº RELATÓRIO R2 - DETALHAMENTO DA ALTERNATIVA DE REFERÊNCIA - LT 230 kV GENTIO DO OURO II–BROTAS DE MACAÚBAS, CS.

RELATÓRIO S/Nº R2 – ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS ELETROMAGNÉTICOS - LT 500 kV GENTIO DO OURO II - OUROLÂNDIA, CS.

RELATÓRIO S/Nº R2 – ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS ELETROMAGNÉTICOS - LT 500 kV OUROLÂNDIA – MORRO DO CHAPÉU II, CS.

RELATÓRIO S/Nº R2 – ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS ELETROMAGNÉTICOS - LTs 230 kV OUROLÂNDIA – IRECÊ E OUROLÂNDIA – SENHOR DO BONFIM II

RELATÓRIO S/Nº Relatório R2 - ESTUDOS PARA DEFINIÇÃO DAS CARACTERÍSTICAS BÁSICAS DAS LT 230 kV PINDAÍ II – IGAPORÃ III C2 e C3

6.1.2 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO (RELATÓRIOS R3)

A TRANSMISSORA deve implantar as instalações de transmissão desteLote A, observando a legislação e os requisitos ambientais aplicáveis.


RELATÓRIO S/Nº RELATÓRIO R3 - LT 500kV Gentio do Ouro II – Ourolândia, LT 500kV Ourolândia– Morro do Chapéu, Trecho Ourolândia – seccionamento LT Senhor do Bonfim – Irecê, SE Ourolândia, SE



Gentio do Ouro II.

RELATÓRIO S/Nº

RELATÓRIO R3 - LT 500 kV Gentio do Ouro II – Ourolândia, LT 500 kV Ourolândia – Morro do Chapéu LT Ourolândia – Seccionamento Senhor do Bonfim – Irecê e Local da SE Ourolândia II.

RELATÓRIO S/Nº RELATÓRIO R3 – CARACTERIZAÇÃO E ANÁLISE SOCIOAMBIENTAL DO CORREDOR PREFERENCIAL

6.1.3 CARACTERÍSTICAS DOS EQUIPAMENTOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES (RELATÓRIOS R4)


TUBS-400-0001-R-0

Relatório R4 – CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS DOS PRINCIPAIS EQUIPAMENTOS E INSTALAÇÕES PREVISTOS NA SE – SUBESTAÇÃO OUROLÂNDIA 230/138/69 kV – IMPLANTAÇÃO SECCIONAMENTO DA LINHA J LACERDA B – SENHOR DO BONFIM C3, junho de 2014.

RELATÓRIO S/Nº Relatório R4 - Caracterização da Rede Existente – SE TORRES 2 – EL 230kV Atlântida 2 - EL 230kV Forquilhinha, 28 de abril de 2014.

S106-400-0002 Relatório R4 – CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES – SE ATLÂNTIDA 2 – 230/69 kV AMPLIAÇÃO “C” SAÍDA LT TORRES 2 – 230 kV, junho de 2014.

CTEEP-RT-EP-009/2014 Relatório R4 – CARACTERIZAÇÃO DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES – EMPREENDIMENTO: SE FORQUILHINHA, maio de 2014.



7 CRONOGRAMA

A TRANSMISSORA deve apresentar cronograma de implantação das instalações de transmissão pertencentes a sua concessão, conforme modelo apresentado na tabelas A deste Anexo 6A, 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 na data de 20 de março de 2018.

O prazo previsto para obtenção da (LI) Licença de Instalação, não poderá ser inferior a 18 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.

EDITAL DE LEILÃO NO 007/2014-ANEEL ANEXO 6A –LOTE A: SE TUBARÃO SUL 230/138/69 KV; SECCIONAMENTO DA LT 230 JORGE LACERDA B – SIDERÓPOLIS – C3 NA SE TUBARÃO SUL; SE 230/69 KV TORRES 2; LT 230 KV TORRES 2 – ATLÂNTIDA 2 E LT 230 KV TORRES 2 – FORQUILHINHA.


7.1 CRONOGRAMA FÍSICO DOS EMPREENDIMENTOS COM ENTRADA EM OPERAÇÃO EM 36 MESES (TABELA A)

Nome da Empresa:

Empreendimento:

Data: Meses

No Descrição das Etapas da Implantação 1 2 3 34 35 36

1 Projeto Básico

2 Assinatura de Contratos

2.1 Estudos, Projetos, Construção

2.2 Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão CCT

2.3 Contrato de Compartilhamento de Instalação CCI

2.4 Contrato de Prestação de Serviço de Transmissão

3 Declaração de Utilidade Pública

3.1 Solicitação

3.2 Obtenção

4 Licenciamento Ambiental

4.1 Termo de Referência TR

4.2 EIA/RIMA ou RAS

4.3 Licença Prévia LP

4.4 Licença de Instalação LI

4.5 Autorização de Supressão de Vegetação ASV

4.6 Licença de Operação LO

5 Projeto Executivo

6 Aquisições de Equipamentos e Materiais

6.1 Pedido de Compra

6.2 Estruturas

6.3 Cabos e Condutores

6.4 Equipamentos Principais (TR e CR)

6.5 Demais Equipamentos (Dj, Secc, TC, TP, PR)

6.6 Painel de Proteção, Controle e Automação

7 Obras Civis

7.1 Canteiro de Obras

7.2 Fundações

8 Montagem

8.1 Estruturas

8.2 Cabos e Condutores

8.3 Equipamentos Principais (TR e CR)

8.4 Demais Equipamentos (Dj, Secc, TC, TP, PR)

8.5 Painel de Proteção, Controle e Automação

9 Comissionamento

10 Desenvolvimento Físico

11 Desenvolvimento Geral

12 Operação Comercial

Observações: Data de Início Duração

Data de Conclusão

Assinatura CREA No

Engenheiro Região

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