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EDITAL DE LEILÃO NO 07/2013-ANEEL ANEXO 6A – LT 500 KV ARARAQUARA 2 – FERNÃO DIAS – SE FERNÃO DIAS 500/440/13,8 KV LT 500 KV ARARAQUARA 2 – ITATIBA; SE ITATIBA 500 KV – COMPENSADOR ESTÁTICO SE SANTA BÁRBARA D’OESTE 440 KV – COMPENSADOR ESTÁTICO LT 500KV ITATIBA – BATEIAS

VOL. III - Fl. 1 de 88

ANEXO 6A LOTE A

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO COMPOSTAS PELA

LT 500 KV ARARAQUARA 2 – FERNÃO DIAS SE FERNÃO DIAS 500/440/13,8 KV – 3600 MVA

LT 500 kV ARARAQUARA 2 – ITATIBA SE 500 KV ITATIBA – CER

SE 440 KV SANTA BÁRBARA D’OESTE – CER LT 500 KV ITATIBA – BATEIAS

CARACTERÍSTICAS E

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO



ÍNDICE 1. DESCRIÇÃO ....................................................................................................................... 8

1.1. DESCRIÇÃO GERAL ....................................................................................................................... 8

1.2. CONFIGURAÇÃO BÁSICA ............................................................................................................. 8

1.3. DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS ...............................................................................................11

1.4. REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................12

1.5. REQUISITOS TÉCNICOS NO CASO DE SECCIONAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO ....12 1.5.1. SECCIONAMENTO DA LT 500 KV CAMPINAS – CACHOEIRA PAULISTA ..................................................12 1.5.2. SECCIONAMENTO DA LT 440 KV BOM JARDIM - TAUBATÉ ............................................................13

2. LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA ...................................................................... 15


2.2. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS .............................................................................15 2.2.1. PARÂMETROS ELÉTRICOS ................................................................................................................15 2.2.2. CAPACIDADE DE CORRENTE .............................................................................................................15 2.2.3. REQUISITOS ELÉTRICOS ..................................................................................................................16 2.2.4. REQUISITOS MECÂNICOS ................................................................................................................22 2.2.5. REQUISITOS ELETROMECÂNICOS .....................................................................................................25

3. LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE SUBTERRÂNEA – LTAS .......................................................................................................... 25

4. LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA – LTS ....................................................... 25

5. SUBESTAÇÕES ................................................................................................................ 26

5.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS .............................................................................................................26

5.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ..............................27

5.3. CAPACIDADE DE CORRENTE ......................................................................................................27

5.4. SUPORTABILIDADE ......................................................................................................................28

5.5. EFEITOS DE CAMPOS ...................................................................................................................29

5.6. INSTALAÇÕES ABRIGADAS ........................................................................................................30

6. EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO .............................................................................. 31

6.1. DISJUNTORES ...............................................................................................................................31

6.2. SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO ..............................32

6.3. PARA-RAIOS ..................................................................................................................................32

6.4. TRANSFORMADORES DE CORRENTE E POTENCIAL ...............................................................33

6.5. UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA .....................................................................33



6.6. TRANSFORMADOR DEFASADOR ................................................................................................36

6.7. REATORES EM DERIVAÇÃO ........................................................................................................36

6.8. TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO .....................................................................................37

6.9. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE .............................................................................................37

6.10. BANCO DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ..............................................................................39

6.11. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS - CER ..............................................................39 6.11.1. CONDIÇÕES GERAIS .......................................................................................................................39 6.11.2. AJUSTE DO SISTEMA DE CONTROLE ..................................................................................................40 6.11.3. TEMPOS DE ELIMINAÇÃO DE DEFEITO ...............................................................................................41 6.11.4. FREQUÊNCIA .................................................................................................................................41 6.11.5. CICLO DE SOBRECARGA .................................................................................................................41 6.11.6. DESEMPENHO DO CER ..................................................................................................................42 6.11.7. TENSÕES NOMINAIS E LIMITES DE POTÊNCIA REATIVA ........................................................................42 6.11.8. CONFIGURAÇÃO MÍNIMA DOS CER ..................................................................................................42 6.11.9. PERDAS MÁXIMAS NOS COMPONENTES DO CER ...............................................................................43 6.11.10. DESEMPENHO HARMÔNICO .............................................................................................................43 6.11.11. CONDIÇÕES GERAIS PARA O DESEMPENHO HARMÔNICO.....................................................................43 6.11.12. AVALIAÇÃO DA PERFORMANCE DOS FILTROS ....................................................................................44 6.11.13. AVALIAÇÃO DO RATING DOS FILTROS: ..............................................................................................45 6.11.14. MODELOS PARA PROGRAMAS COMPUTACIONAIS ...............................................................................45

6.12. COMPENSADOR SÍNCRONO ........................................................................................................46

6.13. EQUIPAMENTOS LOCALIZADOS EM ENTRADAS DE LINHA ....................................................46 6.13.1. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA EM VAZIO ..................................................................46 6.13.2. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA SOB CARGA EM TERMINAIS COM CAPACITORES SÉRIE ...46

7. SISTEMAS DE PROTEÇÃO ............................................................................................. 47

7.1. DEFINIÇÕES BÁSICAS ..................................................................................................................47

7.2. REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES ...............................................................................................................................48

7.3. REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO .........................................................................................48

7.4. LINHA DE TRANSMISSÃO ............................................................................................................48 7.4.1. GERAL ..........................................................................................................................................48 7.4.2. COMPATIBILIZAÇÃO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO

48 7.4.3. LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV ....................................48 7.4.4. LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL DE 230 KV ................................................................48 7.4.5. LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU INFERIOR A 138 KV ..........................48 7.4.6. ESQUEMAS DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO ......................................................................................48 7.4.7. FUNÇÃO PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO ..................................................................................48

7.5. REQUISITOS PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO MANUAL. ............................................48

7.6. TRANSFORMADORES OU AUTOTRANSFORMADORES ...........................................................48



7.6.1. TRANSFORMADORES CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO NOMINAL É IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV .......48 7.6.2. TRANSFORMADORES OU AUTOTRANSFORMADORES CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO NOMINAL É 230 KV 48

7.7. TRANSFORMADORES DE ATERRAMENTO ................................................................................49

7.8. REATORES EM DERIVAÇÃO ........................................................................................................49

7.9. BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ............................................................................49

7.10. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE .............................................................................................49

7.11. BANCOS DE FILTROS ...................................................................................................................49

7.12. COMPENSADOR ESTÁTICO .........................................................................................................49

7.13. COMPENSADORES SÍNCRONOS .................................................................................................49

7.14. BARRAMENTOS COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 138 KV ...........................49

7.15. FALHA DE DISJUNTOR COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 138 KV ................49

7.16. SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO .......................................................................................49

8. SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ................................................................. 52

8.1. INTRODUÇÃO ................................................................................................................................52

8.2. REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES .....................52 8.2.1. REQUISITOS GERAIS .......................................................................................................................52 8.2.2. INTERLIGAÇÃO DE DADOS ...............................................................................................................52 8.2.3. RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES ....................................................................52

8.3. REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À REDE DE OPERAÇÃO ................................................................................................................................52

8.3.1. INTERLIGAÇÃO DE DADOS ...............................................................................................................53 8.3.2. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA A SUPERVISÃO DO SISTEMA ELÉTRICO ............................................53 8.3.3. INFORMAÇÕES E TELECOMANDOS REQUERIDOS PARA O CONTROLE AUTOMÁTICO DE GERAÇÃO (CAG) 53 8.3.4. REQUISITOS DE QUALIDADE DA INFORMAÇÃO ....................................................................................53

8.4. REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS .........................................................53 8.4.1. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS ..................................................53 8.4.2. REQUISITOS DE QUALIDADE DOS EVENTOS .......................................................................................53

8.5. ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS .....................................................................53

8.6. ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO. ..........................................................................................................................................56

8.7. REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DA(S) INSTALAÇÃO(ÕES) (SUBESTAÇÃO(ÕES)) COMPARTILHADA(S) DA REDE DE OPERAÇÃO. ..............................................57

8.8. AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ..................................................................................................................................................57

8.9. REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ......................................................................................................................57



9. REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ...... 58


9.2. REQUISITOS FUNCIONAIS ...........................................................................................................58

9.3. REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES 58

9.4. REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ....................................................58 9.4.1. TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV ...............58 9.4.2. TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL INFERIOR A 345 KV ..............................58 9.4.3. BARRAMENTOS ..............................................................................................................................58 9.4.4. TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO NOMINAL É IGUAL OU

SUPERIOR A 345 KV ....................................................................................................................................58 9.4.5. TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO NOMINAL É INFERIOR A

345 KV 58 9.4.6. REATORES EM DERIVAÇÃO. .............................................................................................................58 9.4.7. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE .....................................................................................................58 9.4.8. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS (CER) ..........................................................................58 9.4.9. BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ........................................................................................59 9.4.10. COMPENSADORES SÍNCRONOS .............................................................................................59

10. REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ........................ 60

10.1. REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................60 10.1.1. DISPONIBILIDADE ...........................................................................................................................60 10.1.2. QUALIDADE ...................................................................................................................................60 10.1.3. REQUISITOS DE CONFIGURAÇÃO DE VOZ E DE DADOS. .......................................................................60 10.1.4. SISTEMA DE ENERGIA .....................................................................................................................60 10.1.5. SUPERVISÃO .................................................................................................................................60 10.1.6. INFRAESTRUTURA ....................................................................................................................61 10.1.7. ÍNDICES DE QUALIDADE ...................................................................................................................61 10.1.8. CONTATO TÉCNICO ........................................................................................................................61

10.2. REQUISITOS TÉCNICOS DOS CANAIS PARA TELEPROTEÇÃO ..............................................61

10.3. TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV ...................................................................................................................................62

10.4. TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO DE 230 KV .....................62

10.5. REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ ...................................................62 10.5.1. ENTRE SUBESTAÇÕES ADJACENTES .................................................................................................62 10.5.2. COM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL .................................................................................................62 10.5.3. SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL .................................................................................................63 10.5.4. OUTROS ........................................................................................................................................63

10.6. REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS ..............................................63 10.6.1. SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA SUPERVISÃO E CONTROLE ............................................63 10.6.2. COM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL .................................................................................................64 10.6.3. SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL .................................................................................................64



10.6.4. RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ...................64 10.6.5. OUTROS SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS ..............................................................................64

11. DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESTE ANEXO TÉCNICO ........................................................................................................ 66

11.1. TENSÃO OPERATIVA ....................................................................................................................67

11.2. SOBRETENSÃO ADMISSÍVEL PARA ESTUDOS A 60 HZ ...........................................................67

11.3. CRITERIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS A 60 HZ .........................68 11.3.1. ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA ..................................................................................................68 11.3.2. ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ....................................................................................68 11.3.3. REJEIÇÃO DE CARGA ......................................................................................................................69 11.3.4. ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ...............70

11.4. CRITÉRIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS DE MANOBRA ...................................................................................................................................................70

11.4.1. ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ....................................................................................70 11.4.2. RELIGAMENTO TRIPOLAR DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO .....................................................................70 11.4.3. RELIGAMENTO MONOPOLAR ............................................................................................................71 11.4.4. REJEIÇÃO DE CARGA ......................................................................................................................74 11.4.5. ESTUDOS DE TENSÃO DE RESTABELECIMENTO TRANSITÓRIA (TRT) ...................................................75 11.4.6. ESTUDOS DE ENERGIZAÇÃO DE TRANSFORMADORES .........................................................................75 11.4.7. ESTUDOS DE MANOBRA DE BANCOS DE CAPACITORES .......................................................................76 11.4.8. MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES

DE ATERRAMENTO ................................................................................................................................76

11.5. OUTROS ESTUDOS .......................................................................................................................76 11.5.1. CAMPOS ELÉTRICOS E MAGNÉTICOS ....................................................................................76 11.5.2. ESTUDOS DE RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA .......................................................................................76 11.5.3. ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DOS COMPENSADORES ESTÁTICOS ..........................76 11.5.4. ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DA COMPENSAÇÃO SÉRIE ..............................................................78

12. REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO ...... 79

13. DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO .......................... 80

13.1. RELATÓRIOS DE ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ........................................80 13.1.1. ESTUDOS (RELATÓRIOS R1 E R2) .....................................................................................................80 13.1.2. MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO (RELATÓRIOS R3) .........................................................................80 13.1.3. CARACTERÍSTICAS DOS EQUIPAMENTOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES (RELATÓRIOS R4) ....................81

14. DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ................................................. 81

14.1. ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA ....................................................................................81

14.2. PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES ....................................................................................82

14.3. PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO .................................................................82

14.4. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ....................................................83

14.5. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE ...........................................84



14.6. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO ......................................................................84

14.7. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL ................................................85

14.8. PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO ........................................................................................85

15. CRONOGRAMA ............................................................................................................ 86

15.1. CRONOGRAMA FÍSICO DO EMPREENDIMENTO ........................................................................87



1. DESCRIÇÃO

1.1. DESCRIÇÃO GERAL

Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos das seguintes instalações, que passarão a integrar a Rede Básica do SIN – Sistema Interligado Nacional:

Linha de transmissão Araraquara 2 – Itatiba 500 kV; Subestação 500 kV Itatiba – compensador estático de reativos -300/+300 Mvar Subestação 440 kV Santa Bárbara D’Oeste - compensador estático de reativos -

300/+300 Mvar Linha de transmissão 500 kV Araraquara 2 – Fernão Dias Subestação Fernão Dias 500/440 kV Linha de transmissão 500 kV Itatiba - Bateias

1.2. CONFIGURAÇÃO BÁSICA

A configuração básica é caracterizada pelas instalações listadas nas Tabelas 1.2.1 a 1.2.6 a seguir.

Tabela 1.2.1 – Obras de linhas de transmissão

ORIGEM DESTINO CIRCUITO TENSÃO [kV] km



Araraquara 2 Fernão Dias C1 - Simples 500 241 Araraquara 2 Itatiba C1 - Simples 500 207 Itatiba Bateias C1- Simples 500 399

Tabela 1.2.2 – Obras de subestações

SUBESTAÇÃO kV EQUIPAMENTO

Fernão Dias 500

1 Módulo Geral - MG 1 Interligação de Barras – IB – DJM 1 Entrada de Linha – EL – DJM 4 Autotransformadores monofásicos 500/440/13,8 kV 400 MVA cada (3+1R) 1 Conexão de Transformador – DJM 4 Reatores Monofásicos 45,3 Mvar (3+1R) 1 Conexão de Reator de Linha – sem disjuntor

440 2 Interligações de Barras – IB - DJM 1 Conexão de Transformador

Araraquara 2 500

2 Entradas de Linha – EL - DJM 2 Interligações de Barras – IB – DJM 4 Reatores Fixos de Linha Monofásico 45,3 Mvar (3+1 reserva)/ para Fernão Dias 4 Reatores Fixos de Linha Monofásico 24,5 Mvar (3+1 reserva) – para Itatiba 2 Conexões de Reator de Linha – sem disjuntor

Itatiba 500

2 Entradas de linha – EL – DJM 1 Interligação de Barras – IB - DJM 4 reatores de linha monofásicos de 30 Mvar cada (p/Bateias) (1) 4 reatores de linha monofásicos 24,5 Mvar cada (p/Araraquara 2) (1) 1 Conexão de reator de linha manobrável com disjuntor (p/Bateias) 1 Conexão de Reator de Linha – sem disjuntor (p/Araraquara 2) 1 módulos de conexão de compensador estático de reativos - DJM 1 Compensador Estático de Reativos – CER -300/+300 Mvar

Santa Bárbara D’Oeste

440 1 módulo de interligação de barras -IB – DJM 1 módulos de conexão de compensador estático de reativos - DJM 1 Compensador Estático de Reativos – CER -300/+300 Mvar

Bateias 525

1 módulo de entrada de linha – EL – DJM 1 módulo de interligação de barras -IB – DJM 1 módulo de conexão de reator de linha sem disjuntor 4 reatores de linha monofásicos de 30 Mvar (1)

1 Compensação série 50% para Itatiba (2) 1 Conexão de compensação série

A TRANSMISSORA deverá verificar, para o projeto de linha de transmissão adotado, se os reatores estão adequados para a operação do sistema na faixa de frequência entre 56 Hz e 66 Hz.

Para o dimensionamento da capacidade real, em Mvar, da compensação série, deverão ser levados em conta os parâmetros da linha advindos da estrutura a ser efetivamente adotada na linha, bem como seu comprimento real.



Tabela 1.2.3 – Obras de subestações

SUBESTAÇÃO kV EQUIPAMENTO

Fernão Dias 500

2 Interligações de Barras – IB – DJM 6 Autotransformadores monofásicos 500/440/13,8 kV 400 MVA cada 2 Conexões de Transformador – DJM

440 1 Interligação de Barras – IB - DJM 2 Conexões de Transformador - DJM

TABELA 1.2.4 - ATIVIDADES DE RESPONSABILIDADE DA TRANSMISSORA VENCEDORA DA LICITAÇÃO

Subestação Atividades

SE Fernão Dias

Implementação em 500 kV, de 1 circuito duplo, entre o ponto de seccionamento da linha de transmissão 500 kV Campinas – Cachoeira Paulista e a subestação Fernão Dias, com aproximadamente 3,5 km.

Implementação de 2 entradas de linha – EL 500 kV em arranjo tipo disjuntor e meio na subestação Fernão Dias associadas ao seccionamento da LT Campinas – Cachoeira Paulista.

Implementação de 1 interligação de barramentos 500 kV em arranjo tipo disjuntor e meio na subestação Fernão Dias.

TABELA 1.2.5 – ATIVIDADES DE RESPONSABILIDADE DA TRANSMISSORA VENCEDORA DA LICITAÇÃO


SE Fernão Dias

Implementação em 440 kV, de 1 circuito duplo, entre o ponto de seccionamento da linha de transmissão 440 kV Bom Jardim – Taubaté e a subestação Fernão Dias, com aproximadamente 0,9 km.

Implementação de 2 entradas de linha – EL 440 kV em arranjo tipo disjuntor e meio na subestação Fernão Dias associadas ao seccionamento da LT Bom Jardim - Taubaté.



Campinas e Cachoeira Paulista

Aquisição dos equipamentos necessários para as modificações nas entradas de linha 500 kV nas subestações Campinas e Cachoeira Paulista associadas ao seccionamento da LT Campinas – Cachoeira Paulista e na subestação Fernão Dias 500 kV.



Bom Jardim e Taubaté

Aquisição dos equipamentos necessários para as modificações nas entradas de linha 440 kV nas subestações Bom Jardim e Taubaté associadas ao seccionamento da LT Bom Jardim – Taubaté e na subestação Fernão Dias 440 kV.

As instalações descritas nas tabelas 1.2.1, 1.2.2, 1.2.4, 1.2.5, 1.2.6 e 1.2.7 deverão entrar em operação comercial 42 meses após a assinatura do Contrato de Concessão e as instalações descritas na Tabela 1.2.3 deverão entrar em operação comercial 48 meses após a assinatura do Contrato de Concessão.



As instalações descritas nas tabelas 1.2.4 e 1.2.6 serão transferidas sem ônus para a concessionária Eletrobrás Furnas S.A, detentora da concessão da linha de transmissão 500 kV Campinas – Cachoeira Paulista a ser seccionada, 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 Eletrobrás Furnas S.A responsável pela operação e manutenção das linhas de transmissão resultantes do seccionamento e respectivos módulos de entrada de linha.

As instalações descritas nas tabelas 1.2.5 e 1.2.7 serão transferidas sem ônus para a concessionária Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP, detentora da concessão da linha de transmissão 440 kV Bom Jardim – Taubaté, proprietária da linha a ser seccionada, 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 Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP 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 6A 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 do item 13.1.1 e demais critérios constantes deste anexo.

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;

A localização da SE Fernão Dias, que pode variar em um raio de 3 km do local indicado no relatório de planejamento.

No caso dos seccionamentos de linhas de transmissão indicados nas tabelas 1.2.3 e 1.2.4, a TRANSMISSORA poderá propor configurações que evitem cruzamentos entre os novos trechos de linhas de transmissão e as linhas de transmissão existentes.

O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nas Tabelas 1.2.1, 1.2.2, 1.2.3, 1.2.4, 1.2.5, 1.2.6 e 1.2.7. 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 6A.

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 Erro! Fonte de referência não encontrada. deste ANEXO 6A.

Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE e 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 13.1 deste ANEXO 6A.

1.4. REQUISITOS GERAIS

O projeto e a construção das linhas de transmissão e demais equipamentos das subestações terminais devem estar em conformidade com as últimas revisões das normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT, no que for aplicável. 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.

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 6A e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reservas.

1.5. REQUISITOS TÉCNICOS NO CASO DE SECCIONAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO

1.5.1. SECCIONAMENTO DA LT 500 KV CAMPINAS – CACHOEIRA PAULISTA

Para a implementação do seccionamento da linha de transmissão Campinas – Cachoeira Paulista, das 2(duas) entradas de linha em 500 kV e de 1(uma) interligação de barramentos correspondentes na subestação Fernão Dias, a TRANSMISSORA deverá observar os requisitos descritos neste Anexo Técnico 6A e, adicionalmente, as normas e padrões técnicos de Eletrobrás Furnas S.A. Essas instalações serão transferidas para Eletrobrás Furnas S.A, 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 à Eletrobrás Furnas S.A., 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 1.4. 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 Eletrobrás Furnas S.A.

A TRANSMISSORA deverá adquirir os equipamentos necessários para as modificações nas entradas de linha 500 kV nas subestações Campinas e Cachoeira Paulista associadas ao seccionamento da LT Campinas – Cachoeira Paulista na subestação Fernão Dias 500 kV, e transferi-los para a Eletrobrás Furnas S.A., que será a responsável pela sua implementação, devendo estes equipamentos ser entregues nos locais onde serão instalados.

Para os equipamentos associados ao trecho de linha de transmissão, a TRANSMISSORA deverá fornecer à Eletrobrás Furnas S.A 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 Eletrobrás Furnas S.A 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 Eletrobrás Furnas S.A na linha de transmissão Campinas – Cachoeira Paulista.

1.5.2. SECCIONAMENTO DA LT 440 KV BOM JARDIM - TAUBATÉ

Para a implementação do seccionamento da linha de transmissão Bom Jardim – Taubaté e das 2(duas) entradas de linha em 440 kV na subestação Fernão Dias, a TRANSMISSORA deverá observar os requisitos descritos neste Anexo Técnico 6A e, adicionalmente, as normas e padrões técnicos da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP. Essas instalações serão transferidas para a CTEEP, 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 à Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP, 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 1.4. 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 Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP.

A TRANSMISSORA deverá adquirir os equipamentos necessários para as modificações nas entradas de linha 440 kV nas subestações Bom Jardim e Taubaté associadas ao seccionamento da LT Bom Jardim - Taubaté na subestação Fernão Dias, e transferi-los para a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP, que será a responsável pela sua implementação, devendo estes equipamentos ser entregues nos locais onde serão instalados.



Para os equipamentos associados ao trecho de linha de transmissão, a TRANSMISSORA deverá fornecer à Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP 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 a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP 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 Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP na linha de transmissão Bom Jardim - Taubaté.



2. LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA


A nova subestação Fernão Dias será suprida pela linha de transmissão 500 kV Araraquara 2 – Fernão Dias, e pelas seguintes:

1 trecho de linha de transmissão 500 kV, entre o ponto de seccionamento da LT Campinas – Cachoeira Paulista 500 kV, de propriedade da Eletrobrás Furnas S.A e a nova subestação Fernão Dias.

1 trecho de linha de transmissão 440 kV, entre o ponto de seccionamento da LT Bom Jardim – Taubaté 440 kV, de propriedade da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP e a nova subestação Fernão Dias.

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 as das linhas a serem seccionadas.

Além dos requisitos mínimos descritos neste Anexo Técnico, a TRANSMISSORA deverá respeitar, também, em cada novo trecho de linha oriundo de seccionamento, os critérios e padrões de projeto e de construção de Furnas Centrais Elétricas e da CTEEP.

As entradas de linha nas subestações Campinas, Cachoeira Paulista, Bom Jardim e Taubaté serão as existentes e de propriedade das empresas proprietárias das respectivas linhas existentes.

2.2. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS

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 13.

2.2.2. CAPACIDADE DE CORRENTE

As linhas e trechos de linha de transmissão devem ter capacidades operativas de longa e de curta duração não inferiores aos valores indicados na Tabela 2.2.2.1.

TABELA 2.2.2.1 - CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA E DE CURTA DURAÇÃO

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

LTA 500 kV Araraquara 2 – Fernão Dias 3360 4235

Trecho de LTA 500 kV entre o ponto de seccionamento da LTA 500 kV Campinas – Cachoeira Paulista e a SE Fernão Dias, CD (por circuito)

2142 2699

Trecho de LTA 440 kV entre o ponto de seccionamento da 2664 3212



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

LTA 440 kV Bom Jardim – Taubaté e a SE Fernão Dias, CD (por circuito) LTA 500 kV Araraquara 2 - Itatiba 3360 4235 LTA 500 kV Itatiba - Bateias 3360 4235

A capacidade de corrente de longa duração corresponde ao valor de corrente da linha de transmissão em condição normal de operação 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.

2.2.3. REQUISITOS ELÉTRICOS

2.2.3.1. DEFINIÇÃO DA FLECHA MÁXIMA DOS CONDUTORES

As linhas de transmissão devem ser projetadas 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.

(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.

As linhas de transmissão devem ser projetadas 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.

2.2.3.2. 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 2.2.3.1. Deverão ser atendidas, também, as prescrições das normas de dimensionamento e ensaios de ferragens eletrotécnicas de linhas de transmissão, em especial à norma NBR 7095 da ABNT, ou sua sucessora.

2.2.3.3. CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS

Nas condições climáticas estabelecidas no item 2.2.3.1, os cabos para-raios – conectados ou não à malha 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. 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 novos trechos de linha originados a partir de seccionamento de LTA existente – deve adotar, como premissa, no mínimo, os valores de corrente de curto-circuito fase-terra indicados na Tabela 2.2.3.3.1. Esses valores de corrente estão referidos ao nível de tensão dos barramentos das subestações terminais.

Tabela 2.2.3.3.1 – Correntes de curto-circuito nas SEs terminais para o dimensionamento dos cabos para-raios de nova LTA ou novo(s) trecho(s) de LTA em projeto

Linha ou trechos de linha de transmissão

Subestações terminais

Nível de tensão do barramento de

referência (kV)

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

LTA 500 kV Araraquara 2 – Fernão Dias Araraquara 2 500 63

LTA 500 kV Araraquara 2 – Fernão Dias Fernão Dias 500 50

Trechos de LTA entre o ponto de seccionamento da LTA 500 kV Campinas – Cachoeira Paulista e a SE Fernão Dias, CD

Fernão Dias 500 50

Trechos de LTA entre o ponto de seccionamento da LTA 440 kV Bom Jardim – Taubaté e a SE Fernão Dias, CD

Fernão Dias 440 50

LTA 500 kV Araraquara 2 - Itatiba Araraquara 2 500 63

LTA 500 kV Araraquara 2 - Itatiba Itatiba 500 50

LTA 500 kV Itatiba - Bateias Itatiba e Bateias 500 50

(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 2.2.3.3.2 (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 2.2.3.3.2 (coluna dimensionamento).

Tabela 2.2.3.3.2 – 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

LTA 500 kV Cachoeira Paulista – Campinas Fernão Dias 500 kV 20 50

LTA 440 kV Bom Jardim - Taubaté Fernão Dias 440 kV 20 50

2.2.3.4. APLICAÇÃO DE CABOS PARA-RAIOS COM FIBRA ÓTICA – OPGW

A aplicação de cabos para-raios com fibra ótica em linhas de transmissão deve ser feita com base nas seguintes regras:

(a) No caso de nova linha de transmissão

As novas linhas de transmissão devem ser projetadas com pelo menos um cabo para-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 para-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



É de responsabilidade da TRANSMISSORA manter a continuidade, confiabilidade e capacidade de transmissão para suprir as necessidades operativas de comunicação, supervisão e proteção entre as subestações.

2.2.3.5. PERDA JOULE NOS CABOS CONDUTORES E PARA-RAIOS

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 2.2.3.5.1.

Tabela 2.2.3.5.1 – Resistência de sequência positiva da linha por unidade de comprimento (Ω/km)

Linha ou trechos de linha de transmissão

Temperatura de referência (°C)

Resistência de sequência positiva da linha por unidade

de comprimento (Ω/km)

LTA 500 kV Araraquara 2 – Fernão Dias 50 0,0174

Trechos de LTA entre o ponto de seccionamento da LTA 500 kV Campinas – Cachoeira Paulista e a SE Fernão Dias, CD

50 0,0232

Trechos de LTA entre o ponto de seccionamento da LTA 440 kV Bom Jardim – Taubaté e a SE Fernão Dias, CD

50 0,0258

LTA 500 kV Araraquara 2 - Itatiba 50 0,0174

LTA 500 kV Itatiba – Bateias 50 0,0174

A perda Joule nos cabos para-raios deve ser inferior a 5% das perdas no cabo condutor para qualquer condição de operação.

2.2.3.6. 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, o desequilíbrio de tensão de sequencia negativa e zero deve estar limitado a 1,5% em vazio e a plena carga.

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 nova subestação Fernão Dias, a partir dos seccionamentos das linhas de transmissão 500 kV Campinas – Cachoeira Paulista e 440 kV Bom Jardim - Taubaté, existentes e de propriedade da Eletrobrás Furnas S.A. e da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP, respectivamente, a TRANSMISSORA deverá calcular os desequilíbrios de tensão de sequência negativa e zero, em vazio e a plena carga, nas barras de 500 e 440 kV da nova SE. 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.

2.2.3.7. TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA

A tensão máxima operativa da linha de transmissão para a classe de tensão correspondente está indicada na Tabela 2.2.3.7.1.

Tabela 2.2.3.7.1 – Tensão máxima operativa

Classe de tensão [kV] Tensão máxima operativa [kV] 69 72,5 88 92,4

138 145 230 242 345 362 440 460 500 550 525 550 765 800

2.2.3.8. 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 LTA. 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 (cinquenta) 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 LTA, independentemente do comprimento do vão, mesmo que para tanto a largura da faixa de segurança seja variável ao longo da LTA, em função do comprimento do vão.

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 2.2.3.8.1.

Tabela 2.2.3.8.1 – 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

O número total de desligamentos por descargas atmosféricas da linha de transmissão, para a configuração de cabos para-raios adotada, deve ser inferior ou, no máximo, igual àqueles indicados na Tabela 2.2.3.8.2:

Tabela 2.2.3.8.2 – Número mínimo de cabos para-raios por estrutura e desempenho da LTA frente a descargas atmosféricas

Classe de tensão [kV]

Número mínimo de cabos para-raios por estrutura

Desligamentos de um circuito por 100 km por ano

Devido a falha de blindagem Total

≥ 345 2 ≤10-2 ≤1

230 2 ≤10-2 ≤2

2.2.3.9. EMISSÃO ELETROMAGNÉTICA

Os efeitos tratados nas alíneas (a) a (c) devem ser verificados à tensão máxima operativa da linha indicada na Tabela 2.2.3.7.1.

(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


2.2.3.10. 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 LTA, 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 LTA em projeto com outra(s) LTA existente(s) da Rede Básica. Seguem, abaixo, as informações mínimas da(s) LTA em cruzamento a serem prestadas pelo agente:

(a) Identificação com as SEs terminais do trecho em questão.

(b) Tensão nominal.

(c) Número de circuitos.

(d) Disposição das fases (horizontal, vertical, triangular etc).

Nos casos relacionados a seguir, de cruzamento da LTA em projeto com outra(s) LTA da Rede Básica, a LTA 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 LTA existente com tensão igual ou superior à de projeto.

(b) Quando a tensão nominal da LTA em projeto for menor que a da LTA existente.

2.2.4. REQUISITOS MECÂNICOS

2.2.4.1. CONFIABILIDADE

O projeto mecânico da linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60.826 – 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 250 anos para linha de transmissão de tensão nominal superior a 230 kV. Deve ser adotado período de retorno do



vento igual ou superior a 150 anos para linha de transmissão de tensão nominal igual ou inferior a 230 kV.

2.2.4.2. 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) 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 2.2.4.1, 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 LTA.

2.2.4.3. 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 2.2.4.1, 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 2.2.4.4.

(c) Estado de referência

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

2.2.4.4. 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.

2.2.4.5. 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.

2.2.4.6. 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 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 consequente 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, seja no aspecto de sensibilidade, de expansibilidade e 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.

2.2.5. REQUISITOS ELETROMECÂNICOS

2.2.5.1. DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

Os cabos para-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 para-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 para-raios estão isentas deste requisito.

2.2.5.2. 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 mesma.

2.2.5.3. 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.

3. LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE SUBTERRÂNEA – LTAS

Não se aplica.

4. LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA – LTS

Não se aplica.



5. SUBESTAÇÕES

5.1. 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 13. 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.

A TRANSMISSORA acessante às subestações Araraquara 2, Santa Bárbara D’Oeste, Itatiba e Bateias deverá observar os critérios e requisitos básicos dessas subestações, 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 e compensações reativas. 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.

Na subestação de Fernão Dias, 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. A área mínima a ser considerada para a subestação Fernão Dias é de 240.000 m² (duzentos e quarenta mil metros quadrados), devendo contemplar espaço suficiente para as futuras ampliações descritas nos relatórios mencionados nos itens 13.1, 13.2 e 13.3.

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.

O módulo geral é composto pelos custos diretos de: terreno, cercas, terraplenagem, drenagem, grama, embritamento, arruamento, iluminação do pátio, proteção incêndio, sistema abastecimento de água, sistema de esgoto, malha de terra, canaletas principais, acessos, edificações, serviço auxiliar, área industrial, sistema de ventilação e ar condicionado, sistema de comunicação, sistema de ar comprimido e canteiro de obras.

Os serviços auxiliares, sistema de água, sistema de incêndio, edificações da subestação (casa de comando, casa de relés, guaritas), acesso, área industrial, sistema de ventilação e ar condicionado, sistema de comunicação, e canteiro de obras podem ser compartilhados com



outra(s) transmissora(s), não havendo impedimento que a transmissora atenda as suas necessidades de forma autônoma, observando sempre a adequada prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica, Cláusula Terceira do Contrato de Concessão.

5.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES

A Transmissora deve seguir as configurações de barramento explicitadas na Tabela 1.2.2.

5.3. 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 11.3.4.

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 11 deste anexo técnico.

A corrente nominal dos disjuntores e chaves seccionadoras de vãos de linha deve ser de 4000 A, ou superior, caso a Transmissora determine a necessidade.

A corrente nominal dos equipamentos de vãos de transformadores, reatores etc., deve ser no mínimo igual à 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 da subestação Araraquara 2 em 500 kV devem suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir:

Corrente de curto-circuito nominal: 63 kA

Valor de crista da corrente suportável nominal: 163,8 kA (fator de assimetria de 2,6)

Os equipamentos e demais instalações das subestações Fernão Dias, Itatiba, Bateias e Santa Bárbara D’Oeste em 500 kV e 440 kV devem suportar, no mínimo, 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)

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 11 desse anexo técnico.

(c) Sistema de aterramento

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

5.4. 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.5.4.1 – 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 6.13.

Isolamento sob poluição



As instalações devem ser isoladas de forma a atender, sobre tensão 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 NBR 5419.

5.5. 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 os pátios são as seguintes:

Tabela 5.5.1 – Tensão mínima para início e extinção de corona visual.

Tensão nominal (kV) Tensão mínima (kV fase – terra eficaz) 765 536

500 ou 525 350

440 308

345 242

230 161

(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


(d) Campo magnético




5.6. 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.



6. EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO

6.1. DISJUNTORES

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

(b) O tempo máximo de interrupção para disjuntores classe de tensão de 550 kV e 362 kV deve ser de 2 ciclos e, para os disjuntores classe de 245 kV, 145 kV e 72,5 kV deve ser de 3 ciclos para a frequência de 60 Hz.

(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 5.3 (b). Relações de assimetria superiores a indicada no item 5.3 (b) poderão ser necessárias, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 11 deste anexo técnico.

(e) Os disjuntores devem ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de discrepância de polos 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 aplicam acionamento e 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 11.

(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 frequência de 60 Hz, para os disjuntores dos pátios de 500 kV. Os correspondentes valores para os pátios de 345 kV é de 507 kV, 230 kV é de 339 kV, 138 kV é de 203 kV e 69 kV é de 102 kV à frequência de 60 Hz. Valores superiores a estes podem ser necessários, caso os estudos definidos no item 11 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 11 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.

6.2. 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 11.4.8.

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 5.3 (b).

Fatores de assimetria superiores ao indicado em 5.3 (b) poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos nos item 11 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.

6.3. PARA-RAIOS

Deverão ser instalados para-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 para-raios devem ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), adequados para instalação externa.



Os para-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 11 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 para-raios escolhido para posterior utilização no empreendimento.

6.4. 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 TPX ou TPY, 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, o ciclo de religamento previsto e a real carga secundária do transformador de corrente. Este requisito objetiva limitar a saturação do transformador de corrente durante curtos-circuitos e religamentos rápidos, de forma que o erro instantâneo de medição até o instante de atuação da proteção não ultrapasse 10%.

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 5.3 (b).

Fatores de assimetria superiores ao indicado em 5.3 (b) poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 11 deste anexo técnico.

6.5. UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA

Deverão ser instalados 10 (quatro) autotransformadores monofásicos 500/√3 - 440/√3 – 13,8 kV, na SE Fernão Dias, com potência nominal de 400 MVA, cada autotransformador, o qual faz parte deste leilão, sendo 1 reserva.

(a) Potência nominal

As unidades transformadoras monofásicas deverão ser especificadas com potência nominal de 400 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.



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 440 kV.

Deve ser especificada a faixa de derivações de tape de +10% e -10% da tensão nominal, com no mínimo 21 posições.

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 Fernão Dias devem ser especificadas para operar desde sua entrada em operação com:

A. Carregamento não inferior a 120% da potência nominal definida no item 6.5 (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 6.5 (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 35 anos.

As unidades transformadoras devem ser capazes 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.

As unidades transformadoras 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 respectivos terminais de alta e baixa tensão.

A unidade transformadora de potência deve ser capaz de suportar o perfil de sobre-excitação em vazio a 60 Hz, de acordo com a Tabela 6.5.1 em qualquer derivação de operação.



Tabela 6.5.1 – Sobre-excitação em vazio a 60 Hz, em qualquer derivação

Período (segundos) Tensão de derivação (pu)

10 1,35

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, no entanto, o valor de impedância entre 12,5% e 13% na base nominal das unidades transformadoras (com todo o sistema de refrigeração em operação), 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 compatibilizadas de forma a atender as condições de paralelismo das unidades.

(e) Perdas

O valor das perdas máximas para autotransformadores e transformadores monofásicos ou trifásicos de qualquer potência deve ser inferior ou igual 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 6.5.2 a seguir.

Tabela 6.5.2 – 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 frequência 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.

6.6. TRANSFORMADOR DEFASADOR

Não se aplica.

6.7. REATORES EM DERIVAÇÃO

(a) Tolerâncias

Serão admitidas as seguintes tolerâncias do reator:

Impedância: 2% por fase em relação ao valor especificado e não devendo afastar-se 1% do valor médio medido das três fases das unidades;

(b) Esquemas de aterramento

Os bancos de reatores poderão considerar os seguintes esquemas de aterramento:

Estrela solidamente aterrada; Estrela aterrada através de impedância.

Caso seja necessário o uso de impedância de aterramento, o isolamento do neutro do reator deve ser dimensionado considerando esse equipamento.

(c) Perdas

Para reatores em derivação trifásicos ou monofásicos de potência nominal igual ou superior a 5 Mvar e de tensão nominal do enrolamento de alta tensão igual ou superior a 230 kV, as perdas totais máximas, à tensão e frequência nominais, devem atender à Tabela 6.7.1 abaixo

TABELA 6.7.1 – PERDAS PARA REATORES EM DERIVAÇÃO TRIFÁSICOS OU MONOFÁSICOS

Perdas totais máximas para reatores em derivação trifásicos ou monofásicos com tensão nominal ≥ 230 kV Perdas em porcentagem da potencia nominal

Potência Nominal (Pn) Perdas Máximas 5 ≤ Pn < 10 Mvar 0,70 %

10 Pn < 15 Mvar 0,60 %

15 Pn < 20 Mvar 0,50 %

20 Pn < 30 Mvar 0,40 %

Pn 30 Mvar 0,30 % Nota: Perdas totais na tensão e frequência nominais.

(d) Suportabilidade a Sobretensões

O equipamento deve ser capaz de suportar os níveis de sobretensões transitórias e temporárias definidos pelos estudos de sistema.



O dimensionamento dos reatores, em especial os de linha, deverá considerar a possibilidade de sobretensões em regime normal de operação de forma a não serem limitadores da capacidade de transmissão da linha.

Os reatores manobráveis devem ser especificados para suportar os transitórios devido às manobras de abertura e fechamento diária de seus disjuntores durante a vida útil estabelecida no item 6.7(h).

(e) Característica V x I

Deve ser definida por estudos de sistema e engenharia.

(f) Isolamento do neutro

A necessidade de adoção de reator de neutro deverá ser identificada nos estudos de religamento monopolar, considerando a frequência da rede entre 56 Hz e 66 Hz. Caso seja necessário o uso de impedância de aterramento, o isolamento do neutro do reator deve ser dimensionado considerando esse equipamento.

(g) Regime de operação

Os reatores em derivação devem ser especificados para operar continuamente na máxima tensão operativa da rede durante toda a sua vida útil.

(h) Vida útil

Os reatores em derivação submetidos ao regime de operação definido no item 6.7(g) devem ser especificados para a expectativa de vida útil de 36 anos.

6.8. TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO

Não se aplica.

6.9. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE

(a) Características gerais

A reatância capacitiva total do banco deve ser calculada com base no percentual de compensação da linha estabelecido neste anexo técnico e no comprimento da mesma, resultante do projeto da linha proposto pela TRANSMISSORA;

A TRANSMISSORA deverá explicitar a corrente de swing adotada no projeto do banco série, justificando o valor adotado com base em avaliações dinâmicas;

A capacidade de sobrecarga deve atender à norma ou a valores superiores, quando os estudos de planejamento da expansão da transmissão assim o indicarem;

A TRANSMISSORA deve dimensionar o banco série e seu esquema de proteção considerando não apenas o ano de entrada em operação, mas também o ano horizonte de planejamento, fazendo uso dos dados disponibilizados pela EPE e pelo ONS;

Em relação à capacitância, são admitidas as seguintes tolerâncias nos bancos de capacitores: 2,0% por fase em relação ao valor especificado. Nenhum valor medido de quaisquer das três fases deve afastar-se mais de 1% do valor médio medido das três fases;



O valor médio das perdas dielétricas de cada unidade capacitiva à tensão e frequência nominais, com resistor de descargas e à temperatura de 20ºC deve ser de, no máximo, 0,12 W/kvar, para capacitores sem fusíveis internos, e 0,16 W/kvar, para capacitores com fusíveis internos;

O banco de capacitores série fixos não deve provocar o surgimento de fenômeno de ressonância subsíncrona na região onde será instalado.

(b) Características específicas

As características principais da compensação série a ser instalada nestas linhas de transmissão são:

TABELA 6.9.1 – CORRENTES DA COMPENSAÇÃO SÉRIE

LTA em 500 kV Inominal (A) I30 min (A)

Grau de Compensação por circuito (%)

LTA Itatiba - Bateias 2309 3117 50

Admite-se a padronização de valores de corrente nominal do banco série, respeitando-se os valores mínimos de capacidade nominal supra mencionados. A capacidade de 30 minutos deverá ser 35% superior à capacidade nominal.

(c) Requisitos dos varistores dos equipamentos de compensação reativa série

Os varistores dos equipamentos de compensação reativa série deverão ser definidos levando em consideração todos os cenários e intercâmbios previstos, da configuração inicial ao ano horizonte de planejamento, bem como todos os tipos de falta.

Os requisitos de energia dos varistores deverão ser definidos pela TRANSMISSORA para condição de falta externa mais crítica, inclusive para a condição de linha paralela fora de serviço.

Não será permitida a atuação de dispositivos de proteção dos varistores para faltas externas ao banco série, à exceção dos seguintes casos específicos:

Faltas externas que sejam eliminadas em mais de 100 ms. Neste caso, o dispositivo de proteção dos varistores só poderá atuar 100 ms após a detecção da falta. O banco de capacitores série deverá ser reinserido em até 300 ms após a eliminação da falta.

Faltas externas trifásicas eliminadas em até 100 ms, com religamento mal sucedido após 500 ms de tempo morto. Neste caso o dispositivo de proteção dos varistores só poderá atuar após 100 ms da tentativa mal sucedida de religamento.

(d) Demonstração do atendimento aos requisitos

A TRANSMISSORA deve apresentar no Projeto Básico:

Memória de cálculo do dimensionamento dos diversos componentes do “Main Circuit”



Descrição do comportamento térmico do banco após aplicação de uma sequencia de faltas e da atuação do by-pass, incluindo a curva de aquecimento/resfriamento do banco;

Estudo de dimensionamento do MOV do banco série e da definição dos ajustes de by-pass por corrente ou energia, a ser realizado no programa ATP (Alternative Transients Program);

Modelos de transitórios eletromagnéticos para a representação do banco série no programa ATP, em meio digital, e com a documentação necessária. Estes modelos deverão ser apresentados em uma versão padrão do fornecedor no projeto básico e posteriormente, para os estudos pré-operacionais, na versão definitiva e fidedigna do equipamento fornecido;

Estudos de ressonância subsíncrona, estabilidade eletromecânica e transitórios eletromagnéticos.

6.10. BANCO DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO

Não se aplica.

6.11. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS - CER

A configuração básica indica a necessidade de utilização de compensadores estático de reativos, nas subestações Itatiba 500 kV e Santa Bárbara D’Oeste 440 kV, cujos requisitos técnicos estão descritos a seguir.

6.11.1. CONDIÇÕES GERAIS

(a) O sistema de controle do compensador estático não pode comprometer o desempenho do SIN, tanto em operação normal como sob contingências, emergências e operação degradada, para regimes permanente e transitório.

(b) O compensador estático não deve propiciar o surgimento de condições de ferrorressonância, nem de saturação assimétrica de núcleos de transformadores.

(c) Para qualquer cálculo de harmônicos e filtros devem ser consideradas as tolerâncias de fabricação das impedâncias dos transformadores elevadores dos CERs, incluindo diferenças entre fases, bem como os valores especificados de tensão de sequencia negativa da rede e da faixa de variação da frequência fundamental.

(d) O controle do CER deve ser concebido de forma a evitar hunting com controles de outros CERs eletricamente próximos. As operações do sistema de controle de elementos manobráveis e/ou comutadores automáticos de transformadores (do compensador estático ou externos), não devem dar origem a oscilações intermitentes (huntings) entre estes elementos, nem entre nenhum deles e o controle do compensador.

(e) O controle do compensador estático deve ser concebido de forma a contribuir para minimizar as perturbações no sistema elétrico, durante uma falta. O controle deve ser dimensionado considerando a necessidade de atuação do esquema de religamento monopolar.



(f) O controle do CER deve permitir a entrada de sinais de grandezas elétricas adicionais (fluxo de potência ativa, frequência, etc.) com o objetivo de modular, se necessário, a potência reativa do CER no sentido de amortecer oscilações de tensão, oscilações de potência na rede elétrica e ressonâncias subsíncronas.

(g) O controle do CER deve ser projetado de tal forma a não comprometer a estabilidade de tensão da rede elétrica. Para tanto, deve identificar a sensibilidade da tensão da rede elétrica à variação da susceptância do CER, e adotar medidas corretivas no sentido de evitar condições de instabilidade.

(h) Deve ser demonstrado o desempenho do compensador estático para a operação em condições nominais e degradadas por meio de estudos, com programas de transitórios eletromagnéticos e de estabilidade transitória e dinâmica, a serem elaborados pelo agente transmissor.

(i) Todos os equipamentos integrantes dos dois CER previstos neste lote deverão ser dimensionados para suportar solicitações de curto-circuito nas respectivas barras de conexão da Rede Básica:, Itatiba 500 kV e Santa Barbara do Oeste 440 kV.

(j) Deve ser possível ajustar a inclinação da rampa do controle do CER de forma contínua dentro da faixa de tensão operativa em regime permanente definida no item 6.11.7.

(k) Deverá ser fornecido na etapa de projeto básico a memória de cálculo com o dimensionamento do circuito principal do compensador estático.

6.11.2. AJUSTE DO SISTEMA DE CONTROLE

São indicadas na tabela a seguir as potências de curto-circuito trifásicas nos barramentos de conexão (Itatiba 500 kV e Santa Bárbara 440 kV), no ano de entrada em operação para o ajuste do sistema de controle dos compensadores estáticos de Itatiba e Santa Bárbara.

Potência de curto – circuito trifásica (MVA)

Santa Bárbara D’Oeste Itatiba

Geração máxima (2015)

Geração mínima (sistema degradado)

Geração máxima (2015)

Geração mínima (sistema degradado)

14137 Vide nota (a) 18305 Vide nota (a)

Nota:

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

(b) A potência de curto circuito trifásica máxima, prevista para Itatiba 500 kV em 2014, é de 15599 MVA.

(c) A potência de curto circuito trifásica máxima, prevista para Santa Bárbara do Oeste 440 kV em 2014, é de 13942 MVA.



6.11.3. TEMPOS DE ELIMINAÇÃO DE DEFEITO

O projeto deve considerar os seguintes tempos de eliminação de falta:

Tabela 6.11.3.1 Tempos de eliminação de defeitos (ms)

Tensão(kV) Sem falha de disjuntor

Com falha de disjuntor

765 80 200 525 e 500 100 250 440 100 250 345 100 400 230 150 500 138 150 500 138 (*) 450 750 88 (*) 450 750 69 (*) 800 1000

(*) sem teleproteção

6.11.4. FREQUÊNCIA

O CER deverá dimensionado para operar nas seguintes condições de frequência:

Faixa de Frequência em Regime Permanente: 60 Hz ± 0,2 Hz

Faixa de Variação Transitória de Frequência

56 a 59,8 Hz por 20 segundos

60,2 a 66 Hz por 20 segundos

A faixa de operação em regime permanente deverá ser utilizada para cálculos de desempenho de equipamentos e as faixas de operação transitória para o cálculo dos valores de capacidade (rating).

6.11.5. CICLO DE SOBRECARGA

O CER deverá ser capaz de suportar as seguintes condições de operação em sobrecarga:

Tabela 6.11.5.1 – Tensão x Tempo

Tensão (pu) Tempo 1,80 50 ms (Ind) 1,40 200 ms (Ind) 1,30 1 s (Ind) 1,20 10 s (Ind)

1,05(1) Contínuamente (Cap/Ind)

Nota 1: Para as tensões de operação de 500 ou 525 kV, o ciclo deverá prever a operação continua para 550 kV(1,10 pu de 500 kV).

O CER deverá suportar o ciclo de sobretensão/sobrecarga indutiva, a partir do regime permanente, totalmente indutivo, observando ainda as seguintes condições:



sem que haja disparo protetivo da válvula de tiristores produzido pelas sobretensões de bloqueio dos tiristores (“turn-off overshoot”);

sem que a temperatura de junção dos tiristores supere a máxima temperatura de junção admitida no projeto;

sem que haja limitação no ângulo de disparo do(s) TCR(s) (reator controlado a tiristores).

6.11.6. DESEMPENHO DO CER

A resposta ao degrau do CER deverá apresentar, no mínimo, o seguinte desempenho:

Tabela 6.11.6.1 – Resposta do CER

Parâmetros Valor Response time (rise time): 90% do valor final 33 ms Settling time: ±5% do valor final 100 ms Overshoot: sem exceções 30%

Esta resposta deve ser atingida para qualquer tensão dentro da faixa operativa, para qualquer condição da rede externa ao CER. O tempo de resposta do controle do CER é avaliado considerando a variação da tensão medida do ponto de conexão do CER, após as filtragens, com o estatismo do controle ajustado em zero.

6.11.7. TENSÕES NOMINAIS E LIMITES DE POTÊNCIA REATIVA

A Tabela 6.11.7.1 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(s) transformador(es) do CER.

TABELA 6.11.7.1 – 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)

Itatiba 500 475 a 550 -300/+300 Santa

Bárbara D’Oeste

440 396 a 460 -300/+300

6.11.8. CONFIGURAÇÃO MÍNIMA DOS CER

O CER deverá ser composto no mínimo por dois módulos de TSCs (Capacitor Chaveado a Tiristores) e dois 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, -300 /+300 Mvar, deve ser proporcionada por dispositivos de chaveamentos controlados eletronicamente por semicondutores e não é 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, o desempenho do CER (subitem 6.11.6) e o desempenho harmônico definido no subitem 6.11.10.

6.11.9. PERDAS MÁXIMAS NOS COMPONENTES DO CER

As perdas máximas totais do CER, incluindo as perdas do transformador e os serviços auxiliares para refrigeração das válvulas, devem ser iguais ou menores a 0,60% com máxima potência reativa capacitiva, a 0,20% com potência reativa nula e a 0,80% com máxima potência reativa indutiva. Estas potências reativas são referidas aos lados de alta tensão, dos compensadores estáticos, com tensão nominal e 60 Hz. Os citados valores percentuais são referidos à potência de 300 MVA.

6.11.10. DESEMPENHO HARMÔNICO

Definições :

(a) Distorção de tensão harmônica individual

hV=D (em %)

(b) Distorção de tensão harmônica total (DTHT) é a raiz quadrada do somatório quadrático das tensões harmônicas de ordens 2 a 30:

2hV=DTHT

(em %), onde:

1

hh v

v100V tensão harmônica de ordem h em porcentagem da fundamental

hv tensão harmônica de ordem h (V)

1v tensão fundamental nominal (V)

6.11.11. CONDIÇÕES GERAIS PARA O DESEMPENHO HARMÔNICO

Devem-se considerar, para a avaliação do desempenho harmônico do CER (Compensador Estático de Reativos), as seguintes condições e requisitos:

(a) A determinação do envelope de impedância harmônica da rede CA deve considerar os diversos cenários de evolução da rede ao longo do período de concessão, nas configurações relativas aos patamares de carga leve, média e pesada. A TRANSMISSORA poderá representar cargas, devendo demonstrar, a adequação do modelo de carga adotado. Preferencialmente a carga deverá ser representada onde ela está concentrada, ou seja, principalmente na distribuição primária. O envelope total poderá ser subdividido em subenvelopes de harmônicos sucessivos. Além dos harmônicos do grupo deverão ser incluídos em cada subenvelope o harmônico imediatamente superior e imediatamente inferior as ordens harmônicas do grupo, com a finalidade de garantir a intersecção entre os conjuntos.



(b) Deve ser considerada a necessidade de atendimento ao desempenho harmônico, para as configurações de rede completa e (n-1) da rede CA.

(c) A TRANSMISSORA deve manter para todas as etapas de implementação do presente lote, o desempenho harmônico estabelecido no submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede, considerando as condições de máxima dessintonia dos filtros e às condições mais severas de geração de correntes harmônicas pelos TCRs.

(d) Deve ser considerada a possibilidade de operação da rede CA com um desbalanço máximo de sequencia negativa de 2,0%. Nos casos de filtros ativos ou passivos de sintonia automática, devem ser considerados os erros de controle.

As instalações da TRANSMISSORA deverão ainda:

(e) Ter desempenho harmônico, do ponto de vista de distorção harmônica no ponto de acoplamento comum (PAC) com a rede básica, demonstrado por meio de estudos e de medições nos barramentos CA da rede básica conectados à subestação onde se localiza o CER, conforme estabelecido no Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede. Esses estudos e medições são de responsabilidade da TRANSMISSORA. As medições devem ser realizadas durante o comissionamento, mas podem também virem a ser solicitadas em outras ocasiões, a critério do ONS. O agente deverá instalar um equipamento de monitoração contínua, que utilize métodos e equipamentos de medição autorizados pelo ONS.

(f) Não permitir que as correntes harmônicas nas linhas CA conectadas ao CER, produzam interferências em linhas telefônicas em operação na data de comissionamento do CER, acima dos limites das normas correspondentes.

6.11.12. AVALIAÇÃO DA PERFORMANCE DOS FILTROS

A tabela a seguir define os limites de distorção harmônica individual (D) na barra de conexão a serem atendidos pela TRANSMISSORA, considerando o CER como o único gerador de harmônicos.

TABELA 6.11.12.1 – LIMITES DE DISTORÇÃO HARMÔNICA INDIVIDUAL

13,8 kV V 69 kV V 69 kV ÍMPARES PARES ÍMPARES PARES

ORDEM VALOR(%) ORDEM VALOR(%) ORDEM VALOR(%) ORDEM VALOR(%) 3 a 25 1,5 3 a 25 0,6

todos 0,6 todos 0,3

27 0,7 27 0,4

DTHTS95% = 3 DTHTS95% = 1,5



6.11.13. AVALIAÇÃO DO RATING DOS FILTROS:

Para a definição do rating dos elementos dos filtros, a TRANSMISSORA deverá avaliar as harmônicas externas ao seu CER (background harmonics), considerando os valores limites globais apresentados na tabela a seguir, que impliquem nos piores valores de corrente e tensão nos componentes dos filtros, respeitando o limite global de DTHT.

TABELA 6.11.13.1 – LIMITES GLOBAIS DE TENSÃO EXPRESSOS EM PORCENTAGEM DA TENSÃO FUNDAMENTAL

V < 69 kV V ≥ 69 kV

ÍMPARES PARES ÍMPARES PARES

ORDEM VALOR(%) ORDEM VALOR(%) ORDEM VALOR(%) ORDEM VALOR(%)

3, 5, 7 5% 3, 5, 7 2%

2, 4, 6 2% 2, 4, 6 1%

9, 11, 13 3% 9, 11, 13 1,5%

≥8 1% ≥8 0,5%

15 a 25 2% 15 a 25 1%

≥27 1% ≥27 0,5%

DTHT = 6% DTHT = 3%

Os filtros deverão ser dimensionados para que não haja necessidade de desligamento por overrating em condições operativas normais e de contingências simples (n-1) da rede externa.

6.11.14. MODELOS PARA PROGRAMAS COMPUTACIONAIS

Deverão ser encaminhados à ANEEL os modelos computacionais dos compensadores estáticos a serem utilizados em estudos de sistemas, conforme tabela abaixo:

TABELA 6.11.14.1 - MODELOS DE PROGRAMAS COMPUTACIONAIS

Aplicação Programa computacional Observação Estudo de fluxo de carga

Anarede – desenvolvido pelo Cepel

Estudos de transitórios eletromecânicos

Anatem – desenvolvido pelo Cepel

Estudos de transitórios eletromagnéticos

ATP - Alternative Transients Program

O grau de detalhamento do modelo deve ser definido pelo fabricante, de modo a permitir a análise do desempenho do CER frente a surtos de manobra.

Os modelos devem ser acompanhados de documentação detalhada, incluindo todo o material relativo a sua descrição, filosofia e aferição em relação ao equipamento real.

Ressalta-se que os estudos pré-operacionais, que são realizados até 6 meses antes da entrada em operação dos equipamentos, já devem dispor destas modelagens, devidamente testadas, para as suas avaliações.



Ressalta-se que a indisponibilidade da modelagem do equipamento, devidamente testada e documentada, pode vir a ser um impeditivo para a sua entrada em operação.

6.12. COMPENSADOR SÍNCRONO

Não se aplica.

6.13. EQUIPAMENTOS LOCALIZADOS EM ENTRADAS DE LINHA

6.13.1. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA EM VAZIO

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, seccionadores e transformadores de potencial, deverão ser dimensionados para suportar por uma hora as sobretensões à frequência industrial de acordo com a Tabela 6.13.1.1.

Tabela 6.13.1.1 – Tensão eficaz entre fases admissível nas extremidades das linhas de transmissão 1 hora após manobra (kV)

Tensão nominal Tensão sustentada 138 152 230 253 345 398 440 506

500/525 600

6.13.2. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA SOB CARGA EM TERMINAIS COM CAPACITORES SÉRIE

Caso o banco de capacitores série esteja conectado à subestação terminal da linha de transmissão, os equipamentos adjacentes a este banco e conectados à linha de transmissão, tais como, reatores em derivação, transformadores de corrente, transformadores de potencial, para-raios, etc., deverão ser especificados para a máxima tensão de operação em regime permanente devido à elevação de tensão no referido banco causada pela máxima corrente especificada para o mesmo.



7. SISTEMAS DE PROTEÇÃO

7.1. DEFINIÇÕES BÁSICAS

Componente do sistema de potência ou componente: é todo equipamento ou instalação delimitado por um ou mais disjuntores.

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 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.

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.

7.2. REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES

Atender item 5 do SM 2.6 revisão 2.0.

7.3. REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO

Atender item 6.1 do SM 2.6 revisão 2.0.

7.4. LINHA DE TRANSMISSÃO

7.4.1. GERAL

Atender item 6.2.1 do SM 2.6 revisão 2.0.

7.4.2. COMPATIBILIZAÇÃO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO


7.4.3. LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV


7.4.4. LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL DE 230 KV

Não se aplica

7.4.5. LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU INFERIOR A 138 KV

Não se aplica.

7.4.6. ESQUEMAS DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO

Atender item 6.2.5.1 do SM 2.6 revisão 2.

7.4.7. FUNÇÃO PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO

Atender item 6.2.5.2 do SM 2.6 revisão 2.0.

7.5. REQUISITOS PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO MANUAL.


7.6. TRANSFORMADORES OU AUTOTRANSFORMADORES


7.6.1. TRANSFORMADORES CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO NOMINAL É IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV


7.6.2. TRANSFORMADORES OU AUTOTRANSFORMADORES CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO NOMINAL É 230 KV



Não se aplica.

7.7. TRANSFORMADORES DE ATERRAMENTO

Não se aplica.

7.8. REATORES EM DERIVAÇÃO

Atender item 6.4 do SM 2.6 revisão 2.0..

7.9. BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO

Não se aplica.

7.10. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE

Os bancos de capacitores série devem ser protegidos de acordo com a recomendação de seu fabricante e a norma IEC 143 “Series capacitors for power systems — Part 2 Protective equipment for series capacitor banks..

7.11. BANCOS DE FILTROS

Não se aplica.

7.12. COMPENSADOR ESTÁTICO


7.13. COMPENSADORES SÍNCRONOS

Não se aplica.

7.14. BARRAMENTOS COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 138 KV


7.15. FALHA DE DISJUNTOR COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 138 KV


7.16. SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO

O Sistema Especial de Proteção - SEP, a ser definido nos estudos pré-operacionais do ONS, deve ser implementado por Relés IED (Intelligent Eletronic Device), Controladores Lógicos Programáveis (CLP), ou dispositivos específico para processar emergências envolvendo o Sistema Interligado Nacional - SIN.

Deve ser previsto um SEP para cada subestação.

Os Relés IED, os CLPs e os dispositivos específicos devem ser funcionalmente independentes dos demais equipamentos do sistema de Proteção, Controle e Supervisão (SPCS) no que diz respeito ao desempenho das suas funções. Estas unidades devem estar conectadas ao sistema supervisório das subestações e dos Centros de Operação, somente para enviar informações pertinentes à atuação do SEP.



As especificações descritas a seguir deverão ser previstas para a implantação do SEP e devem ser rigidamente observadas pela TRANSMISSORA.

Os Relés IEDs devem:

Possuir porta de comunicação com protocolos compatíveis com o sistema supervisório da subestação onde será implantado o SEP;

Possuir portas de comunicação com protocolos compatíveis para conexão com outros Relés IEDs (locais e/ou remotos) inerentes ao SEP, e dedicadas à função;

Possuir no mínimo 16 saídas digitais (desligamentos e alarmes) e 32 entradas digitais;

Possuir 4 entradas analógicas para corrente e 4 entradas analógicas de tensão;

Possuir as funções Direcional de Potência (F.32), Subtenção (F.27), Sobretensão (F.59), Frequência (F.81), Sobrecorrente (F.50/51) e Subcorrente (F.37). Todas estas funções devem possuir parâmetros para atuações temporizadas e instantâneas;

Apresentar tempo total de atuação menor ou igual a 200 ms, compreendidos entre a identificação da contigência e a tomada de ação.

Os CLPs devem:

Possuir porta de comunicação com protocolos compatíveis com o sistema supervisório da subestação onde será implantado o SEP;

Possuir portas de comunicação com protocolos compatíveis para conexão com outros CLPs (locais e/ou remotos) inerentes ao SEP, e dedicadas à função;

Possuir portas de comunicação para conexão com Muiltimedidores inerentes ao SEP;

Possuir no mínimo 16 saídas digitais (desligamentos e alarmes) e 32 entradas digitais;

Possuir no mínimo 4 entradas analógicas para corrente e 4 entradas analógicas de tensão;

Apresentar tempo total de atuação menor ou igual a 200 ms, compreendidos entre a identificação da contigência e a tomada de ação.

Os dispositivos específicos devem:

Ser capazes de atender as necessidades definidas nos estudos pré-operacionais com os requisitos mencionados para os IEDs e CLPs relatados anteriormente.

Cabe ressaltar, que caso os estudos pré-operacionais desenvolvidos pelo ONS, por ocasião da entrada em operação do empreendimento, não indicar 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 futuras.

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



8. SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE

8.1. 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), 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.

Requisitos de atualização das bases de dados dos sistemas de supervisão e controle do ONS.

8.2. REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES

8.2.1. REQUISITOS GERAIS

Atender item 6.1 do submódulo 2.7 Revisão 2.0

8.2.2. INTERLIGAÇÃO DE DADOS

Atender item 6.2 do submódulo 2.7 Revisão 2.0.

8.2.3. RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES


8.3. 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 sequenciamento de eventos são objetos de um item à parte.

8.3.1. INTERLIGAÇÃO DE DADOS


8.3.2. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA A SUPERVISÃO DO SISTEMA ELÉTRICO


8.3.3. INFORMAÇÕES E TELECOMANDOS REQUERIDOS PARA O CONTROLE AUTOMÁTICO DE GERAÇÃO (CAG)

Atender item 7.4 do submódulo 2.7 Revisão 2.0..

8.3.4. REQUISITOS DE QUALIDADE DA INFORMAÇÃO


8.4. REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS

8.4.1. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS


8.4.2. REQUISITOS DE QUALIDADE DOS EVENTOS


8.5. ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS

A supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico, estando hoje nas regiões Sudeste e Sul, estruturada em um sistema hierárquico com sistemas de supervisão e controle instalados em três Centros de Operação do ONS, quais sejam:

Centro Regional de Operação Sudeste (COSR-SE);

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 .8.5.1 – 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 Sudeste (COSR-SE), para o atendimento aos requisitos de supervisão e controle dos equipamentos das subestações Itatiba, Araraquara 2, Fernão Dias e Santa Bárbara D’Oeste, além das linhas de transmissão Araraquara 2 – Itatiba e Araraquara 2 – Fernão Dias, através de dois sistemas de aquisição de dados, um local (SAL) e outro remoto (SAR).



Interconexão com o Centro Regional de Operação Sul (COSR-S), para o atendimento aos requisitos de supervisão e controle dos equipamentos da subestação Bateias, através de dois sistemas de aquisição de dados, um local (SAL) e outro remoto (SAR).

Interconexão com os Centros Regionais de Operação Sudeste (COSR-SE) e Sul (COSR-S), para o atendimento aos requisitos de CAG da subestação Bateias, com medição localizada nos terminais de 500 KV da LT para Itatiba, 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 do ONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação.

A figura a seguir ilustra uma possível configuração.



Figura 8.5.2 – Arquitetura alternativa de interconexão com o ONS.

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

Na implantação de nova subestação decorrente de seccionamento de linha de transmissão com a inclusão de novas entradas de linha devem-se adequar os sistemas de supervisão das entradas de linhas existentes nas subestações Campinas 500 kV, Cachoeira Paulista 500 kV, Bom Jardim 440 kV e Taubaté 440 kV, 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 CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO de tais subestações, 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”.

8.7. REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DA(S) INSTALAÇÃO(ÕES) (SUBESTAÇÃO(ÕES)) COMPARTILHADA(S) DA REDE DE OPERAÇÃO.

Atender item 11 do submódulo 2.7 Revisão 2.0.

8.8. AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE


8.9. REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE




9. REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES



9.2. REQUISITOS FUNCIONAIS


9.3. REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES


9.4. REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES

9.4.1. TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV


9.4.2. TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL INFERIOR A 345 KV

Não se aplica.

9.4.3. BARRAMENTOS


9.4.4. TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO NOMINAL É IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV


9.4.5. TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO NOMINAL É INFERIOR A 345 KV

Não se aplica.

9.4.6. REATORES EM DERIVAÇÃO.


9.4.7. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE

As seguintes grandezas analógicas devem ser registradas:

Corrente das três fases do banco.

Corrente do “gap” ou do Metal Oxide Varistor (MOV).

Corrente de descarga para plataforma.

Devem ser supervisionadas as grandezas digitais correspondentes à atuação das proteções do banco.

9.4.8. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS (CER)



Deverão ser registradas as seguintes grandezas analógicas:

Todas as correntes de fase dos equipamentos componentes do compensador estático devem ser supervisionadas, inclusive as correntes residuais onde aplicáveis.

Todas as tensões do barramento a ser controlado pelo compensador estático devem ser supervisionadas.

Todas as tensões do barramento de conexão do elemento do compensador estático controlado a tiristor devem ser supervisionadas.

Deverão ser registradas as seguintes grandezas digitais:

Todas as atuações de proteção de quaisquer dos equipamentos componentes do compensador estático.

Todas as atuações das funções de controle que comandam o desligamento de parte ou de todos os equipamentos componentes do compensador estático.

Todas as atuações das funções de controle necessárias para análise de seu desempenho.

9.4.9. BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO

Não se aplica.

9.4.10. COMPENSADORES SÍNCRONOS

Não se aplica.



10. REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES


Os sistemas de telecomunicações das linhas de transmissão e subestações, integrantes deste lote, 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.

10.1.1. DISPONIBILIDADE

Atender item 4.1 do SM 13.2 Revisão 2.0.

10.1.2. QUALIDADE

Atender item 4.2 do SM 13.2 Revisão 2.0.

a. 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.

10.1.3. REQUISITOS DE CONFIGURAÇÃO DE VOZ E DE DADOS.

Atender item 4.3 do SM 13.2 Revisão 2.0

10.1.4. 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%.

10.1.5. 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.

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%.

10.1.6. INFRAESTRUTURA

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

10.1.7. 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.

10.1.8. CONTATO TÉCNICO

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

10.2. REQUISITOS TÉCNICOS DOS CANAIS PARA TELEPROTEÇÃO




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


10.4. TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO DE 230 KV

Não se aplica.

10.5. 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.

10.5.1. ENTRE SUBESTAÇÕES ADJACENTES

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

(b) Serviço de telefonia para comunicação de voz, podendo ser discado via sistema de telefonia comutada e apresentando, no mínimo, Classe C.

10.5.2. 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.



10.5.3. 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.

10.5.4. 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.

10.6. 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.

10.6.1. 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.

10.6.2. 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:

(a) Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e as subestações envolvidas.

(b) Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e os computadores de comunicação dos Centros de Operação dos agentes Interligados.

(c) 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.

10.6.3. 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 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.

10.6.4. 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.

10.6.5. 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.



11. DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESTE 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 frequência fundamental.

Estudos de curto – circuito.

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 e/ou de dimensionamento de reatores de neutro, considerando a faixa operativa de frequências de 56 a 66 Hz,

Estudos de transitórios de energização de linhas de transmissão e de transformadores.

Estudos de tensão de restabelecimento transitória (TRT) dos disjuntores.

Estudo de coordenação de isolamento das subestações.

Estudos de dimensionamento dos compensadores estáticos de reativos - CER.

Estudos de dimensionamento do circuito principal dos bancos de capacitores série.

Esses estudos devem demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critérios da EPE, nos relatórios de estudos indicados no subitem 13.1, e aos critérios e requisitos estabelecidos nesse item.

A TRANSMISSORA deve certificar-se de que os parâmetros das linhas a serem avaliados 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. Para estudos no horizonte do planejamento, a base de dados disponibilizada pela EPE em sua página na internet, www.epe.gov.br.

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.



11.1. 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 11.1.1, 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).

TABELA 11.1.1 – 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

345 328 a 362 311 a 362

500 ou 525 500 a 550 475 a 550

Notas: Na análise de contingências devem ser observados:

Os limites de tensão identificados como condição operativa normal na Tabela 11.1.1, nas barras de conexão à rede básica de agentes de distribuição e de consumidores livres ou potencialmente livres.

Os limites de tensão identificados como condição operativa de emergência na Tabela 11.1.1, nas demais barras da rede básica.

11.2. 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 subsequentes) devem situar-se dentro dos limites constantes da Tabela 11.2.1 abaixo.

Tabela 11.2.1 – Sobretensões eficazes entre fases máximas admissíveis na extremidade das linhas de transmissão após manobra (kV)

Tensão nominal de operação

Tensão dinâmica máxima

sem elementos saturáveis

Tensão dinâmica máxima

com elementos saturáveis

Máxima tensão sustentada em vazio

(kV) (kV) (kV) (kV)

138 203 193 152

230 339 322 253



345 507 483 380(1) / 398 (2)

440 645 616 484(1) / 506 (2)

500 ou 525 770 735 575(1) / 600 (2)

765 1120 1070 800 (1) Tensão máxima em regime permanente contínuo (2) Tensão máxima por 1 hora em terminal em vazio de linha de transmissão após manobra

11.3. CRITERIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS A 60 HZ

11.3.1. ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA

Devem ser avaliados 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.

11.3.2. 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 imediatamente após a manobra (t0+) não deverão ultrapassar os valores de Tensão Máxima com/sem elementos saturáveis da Tabela 11.2.1 (sobretensão dinâmica). A sobretensão sustentada não deverá ser superior ao limite máximo estabelecido na Tabela 11.1.1 (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.

11.3.3. 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 imediatamente após a manobra (t0+) não deverão ultrapassar os valores de Tensão Máxima com/sem elementos saturáveis da Tabela 11.2.1 (sobretensão dinâmica). A sobretensão sustentada não deverá ser superior ao limite máximo estabelecido na



Tabela 11.1.1 (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.

11.3.4. 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 subsídios 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.

11.4. CRITÉRIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS DE MANOBRA

11.4.1. 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 11.1.1.

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 para-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.

11.4.2. 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 para-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.

11.4.3. 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 11.4.3 (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 11.4.3 (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 11.4.3.1 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 11.4.3.1.

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 11.4.3.1 – 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 11.4.3.1, poderá a TRANSMISSORA optar pela utilização do critério definido no item 11.4.3 (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 11.4.3.2, 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 11.4.3.2 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 11.4.3.2.

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 11.4.3.2 – 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 sequencia 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 para-raios de linha e nos para-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.

11.4.4. 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 para-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia resultante da 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 de 500 kV e de 150 ms para a rede de 230 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 em ambos os 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 de ambos circuitos em condições de fluxo máximo nos dois sentidos.

Em todos os casos supra mencionados os para-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia resultante da rejeição de carga.

11.4.5. 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 na frequência fundamental (60 Hz) e com tensão de pré-manobra igual à máxima tensão operativa da rede (1,05 ou 1,10 dependendo do nível de tensão), 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 6.1 (i). Caso a região do sistema onde o disjuntor será instalado esteja sujeita a sobrefrequências em regime dinâmico a simulação de abertura de linha a vazio deverá levar em conta a máxima sobrefrequência identificada nos estudos.

11.4.6. 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 para-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.

11.4.7. ESTUDOS DE MANOBRA DE BANCOS DE CAPACITORES

Não se aplica.

11.4.8. 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 avaliados, 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.

11.5. OUTROS ESTUDOS

11.5.1. CAMPOS ELÉTRICOS E MAGNÉTICOS

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

11.5.2. ESTUDOS DE RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA

Não se aplica.

11.5.3. ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DOS COMPENSADORES ESTÁTICOS

Esses estudos têm por finalidade demonstrar o atendimento aos requisitos estabelecidos no item 6.11 deste anexo técnico.

11.5.3.1. CÁLCULO DE PERDAS:

A TRANSMISSORA deverá apresentar, ainda na etapa de projeto básico, um estudo de cálculo das perdas, incluindo todos os elementos do CER, a saber:

• TCRs: Válvulas, reatores dos TCRs e “damping reactors”



• TSCs: Válvulas e capacitores

• Filtros (capacitores e reatores);

• Transformador;

• Serviços auxiliares, ar condicionado etc

• Refrigeração das válvulas (bombas e motores de ventilação);

• Barras e condutores elétricos;

• Outros

Este estudo tem por finalidade demonstrar o atendimento ao requisito de perdas do CER especificado neste anexo técnico, devendo também fornecer como saída uma curva de perdas em kW x potência reativa injetada pelo CER no ponto de conexão em Mvar.

11.5.3.2. ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO, DESEMPENHO E RATING DOS FILTROS;

A TRANSMISSORA deverá apresentar, ainda na etapa de projeto básico, o projeto de dimensionamento dos filtros do CER, elaborado pelo fabricante do equipamento.

(a) Rating dos Filtros

É de total responsabilidade da TRANSMISSORA a determinação do rating necessário de seus equipamentos, para todo o período de concessão.

O estudo tem por finalidade demonstrar que o dimensionamento do rating dos filtros CA, tanto em regime permanente quanto em regime transitório, atende ao disposto no item 6.11.13 deste anexo técnico.

Devem ser informadas nos estudos, de regime permanente e transitório, as margens adotadas e os valores nominais do projeto para cada elemento que compõe o equipamento (ratings de corrente e tensão).

(b) Regime Permanente

Os estudos deverão demonstrar que os filtros não serão desligados pelas proteções de overrating (sobrecarga) durante condições operativas normais e de contingências simples (N-1) da rede externa, com um filtro, de cada tipo, fora de operação.

Nas avaliações das impedâncias dos filtros devem ser consideradas as dessintonías possíveis, incluindo tolerâncias de fabricação, variação de capacitância por temperatura, variações de frequência da rede, erros de ajuste de sintonia por discretização de elementos de ajuste e tolerâncias dos instrumentos de medição, etc.

(c) Regime Transitório

Os estudos devem justificar que os filtros e a compensação reativa devem suportar as sobretensões e sobrecorrentes de condições transitórias, incluindo entre outras: a) início e eliminação de curtos-circuitos, b) energização dos transformadores do CER e de transformadores de potência próximos, considerando fluxo residual.

(d) Desempenho dos Filtros

Tem por finalidade demonstrar que o desempenho dos filtros CA atende ao disposto no item 6.11.11 deste anexo técnico.



O submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede conceitua os indicadores tanto das distorções harmônicas individuais, quanto a distorção de tensão harmônica total (DTHT), bem como estabelece os limites a serem respeitados.

Ressalta-se que a TRANSMISSORA será responsável pelo desempenho dos filtros durante a vida útil do CER. Caso sejam utilizadas margens de segurança, em função das incertezas do planejamento futuro, as mesmas deverão ser explicitadas.

Desta forma cabe a TRANSMISSORA a determinação dos envelopes de impedância harmônica das redes CA:

(1) Na determinação dos lugares geométricos ou envelopes da impedância da rede externa, a TRANSMISSORA poderá agrupar harmônicos consecutivos em conjuntos. Neste caso, cada um destes conjuntos deverá incluir também o harmônico anterior e o posterior ao conjunto, de forma a garantir uma área de sobreposição, entre conjuntos consecutivos.

(2) Para a determinação dos lugares geométricos estarão disponíveis as configurações das redes inicial e futura (até o ano horizonte) sob a forma de arquivos de fluxo de potência, da base de dados da EPE ou do ONS.

(3) No cálculo das distorções harmônicas individuais devem ser determinados vetorialmente os pontos dos envelopes que maximizam as tensões harmônicas na barra de alta do transformador do CER.

(4) Nas avaliações das impedâncias dos filtros devem ser consideradas as máximas dessintonias possíveis, considerando tolerâncias de fabricação, variação de capacitância por temperatura, variações de frequência da rede, erros de ajuste de sintonia por discretização de elementos de ajuste e tolerâncias dos instrumentos de medição etc.

(5) Os valores máximos das tensões harmônicas na barra de alta do transformador do CER deverão ser calculados considerando os valores máximos das correntes harmônicas injetadas pelo CER.

No que se refere à Interferência Telefônica, a TRANSMISSORA deverá apresentar os estudos e as providências a serem tomadas no sentido de assegurar o atendimento às especificações deste Anexo Técnico.

11.5.4. ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DA COMPENSAÇÃO SÉRIE

Dois tipos de relatórios são esperados sobre a compensação série:

Memória de cálculo do dimensionamento do banco série.

Demonstração de atendimento aos requisitos de faltas estabelecidos no item 6.9.

O primeiro deles tem foco no equipamento propriamente dito e deve definir as características técnicas e valores nominais de todos os elementos que fazem parte do banco série, incluindo circuitos de amortecimento, gaps, disjuntores de by-pass, resistores, indutores, capacitores, diagramas unifilares do banco, coordenação de isolamento, constantes de tempo de resfriamento e aquecimento, MOVs etc.



O segundo diz respeito ao dimensionamento dos MOVs. Por meio da simulação de faltas em diversos pontos da rede, as suportabilidades de tensão e de corrente para os varistores devem ser definidas. Tanto faltas monofásicas como trifásicas devem ser aplicadas e o sistema deve ser representado, até pelo menos duas barras de distância, antes que se aplique o equivalente da rede, seja a 60 Hz, seja um circuito síntese da rede CA. Devem ser consideradas situações de rede completa e rede (n-1) com foco especial para os casos nos quais o trecho em paralelo está fora de serviço.

A metodologia prevê:

Avaliação de faltas externas.

Avaliação de faltas internas.

Estabelecimento dos níveis de ajuste do by-pass, tanto para corrente quanto para energia;

Os seguintes conceitos devem estar claros no documento:

Eext: Energia no pior caso de falta externa onde o by-pass não deve atuar.

Eint: Energia no pior caso de falta interna.

Iset – Máximo valor de ajuste de corrente, que dispara a atuação do by-pass.

Eset – Máximo valor de ajuste de energia, que dispara a atuação do by-pass.

Margem de Ajuste – Relação entre o valor de disparo do by-pass por energia e o valor de energia máximo calculado para falta externa (Eset / Eext).

Margem de segurança: Este valor (%) deve ser acrescido à energia total dos MOVS e deve ter sido definido pelo documento de aquisição do equipamento pela Transmissora.

Redundância de capacidade instalada de energia – Diferença entre o total de energia instalada dos MOVs e o valor máximo teórico de solicitação obtido por simulações.

Devem ser levados, na definição da energia final, a diferença de distribuição de corrente entre as colunas dos MOVs, overshoots, atrasos na atuação do gap, imprecisões e a modularização das pastilhas em série e em paralelo de acordo com os padrões adotados pelo fabricante.

Devem ser simulados tanto os cenários de entrada em operação quanto os de configuração final de planejamento, passando pelas etapas de implementação do empreendimento.

Os níveis protetivos dos MOVs devem levar em conta não só a experiência do fabricante mas também a corrente de swing efetivamente calculada, em programas de estabilidade, pela Transmissora para este tronco de transmissão.

Os níveis de compensação devem atender ao disposto neste anexo técnico e devem considerar os parâmetros por km reais da linha que está sendo concebida e implantada neste lote.

12. REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO

Não se aplica



13. DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO

Os relatórios de Estudos de Engenharia e Planejamento elaborados pela EPE e os documentos elaborados por Furnas Centrais Elétricas S.A., Copel Geração e Transmissão S.A., Transenergia São Paulo S.A, Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista – CTEEP e Araraquara Transmissora de Energia S.A., para as linhas de transmissão e para as subestações interligadas estão relacionados a seguir.

Estes relatórios e documentos são partes integrantes do ANEXO 6A 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.

13.1. RELATÓRIOS DE ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO

13.1.1. ESTUDOS (RELATÓRIOS R1 E R2)

Nº EMPRESA DOCUMENTO

EPE-DEE-RE-059/2011-r1 Relatório R1 – Estudo de Reforço na Região Sudeste – Pré Belo Monte , setembro de 2011

S/ número Relatório R2 – Empreendimento SE Fernão Dias 500/440 kV e Linha de Transmissão Fernão Dias Araraquara 2, maio de 2012.

EPE-DEE-RE-058/2011-r3 R1 – Análise da Expansão da Interligação entre as regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste

EPE-DEE-RE-005/2012-rev0 R2 – Detalhamento da Alternativa de Referência – Análise da Expansão da Interligação entre as regiões Sul e Sudeste/Centro-Oeste

Furnas s/número R2 – Estudo de Escolha de Condutores e de Transitórios eletromagnéticos de religamento monopolar, energização, religamento tripolar e de rejeição de carga.

13.1.2. MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO (RELATÓRIOS R3)

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


S/ número Relatório R3 – Relatório de Caracterização e Análise Socioambiental – Estudo do Corredor LT 500 kV Araraquara 2 – Fernão Dias – Volume I e II – Texto e Anexos, novembro de 2012

Furnas s/número R3 – Caracterização Sócio-Ambiental – Estudo de Corredor LT 500 kV Itatiba – Bateias – Volumes I, II e III

Furnas s/número R3 – Caracterização Sócio-Ambiental – Estudo de Corredor LT 500 kV Araraquara II - Itatiba – Volumes I, II e III



13.1.3. CARACTERÍSTICAS DOS EQUIPAMENTOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES (RELATÓRIOS R4)


DEL.E-DEPA.E-2572 Relatório R4 – Características e Requisitos Básicos das Instalações Existentes – Subestação de Campinas.

DEL.E.DEPA.E-2573 Relatório R4 – Características e Requisitos Básicos das Instalações – Subestação de Cachoeira Paulista.

DEL.E.DEPA.E-2574 Relatório R4 – Requisitos Básicos das Instalações a serem transferidas para Furnas – Subestação Fernão Dias.

CTEEP-RT-EP-001/2012 Relatório R4 – Características e Requisitos Básicos das Instalações – Subestações Bom Jardim e Taubaté e LT 440 kV Bom Jardim – Taubaté, janeiro de 2012.

COPEL - s/número R4 – Características das Instalações Existentes – Subestação Bateias 525 kV

TRANSENERGIA SÃO PAULO – s/número

R4 – SE Itatiba

Araraquara Transmissora de Energia - s/número

R4 – Características das Instalações Existentes – SE Araraquara 2 500/440 kV

CTEEP-RT-EP-001/2013 R4 – Empreendimento Santa Bárbara D’Oeste – Caracterização das Instalações Existentes

14. DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS

Conforme previsto no Edital 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 deste lote.

A TRANSMISSORA deve entregar 2 cópias de toda documentação do Projeto Básico em papel e em meio magnético ou ótico.

14.1. ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA

A TRANSMISSORA deve apresentar os relatórios dos estudos apresentados no item 11.

Estudos de regime permanente

Estudo de fluxo de carga Estudos de rejeição de carga Estudos de energização de linhas Estudos de curto-circuito Estudos de fluxo de potência em barramentos

Estudos de transitórios eletromagnéticos

Modelagem da rede Energização de linhas de transmissão Religamento monopolar Energização de transformadores



Rejeição de carga Tensão de restabelecimento transitória

Curto-circuito terminal Curto-circuito quilométrico Abertura de linha de transmissão em vazio Abertura em discordância de fases

Tensões e correntes induzidas em lâminas de terra de seccionadoras Coordenação de isolamento Integração dos estudos de manobra e de coordenação de isolamento das estruturas

da LT

Outros estudos

Campos elétricos e magnéticos de subestações Estudos de dimensionamento de CER Estudos de dimensionamento de bancos de capacitores série

14.2. 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 simplificado.

Diagrama unifilar de proteção, medição e controle.

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 (reator, transformador, seccionadoras, TC, TP, banco de capacitores, unidades de compensação série, CE, para-raios, bobina de bloqueio etc.).

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.

Capacidade de corrente dos barramentos.

Alimentação dos serviços auxiliares em corrente contínua 125 Vcc.

Alimentação dos serviços auxiliares em corrente alternada 13,8 kV.

14.3. PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO



Os documentos de projeto básico das linhas de transmissão devem apresentar:

Parâmetros elétricos da linha de transmissão

Capacidade de corrente dos cabos para-raios

Distâncias de segurança

Perdas Joule nos cabos

Desequilíbrio

Coordenação de isolamento

Isolamento à tensão máxima operativa Isolamento a manobras Desempenho a descargas atmosféricas

Emissão eletromagnética

Corona visual Rádio-interferência Ruído audível Campo elétrico Campo magnético

Cargas mecânicas sobre os cabos

Cargas mecânicas sobre as estruturas

Memória de cálculo dos suportes

Fadiga mecânica dos cabos

Requisitos para cantoneiras das torres de transmissão

Fundações

Série de estruturas

Planta do traçado das linhas

Informações sobre cruzamentos com outras LTs da Rede Básica

Informações sobre grandes travessias de rio

Projeto do seccionamento de LTs da Rede Básica

14.4. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES

Os documentos de projeto básico de telecomunicação devem apresentar:

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.

14.5. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE

Os documentos de projeto básico de supervisão e controle devem apresentar:

Sistema de supervisão e controle das instalações

Requisitos gerais

Interligação de dados

Dimensionamento dos sistemas utilizados

Elenco de informações a serem supervisionadas

Sistema de supervisão pelos agentes proprietários das subestações

Sistema de supervisão pelo ONS

Requisitos básicos para a supervisão dos equipamentos

Arquitetura da interconexão com o ONS

Requisitos para o cadastramento dos equipamentos

Disponibilidade e avaliação de qualidade

Sistema para teste de conectividade da(s) interconexão(ões)

14.6. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO

Os documentos de projeto básico de proteção devem apresentar:

Sistema de proteção da linha de transmissão

Esquemas de proteção utilizados

Esquemas de religamento

Geral Religamento tripolar Religamento monopolar Relés verificadores de sincronismo

Sistema de proteção de transformador

Esquemas de proteção utilizados

Sincronização manual

Lado de alta tensão Lado de baixa tensão

Sistema de proteção de barramentos

Sistema de proteção de reatores shunt



Sistema de proteção para falha de disjuntor

Sistemas Especiais de Proteção

14.7. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL

Os documentos de projeto básico de oscilografia digital devem apresentar:

Descrição funcional

Disparo do registrador digital de perturbações

Sincronização de tempo

Requisitos de compatibilidade eletromagnética

Características dos sinais de entrada e saída

Capacidade de registro de ocorrências

Requisitos de comunicação

Requisitos mínimos de registro

14.8. PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO

A TRANSMISSORA deverá fornecer na apresentação do Projeto as planilhas disponíveis no CD “Planilhas de Dados do Projeto” preenchidas com dados requeridos, no que couber, do empreendimento em licitação.



15. CRONOGRAMA

A TRANSMISSORA deve apresentar cronograma de implantação das instalações de transmissão pertencentes a sua concessão, conforme modelo apresentado neste ANEXO 6A, de maneira que permita aferir o progresso das obras e assegurar a entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL no prazo de 42 (quarenta e dois) meses.

As instalações associadas ao 2º e 3º banco de transformadores na Subestação Fernão Dias 500/440 kV (Tabela 1.2.3) deverão entrar em OPERAÇÃO COMERCIAL no prazo de 48 (quarenta e oito) 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.



15.1. CRONOGRAMA FÍSICO DO EMPREENDIMENTO

Nome da Empresa: Empreendimento:

Data: Meses No Descrição das Etapas da Implantação 1 2 3 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

anexo 6a lote a instalaÇÕes de transmissÃo …€¦ · edital de leilÃo no 07/2013-aneel anexo...

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