anexo 6e-cc lote le-cc - aneel.gov.br · 1.8.3 critÉrios para manobras de fechamento e abertura de...

EDITAL DE LEILÃO NO 007/2008-ANEEL ANEXO 6E-CC – LOTE LE-CC – INTEGRAÇÃO DO MADEIRA

VOL. III - Fl. 373 de 1276

ANEXO 6E-CC LOTE LE-CC

LINHAS DE TRANSMISSÃO:

500 KV ARARAQUARA 2 – ARARAQUARA FURNAS – C1 E C2 440 KV ARARAQUARA 2 – ARARAQUARA CTEEP – C1 E C2

SUBESTAÇÃO: SE ARARAQUARA 2 - 500/440 KV – 3.750 MVA

CARACTERÍSTICAS E

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO


VOL. III - Fl. 374 de 1276

ÍNDICE

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES .............................................................. 377

1.1 INTRODUÇÃO ..............................................................................................................................377 1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL ......................................................................................................................377 1.1.2 DEFINIÇÕES .................................................................................................................................381 1.1.3 CONFIGURAÇÃO BÁSICA ...............................................................................................................381 1.1.4 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS ...................................................................................................382 1.1.5 REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................382

1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO (LT) ................................................................................................383 1.2.1 REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................383 1.2.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS .......................................................................................383 1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS ...............................................................................................................383 1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS ..............................................................................................................387 1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS ...................................................................................................390

1.3 SUBESTAÇÕES (SE) ...................................................................................................................391 1.3.1 REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................391 1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS .................................................................................................395

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO ......................................................402 1.4.1 DEFINIÇÕES BÁSICAS ...................................................................................................................402 1.4.2 REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES 403 1.4.3 REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO ..............................................................................................403 1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO .......................................................................405 1.4.5 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE AUTOTRANSFORMADORES E TRANSFORMADORES ..................................410 1.4.6 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES EM DERIVAÇÃO ...................................................................412 1.4.7 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE COMPENSADORES ESTÁTICOS ..............................................................413 1.4.8 SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS ..................................................................................414 1.4.9 SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR ......................................................................415 1.4.10 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ............................................415 1.4.11 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE ..........................................................416 1.4.12 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO .............................................................................................417

1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ..............................................................................420 1.5.1 INTRODUÇÃO ...............................................................................................................................420 1.5.2 REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES ........................................420 1.5.3 REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À REDE DE OPERAÇÃO ...............................................................................................................................................423 1.5.4 REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS .....................................................................429 1.5.5 ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS ..............................................................................436 1.5.6 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS INSTALAÇÕES (SUBESTAÇÕES) COMPARTILHADAS DA REDE DE OPERAÇÃO. ................................................................................................438 1.5.7 AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ......439


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1.5.8 REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE 440

1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ...................443 1.6.1 REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................443 1.6.2 REQUISITOS FUNCIONAIS ..............................................................................................................443 1.6.3 REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES ....................444 1.6.4 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ................................................................444

1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ........................................449 1.7.1 REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................449 1.7.2 REQUISITOS TÉCNICOS DE TELECOMUNICAÇÕES PARA A TELEPROTEÇÃO .........................................451 1.7.3 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ .................................................................452 1.7.4 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS ............................................................454

1.8 DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESTE ANEXO TÉCNICO ......................................................................................................................................456

1.8.1 TENSÃO OPERATIVA .....................................................................................................................456 1.8.2 CRITÉRIOS PARA AS CONDIÇÕES DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO ...................457 1.8.3 CRITÉRIOS PARA MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE ATERRAMENTO ..........................................................................................................................................462 1.8.4 CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE DISJUNTORES SOB CONDIÇÕES DE MANOBRA ..........462 1.8.5 ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES .....................................464

2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO ............................ 465

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO .....................................................................465 2.1.1 RELATÓRIOS ...............................................................................................................................465

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES É NECESSÁRIO CHECAR ...............................................................................................465

3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO .......................................................................... 466

3.1 GERAL ..........................................................................................................................................466

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL É NECESSÁRIO CHECAR .....................................................466

4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ................................................... 467

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA ..................................................................................467

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES ..................................................................................467

4.3 PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ...............................................................467 4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO ....................................................................................................................468 4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS. ...................................................................................468

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: ........................................................................469

4.5 PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO: .....................................................................................469

5 CRONOGRAMA .............................................................................................................. 470

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A) ...................................471


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5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B) ........................................................472


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1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

1.1 INTRODUÇÃO

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL Os estudos para integração das usinas do Rio Madeira definiram duas alternativas de transmissão para a integração das usinas localizadas no Rio Madeira. Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos, da alternativa CC, do sistema de transmissão que interliga as usinas de Jirau e Santo Antônio ao Sistema Interligado Nacional – SIN. Esta alternativa é constituída por dois bipolos de corrente contínua (2x3150 MW ±600 kV), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de 2375 km, dois back-to-back (2x400 MW), duas linhas de transmissão em 230 kV entre as Subestações Coletora Porto Velho e Porto Velho e a SE Araraquara e suas interligações, conforme ilustrado nas figuras 1 e 2 abaixo.

do sistema de transmissão que interliga as usinas de Jirau e Santo Antônio ao Sistema Interligado Nacional – SIN. Esta alternativa é constituída por dois bipolos de corrente contínua (2x3150 MW ±600 kV), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara (SP), com uma extensão aproximada de 2375 km, dois back-to-back (2x400 MW), duas linhas de transmissão em 230 kV entre as Subestações Coletora Porto Velho e Porto Velho e a SE Araraquara e suas interligações, conforme ilustrado nas figuras 1 e 2 abaixo.

Itá

Sta. Elena

Boa Vista

Manaus

SamuelAriquemesPorto Velho

Coaracy NunesMacapá

BalbinaJurupari

S.Maria

Belo Monte Tucuruí São Luiz

Marabá

Colinas

MiracemaSobradinho

IrecêSinopJi-Paraná

P.Bueno

Figura 01 – Diagrama geográfico do empreendimento de transmissão.. Figura 01 – Diagrama geográfico do empreendimento de transmissão..

Vilhena

Jauru

Sorriso GurupiS.da MesaMansoBrasília

Rondonópolis

Corumbá C.Grande

Gov.Mang

T.Marias

B.J.Lapa

Funil

Vitória

São PauloIvaiporãItaipu

Livramento Candiota

UruguaianaPorto Alegre

Sto.AngeloCuritiba

BlumenauGarabi C.Novos

Fortaleza

NatalAçu

Salvador

MaceióXingo

Aracaju

CamposRio de Janeiro

BeloHorizonte

Recife

P.DutraS.J.Piaui

ImperatrizTeresina

Rianópolis

Emborcação

Ribeirãozinho

Santo Antônio

Jirau

Cuia áb

Sistema Receptor Acre Rondônia

Santo Antônio

Jirau

Sistema Receptor

SE

CARACTERIZAÇÃO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO

2375 km

2375 km

Itá

Sta. Elena

Boa Vista

Manaus

SamuelAriquemesPorto Velho

Coaracy NunesMacapá

BalbinaJurupari

S.Maria

Belo Monte Tucuruí São Luiz

Marabá

Colinas

MiracemaSobradinho

IrecêSinopJi-Paraná

P.Buenoa

Jauru

Sorriso GurupiS.da MesaMansoBrasília

Rondonópolis

Corumbá C.Grande

Gov.Mang

T.Marias

B.J.Lapa

Funil

Vitória

São PauloIvaiporãItaipu

Livramento Candiota

UruguaianaPorto Alegre

Sto.AngeloCuritiba

BlumenauGarabi C.Novos

Fortaleza

NatalAçu

Salvador

MaceióXingo

Aracaju

CamposRio de Janeiro

Vilhen

BeloHorizonte

Recife

P.DutraS.J.Piaui

ImperatrizTeresina

Rianópolis

Emborcação

Ribeirãozinho

Santo Antônio

Jirau

Cuia áb

Sistema Receptor Acre Rondônia

Santo Antônio

Jirau

Sistema Receptor

SE

Sistema Receptor

SE

CARACTERIZAÇÃO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO

2375 km

2375 km


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Figura 02 – Diagrama simplificado, alternativa CC, considerando os Lotes LA-CC ao LG-CC.

A Figura 03, a seguir, apresenta o diagrama unifilar completo da alternativa CC. A Figura 4 apresenta o unifilar geral da SE Araraquara 2.

Araraquara 500 kV

440 kV

Atibaia N. Iguaçu

345 kV

250 km

350 km

3 x 1250 440 kV 138 kV

Jauru

Alternativa 2CC600-SP 2 bipolos 3150 MW

Jirau

S.Antônio

Coletora

Porto Velho

Rio Branco

Ribeirãozinho

Samuel

Pimenta Bueno

Vilhena

Cuiabá

Itumbiara

Jiparaná

Ariquemes

500 kV

230 kV

Rio Verde

+600 kV

Back-to-back 2x400MW

2 x 3150 MW - 2375 km

Trindade

305 km

160 km

30km

41km

150km

118km

160km

354km

335km

364km

242km 20 km0

165km

Araraquara 500 kV

440 kV

Atibaia N. Iguaçu

345 kV

250 km

350 km

3 x 1250 440 kV 138 kV

Jauru

Alternativa 2CC600-SP 2 bipolos 3150 MW

S.Antônio

Jirau

Coletora

Porto Velho

Rio Branco

Ribeirãozinho

Samuel

Pimenta Bueno

Vilhena

Cuiabá

Itumbiara

Jiparaná

Ariquemes

500 kV

230 kV

Rio Verde

Back-to-back 2x400MW

2 x 3150 MW - 2375 km

305 km

160 km

30km

41km

150km

118km

160km

354km

+600 kV

335km

364km

242km 20 kmTrindade

0

165km


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Figura 03 – Diagrama Unifilar Simplificado da Alternativa CC

S. Antônio

Jirau

Coletora P. Velho AraraquaraFiltro AC

Filtro AC

4x95

4MCM

-TC

-10

5km

2375km

2375km

+600kV CC

-600kV CC

Pólo 11575MW

Pólo 21575MW

1575 MVA

44x75MW

3x1250MVA

44x71,6MW

SEVilhenaP. Velho P.BuenoJ. ParanáAriq. Coxipo

Ribeirãozinho

Itumbiara

Rio Verde

2x954MCM12 km

Back-to-back

MT

Samuel

Trindade

Araraquara

Araraquara

(Furnas)

(CTEEP)

1575 MVA

Filtro AC

Filtro AC

2375km

2375km

+600kV CC

-600kV CC

Pólo 11575MW

Pólo 21575MW

1575 MVA

1575 MVA

-50/100 MvarCERio BrancoAbuna Univers.

400 MVA

400 MVA

CuiabáJauru 364 km 242km

1x750MVA

Atibaia

Pólo 11475MW

Pólo 21475MW

Pólo 11475MW

Pólo 21475MW

3x(-70/100) MvarSI

150km 118km 160km 35441km 165km

305km 160km 30km

1x136 Mvar 1x750MVA

S. Antônio

Jirau

Coletora P. Velho AraraquaraFiltro AC

Filtro AC

2375km

2375km

+600kV CC

-600kV CC

Pólo 11575MW

Pólo 21575MW

1575 MVA

4x95

4MCM

-TC

-10

5km

44x75MW

3x1250MVA

44x71,6MW

SEVilhenaP. Velho P.BuenoJ. ParanáAriq. Coxipo

Ribeirãozinho

Itumbiara

Rio Verde

2x954MCM12 km

Back-to-back

MTMT

Samuel

Trindade

Araraquara

Araraquara

(Furnas)

(CTEEP)

1575 MVA

Filtro AC

Filtro AC

2375km

2375km

+600kV CC

-600kV CC

Pólo 11575MW

Pólo 21575MW

1575 MVA

1575 MVA

-50/100 MvarCERio BrancoAbuna Univers.

400 MVA

400 MVA

CuiabáJauru 364 km 242km

1x750MVA

Atibaia

Pólo 11475MW

Pólo 21475MW

Pólo 11475MW

Pólo 21475MW

3x(-70/100) MvarSI

150km 118km 160km 35441km 165km

305km 160km 30km

1x750MVA1x136 Mvar


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PAR

A S

E C

OLE

TOR

A

P. V

ELH

O

PAR

A S

E C

OLE

TOR

A

P. V

ELH

O

PARA SE ARARAQUARA

FURNAS

PARA SE ARARAQUARA

CTEEP

PARA SE ATIBAIA

SE ARARAQUARA 2

ILHA DE FILTROS E CAPACITORES DO

BIPOLO 1


BIPOLO 2

Figura 4 – Diagrama unifilar da alternativa CC de transmissão, SE Araraquara 2 Configuração Geral


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1.1.2 DEFINIÇÕES

1.1.2.1 Entende-se por configuração básica como a solução fornecida pelo planejamento, que atende aos critérios do planejamento. Projetos propostos pela TRANSMISSORA, mesmo que idênticos a alternativa básica, necessitam de comprovação de atendimento aos requisitos deste anexo técnico e dos procedimentos de rede, bem como de estudos comprobatórios.

1.1.2.2 A TRANSMISSORA pode propor projetos alternativos, desde que comprove que o seu desempenho atende a todos os requisitos: de planejamento, do anexo técnico e dos procedimentos de rede.

1.1.2.3 Este anexo técnico apresenta a configuração básica, que é aquela definida pelos relatórios R1 e R2, anexos ao edital.

1.1.3 CONFIGURAÇÃO BÁSICA A configuração básica é caracterizada pelas instalações listadas nas Tabelas 01 e 02 a seguir.

Tabela 01 – Obras de linhas de transmissão

ORIGEM DESTINO CIRCUITO TENSÃO [kV] km

Araraquara 2 Araraquara Furnas C1 e C2 500 2x15 Araraquara 2 Araraquara CTEEP C1 e C2 500 2x15

Tabela 02 – Obras de subestações

SUBESTAÇÃO kV EQUIPAMENTO

Araraquara 2

500

1 módulo geral grande 2 módulos de entrada de linha 3 módulos de interconexão de barras 10 (9+1 res ) autotransformadores monofásicos 500/440 – 416,67 MVA 3 módulos de conexão de transformador 2 módulos de secionamento de barras por meio de disjuntores

440 2 módulos de entrada de linha 3 módulos de interconexão de barras 3 módulos de conexão de transformador

Araraquara Furnas 500 2 módulos de entrada de linha 1 módulo de interconexão de barras

Araraquara CTEEP 440 2 módulos de entrada de linha 2 módulos de interconexão de barras

O projeto das compensações reativas série e em 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 2 e demais critérios constantes deste Anexo. A TRANSMISSORA NÃO tem liberdade para modificar: • Níveis de tensão (somente CA);


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• Distribuição de fluxo de potência em regime permanente; • A localização das SEs Araraquara Furnas e Araraquara CTEEP. O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nas Tabelas 01 e 02. Estão incluídos no empreendimento os equipamentos terminais de manobra, proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, ainda que não expressamente indicados neste ANEXO 6E-CC.

1.1.4 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS Os dados de sistema utilizados nos estudos em regime permanente e transitório, efetuados para a definição da configuração básica estão disponibilizados, conforme documentação relacionada no item 2.1 deste ANEXO 6E-CC. Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas de simulação de rede, ANAREDE e ANATEM, no site da Empresa de Pesquisa Energética – EPE (www.epe.gov.br). Os dados necessários para estudos de transitórios eletromagnéticos encontram-se no relatório R2, relacionado no item 2.1 deste ANEXO 6E-CC.

1.1.5 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, devem atender 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 neste anexo técnico 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 6E-CC e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reservas.

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


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1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO (LT)

1.2.1 REQUISITOS GERAIS Não se aplica.

1.2.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS

1.2.2.1 Parâmetros elétricos A impedância equivalente vista dos terminais de cada trecho de linha de transmissão, composta por suas componentes de seqüências positiva e também por seu grau de compensação série e/ou paralela, deve possibilitar que o desempenho sistêmico da instalação seja similar ao da configuração básica, caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta dinâmica em um conjunto de situações em regime normal e sob contingências apresentados nos estudos documentados nos relatórios listados no item 2.1.

1.2.2.2 Capacidade de corrente • LTs 500 kV Araraquara 2 – Araraquara Furnas, C1 e C2

As linhas de transmissão em 500 kV Araraquara 2 – Araraquara Furnas – C1 e C2 devem ter capacidade operativa de longa duração de, no mínimo, 1450 A, por circuito. Com base na temperatura do projeto da linha de transmissão, o empreendedor deve disponibilizar uma capacidade operativa de curta duração, admissível durante condição de emergência, não inferior a 3700 A, por circuito.

• LTs 440 kV Araraquara 2 – Araraquara CTEEP, C1 e C2 As linhas de transmissão em 440 kV Araraquara 2 – Araraquara CTEEP – C1 e C2 devem ter capacidade operativa de longa duração de, no mínimo, 1450 A, por circuito. Com base na temperatura do projeto da linha de transmissão, o empreendedor deve disponibilizar uma capacidade operativa de curta duração, admissível durante condição de emergência, não inferior a 3550 A, por circuito

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

1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS

1.2.3.1 Definição da flecha máxima dos condutores A linha de transmissão deve ser projetada de acordo com as prescrições da Norma Técnica NBR 5422, da ABNT, de forma a preservar, em sua operação, as distâncias de segurança nela estabelecidas. Devem ser previstas a circulação das capacidades de longa e de curta duração na linha de transmissão e a ocorrência simultânea das seguintes condições climáticas: (a) temperatura máxima média da região; (b) radiação solar máxima da região; e


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

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

A capacidade de condução de corrente dos acessórios, conexões e demais componentes que conduzem corrente deve ser superior à máxima corrente que pode circular na linha preservando as distâncias de segurança correspondentes à operação em regime de longa duração prescritas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT nas seguintes condições climáticas: I. Média das temperaturas mínimas diárias da região;

II. sem radiação solar; e III. mediana dos ventos da região. 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.

1.2.3.3 Capacidade de corrente dos cabos pára-raios Nas condições climáticas estabelecidas no item 1.2.3.1, os cabos pára-raios – conectados ou não 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. Deve-se considerar níveis de curto-circuito de 63 kA na subestação em 500/440 kV Araraquara 2, e 63 kA nas subestações Araraquara Furnas, em 500 kV, e Araraquara CTEEP, em 440 kV.


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1.2.3.4 Perda Joule nos cabos condutores e pára-raios A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento da linha de transmissão deve ser igual ou inferior à da configuração básica, como segue:

Linhas de transmissão 500 kV Araraquara 2 – Araraquara Furnas – C1 e C2, para freqüência nominal de 60 Hz e para a temperatura de 50ºC deve ser igual ou inferior a 0,0174 Ω/km, por circuito. Linhas de transmissão 440 kV Araraquara 2 – Araraquara CTEEP – C1 e C2, para freqüência nominal de 60 Hz e para a temperatura de 50ºC deve ser igual ou inferior a 0,0174 Ω/km, por circuito.

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

1.2.3.5 Tensão máxima operativa A tensão máxima operativa da linha de transmissão, para a classe de tensão correspondente está indicada na Tabela 03.

Tabela 03 – Tensão máxima operativa

Classe de tensão [kV]

Tensão máxima operativa [kV]

440 460 500 550

1.2.3.6 Coordenação de isolamento A TRANSMISSORA deverá comprovar por cálculo ou simulação que o dimensionamento dos espaçamentos elétricos das estruturas da família de estruturas da LT foi feito de forma a assegurar o atendimento dos requisitos abaixo:

a) Isolamento à tensão máxima operativa Para dimensionar o isolamento da linha de transmissão para tensão máxima operativa deve ser considerado o balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento com período de retorno de, no mínimo, 30 (trinta) anos. A distância de escoamento mínima da cadeia de isoladores deve ser determinada conforme a norma IEC 60815, considerando o nível de poluição da região de implantação da LT. Caso o nível de poluição da região seja classificado como inferior ao nível I – leve, a distância específica de escoamento deverá ser igual ou superior a 14 mm/kV eficaz fase-fase. Deve ser garantida a distância de segurança entre qualquer condutor da linha e objetos situados na faixa de segurança, tanto para a condição sem vento quanto para a condição de balanço dos cabos e cadeias de isoladores devido à ação de vento com período de retorno de, no mínimo, 30 (trinta) anos. Na condição de balanço dos cabos e cadeias de isoladores devido à ação de vento, essa distância de segurança deve ser também garantida:


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

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

b) Isolamento para manobras A sobretensão adotada no dimensionamento dos espaçamentos elétricos das estruturas deverá ser, no mínimo, igual à maior das sobretensões indicadas nos estudos de transitórios eletromagnéticos. Os riscos de falha (fase-terra e fase-fase) por circuito, em manobras de energização e religamento, devem ser limitados aos valores constantes da Tabela 04.

Tabela 04 – 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

(b) Desempenho a descargas atmosféricas

Para as linhas de 440 e 500 kV o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser inferior ou igual a um desligamento por 100 km por ano. • As estruturas deverão ser dimensionadas com pelo menos dois cabos pára-raios, dispostos

sobre os cabos condutores de forma que, para o terreno predominante da região, a probabilidade de desligamento causado por descargas diretas nos cabos condutores seja inferior a 10– 2 desligamentos por 100 km por ano.

1.2.3.7 Emissão eletromagnética Os efeitos tratados nas alíneas (a) a (d) devem ser verificados à tensão máxima operativa da linha indicada na Tabela 03. (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, quando a linha de transmissão estiver submetida à tensão máxima operativa, 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 resolução DENTEL ou sua sucessora.

(c) Ruído audível


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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 O campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de segurança deve ser inferior ou igual a 4,16 kV/m. Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos.

(e) Campo magnético O campo magnético no limite da faixa de segurança deve ser inferior ou igual a 67 A/m, equivalente à indução magnética de 83,3 μT na condição de operação da LT em regime de curta duração. Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos.

1.2.3.8 Travessia de linhas de transmissão existentes A TRANSMISORA deve evitar ao máximo o cruzamento sobre linhas de transmissão existentes. Caso o cruzamento seja inevitável, a TRANSMISSORA deve identificar esses casos, tanto nas entradas/saídas das subestações quanto ao longo do traçado das LTs, e informar no projeto básico as providências que serão tomadas no sentido de minimizar os riscos inerentes a esses cruzamentos, ficando a critério da ANEEL a aprovação dessas providências. A TRANSMISSORA deverá relacionar no projeto básico os cruzamentos da LT em projeto com outra(s) LT(s) existente(s) da Rede Básica. Seguem, abaixo, as informações mínimas da(s) LT(s) em cruzamento a serem prestadas pelo agente: (a) identificação com as SEs terminais do trecho em questão; (b) tensão nominal; (c) número de circuitos;e (d) disposição das fases (horizontal, vertical, triangular etc) Nos casos relacionados a seguir, de cruzamento da LT em projeto com outra(s) LT(s) da Rede Básica, a LT em projeto deverá cruzar necessariamente sob a(s) existente(s): (a) quando um circuito simples (em projeto) cruzar, num mesmo vão de travessia, mais de um

circuito de LT existente com tensão igual ou superior à de projeto; ou; (b) quando a tensão nominal da LT em projeto for menor que a da LT existente.

1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS

1.2.4.1 Confiabilidade


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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.

1.2.4.2 Parâmetros de vento Para o projeto mecânico de uma linha de transmissão, os carregamentos oriundos da ação do vento nos componentes físicos da linha de transmissão devem ser estabelecidos a partir da caracterização probabilística das velocidades de vento da região, com tratamento para fenômenos meteorológicos severos, tais como, sistemas frontais, tempestades, tornados, furacões etc. Os parâmetros explicitados a seguir devem ser obtidos a partir de dados fornecidos por estações anemométricas selecionadas adequadamente para caracterizar a região atravessada pela linha de transmissão: (a) Média e coeficiente de variação (em porcentagem) das séries de velocidades máximas anuais

de vento a 10 m de altura, com tempos de integração da média de 3 (três) segundos (rajada) 10 (dez) minutos (vento médio).

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

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

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

1.2.4.3 Cargas mecânicas sobre os cabos. O cabo deve ser dimensionado para suportar três estados de tracionamento – básico, de tração normal e de referência –, definidos a partir da combinação de condições climáticas e de envelhecimento do cabo como se segue. (a) Estado básico

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

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

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

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


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

(c) Estado de referência • A distância mínima ao solo do condutor (clearance) deve ser verificada sem considerar a

pressão de vento atuante.

1.2.4.4 Fadiga mecânica dos cabos Os dispositivos propostos para amortecer as vibrações eólicas devem ter sua eficiência e durabilidade avaliadas por ensaios que demonstrem sua capacidade de amortecer os diferentes tipos de vibrações eólicas e sua resistência à fadiga, sem perda de suas características de amortecimento e sem causar danos aos cabos. É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a elaboração de estudos, o desenvolvimento e a aplicação de sistema de amortecimento para prevenção de vibrações eólicas e efeitos relacionados com a fadiga dos cabos, de forma a garantir que estes não estejam sujeitos a danos ao longo da vida útil da linha de transmissão. A solicitação aos cabos deve ser dimensionada de forma compatível com seu tipo e sua formação.

1.2.4.5 Cargas mecânicas sobre as estruturas O projeto mecânico de uma linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60826. Além das hipóteses previstas na IEC, é obrigatória a introdução de hipóteses de carregamento que reflitam tormentas elétricas. Devem ser previstas necessariamente as cargas a que as estruturas estarão submetidas nas condições mais desfavoráveis de montagem e manutenção, inclusive em linha viva. Para o caso de uma linha de transmissão construída com estruturas metálicas em treliça, as cantoneiras de aço-carbono ou microligas laminadas a quente devem obedecer aos requisitos de segurança estabelecidos na Portaria nº 243 do Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial – INMETRO, publicada no Diário Oficial da União, de 17 de dezembro de 2002.

1.2.4.6 Fundações No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura às fundações devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Essas solicitações, calculadas a partir das cargas de projeto da estrutura, considerando suas condições particulares de aplicação – vão gravante, vão de vento, ângulo de deflexão, fim de linha e altura da estrutura – passam a ser consideradas cargas de projeto das fundações. As fundações de cada estrutura devem ser projetadas estrutural e geotecnicamente de forma a adequar todos os esforços resultantes de cada estrutura às condições específicas do solo. As propriedades físicas e mecânicas do solo devem ser determinadas de forma científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo. Tal determinação deve ser realizada a partir das seguintes etapas:


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

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

• Parecer geotécnico com a elaboração de diretrizes técnicas e recomendações para o projeto. No cálculo das fundações, devem ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que influenciem o estado do solo, 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.

1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS

1.2.5.1 Descargas atmosféricas Os cabos pára-raios de qualquer tipo e formação devem ter desempenho mecânico frente a descargas atmosféricas igual ou superior ao do cabo de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8″. Todos os elementos sujeitos a descargas atmosféricas diretas da superestrutura de suporte dos cabos condutores e cabos pára-raios, incluindo as armações flexíveis de estruturas tipo “Cross-Rope”, Trapézio ou Chainette, não devem sofrer redução da suportabilidade mecânica original após a ocorrência de descarga atmosférica. As cordoalhas de estruturas estaiadas mono-mastro ou V protegidas por cabos pára-raios estão isentas deste requisito.

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

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


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1.3 SUBESTAÇÕES (SE)

1.3.1 REQUISITOS GERAIS

1.3.1.1 Informações básicas A TRANSMISSORA deve desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição das características e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que os mesmos serão conectados ao sistema existente. Todos os equipamentos devem ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado. Nas subestações, a configuração básica deve contemplar equipamentos com características elétricas básicas similares ou superiores às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos listados no item 2. O dimensionamento dos novos equipamentos deve considerar as atuais e futuras condições a serem impostas pela configuração prevista pelo planejamento da expansão do Sistema Interligado Nacional - SIN. Deverão ser realizadas, dentre outras, as obras necessárias de infra-estrutura, descritas no módulo geral – Resolução ANEEL nº. 191, de 12 de dezembro de 2005, necessárias para a implantação, manutenção e operação da configuração básica caracterizada pelas instalações listadas na tabela 2. Nas subestação Araraquara 2, deverá ser considerada a aquisição de terreno que contemple a etapa final de planejamento, acesso à subestação, cercas externas, dentre outras. A transmissora deverá dispor também de infra-estrutura do Módulo Geral na subestação Araraquara 2, necessária para a futura implantação dos equipamentos relativos aos Lotes LC-CC, LD-CC, LF-CC e LG-CC, componentes da alternativa CC de transmissão. As concessionárias, futuras acessantes à subestação Araraquara 2, deverão providenciar a estrutura necessária pela implantação de seus equipamentos CA e/ou CC tais como: entradas de linhas, reatores de linha, transformadores, conexões de reatores, compensação série, filtros CA, casas de válvula, capacitores de surto, filtros CC, barramentos, cabos, tubos, estruturas, suportes, pórticos, cercas divisórias de seus ativos, conexões de terra entre seus equipamentos e a malha, canaletas secundárias e recomposição da infra-estrutura construída como, por exemplo, reposição de britas. A TRANSMISSORA responsável pelo Lote LE-CC, é acessante às subestações Araraquara Furnas e Araraquara CTEEP, devendo providenciar a estrutura necessária pela implantação de: entradas de linhas, trechos de barramentos, cabos, tubos, estruturas, suportes, pórticos, cercas divisórias de seus ativos, conexões de terra entre seus equipamentos e a malha, canaletas secundárias e recomposição da infra-estrutura construída como, por exemplo, reposição de britas. O Módulo Geral, citado na Tabela 2, é composto pelos custos diretos de: terreno, cercas, terraplenagem, drenagem, grama, embritamento, arruamento, iluminação do pátio, proteção incêndio, 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, sistemas de água e 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


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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.


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1.3.1.2 Arranjo de barramentos e equipamentos das subestações • A subestação 500/440 kV Araraquara 2, nova, deverá ter terreno suficiente para que sejam

implantadas além das obras previstas na configuração básica deste lote do edital, as demais previstas em planejamento, observando que todas as conexões em 500 kV e 440 kV deverão ser com arranjo do tipo disjuntor e meio, conforme desenho abaixo.

PARA SE ARARAQUARA

FURNAS

PARA SE ARARAQUARA

CTEEP

PARA SE ATIBAIA

SE ARARAQUARA 2


BIPOLO 1


BIPOLO 2

Figura 03 – Diagrama unifilar da SE Araraquara 2.


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1.3.1.3 Capacidade de corrente (a) Corrente em regime Permanente

Os barramentos das subestações 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. No caso da subestação existente, se a máxima corrente verificada for inferior à capacidade do barramento, o trecho de barramento associado a este empreendimento deverá 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 capacidade de corrente nominal dos equipamentos a serem implantados na subestação, tais como, disjuntores, chaves seccionadoras e transformadores de corrente, deve ser considerado que indisponibilidades de equipamentos, pertencentes ou não a este empreendimento, podem submeter os remanescentes a valores de correntes mais elevados, cabendo a TRANSMISSORA identificar as correntes máximas que poderão ocorrer nos seus equipamentos, desde a data de entrada em operação até o ano horizonte de planejamento, por meio de estudo específico descrito no item 1.8 deste anexo técnico. Os equipamentos exclusivos das entradas de linha (no arranjo de barramento DJM e ANEL – seccionadora da linha e bobinas de bloqueio; no arranjo BD – todas as seccionadoras, disjuntores, TCs e bobinas de bloqueio) devem suportar, no mínimo, as condições de carregamento da linha de transmissão estabelecidas nos itens 1.2.2.2 e 1.2.3.1.

(b) Capacidade de curto-circuito Os equipamentos e demais instalações da subestação em 500/440 kV Araraquara 2 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 Araraquara Furnas 500 kV e Araraquara CTEEP 440 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) Ressalta-se que o atendimento a fatores de assimetria superiores àqueles acima definidos pode ser necessário em função dos resultados dos estudos, considerando inclusive o ano horizonte de planejamento, a serem realizados pela TRANSMISSORA, conforme descrito no item 1.8 desse anexo técnico.


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(c) Sistema de Aterramento O projeto das subestações deve atender ao critério de um sistema solidamente aterrado.

1.3.1.4 Suportabilidade (a) Tensão em regime permanente

O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos para a condição de operação em regime permanente deve considerar o valor máximo de tensão de 550 kV para a tensão nominal de 500 kV e de 462 kV para a tensão nominal de 440 kV. O dimensionamento dos equipamentos conectados às extremidades das linhas de transmissão deve observar o disposto no item 1.3.2.7.2, quando aplicável.

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

(c) 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.

1.3.1.5 Efeitos de campos (a) Efeito corona

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

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

1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS

1.3.2.1 Disjuntores (a) Os disjuntores de 500 kV e 440 kV deverão ser especificados com um fator de primeiro pólo

compatível com as solicitações identificadas pelos estudos da TRANSMISSORA (vide item 1.8). Este fator poderá ser superior ao valor normatizado de 1,3.

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


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(c) O tempo máximo de interrupção para disjuntores classe de tensão de 500 kV e 440 kV deve ser de 2 ciclos e para as classes de tensão de 230 kV e 138 kV deve ser de 3 ciclos.

(d) 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.

(e) Os disjuntores devem ser dimensionados respeitando os valores mínimos de corrente de curto- circuito nominal (corrente simétrica de curto-circuito) e valor de crista da corrente suportável nominal (corrente assimétrica de curto-circuito) dispostos no item 1.3.1.3 b. Fatores de assimetria superiores ao indicado poderão ser necessárias, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 1.8 deste anexo técnico.

(f) Os disjuntores devem ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de discrepância de pólos e acionamento monopolar. O ciclo de operação nominal deve ser compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar e monopolar.

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

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

(i) O disjuntor deve manobrar linhas à vazio sem reacendimento do arco. (j) Os requisitos mínimos para o disjuntor na manobra de linha a vazio devem levar em conta o

valor eficaz da tensão fase-fase da rede de 770 kV à freqüência de 60 Hz, para os disjuntores dos pátios de 500 kV. O correspondente valor para os pátios de 230 kV é 339 kV à freqüência de 60 Hz. Valores superiores a estes podem ser necessários, caso os estudos definidos no item 1.8 assim o determinem. Para os pátios de 138 kV 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 203 kV à freqüência de 60 Hz e para os pátios de 69 kV de 101,5 kV à freqüência de 60 Hz.

(k) 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.

(l) 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. Caso exista a possibilidade da ocorrência de “zeros atrasados” em caso de defeitos próximos a usina, o disjuntor deve ser especificado para operar nestas condições de defeito;

(m) 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;

(n) 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


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equipamento / linha de transmissão da subestação adjacente, seguido de falha do respectivo disjuntor;

(o) 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.

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

1.3.2.2 Seccionadoras, lâminas de terra e chaves de aterramento Estes equipamentos devem atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas no item 1.8.3. As seccionadoras devem ser especificadas com, pelo menos, a mesma corrente nominal utilizada pelos disjuntores deste empreendimento, aos quais estejam associadas. A TRANSMISSORA deve especificar o valor de crista da corrente suportável nominal (corrente de curto-circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta duração (corrente de curto simétrica) respeitando os valores mínimos dispostos no item 1.3.1.3 b. Fatores de assimetria superiores ao indicado em 1.3.1.3 b poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos nos item 1.8 deste anexo técnico. As lâminas de terra e chaves de aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 62271-102. Esses equipamentos devem ser dimensionados considerando a relação X/R do ponto do sistema onde serão instalados.

1.3.2.3 Pára-raios Deverão ser instalados pára-raios nas entradas de linhas de transmissão, nas conexões de unidades transformadoras de potência, de reatores em derivação e de bancos de capacitores não autoprotegidos. Os pára-raios devem ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), adequados para instalação externa. Os pára-raios devem ser especificados com uma capacidade de dissipação de energia suficiente para fazer frente a todas as solicitações identificadas nos estudos descritos no item 1.8 deste anexo técnico. A TRANSMISSORA deverá informar, ainda na fase de projeto básico, em caso de indisponibilidade dos dados finais do fornecimento, os valores de catálogo da família do pára-raios escolhido para posterior utilização no empreendimento.

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


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Os transformadores de corrente devem ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e os de potencial devem ter enrolamentos secundários individuais e serem próprios para instalação externa. Os núcleos de proteção dos transformadores de corrente devem possuir classe de desempenho TPY ou TPZ, conforme estabelecido na Norma IEC 60.044-6 1992 (Instrument transformers - part 6: Requirements for protective current transformers for transient performance), considerando a constante de tempo primária (relação X/R) do ponto de instalação e o ciclo de religamento previsto, para que esses núcleos não saturem durante curto-circuitos e religamentos rápidos.. A TRANSMISSORA deve especificar transformadores de corrente com o valor de crista da corrente suportável nominal (corrente de curto-circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta duração (corrente de curto simétrica) que respeitem o disposto no item 1.3.1.3 b. Fatores de assimetria superiores ao indicado em 1.3.1.3 b poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos nos item 1.8 deste anexo técnico.

1.3.2.5 Unidades transformadoras de potência Deverá ser previsto espaço para quatro bancos de autotransformadores monofásicos 500/440 kV, na SE Araraquara 2, cada um com potência unitária nominal de 1.250 MVA, sendo três para instalação imediata, os quais fazem parte do lote deste leilão.

(a) Potência Nominal As unidades transformadoras monofásicas deverão ser especificadas com potência nominal de 416,67 MVA, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tape especificado. Essas unidades devem ser especificadas para suportar potências 20% superiores a potência definida como nominal por 4 horas, dentro do ciclo diário de carga, considerando as condições de temperatura média máxima local. A TRANSMISSORA deverá informar a curva de carga considerada na especificação.

(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. O autotransformador deve ser provido de comutadores de derivação em carga no sentido de controlar a tensão nos barramentos de 440 kV. Os tapes deverão estar localizados no lado de 440 kV. Deve ser especificada a faixa de derivações de tape de no mínimo ±10% da tensão nominal, com 16 posições de ajuste em cada sentido (total de 33 posições).

(c) Condições operativas 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.


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Os transformadores devem ser capazes de operar com as suas potências nominais, em regime permanente, para toda a faixa operativa de tensão da rede básica, tanto no primário quanto no secundário, com ou sem comutadores de derivações, sejam eles em carga ou não. Caso o transformador possua comutadores de derivações, em carga ou não, eles devem poder operar para a referida faixa operativa, em todas as posições dos comutadores. Deve ser possível energizar as unidades transformadoras sem restrições, tanto pelo enrolamento primário quanto pelo secundário, para toda a faixa de tensão operativa. As unidades transformadoras devem ser adequadas para operação em paralelo nos terminais de 500 kV e de 440 kV. A unidade transformadora de potência deve ser capaz de suportar o perfil de sobreexcitação em vazio a 60 Hz, de acordo com a Tabela 1.6 em qualquer derivação de operação.

Tabela 1.6 – Sobreexcitação 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 máximo de 12% na base nominal das unidades transformadoras, salvo quando indicado pelos estudos. Os valores de impedância devem estar referenciados à temperatura de 75 °C.

(e) Perdas O valor das perdas máximas para autotransformadores 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 abaixo.

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 %


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100 ≤ Pn < 200 MVA 0,40 % Pn ≥ 200 MVA 0,30 %

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

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

(f) Ligação dos enrolamentos Os enrolamentos de 500 kV e 440 kV das unidades transformadoras devem ser conectados em estrela, com neutro acessível para aterramento sólido.

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

1.3.2.6 Instalações abrigadas Todos os instrumentos, painéis e demais equipamentos dos sistemas de proteção, comando, supervisão e telecomunicação devem ser abrigados e projetados segundo as normas aplicáveis, de forma a garantir o perfeito desempenho destes sistemas e sua proteção contra desgastes prematuros. Em caso de edificações, é de responsabilidade da TRANSMISSORA seguir as posturas municipais aplicáveis e as normas de segurança do trabalho.

1.3.2.7 Equipamentos localizados em entradas de linha

1.3.2.7.1 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, secionadores e transformadores de potencial, deverão ser dimensionados para suportar por uma hora as sobretensões à freqüência industrial de acordo com a Tabela 1.7.

Tabela 1.7 – Tensão eficaz entre fases admissível

nas extremidades das linhas de transmissão após manobra (kV)

Tensão nominal Tensão sustentada 440 460 500 600

1.3.2.7.2 Tensão máxima em regime a 60 Hz aplicada sob carga em terminais com capacitores série Nos casos em que o banco de capacitores série estiver 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, pára-raios, etc., deverão ser especificados para operar continuamente sob a máxima tensão possível em regime permanente. Essa tensão deve ser calculada considerando a máxima tensão operativa no


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barramento da subestação terminal e a máxima corrente especificada para operação dos referidos bancos.


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1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

1.4.1 DEFINIÇÕES BÁSICAS COMPONENTE DO SISTEMA DE POTÊNCIA ou COMPONENTE: é todo equipamento ou instalação delimitado por disjuntores, elos fusíveis ou religadores automáticos. Uma exceção existe para reator shunt de LINHA DE TRANSMISSÃO que também é classificado como COMPONENTE, mesmo sem disjuntor próprio. SISTEMA: quando aplicado à proteção, à supervisão e controle ou a telecomunicações, significa o conjunto de equipamentos e funções requeridas e necessárias para seu desempenho adequado na operação da instalação e da REDE BÁSICA. SISTEMA DE PROTEÇÃO: conjunto de equipamentos composto por relés de proteção, relés auxiliares, equipamentos de teleproteção e acessórios destinados a realizar a proteção em caso de falhas elétricas, tais como curtos-circuitos, e de outras condições anormais de operação dos COMPONENTES de um sistema elétrico (LINHAS DE TRANSMISSÃO, barramentos e equipamentos). PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA: destina-se a detectar e eliminar, seletivamente e sem retardo de tempo intencional, falhas que ocorram apenas no COMPONENTE protegido. São exemplos os esquemas com comunicação direta relé a relé, os esquemas de teleproteção, as proteções diferenciais, os esquemas de comparação de fase etc. PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA: destina-se a detectar e eliminar falhas que ocorram no COMPONENTE protegido e a fornecer proteção adicional para os COMPONENTES adjacentes. Em sua aplicação como PROTEÇÃO DE RETAGUARDA, sua atuação é coordenada com a atuação das proteções dos equipamentos adjacentes por meio de retardo de tempo intencional. São exemplos as proteções de sobrecorrente e as proteções de distância. PROTEÇÃO DE RETAGUARDA: destina-se a atuar quando da eventual falha de outro SISTEMA DE PROTEÇÃO. Quando esse SISTEMA está instalado no mesmo local do SISTEMA DE PROTEÇÃO a ser coberto, trata-se de retaguarda local; quando está instalado em local diferente daquele onde está o SISTEMA DE PROTEÇÃO a ser coberto, trata-se de retaguarda remota. PROTEÇÃO PRINCIPAL: esquema de proteção composto por um SISTEMA de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e um SISTEMA de PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA. PROTEÇÃO ALTERNADA: esquema composto por um SISTEMA DE PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e por um SISTEMA de PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA, funcionalmente idêntico à PROTEÇÃO PRINCIPAL e completamente independente desta. PROTEÇÃO INTRÍNSECA: conjunto de dispositivos de proteção normalmente integrados aos equipamentos, tais como relés de gás, válvulas de alívio de pressão, sensores de temperatura, sensores de nível etc. SIR: relação entre a impedância de fonte e a impedância da LINHA DE TRANSMISSÃO (SIR), é definida por meio da divisão da impedância da fonte atrás do ponto de aplicação de um relé pela impedância total da LINHA DE TRANSMISSÃO protegida: SIR = ZS / ZL Onde, ZS = Impedância da Fonte e ZL = Impedância da LINHA DE TRANSMISSÃO


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COMPRIMENTO RELATIVO DE LINHA DE TRANSMISSÃO: determinado em função do SIR e utilizado para a seleção do tipo de proteção mais indicado. No âmbito do presente Anexo Técnico, as LINHAS DE TRANSMISSÃO classificam-se como: LINHAS DE TRANSMISSÃO curtas, as que apresentam SIR > 4; LINHAS DE TRANSMISSÃO longas, as que apresentam SIR ≤ 0,5.

1.4.2 REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES Os requisitos técnicos e as características funcionais aqui apresentados referem-se aos seguintes SISTEMAS funcionalmente distintos: a) SISTEMAS DE PROTEÇÃO (SP); b) SISTEMAS de registro de perturbações (SRP); e c) SISTEMAS de telecomunicação (ST). Cada SISTEMA (proteção, registradores de perturbações e telecomunicações) deve ser integrado no nível da instalação para permitir o acesso local ou remoto de todos os seus dados, ajustes, registros de eventos, grandezas de entradas e outras informações. Essa integração não deve impor restrições à operação dos COMPONENTES primários da instalação. No caso de implantação de um novo vão em INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, os SISTEMAS devem ser compatibilizados com os já instalados. Todos os equipamentos e SISTEMAS devem ter automonitoramento e autodiagnóstico, com bloqueio automático da atuação quando houver defeito e com sinalização local e remota de falha e defeito. Os SISTEMAS devem ter arquitetura aberta e utilizar protocolos de comunicação descritos em norma, de forma a não impor restrições a AMPLIAÇÕES futuras DA REDE BÁSICA e à integração com SISTEMAS e equipamentos de outros fabricantes. Os SISTEMAS devem ter recursos que possibilitem a intervenção das equipes de manutenção sem desligamento de COMPONENTES primários. Os materiais e equipamentos a serem utilizados devem ser projetados, fabricados, montados e ensaiados em conformidade com as últimas revisões das normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT no que for aplicável, e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da International Electrotechnical Commission – IEC ou da American National Standards Institute – ANSI, nessa ordem de preferência. Todos os equipamentos e SISTEMAS digitais devem atender aos requisitos das normas para compatibilidade eletromagnética aplicáveis, conforme as Normas citadas, nos graus de severidade adequados para instalação em subestações de extra-alta-tensão.

1.4.3 REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO Todo COMPONENTE, exceção feita aos barramentos, deve ser protegido localmente por dois SISTEMAS DE PROTEÇÃO completamente independentes. Excetuando-se os barramentos, a proteção dos COMPONENTES deve ser concebida de maneira a não depender de PROTEÇÃO DE RETAGUARDA remota no SISTEMA DE TRANSMISSÃO. Para os


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barramentos deve ser prevista PROTEÇÃO DE RETAGUARDA remota para cobertura de eventual indisponibilidade de sua única proteção. Devem ser previstos transformadores para instrumentos – transformadores de corrente e de potencial – para alimentação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO, supervisão e controle, em número adequado e com características nominais especificadas em função da aplicação (relações nominais, número de núcleos e enrolamentos secundários, exatidão, cargas nominais, desempenho transitório, etc.). Os enrolamentos dos transformadores de corrente para alimentação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ser dispostos na instalação de forma a permitir a superposição de zonas das PROTEÇÕES RESTRITAS de equipamentos primários adjacentes, evitando a existência de “pontos cegos”. O uso de proteções que tenham funcionalidades que possam detectar faltas em eventuais “zonas mortas” resultantes da aplicação de transformadores de corrente na instalação pode ser considerado. As correntes e tensões para alimentação de cada SISTEMA DE PROTEÇÃO - PRINCIPAL E ALTERNADA - devem ser obtidas de núcleos independentes de transformadores de corrente e de secundários diferentes de transformadores de potencial. Quando não for utilizada redundância de proteção (PROTEÇÃO PRINCIPAL E ALTERNADA), a alimentação de correntes e tensões da PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve ser independente daquela utilizada pela PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA. As proteções que estão sujeitas à operação acidental por perda de potencial devem ter supervisão de tensão para bloqueio de operação e alarme. Os conjuntos de PROTEÇÃO PRINCIPAL E ALTERNADA devem ser alimentados por bancos de baterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independentes. Quando não for utilizada redundância de proteção, esse requisito deve ser atendido para a PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e para a PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA. Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ser constituídos, obrigatoriamente, por equipamentos independentes e dedicados para cada COMPONENTE da instalação, podendo esses equipamentos ser do tipo multifunção. Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ter saídas para acionar disjuntores com dois circuitos de disparo independentes. Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos relés de proteção, equipamentos de telecomunicação utilizados para teleproteção, religamento automático e sincronismo, de forma a indicar qualquer anormalidade que possa implicar em perda da confiabilidade operacional do SISTEMA DE PROTEÇÃO. Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ter, em condições normais ou durante perturbações, características de sensibilidade, seletividade, rapidez e confiabilidade operativa, a fim de que seu desempenho não comprometa a segurança do sistema elétrico. O agente de transmissão deve realizar os estudos necessários para ajustes e coordenação do SISTEMA DE PROTEÇÃO. Para confirmar o atendimento aos requisitos descritos no item anterior, o agente de transmissão deve manter o registro dos ajustes implantados. Esses ajustes devem ser informados ao OPERADOR NACIONAL DE SISTEMA ELÉTRICO - ONS, sempre que solicitado.


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1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO

1.4.4.1 Geral O SISTEMA DE PROTEÇÃO de LINHA DE TRANSMISSÃO compreende o conjunto de relés, equipamentos e acessórios instalados nos terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO, necessários e suficientes para a detecção e eliminação, de forma seletiva, de todos os tipos de faltas – com ou sem resistência de falta - e de outras condições anormais de operação. No caso de utilização de compensação série, o SISTEMA DE PROTEÇÃO deve ser adequado para a manutenção dos requisitos exigidos no parágrafo anterior. Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ser selecionados de acordo com as características da LINHA DE TRANSMISSÃO a ser protegida. LINHAS DE TRANSMISSÃO curtas (SIR > 4) não devem utilizar esquemas de proteção com funções ajustadas em subalcance. SISTEMAS DE PROTEÇÃO compostos por relés de distância devem ter as seguintes funções: a) Funções de distância (21/21N)1 para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra, com temporizadores independentes por zona; b) Função de sobrecorrente direcional de neutro (67N), com unidades instantâneas e temporizadas para complementação da proteção de distância para faltas a terra independentes das funções de medição de distância; c) Função para a detecção de faltas que ocorram durante a energização da LINHA DE TRANSMISSÃO (50LP - switch onto fault); e d) Função para detecção de oscilações de potência e bloqueio das unidades de distância (68OSB). Se a PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA for realizada por relés de distância, o esquema de teleproteção deve atender aos seguintes requisitos: a) A seleção da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar em conta o SISTEMA de telecomunicação utilizado, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento relativo da LINHA DE TRANSMISSÃO, acoplamentos magnéticos com outras LINHAS DE TRANSMISSÃO e a existência de compensação série; b) A unidade instantânea da proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67 N) deve atuar incorporada ao esquema de teleproteção selecionado; c) Em esquemas de teleproteção por sobrealcance devem ser utilizadas lógicas de bloqueio temporário para evitar operação indevida durante a eliminação seqüencial de faltas em LINHA DE TRANSMISSÃO paralelas (transient blocking); d) Os esquemas de teleproteção do tipo permissivo por sobrealcance devem ter lógicas para a devolução de sinal de disparo (echo) e para proteção de terminais com fraca alimentação (weak infeed). As PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS devem detectar faltas entre fases e entre fases e terra, para 100% da extensão da LINHA DE TRANSMISSÃO protegida, sem retardo de tempo intencional.

1 Numeração indicadora da função conforme Norma IEEE Standard Electrical Power System Device Function Numbers and Contact Designations, C37.2-1996.


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As PROTEÇÕES GRADATIVAS OU IRRESTRITAS devem ser compostas por relés de distância (21/21N), para defeitos entre fases e fase-terra e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N). Devem atender aos requisitos já mencionados e possibilitar efetiva PROTEÇÃO DE RETAGUARDA para a LINHA DE TRANSMISSÃO protegida e para o barramento remoto, mantida a coordenação com a proteção dos COMPONENTES adjacentes. Terminais de LINHAS DE TRANSMISSÃO conectados a barramentos com arranjos do tipo disjuntor e meio ou anel devem ter função para proteção do trecho de LINHA DE TRANSMISSÃO que permanece energizado quando a chave isoladora da LINHA DE TRANSMISSÃO estiver aberta e seus disjuntores fechados (stub bus protection).

1.4.4.2 Adequação do SISTEMA DE PROTEÇÃO das extremidades de uma LINHA DE TRANSMISSÃO Nos SISTEMAS DE PROTEÇÃO de LINHA DE TRANSMISSÃO com recursos de telecomunicação – esquema com comunicação relé a relé, teleproteção, proteções diferenciais, etc. –, os relés e equipamentos instalados em ambos os terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO devem ser considerados para a operação como um conjunto único, devendo ser integrados e idênticos entre si quando comparadas as duas extremidades da LINHA DE TRANSMISSÃO. Este requisito deve ser observado tanto para os equipamentos de telecomunicação quanto para os relés de proteção. Em um terminal é admissível a utilização de equipamentos para a PROTEÇÃO PRINCIPAL diferentes dos, para a PROTEÇÃO ALTERNADA – ou para a PROTEÇÃO DE RETAGUARDA –, desde que se atenda ao requisito explicitado no parágrafo anterior. Na implantação de nova subestação decorrente de seccionamento de LINHA DE TRANSMISSÃO com a inclusão de novas ENTRADAS DE LINHA devem-se adequar as proteções das ENTRADAS DE LINHA existentes ao requisito especificado nos parágrafos anteriores, tanto pela aquisição e implantação de novos SISTEMAS DE PROTEÇÕES como pelo remanejamento das proteções existentes.

1.4.4.3 LINHAS DE TRANSMISSÃO com tensão nominal igual ou superior a 345 kV O SISTEMA DE PROTEÇÃO de LINHA DE TRANSMISSÃO deve ser redundante: cada terminal de LINHA DE TRANSMISSÃO deve ter PROTEÇÃO PRINCIPAL E PROTEÇÃO ALTERNADA, composta por conjuntos de proteção – relés, equipamentos de telecomunicações, relés auxiliares de demais acessórios – independentes. O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de abertura dos disjuntores de todos os terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO, não deve exceder a 100 ms. Todo desligamento tripolar em um terminal de LINHA DE TRANSMISSÃO ocasionado pela atuação de proteção deve gerar um comando a ser transferido para outro terminal, via esquema de transferência direta de disparo, para efetuar o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto. A lógica de recepção deve discriminar os desligamentos para os quais é desejado o religamento da LINHA DE TRANSMISSÃO daqueles para os quais o religamento deve ser bloqueado. As PROTEÇÕES PRINCIPAL E ALTERNADA devem ter função para proteção por perda de sincronismo (78) baseada na taxa de variação no tempo da impedância medida, com as seguintes características: a) Ajustes das unidades de impedância e do temporizador independentes;


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b) Seleção do modo de disparo na entrada (trip on way in) ou na saída (trip on way out) da característica de medição; e c) Bloqueio do disparo para faltas assimétricas, preferencialmente por corrente de seqüência de fase negativa. As PROTEÇÕES PRINCIPAL E ALTERNADA de todos os terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO devem ter proteção trifásica para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal. Os elementos instantâneos devem operar somente para sobretensões que ocorram simultaneamente nas três fases e os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três fases.

1.4.4.4 LINHAS DE TRANSMISSÃO com tensão nominal inferior a 345 kV O sistema de proteção da LINHA DE TRANSMISSÃO deve ser composto por dois conjuntos de proteção independentes do tipo PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA. O tempo total de eliminação de faltas pela PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA não deve exceder a 150 ms. Nas LINHAS DE TRANSMISSÃO de interligação entre SISTEMAS este tempo não deve exceder 100 ms. As LINHAS DE TRANSMISSÃO de interligação entre SISTEMAS devem ter função para proteção por perda de sincronismo (78) baseada na taxa de variação no tempo da impedância medida, com as seguintes características: (a) Ajustes das unidades de impedância e do temporizador independentes; (b) Seleção do modo de disparo na entrada (trip on way in) ou na saída (trip on way out) da

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

1.4.4.5 Esquemas de religamento automático

1.4.4.5.1 Requisitos gerais


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Todas as LINHAS DE TRANSMISSÃO devem ser dotadas de esquemas para religamento automático tripolar. Os esquemas de religamento automático devem atender à seguinte filosofia: a. Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio deve-

se prever a possibilidade de religamento em qualquer dos disjuntores adjacentes à LINHA DE TRANSMISSÃO.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

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

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

1.4.4.5.2 Função para verificação de sincronismo A função para verificação de sincronismo deve permitir o ajuste do tempo total de religamento, considerando a contagem de tempo desde a abertura do disjuntor e incluindo os tempos mortos típicos para a respectiva classe de tensão. Além disso, deve possibilitar ajustes da diferença de tensão, defasagem angular, diferença de freqüência e permitir a seleção das seguintes condições para fechamento do disjuntor: • Barra viva - linha morta. • Barra morta - linha viva. • Barra viva – linha viva. • Barra morta - linha morta.

1.4.4.5.3 Requisitos para verificação de sincronismo manual. As instalações devem ser providas de dispositivo para a verificação das condições de sincronismo para o fechamento manual de seu(s) disjuntor(es). No caso de AMPLIAÇÃO DA REDE BÁSICA ou modificação da instalação devem ser instalados os transformadores de instrumentos, eventualmente necessários para a realização da função de sincronização. O dispositivo de sincronização deve atender aos seguintes requisitos: • Permitir o fechamento do disjuntor com temporização ajustável, após verificar que os seus

terminais estão sincronizados (sistema em anel), e a diferença entre as tensões dos dois terminais (módulo e ângulo de fase) está dentro dos limites ajustados;

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

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


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

• Indicar as condições de sincronização de forma a permitir a adoção de medidas operativas para atingir o valor de ajuste.

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

1.4.5.1 Autotransformadores cujo mais alto nível de tensão nominal é igual ou superior a 345 kV Todo transformador/autotransformador que tiver seu mais alto nível de tensão nominal igual ou superior a 345 kV deve dispor de três conjuntos de SISTEMA DE PROTEÇÃO: (d) PROTEÇÃO PRINCIPAL, que se compõe de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e de

PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA; (e) PROTEÇÃO ALTERNADA, que se compõe de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e de

PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA; e (f) PROTEÇÃO INTRÍNSECA. O tempo total de eliminação de faltas - incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores do transformador/autotransformador, pelas PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS, não deve exceder a 120 ms. As funções diferenciais (87) dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO PRINCIPAL E ALTERNADA devem utilizar os enrolamentos dos transformadores de corrente localizados próximos aos disjuntores do transformador/autotransformador de potência. As zonas de proteção das funções diferenciais devem se superpor com as zonas de proteção dos barramentos adjacentes. As PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS compostas por relés diferenciais devem ter as seguintes funções: • Função diferencial percentual (87) com atuação individual por fase com:

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

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

As PROTEÇÕES GRADATIVAS OU IRRESTRITAS devem ter as seguintes funções: • Funções de sobrecorrente temporizada de fase (51) e de neutro (51N) vinculadas a cada um dos

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

transformador/autotransformador; e


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

A PROTEÇÃO INTRÍNSECA deve possuir as seguintes funções e características: • Função para detecção de faltas internas que ocasionem formação de gás (63) ou aumento da

pressão interna (20); • Função de sobretemperatura do óleo (26) com dois níveis de atuação (advertência e urgência); e • Função de sobretemperatura do enrolamento (49) com dois níveis de atuação (advertência e

urgência). A atuação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO deve atender à seguinte filosofia: (g) As PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS e as funções para detecção de faltas internas no

transformador/autotransformador de potência integrantes da PROTEÇÃO INTRÍNSECA devem comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador/autotransformador de potência;

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

(i) Os níveis de advertência e urgência das funções de sobretemperatura, integrantes da PROTEÇÃO INTRÍNSECA, devem ser utilizados para indicação e alarme.

(j) Os níveis de urgência podem ser utilizados para comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador/autotransformador de potência, por meio de temporizadores independentes.

1.4.5.2 Transformadores cujo mais alto nível de tensão nominal é inferior a 345 kV Todo transformador cujo mais alto nível de tensão seja inferior a 345 kV deve dispor de três conjuntos independentes de SISTEMA DE PROTEÇÃO: • PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA; • PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA; • PROTEÇÃO INTRÍNSECA.

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


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• Função diferencial percentual (87) com atuação individual por fase; • Número de circuitos de restrição igual ao número de transformadores de corrente da malha

diferencial; e • Restrição da atuação para correntes de magnetização (corrente de mangnetização transitória e

sobreexcitação) e desempenhos transitórios desiguais de transformadores de corrente. As PROTEÇÕES GRADATIVAS OU IRRESTRITAS devem ter as seguintes funções: • Funções de sobrecorrente temporizada de fase (51) e de neutro (51N) vinculadas a cada um dos

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

transformador/autotransformador; e

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

A PROTEÇÃO INTRÍNSECA deve possuir as seguintes funções e características: • Função para detecção de faltas internas que ocasionem formação de gás (63) ou aumento de

pressão interna (20);

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

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

A atuação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO deve atender à seguinte filosofia: • A PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e as funções para detecção de faltas internas ao

transformador/autotransformador de potência, integrantes da PROTEÇÃO INTRÍNSECA, devem comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador/autotransformador de potência;

• A PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA deve comandar a abertura apenas do(s) disjuntor(es) do respectivo enrolamento;

• Os níveis de advertência e urgência das funções de sobretemperatura, integrantes da PROTEÇÃO INTRÍNSECA, devem ser utilizados para indicação e alarme;

• Os níveis de urgência podem ser utilizadas para comandara abertura e o bloqueio de todos os disjuntores do transformador/autotransformador de potência, por meio de temporizadores independentes.

1.4.6 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES EM DERIVAÇÃO Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de todos os tipos de faltas internas - para a terra, entre fases ou entre espiras - em reatores monofásicos ou trifásicos, com neutro em estrela aterrada, conectados nas LINHAS DE TRANSMISSÃO ou em barramentos. Todo reator deve dispor de três conjuntos independentes de SISTEMA DE PROTEÇÃO: • PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA;


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• PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA; • PROTEÇÃO INTRÍNSECA (de acordo com a recomendação de seu fabricante). O tempo total de eliminação de faltas - incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores pela PROTEÇÃO RESTRITA - não deve exceder a 100 ms para reatores de tensão nominais iguais ou superiores a 345 kV ; A PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve ter função diferencial (87R) para cada fase; A PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA deve possuir as seguintes funções e características: • Função de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase e terra (50/51) e de neutro (50/51N)

localizada no lado da LINHA DE TRANSMISSÃO ou do barramento do reator; e • Função de sobrecorrente temporizada de neutro (51N) ou de terra (51G) localizada no lado do

neutro do reator. A PROTEÇÃO INTRÍNSECA deve ter as seguintes funções e características: • Função para detecção de faltas internas que ocasionem formação de gás (63) ou aumento de

pressão interna (20); • Função de sobretemperatura do óleo (26), com dois níveis de atuação (advertência e urgência); • Função de sobretemperatura do enrolamento (49) com dois níveis de atuação (advertência e

urgência). A atuação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO deve atender à seguinte filosofia: • No caso de reatores manobráveis por disjuntor(es) próprio(s), as PROTEÇÕES UNITÁRIA OU

RESTRITA e GRADATIVA OU IRRESTRITA e as funções de disparo das PROTEÇÕES INTRÍNSECAS devem comandar a abertura e o bloqueio do(s) disjuntor(es) do reator.

• No caso de reatores diretamente conectados a LINHA DE TRANSMISSÃO, as PROTEÇÕES UNITÁRIA OU RESTRITA ou GRADATIVA OU IRRESTRITA e as funções de disparo das PROTEÇÕES INTRÍNSECAS devem comandar a abertura e o bloqueio do(s) disjuntor(es) locais e enviar comando para abertura dos disjuntores remotos, bloqueio do fechamento desses disjuntores e para o bloqueio dos esquemas de religamento automático dos disjuntores do terminal de LINHA DE TRANSMISSÃO (transferência de disparo); e

• Os níveis de advertência e urgência das funções de sobretemperatura, integrantes da PROTEÇÃO INTRÍNSECA, devem ser utilizados para indicação e alarme.

1.4.7 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE COMPENSADORES ESTÁTICOS Faltas elétricas, falhas ou operações anormais que possam submeter os equipamentos a danos devem ser detectadas, e os equipamentos com defeito, falha, ou sobrecarregados devem ser retirados de operação ou ter suas sobrecargas controladas. Se ocorrerem faltas elétricas, falhas ou operações anormais, pelo menos duas proteções devem operar. Cada proteção deve ter seu caminho de atuação duplicado.


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Para cada caso de falha, deve haver atuação de uma proteção unitária ou restrita, de alcance limitado, e de uma proteção de retaguarda lenta ou menos sensível. Para os casos em que a filosofia de proteção unitária e retaguarda não puder ser aplicada, a proteção deve ser duplicada. A proteção do compensador estático deve ser coordenada com as proteções do lado CA. Deve ser possível testar as proteções, durante a operação normal, sem afetar a operação do compensador estático.

1.4.8 SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS O SISTEMA DE PROTEÇÃO de barramentos compreende o conjunto de relés e acessórios necessários e suficientes para detectar e eliminar de todos os tipos de faltas nas barras, com ou sem resistência de falta. Cada barramento da instalação – com exceção dos barramentos com arranjo em anel – deve ter pelo menos um conjunto independente de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA. Em subestação com arranjo do tipo disjuntor e meio ou disjuntor duplo é vedado o uso de proteções de barra do tipo adaptativo que englobem os dois barramentos da instalação. Em subestação com arranjo do tipo barra dupla com disjuntor simples, a proteção deve ser global e adaptativa, desligando apenas os disjuntores conectados ao barramento defeituoso, para qualquer configuração operativa por manobra de secionadoras. A PROTEÇÃO DE RETAGUARDA para faltas nos barramentos deve ser realizada pela PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA dos terminais remotos das LINHAS DE TRANSMISSÃO e equipamentos ligados ao barramento. O tempo total de eliminação de faltas – incluindo o tempo de operação do SISTEMA DE PROTEÇÃO do barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores - não deve ser superior a 100 ms, para barramentos de tensões nominais iguais ou superiores a 345 kV e a 150 ms para os níveis de tensão nominal inferiores. No caso de falha da PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA do barramento, o tempo total para que as PROTEÇÕES DE RETAGUARDA eliminem faltas no barramento não deve ser superior a 500 ms, para barramentos de tensões nominais iguais ou superiores a 345 kV, e a 600 ms, para os níveis de tensão nominais inferiores. O SISTEMA DE PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve ter as seguintes funções e características: a. Ter proteção com princípio diferencial, por sobrecorrente diferencial percentual ou alta impedância

(87), ou comparação de fase, para cada uma das três fases; b. Ser alimentado por enrolamentos secundários, independentes dos transformadores de corrente; c. Ter imunidade para os diferentes níveis de saturação dos transformadores de corrente, com

estabilidade para faltas externas e sensibilidade para faltas internas; d. Ter supervisão para os enrolamentos secundários dos transformadores de corrente dentro de sua

área de proteção, com bloqueio de atuação e alarme para o caso de abertura de circuito secundário; e


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e. Ser seletivo, para desligar apenas os disjuntores conectados à seção defeituosa do barramento. Em barramento com tensão nominal inferior a 345 kV, é admissível a utilização de esquema de proteção diferencial global.

O SISTEMA DE PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve desligar e bloquear o fechamento de todos os disjuntores do barramento protegido. Novos vãos instalados em subestações já existentes devem se adaptar ao SISTEMA DE PROTEÇÃO de barra já existente. Caso isto não seja possível, o SISTEMA DE PROTEÇÃO de barra deve ser substituída.

1.4.9 SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR Todo disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor. O esquema do SISTEMA DE PROTEÇÃO para falha de disjuntor pode ser integrado ao SISTEMA DE PROTEÇÃO de barramentos. O tempo total para a eliminação de faltas pelo esquema de falha de disjuntores, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores, não deve exceder a 250 ms, para os níveis de tensão nominal igual ou superior a 345 kV, e a 300 ms para os níveis de tensão nominal inferiores a 345 kV. O SISTEMA DE PROTEÇÃO para falha de disjuntores deve ter funções de detecção de corrente (50BF) e de temporização (62BF), que podem ser integradas aos SISTEMAS DE PROTEÇÃO das LINHAS DE TRANSMISSÃO e demais equipamentos, além de função de bloqueio (86BF). Deve atender, ainda, à seguinte filosofia: a. Ser acionado por todas as proteções do disjuntor protegido; b. Promover novo comando de abertura no disjuntor protegido (retrip), antes da atuação do bloqueio; c. Comandar, para a eliminação da falha, a abertura e o bloqueio do fechamento do número mínimo

de disjuntores adjacentes ao disjuntor defeituoso, e promover, se necessário, a transferência direta de disparo para o(s) disjuntor(es) remoto(s);

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

1.4.10 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO O SISTEMA DE PROTEÇÃO de banco de capacitores em derivação deve levar em consideração a potência, o nível de tensão, a configuração do banco e as características das unidades capacitivas. O tempo total de eliminação de faltas no circuito entre o barramento e o banco de capacitores, – incluindo o tempo de operação dos relés de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura do disjuntor –, não deve exceder a 150 ms.


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O SISTEMA DE PROTEÇÃO deve ter as seguintes funções e características: a. Função de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase (50/51) e de neutro (50/51N), para a

eliminação de todos os tipos de faltas no circuito entre o barramento e o banco de capacitores propriamente dito, incluindo defeitos oriundos do estabelecimento de arco elétrico entre racks capacitivos. Em bancos de capacitores com tensão nominal igual ou superior a 345 kV essas funções devem ser duplicadas, alimentadas por diferentes enrolamentos secundários do transformador de corrente e com circuitos de disparo independentes;

b. Função de sobretensão de fase (59) com dois níveis (advertência e desligamento), com faixa de ajustes de 110% a 160% da tensão nominal e com temporizadores independentes;

c. Função de sobrecorrente (61N) ou sobretensão residual (59N) para detecção de desequilíbrios decorrentes da queima de unidades capacitivas que possam provocar sobretensões danosas às unidades remanescentes, com dois níveis (advertência e urgência) e temporizadores independentes. A função (61N ou 59N) a ser utilizada deve ser definida de acordo com o arranjo físico do banco de capacitores;

d. Não devem atuar para faltas externas ao banco de capacitores;

e. As funções de proteção devem ser imunes a transitórios oriundos de chaveamentos e devido à presença de harmônicos; e

f. Durante as manobras de bancos de capacitores, devem ser previstas, se necessário, condições de bloqueio de unidades instantâneas de relés de sobrecorrente de retaguarda, para evitar operações indevidas.

A atuação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO deve atender à seguinte filosofia: • As proteções de sobrecorrente de fase (50/51) e de neutro (50/51N) devem comandar a abertura e

bloqueio de todos os disjuntores do banco de capacitores;

• Os níveis de atuação das funções de sobretensão de fase (59) e de desequilíbrio de tensão (61N ou 59G) devem comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do banco de capacitores; e

• Os níveis de advertência das funções de sobretensão de fase (59) e de desequilíbrio de tensão (61N ou 59G) devem ser utilizados para indicação e alarme.

1.4.11 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE 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”. Devem ter, no mínimo, as seguintes proteções atuando sobre relés de bloqueio próprios: a. Proteção para ressonância subsíncrona; b. Proteção para desequilíbrio de corrente; c. Proteção para sobrecorrente no centelhador (gap) ou MOV (Metal Oxide Varistor);


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d. Proteção para descargas à plataforma; e e. Proteção para sobrecarga.

1.4.12 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO O SISTEMA Especial de Proteção - SEP, a ser definido nos estudos pré-operacionais do ONS, deve ser implementado por Unidades de Controle Digital (UCD), específico para processar emergências envolvendo o SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN. Deve existir um SEP para cada subestação. As características descritas a seguir são específicas para o SEP e devem ser rigidamente observadas pela TRANSMISSORA: • As UCDs devem ser funcionalmente independentes das demais unidades do SISTEMA de

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

• Os SEPs das subestações devem estar diretamente conectados entre si e com os SEPs das demais subestações, incluindo as hoje existentes no sistema. Cada SEP deve ser dotado de um mínimo de cinco portas seriais padrão RS-232C com Protocolo de Comunicação IEC-870-5-101 encapsulado em TCP-IP;

• Esta conexão deve ser dedicada à função (SEP) e deve atender aos seguintes requisitos de tempo de resposta: - O tempo máximo (total) estimado para tomada de decisão de um SEP de determinada

Subestação, em função da alteração de entradas digitais e / ou violação dos limites estabelecidos para as funções supervisionadas ocorridos em outra subestação, incluídos os tempos de comunicação, deve ser menor ou igual a 200 ms;

- Dentro de uma mesma subestação o tempo de atuação deve ser menor ou igual a 20 ms. • Caso a UCD proposta para o SEP não consiga desempenhar as funções especificadas a seguir, a

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

As seguintes funções devem ser desempenhadas pelas UCDs: • Função Direcional de Potência (para as LINHAS DE TRANSMISSÃO):

- Atuação trifásica ou por fase; - Curva característica de tempo inversa; - Possibilidade de inversão da direcionalidade; - Facilidade de ajuste quanto ao ponto de atuação em termos de potência (W) ou corrente (A); - Dotado de saídas independentes para alarme e desligamento com reset local e remoto; - Interface com fibra óptica.


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• Função de Sub e Sobretensão (para as barras): - Atuação por fase; - Característica de tempo definido; - Ajuste contínuo da função 27 na faixa de 0,3 a 0,8 da tensão nominal e da função 59 de 1,1 a

1,6 da tensão nominal; - Exatidão melhor que 2%; - Interface com fibra óptica.

• Função de Sub e Sobrefreqüência: - Possuir 04 estágios de freqüência independentes; - Faixa de ajuste mínima para cada estágio de operação: de 50 Hz a 70 Hz, ajustável em

intervalos de 0,01 Hz; - Exatidão de ± 0,005 Hz do valor ajustado; - A operação da unidade deverá ser bloqueada por subtensão, ajustável de 40 % a 80 % da - tensão nominal; - Cada unidade deve ser fornecida com funções para alarme e desligamento; - A atuação dessa unidade só deve ser possível após um período de avaliação não inferior a 3

(três) ciclos, de forma a eliminar eventuais atuações indevidas provocadas por componente aperiódica ou outros transitórios na onda de tensão;

- O tempo máximo de rearme dessa unidade deve ser de 50 ms; - O erro máximo admissível para cada temporizador deve ser de ± 5 %; - Circuitos de medição e saída independentes por estágios de atuação; - Interface com fibra óptica.

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

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

- Tensão em todas as seções de barramento. • Entradas digitais:

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

- Indicação da atuação da proteção. • Saídas de controle: Dois contatos para comando de abertura por disjuntor.


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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 liberado desse fornecimento imediato. Essa liberação fica condicionado ao seu fornecimento, durante todo o período de concessão do empreendimento, sem direito a receita adicional, se assim for recomendado pelo ONS, em função de necessidades sistêmicas. Se o empreendimento em questão estiver em área com SEP em operação, a TRANSMISSORA deverá verificar a necessidade de compatibilização de SEP a ser implantado com o existente.


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1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE

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

interligação de dados e, recursos de supervisão e controle dos agentes. • Requisitos para a supervisão e controle de equipamentos pertencentes à rede de operação,

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

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

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

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

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

1.5.2 REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES

1.5.2.1 Requisitos gerais Todas as informações transferidas pelos agentes para o ONS, exceto quando houver orientações explícitas do ONS em contrário, devem corresponder aos dados coletados nas INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, que não devem passar por qualquer processamento prévio, como: a. Cálculos a partir de outras informações, exceção feita para os cálculos de conversão para valores

de engenharia; b. Filtragens; c. Substituições por resultados do estimador de estado; d. Entradas manuais feitas pelo agente.


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Todas as telemedições e sinalizações de estado, especificadas posteriormente neste Anexo, devem ter indicadores de qualidade do dado relativos à coleta, descrevendo as condições de supervisão local (dado fora de varredura, dado inválido, dado sob entrada manual, etc.). Cabe ao ONS definir o conjunto de protocolos de comunicação a ser adotado nas interligações de dados, e ao agente escolher um deles para suas interligações com ONS. Os seguintes protocolos deverão ser suportados pelos agentes, conforme apropriado: a. Para comunicação com remotas: IEC 870-5-101/104 ou DNP V3.0; b. Para interligação com outros centros de controle: ICCP. Os CD (Concentradores de Dados), se utilizados, devem ser capazes de identificar o estado operacional de todos os SISTEMAS hierarquicamente a ele subordinados e de transferir essas informações para o ONS. Os centros de operação do ONS identificam o estado operacional das UTR (Unidade Terminal Remota) e dos CD diretamente a eles conectados a partir das trocas de informações nas correspondentes interligações de dados. Esse estado é modelado como sinalização de estado nas bases de dados de seus SISTEMAS de supervisão e controle. Ainda no caso de uso de CD para atendimento ao CAT e, quando acordado com o ONS, ao CAG, esses concentradores devem ser capazes de rotear automaticamente telecomandos emanados pelo ONS para as instalações, sem intervenções manuais. Os SSCL (Sistema de Supervisão e Controle Local) ou as UTR de cada instalação com equipamentos na rede de operação devem: a. Ter seus relógios internos ajustados com exatidão melhor ou igual a 1 (um) ms, com sincronismo

por GPS (Sistema de Posicionamento Global). Os SISTEMAS que atendam exclusivamente à supervisão de equipamentos da rede de supervisão não integrantes da rede de operação não precisam atender a esse requisito;

b. Ter tempo máximo de reinicialização de 5 (cinco) minutos; c. Ser dimensionados para não perder eventos da SOE. Se ocorrer uma avalanche de eventos,

todos os eventos devem ser transferidos para o ONS em até 5 (cinco) minutos.

1.5.2.2 Interligação de dados

1.5.2.2.1 Conceito Considera-se como interligação de dados o conjunto de equipamentos e SISTEMAS que se interponham entre o ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo e cada um dos centros citados neste edital. Este conjunto poderá abranger, entre outros, os seguintes equipamentos: • SISTEMAS de Supervisão e Controle Locais (SSCL) ou UTR em usinas e subestações; • CD que podem ser SISTEMAS de supervisão e controle de um agente;


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

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

1.5.2.2.2 Requisitos É responsabilidade do agente prover todas as interligações de dados necessárias para atender aos requisitos de supervisão e controle especificados,. As interligações de dados entre o(s) centro(s) de operação do ONS e as diversas instalações a serem supervisionadas pelo ONS são definidas pelos agentes e apresentadas ao ONS, devendo estar em conformidade com os requisitos de supervisão e controle apresentados neste edital. São exigidos requisitos diferentes para diferentes tipos de recursos de supervisão e controle, o que pode levar à necessidade de uso de interligações com características distintas, quais sejam: a. Interligações para atender aos requisitos do CAG.

Estas interligações apresentam as seguintes peculiaridades: • Estão restritas às instalações necessárias à operação do CAG, normalmente usinas e

subestações que interligam áreas de controle distintas; • Cada interligação transporta um conjunto de dados relativamente pequeno, com uma ordem

de grandeza que varia de uma unidade a algumas dezenas; • Devem ser configuradas como uma ligação direta entre o(s) centro(s) de operação do ONS e

as instalações, não sendo aceitável o uso de CD, exceto quando acordado com o ONS; • Exigem taxas de transferências de dados relativamente altas, com períodos de aquisição

menores ou iguais a 2 (dois) segundos; • Em virtude de suas características, podem requerer equipamentos especiais nas instalações

para a recepção de telecomandos e a aquisição e transferência das informações para o ONS; • Excepcionalmente, mediante acordo firmado caso a caso com o ONS, essas interligações

poderão ser compartilhadas com as interligações utilizadas para atender aos requisitos das funções tradicionais de supervisão e controle, desde que atendidos todos os requisitos de CAG.

b. Interligações para atender aos requisitos das funções tradicionais de supervisão e controle. São as interligações comumente utilizadas para a aquisição de dados eletro-energéticos pelos SISTEMAS de supervisão e controle, que se caracterizem por: • Cobrirem todas as instalações (usinas e subestações) sob responsabilidade de um

determinado centro de operação do ONS; • Transportarem informações com períodos de aquisição que variam de poucos segundos a

vários minutos e, em alguns casos, ações de controle; • Abrangem um grande volume de dados;


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

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

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

1.5.2.3 Recursos de supervisão e controle dos agentes Entenda-se como recurso de supervisão e controle dos agentes o conjunto formado por: • Ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo, ou seja, transdutores, relés

de interposição, reguladores de velocidade / potência e outros equipamentos; • Interligação de dados, ou seja, o conjunto de equipamentos e SISTEMAS que se interponham

entre o ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo e os computadores de comunicação do centro de operação do ONS.

Os agentes proprietários de equipamentos enquadrados em algum item deste edital devem fornecer os recursos necessários para atender os requisitos de supervisão e controle exigidos pelo ONS, incluindo as interligações de dados. Para a entrada em operação de novos empreendimentos, é necessário que sejam atendidos todos os requisitos definidos neste edital e os recursos devem estar completamente testados e prontos para operar junto com os demais equipamentos do empreendimento. Os SSCL ou UTR devem atender aos requisitos de supervisão e controle exigidos pelo ONS, apresentados neste edital. Os SISTEMAS de transmissão de dados utilizados nas interligações de dados devem atender aos requisitos descritos neste anexo técnico, no item “Requisitos técnicos do SISTEMA de telecomunicações”.

1.5.3 REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À REDE DE OPERAÇÃO Este item define os requisitos de supervisão e controle necessários às funções de supervisão e controle do ONS, aplicáveis aos equipamentos pertencentes à rede de operação. Os requisitos necessários à função de seqüenciamento de eventos são objetos de um item à parte.

1.5.3.1 Interligação de dados


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Os recursos especificados neste subitem devem ser disponibilizados, através das seguintes interligações de dados, conceituadas anteriormente: a. Interligações para atender aos requisitos das funções tradicionais de supervisão e controle;

b. Interligações para atender aos requisitos do CAG.

1.5.3.2 Informações requeridas para a supervisão do sistema elétrico Os requisitos necessários ao sequenciamento de eventos são tratados em um item a parte. Para cada equipamento da rede de operação, as seguintes informações de grandezas analógicas e de sinalizações de estado devem ser transferidas para o SISTEMA de supervisão e controle do centro de operação designado pelo ONS para coordenar a operação desse centro, conforme especificado a seguir:

1.5.3.2.1 Medições analógicas Todas as medições deverão ser feitas de forma individualizada e transferidas periodicamente aos centros de operação. O período de transferência deve ser parametrizável por centro, devendo os SISTEMAS ser projetados para suportar períodos de aquisição de pelo menos 4 segundos e, em alguns casos, de 6(seis) segundos, períodos esses definidos em comum acordo entre o agente e o ONS. As seguintes medições devem ser coletadas e transferidas para os centros de operação: • 1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV de cada secção de barramento que

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

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

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

• Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar em todas as LINHAS DE TRANSMISSÃO; • Corrente em uma das fases em ampere nos terminais de todas as LINHAS DE TRANSMISSÃO; • 1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV de cada terminal de LINHA DE

TRANSMISSÃO; • Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar e corrente em uma das fases em ampéres de

todos os enrolamentos de transformadores/autotransformadores; • Potência trifásica reativa em Mvar de todos os equipamentos de compensação reativa

dinâmicos, tais como compensadores síncronos e compensadores estáticos controláveis; • Posição de tape de transformadores/autotransformadores equipados com comutadores sob

carga. Casos excepcionais de não disponibilização desta informação poderão ser admitidos apenas mediante inviabilidade técnica comprovada;


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

As seguintes informações analógicas, específicas a sistemas de transmissão de corrente contínua (CC), devem ser coletadas e transferidas para os centros de operação: • Corrente CC por pólo; • Tensão CC por conversor e tensão CC por pólo (tanto no retificador como no inversor); • Potência CC por pólo (tanto no retificador como no inversor); • Corrente em ampere nos eletrodos de terra por bipolo; • Nível de harmônico (mV) nos filtros; • Limites de potência em vigência por conversor (função de temperatura, umidade, etc.).

1.5.3.2.2 Sinalização de estado Devem ser considerados os estados referentes: a. A todos os disjuntores e chaves utilizados nos barramentos e nas conexões de equipamentos

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

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

c. À indicação de atuação de disjuntores pela proteção ou por ação do operador; d. Aos relés de bloqueio, com selo de tempo; e. Ao estado operacional de dispositivos de controle de FACTS, tais como os power oscillation

dampers das compensações série de LINHAS DE TRANSMISSÃO; f. Ao estado dos comutadores sob carga (em automático/manual/remoto); g. Aos alarmes de temperatura de rotor e estator de compensadores síncronos; h. Aos alarmes de temperatura de enrolamento e óleo de transformadores/autotransformadores e

reatores; i. Ao estado operacional de UTR e SSCL subordinados a CD; j. Às seguintes indicações de estado com selo de tempo, específicas de sistemas de transmissão

de corrente contínua, devem ser coletadas e transferidas para os centros de operação: - Modo de controle da potência por pólo: síncrono ou assíncrono (potência ou corrente);


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- Estados relativos ao controle de seqüência: partida e parada dos conversores (conjunto ou separado);

- condição dos conversores (bloqueados/disponíveis); - Estado dos sinais adicionais existentes tais como freqüência 60, estabilização 50, etc:

ligados/desligados; - Estado de operação em HMC (alto consumo de reativo) por pólo; - Estado de operação por pólo: tensão normal ou tensão reduzida; - Estado da operação do elo em paralleling control (paralelismo de pólos); - Estação mestre (retificadora ou inversora); - Rampa interrompida.

k. Aos seguintes alarmes, específicos de sistemas de transmissão de corrente contínua, que devem ser coletados e transferidos para os centros de operação: - alarme de detecção de baixa tensão de corrente alternada (CA); - sobrecarga harmônica; - alarme de número de filtros menor que mínimo (função da potência e número de

conversores por tipo de filtro (ordem harmônico). Ainda com relação à sinalização de estado, devem-se observar os seguintes requisitos: a. O SISTEMA de supervisão e controle da instalação ou a UTR ou o CD, se utilizado, deve estar

apto a responder a varreduras de integridade feitas pelo ONS, que podem ser periódicas, com período parametrizável, tipicamente a cada 1 (uma) hora, sob demanda ou por evento, como por exemplo, uma reinicialização dos recursos de supervisão e controle do ONS;

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

c. Todas as sinalizações devem ser reportadas por exceção. d. Visando contornar as dificuldades oriundas da abrangência continental do SIN (vários fusos

horários) e oriundas da adoção do horário de verão, o selo de tempo informado deve ser no padrão UTC (Universal Time Coordinate).

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

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

1.5.3.3.1 Caracterização dos centros de operação que recebem as informações


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O SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN) está dividido em áreas de controle de freqüência e intercâmbio. Essas áreas são as redes de atuação dos centros de operação do ONS. As informações de tempo real necessárias ao CAG devem ser enviadas, dependendo de sua utilização, para um ou mais centros de operação do ONS, conforme abaixo descrito: a. Centro de operação do ONS que controla o CAG da área a que pertence a instalação,

normalmente o centro de operação designado pelo ONS para coordenar a operação da instalação;

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

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

1.5.3.3.2 Informações requeridas pelo centro de operação que controla o CAG As seguintes informações utilizadas pelo CAG devem ser coletadas e transmitidas para este centro de operação: a. Freqüência em Hz em barramentos designados pelo ONS em rotina específica; b. Potência ativa trifásica em MW em todos os pontos de interligação com outras áreas de controle,

que pode ser totalizada por instalação e por área; c. Outras de geração e usinas, que não se referem ao presente Anexo Técnico.

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

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

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

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


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1.5.3.5 Requisitos de qualidade da informação

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

1.5.3.5.2 Idade do dado Define-se como idade máxima do dado o intervalo de tempo máximo entre o instante de ocorrência de seu valor na instalação (processo) e sua recepção no(s) centro(s) designado(s) pelo ONS. O tempo necessário para a chegada de um dado ao centro designado pelo ONS inclui o tempo de aquisição do dado na instalação, processamento da grandeza e transmissão desse dado através dos enlaces de comunicação até o centro. A idade máxima de um dado analógico coletado para o CAG deve ser inferior à soma do tempo de varredura adicionado de:

− 2 (dois) segundos em média; − 5 (cinco) segundos no máximo para algumas varreduras, desde que mantida a média

de 2(dois) segundos. A idade máxima para os demais dados analógicos deve ser inferior à soma do tempo de varredura adicionado de:

− 4 (quatro) segundos em média; − 10 (dez) segundos no máximo para algumas varreduras, desde que mantida a média

de 4(dois) segundos. A idade máxima de um dado coletado por exceção deve ser inferior a 8(oito) segundos. Estes requisitos não se aplicam à transmissão das informações de seqüência de eventos.

1.5.3.5.3 Banda morta e varredura de integridade. Os protocolos que transmitem medições analógicas por exceção devem ter uma banda morta e varredura de integridade definidas em comum acordo entre o ONS e o agente. As definições obtidas nestes acordos não devem prejudicar a exatidão das medidas, conforme definido acima. Enquanto um acordo formal não for firmado entre o ONS e o agente, a UTR e/ou SSCL devem ser configurados com um valor inicial de banda morta de 0,1% do fundo de escala, ou do último valor lido e deve suportar varreduras de integridade com períodos menores ou iguais a 30 (trinta) minutos.

1.5.3.5.4 Demais requisitos de qualidade para informações necessárias ao CAG.


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O período de aquisição dessas grandezas pelos centros de operação do ONS deve estar de acordo com os padrões exigidos pelos SISTEMAS de CAG dos centros de operação designados pelo ONS e deve ser menor ou igual a 2 (dois) segundos. Todas as medições devem ser obtidas da mesma fonte, de tal forma que se garanta que todos os SISTEMAS as recebam exatamente iguais, mesmo que transmitidas para diferentes centros de operação e em diferentes enlaces e protocolos.

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

1.5.4 REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS

1.5.4.1 Informações requeridas para o sequenciamento de eventos Sempre que o equipamento dispuser das proteções abaixo citadas, as seguintes informações devem ser coletadas pelo agente proprietário do equipamento e transferidas para o ONS conforme a classificação do evento nos grupos: (a) Grupo “A”: compreende os eventos que devem ser enviados diretamente para o ONS, em tempo

real, através das mesmas interligações de dados utilizadas para atender aos requisitos de supervisão e controle, conforme conceituação feita no item 1.7.3.1 “Interligação de dados”;

(b) Grupo “B”: compreende os eventos que devem ser enviados de forma agrupada para o ONS, em tempo real, através das mesmas interligações de dados utilizadas para atender aos requisitos de supervisão e controle, conforme conceituação feita no item 1.7.3.1 “Interligação de dados”. Os eventos disponíveis na instalação do agente na forma individualizada devem ser enviados para o ONS, quando solicitados por este, através de meio eletrônico, em até 24 (vinte e quatro) horas;

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

1.5.4.2 Transformadores e autotransformadores: (a) Grupo “A”:

Disparo dos relés de bloqueio. (b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem:

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

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

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

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

(i) disparo por sobretemperatura do óleo;

(ii) disparo por sobretemperatura do enrolamento.

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


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(i) disparo da proteção de gás;

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

(iii) disparo da válvula de alívio de pressão;

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

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

1.5.4.3 Reatores: (a) Grupo “A”:

Disparo dos relés de bloqueio. (b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem:

(1) “Atuação da proteção do reator – Função sobretemperatura”

(i) disparo da proteção de sobretemperatura do óleo;

(ii) disparo da proteção de sobretemperatura do enrolamento.

(2) “Atuação da proteção do reator – Outras funções”

(i) disparo da proteção de gás;

(ii) disparo da válvula de alívio de pressão;

(iii) disparo da proteção diferencial (por fase);

(iv) disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro.

1.5.4.4 Bancos de capacitores: (a) Grupo “A”:

(1) disparo da proteção de sobretensão;

(2) disparo dos relés de bloqueio.

(b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem “Atuação da proteção dos bancos de capacitores – Outras funções” (1) disparo da proteção de desequilíbrio de neutro;

(2) disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro.

1.5.4.5 Linhas de transmissão: (a) Grupo “A”:

(1) disparo por sobretensão;

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

(3) disparo da proteção para perda de sincronismo;

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

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

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


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(1) disparo da proteção principal de fase;

(2) disparo da proteção alternada de fase;

(3) disparo da proteção principal de neutro;

(4) disparo da proteção alternada de neutro;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(c) Grupo “C”: (1) partida da proteção principal de fase (por fase), nos casos em que o disparo da proteção

de fase não indique a(s) fase(s) defeituosas;

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

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

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

(5) partida do religamento automático.

1.5.4.6 Barramentos: (a) Grupo “A”:



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

1.5.4.7 Compensadores síncronos: (a) Grupo “A”:


(2) disparo da proteção de subfreqüência;



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(b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem “Atuação da proteção do compensador síncrono – Outras funções” (1) atuação da proteção diferencial;

(2) disparo da proteção de desequilíbrio de corrente do estator;

(3) disparo da proteção de perda de excitação (perda de campo);

(4) disparo da proteção de falta à terra no estator;

(5) disparo da proteção de falta à terra no rotor;

(6) disparo da proteção de sobretemperatura do estator e rotor;

(7) disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro.

1.5.4.8 Compensadores estáticos: (a) Grupo “A”:

Disparo dos relés de bloqueio. (b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem

“Atuação da proteção do compensador estático – Outras funções” (1) Para os equipamentos componentes do compensador, incluindo o transformador

abaixador, reatores e capacitores:

Disparo das proteções intrínsecas dos equipamentos, conforme especificado para o respectivo equipamento.

(2) Para os equipamentos controlados por tiristor:

(i) disparo da proteção de faltas à terra no compensador;

(ii) disparo da proteção para faltas no módulo capacitor;

(iii) disparo da proteção para faltas no módulo reator;

(iv) disparo da proteção para desequilíbrio de corrente ou tensão para cada módulo de filtro;

(v) disparo da proteção de seqüência negativa dos tiristores – 2º estágio.

1.5.4.9 Disjuntores: (a) Grupo “A”:

(1) mudança de posição;

(2) disparo da proteção de falha do disjuntor;


(b) Grupo “C”: (1) disparo da proteção de discordância de pólos;

(2) alarme de fechamento bloqueado;

(3) alarme de abertura bloqueada;

(4) alarme de sobrecarga do disjuntor central.


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1.5.4.10 Sistemas Especiais de Proteção – SEP (ECS, ECE e ERAC): (a) Grupo “A”:

Todos os disparos e alarmes.

1.5.4.11 Geradores: (a) Grupo “A”:


(2) disparo da proteção para motorização (potência inversa);

(3) disparo da proteção de sobrefreqüência/subfreqüência;

(4) disparo da proteção de perda de sincronismo;

(5) disparo dos relés de bloqueios.

(b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem “Atuação da proteção do gerador – Outras funções” (1) disparo da proteção diferencial do gerador;

(2) disparo da proteção diferencial do transformador elevador;

(3) disparo da proteção diferencial geral (diferencial da unidade ou total);

(4) disparo da proteção diferencial de fase dividida;

(5) disparo da proteção de desequilíbrio de corrente (seqüência negativa);

(6) disparo da proteção para perda de excitação (perda de campo);

(7) disparo da proteção de retaguarda;

(8) disparo da proteção de faltas à terra no estator – 100%;

(9) disparo de proteção de faltas à terra no estator – 95%;

(10) disparo da proteção de sobre-excitação (Volt/Hz);

(11) disparo da proteção de faltas à terra no rotor;

(12) disparo da proteção de desbalanço de tensão;

(13) disparo da proteção de sobrecorrente de terra temporizada;

(14) disparo da proteção de sobretemperatura do estator e do rotor.

1.5.4.12 Bancos de capacitores série: (a) Grupo “A”:

(1) disparo da proteção de sobrecarga;


(b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem “Atuação da proteção dos bancos de capacitores série– Outras funções” (1) disparo da proteção de sub-harmônicas;

(2) disparo da proteção do centelhador;

(3) disparo da proteção de desbalanço de tensão;


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(4) disparo da proteção de fuga para a plataforma.

1.5.4.13 Sistemas de transmissão em corrente contínua:

1.5.4.13.1 Para os equipamentos componentes dos conversores, incluindo o(s) transformador(es) e reatores: (a) Grupo “A”:

Disparo das proteções intrínsecas dos equipamentos, conforme especificado para o respectivo equipamento.

1.5.4.13.2 Proteção do conversor (por saída existente): (a) Grupo “A”:

(1) disparo do relé de bloqueio do conversor;

(2) disparos da proteção de sobretensão CA;

(3) disparos da proteção harmônica – critério por corrente.

(b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem “Atuação da proteção do conversor – Outras funções” (1) disparo da proteção para falta na válvula;

(2) disparos por sobrecorrente do conversor;

(3) disparos por falha de comutação;

(4) disparos por ângulo de retardo excessivo;

(5) disparo da proteção do disjuntor de by-pass;

(6) disparos da supervisão das válvulas;

(7) disparo da proteção diferencial CC;

(8) disparos da proteção de falha à terra no lado CA;

(9) disparos da proteção de sobrecarga do par by pass;

(10) disparo da proteção de falha de disparo da válvula.

1.5.4.13.3 Proteção do pólo/linha de transmissão (por saída existente): (a) Grupo “A”:

(1) disparos da proteção harmônica – critério por tensão;

(2) disparos da proteção da linha CC;

(3) disparo da proteção de sobrecorrente CC;

(4) disparo da proteção para abertura da linha do eletrodo;

(5) religamento automático das LT dos pólos (em tensão normal e em tensão reduzida);

(6) atuação da proteção duplo monopolar.

(b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem “Atuação da proteção do pólo – Outras funções” (1) disparo da proteção diferencial;


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(2) disparos da proteção de sobretensão CC;

(3) disparos da proteção de mínima tensão CC;

(4) disparo da proteção para operação desequilibrada;

(5) disparos da proteção para falta à terra durante teste com a linha aberta;

(6) disparo da proteção da seccionadora da barra neutra;

(7) disparo da proteção do filtro CC.

1.5.4.13.4 Proteção do bipolo: (a) Grupo “A”:

Disparo da supervisão de corrente na linha do eletrodo.

1.5.4.13.5 Proteção dos filtros: (a) Grupo “A”:

Disparo por sobrecarga harmônica. (b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem

“Atuação da proteção dos filtros – Outras funções” (1) disparo da proteção para faltas no módulo capacitor;

(2) disparo da proteção para faltas no módulo reator;

(3) disparo da proteção para desequilíbrio de corrente ou tensão para cada módulo de filtro.

1.5.4.14 Requisitos de qualidade dos eventos

1.5.4.14.1 Resolução do selo de tempo Entende-se como resolução a capacidade de discriminar eventos ocorridos em tempos distintos.

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

1.5.4.14.3 Requisitos As UTR ou os SISTEMAS de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de armazenar informações para o seqüenciamento de eventos com uma resolução entre eventos menor ou igual a 5 (cinco) ms. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento deve ser menor ou igual 1 (um) ms. Valores de resolução e/ou de exatidão menores que esse podem ser estabelecidos pelo ONS em conjunto com os agentes, desde que venha a ser comprovada a sua viabilidade no tocante à disponibilidade de recursos tecnológicos a custos adequados. A base de tempo utilizada para o registro da seqüência de eventos deve ser o relógio de tempo da UTR/SSCL, cujas características são apresentadas no item 1.5.2.1-“Requisitos Gerais”. A relação de eventos apresentada anteriormente deste documento está baseada numa filosofia de proteção padrão. Os agentes podem utilizar diferentes filosofias e tecnologias, desde que atendam ao


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disposto nos requisitos de proteção. Cabe ao agente mapear, sempre que aplicável, os eventos aqui apresentados com aqueles efetivamente implementados na instalação. Cabe também ao agente a implementação de processamentos e/ou combinação de sinais na instalação que venham a ser necessários para a disponibilidade dos sinais aqui requeridos.

1.5.5 ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS A supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico, estando hoje na região de Araraquara 2, Araraquara Furnas e Araraquara Cteep, 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 Norte/Centro-Oeste – COSR-NCO; • 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.


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Figura 7 – Arquitetura de interconexão com o ONS.

Observa-se na figura acima que a interconexão com os Centros do ONS, para o atendimento aos requisitos de supervisão e controle dos equipamentos das subestações de Araraquara 2, Araraquara Furnas e Araraquara Cteep se dá através das seguintes interligações de dados:.

• Interconexão com o Centro Centro Regional de Operação Norte/Centro-Oeste (COSR-NCO). • Interconexão com o Centro Regional de Operação Sudeste (COSR-SE).

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


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centros apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e o COSR-NCO e COSR-SE do ONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação. Destaca-se que apesar do uso de um centro local, requer-se o canal dedicado para a transferência dos dados de CAG. A figura a seguir ilustra uma possível configuração.

ARF ARC

ARF

COSR-SE

CNOS

Recursos existentes

Recursos a serem instalados

Legenda:Em adição às siglas da figura anterior, utilizou-se:CD – Concentrador de dados, nome genérico dado para um sistema de supervisão e controle que se interponha entre as instalações e os centros do ONS

CD(1)

ARC

AR2

COSR-NCO

Figura 8 – Arquitetura alternativa de interconexão com o ONS.

1.5.6 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS INSTALAÇÕES (SUBESTAÇÕES) COMPARTILHADAS DA REDE DE OPERAÇÃO.

Qualquer agente que compartilhe de uma instalação (subestação) existente deve fornecer os recursos adicionais mencionados a seguir, ao agente proprietário da subestação. O agente de transmissão concessionário da nova instalação deve prover aos centros de operação do agente concessionário da subestação existente de Araraquara Furnas e Araraquara Cteep, a supervisão remota dos equipamentos que venham a ser instalados, conforme requisitos apresentados no subitem “Requisitos para a Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”, com exceção dos requisitos para CAG e controle de tensão. Em adição à supervisão remota, todos os equipamentos a serem instalados devem ser supervisionados em nível local segundo


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a filosofia adotada pela CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO de tais subestações, devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos SISTEMAS de supervisão e controle já instalados nestas subestações. A arquitetura e os requisitos básicos dos SISTEMAS Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) das EMPRESAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO das subestações são apresentados nos documentos “Relatórios das Características e Requisitos Básicos das Instalações”, item 2.2, referentes a estas subestações. Na eventualidade do sistema da TRANSMISSORA entrar em operação antes da instalação dos SDSCs em implantação nas Subestações existentes, o mesmo deverá ser projetado para operação independente e prevendo posterior integração aos referidos SDSCs. O agente de transmissão é responsável pela instalação e operacionalização de todos os equipamentos e SISTEMAS necessários para viabilizar estas interligações de dados. O protocolo adotado para comunicação com o centro de operação do concessionário da subestação deve ser configurado conforme determinado pelo concessionário proprietário da subestação. Alternativamente à instalação de novos recursos de supervisão e controle, o agente de transmissão, mediante prévio acordo com os agentes concessionários das instalações existentes, poderá optar pela expansão dos recursos de supervisão e controle disponíveis, desde que atendidos todos os requisitos de supervisão e controle. O agente de transmissão deve prever testes de conectividade entre o SSCL/UTR e o SISTEMA de supervisão e controle do centro de operação do agente concessionário da subestação, de forma a garantir a coerência das bases de dados deste SISTEMA e o perfeito funcionamento dos protocolos utilizados.

1.5.7 AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE

1.5.7.1 Geral Os recursos de supervisão e controle fornecidos pelos agentes ao ONS, para atender aos requisitos apresentados neste edital, devem ter sua disponibilidade e qualidade medidas pelo ONS, na fase operacional, através dos conceitos e critérios estabelecidos a seguir. A avaliação destes recursos será feita por UTR, SSCL, CD e agente, conforme estabelecido e com base na disponibilidade e a qualidade dos recursos de supervisão e controle por ele fornecidos, de acordo com o centro de operação designado pelo ONS, incluindo os equipamentos de interface com os SISTEMAS de comunicação. Esta avaliação será feita através de índices agregados por UTR, CD e por agente, de forma ponderada pelo número recursos implantados e liberados para a operação em relação ao número total que deveriam ser disponibilizados, se aplicados os critérios apresentados neste Edital. Não serão computados nos índices os tempos de indisponibilidade causados por: a. Indisponibilidade de equipamentos nos centros de operação do ONS; b. Atividades de aprimoramento constantes do plano de adequação das instalações dos agentes

apresentado ao ONS, plano este definido conforme estabelecido nas disposições transitórias;


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

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

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

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

1.5.7.2 Conceito de indisponibilidade de recursos de supervisão e controle Uma informação de quaisquer dos tipos especificados no subitem “Requisitos para a Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação” deste anexo, será considerada indisponível sempre que: - O recurso não estiver instalado ou não estiver liberado para a operação; - Uma UTR ou um SSCL estiver fora de serviço ou sem comunicação; - Um CD, quando utilizado, estiver fora de serviço ou sem comunicação. - Um ponto de controle qualquer é dito indisponível sempre que o ONS detectar falha de atuação

do mesmo; - Todos os pontos subordinados a um SSCL ou a uma UTR de uma instalação são declarados

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

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

1.5.7.3 Conceito de qualidade dos recursos de supervisão e controle Considera-se que uma informação de qualquer dos tipos especificados no subitem “Requisitos para a Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”, deste anexo, viola critérios de qualidade quando: - Tratando-se de informações analógicas, a informação violar um dos seus limites de escala; - Uma informação estiver comprovadamente inconsistente; - A informação violar os requisitos de idade do dado.

1.5.8 REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE Os requisitos aqui apresentados se aplicam a todos os equipamentos cuja supervisão e telecontrole sejam objeto de telessupervisão pelo ONS.

1.5.8.1 Requisitos de cadastramento de equipamentos


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É de responsabilidade dos agentes com equipamentos na rede de supervisão fornecer as informações cadastrais descritivas para a configuração das bases de dados dos centros de operação do ONS, incluindo informações sobre: - Equipamentos e instalações do sistema eletro energético; - Equipamentos de supervisão e controle, tais como organização de pontos por remotas,

configurações de protocolos de comunicação etc. As informações apresentadas devem ter exatidão compatível com a requerida pelas aplicações dos SISTEMAS de supervisão e controle, exatidão essa normalmente não requerida na fase de estudos do planejamento de AMPLIAÇÕES DA REDE BÁSICA e reforços, daí a necessidade de os agentes as atualizarem em conformidade com o estabelecido, cujo escopo é a rede de supervisão e não apenas a REDE BÁSICA. Para novas instalações e AMPLIAÇÕES DA REDE BÁSICA, as informações devem ser encaminhadas ao ONS com antecedência de até 30 (trinta) dias em relação à entrada em operação dos equipamentos, para que a(s) base(s) de dados do(s) SISTEMA(S) de supervisão do(s) centro(s) de operação do ONS possa(m) ser atualizada(s) e testada(s) em tempo hábil. Para as instalações existentes, sempre que sejam programadas alterações que modifiquem algum dos dados cadastrais aqui especificados – tais como alteração de relação de transformadores/autotransformadores, alteração de parâmetros de transformador de corrente (TC), etc., essas alterações devem ser informadas ao ONS com antecedência de pelo menos 5 (cinco) dias úteis. As informações cadastrais descritivas dos equipamentos são detalhadas em rotina específica, elaboradas em comum acordo com os agentes, que devem incluir: a. Parâmetros descritivos de LINHAS DE TRANSMISSÃO, aí incluídas a impedância série e a

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

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

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

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

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

f. Curvas de capabilidade de geradores; g. Para cada um dos enrolamentos (primário, secundário e terciário) de cada

transformador/autotransformador: - Corrente nominal; - Tensão nominal em kV;


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- Potência aparente nominal em MVA; - Reatância indutiva em porcentagem (primário-secundário, primário-terciário e secundário-

terciário); - Tensão base (KV) e potência base (MVA), utilizadas para o cálculo das reatâncias indutivas

em percentagem acima especificadas; - Adicionalmente, para cada transformador/autotransformador, deve ser informado o lado do

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

h. Impedância série de capacitores série, se utilizados; i. Relação, compatível com os requisitos de supervisão e controle aqui apresentados, dos pontos de

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

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

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

1.5.8.2 Requisitos para teste de conectividade da(s) interconexão(ões) e testes ponto a ponto Todos os agentes com equipamentos com telessupervisão pelo ONS devem prever testes de conectividade entre os seus SSCL, UTR e o(s) SSCL do(s) centro(s) de operação designado(s) pelo ONS. Além do teste da conectividade, devem ser previstos testes ponto a ponto da nova instalação ou AMPLIAÇÃO DA REDE BÁSICA com o(s) centro(s) do ONS, conforme programação a ser previamente acordada com o ONS, de forma a garantir a coerência das bases de dados desses SISTEMAS e o perfeito funcionamento dos protocolos utilizados Estes testes devem ser efetuados entre o SSCL/UTR, da instalação de origem dos dados, e o SSC do centro designado pelo ONS. Os testes devem ser programados de comum acordo entre o agente e o ONS, observando-se que: a. Para novas instalações ou AMPLIAÇÕES DA REDE BÁSICA, devem estar concluídos pelo

menos 5 (cinco) dias úteis antes da operacionalização da instalação/AMPLIAÇÃO DA REDE BÁSICA;

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


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1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES

1.6.1 REQUISITOS GERAIS Para as novas INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, devem ser previstos Registradores Digitais de Perturbações – RDP com configuração de canais de entradas analógicas e entradas digitais suficientes para permitir o completo monitoramento e registro, de acordo com os requisitos mínimos descritos a seguir. Em INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO existentes, devem ser previstos RDP para monitoramento dos novos vãos instalados ou expansão dos RDP existentes, de acordo com os requisitos mínimos descritos a seguir.

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

supervisão (stand alone);

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

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

- Ser dotado de automonitoramento e autodiagnóstico contínuos.

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

1.6.4 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES

1.6.4.1 Terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO com tensão nominal igual ou superior a 345 kV As seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas: - Três correntes da LINHA DE TRANSMISSÃO (três fases ou duas fases e corrente residual); - Três tensões da LINHA DE TRANSMISSÃO (três fases ou duas fases e a tensão residual);

As seguintes grandezas digitais devem ser supervisionadas: - Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA PRINCIPAL de fases; - Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA PRINCIPAL de fases; - Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA ALTERNADA de fases; - Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA ALTERNADA de fases; - Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA PRINCIPAL de neutro; - Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA PRINCIPAL de neutro; - Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA ALTERNADA de neutro; - Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA ALTERNADA de neutro; - Desligamento pela PROTEÇÃO PRINCIPAL de sobretensão; - Desligamento pela PROTEÇÃO ALTERNADA de sobretensão; - Desligamento pela proteção de perda de sincronismo; - Recepção de sinais de teleproteção; - Transmissão de sinais de teleproteção; - Atuação de bloqueio por oscilação de potência;


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- Atuação de religamento automático; - Atuação do esquema de falha de disjuntor; - Desligamento pela proteção de barras, quando houver.

Os registros devem ser realizados para as seguintes condições: a. Alteração do estado dos canais digitais, originados pelas proteções supervisionadas; b. Sobrecorrente nas fases monitoradas; c. Sobrecorrente residual; d. Subtensão nas fases monitoradas; e e. Sobretensão residual.

1.6.4.2 Terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO com tensão nominal inferior a 345 kV As seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas: - Três correntes da LINHA DE TRANSMISSÃO LT (três fases ou duas fases e corrente residual); - Três tensões da LINHA DE TRANSMISSÃO (três fases ou duas fases e a tensão residual);

Para os SISTEMAS DE PROTEÇÕES de LINHA DE TRANSMISSÃO cujas tensões são alimentadas por transformadores de potencial instalados em barras, as tensões de duas das três fases e a tensão residual do barramento devem ser supervisionadas, para cada barramento. As seguintes grandezas digitais devem ser supervisionadas: - Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA de fases; - Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA de fases; - Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA de neutro; - Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA de neutro; - Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA de sobretensão; - Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA de sobretensão; - Recepção de sinais de teleproteção; - Transmissão de sinais de teleproteção; - Atuação de bloqueio por oscilação de potência; - Atuação de religamento automático; - Atuação do esquema de falha de disjuntor; - Desligamento pela proteção de barras, quando houver.

Os registros devem ser realizados para as seguintes condições: a. Alteração do estado dos canais digitais, originados pelas proteções supervisionadas; b. Sobrecorrente nas fases monitoradas; c. Sobrecorrente residual;


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d. Subtensão nas fases monitoradas; e e. Sobretensão residual.

1.6.4.3 Barramentos Se o barramento tiver transformadores de potencial instalados nas barras e utilizados para alimentação de relés de proteção, as seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas, por barramento: - Três tensões do barramento (três fases ou duas fases e a tensão residual).

A seguinte grandeza digital deve ser supervisionada: - Desligamento pela proteção diferencial.

1.6.4.4 Autotransformadores cujo nível mais alto de tensão nominal é igual ou superior a 345 kV As seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas: - Correntes das três fases do lado de AT; - Correntes de três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de transformadores de

três enrolamentos e transformadores ou autotransformadores de interligação;

- Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento.

As seguintes grandezas digitais devem ser supervisionadas: - Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA PRINCIPAL; - Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA ALTERNADA; - Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA PRINCIPAL; - Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA ALTERNADA; - Desligamento pelas proteções de neutro/terra principal; - Desligamento pelas proteções de neutro/terra alternada; - Desligamento pelas PROTEÇÕES INTRÍNSECAS

1.6.4.5 Transformadores cujo nível mais alto de tensão nominal é inferior a 345 kV As seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas: - Correntes das três fases do lado de AT; - Correntes de três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de transformadores de

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

As seguintes grandezas digitais devem ser supervisionadas: - Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA; - Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA; - Desligamento pelas proteções de neutro, para cada ponto de aterramento;


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- Desligamento pelas PROTEÇÕES INTRÍNSECAS

1.6.4.6 Reatores em derivação. As seguintes grandezas analógicas devem ser registradas: - Corrente das três fases; - Corrente de seqüência zero.

Reatores conectados aos terciários de transformadores devem ter as seguintes grandezas analógicas monitoradas: - Corrente das três fases; e - Tensão de seqüência zero do barramento terciário.

As seguintes grandezas digitais devem ser registradas: - Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA; - Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA de fases; - Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA de neutro/terra; - Desligamento pelas PROTEÇÕES INTRÍNSECAS.

1.6.4.7 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 está-tico.

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

1.6.4.8 Bancos de capacitores em derivação As seguintes grandezas analógicas devem ser registradas: - Corrente das três fases do banco; - Tensões fase-neutro das três fases do banco, caso não supervisionadas no barramento; - Corrente ou tensão de desequilíbrio do banco.


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As seguintes grandezas digitais devem ser registradas: - Desligamento pela proteção de sobrecorrente instantânea; - Desligamento pela proteção de sobrecorrente temporizada; - Desligamento pela proteção de sobretensão; - Desligamento pela proteção de desequilíbrio de corrente ou tensão.

1.6.4.9 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.

As seguintes grandezas digitais devem ser registradas: - Desligamento pela proteção de descarga para plataforma; - Desligamento pela proteção de sobrecarga; - Desligamento pela proteção de ressonância subsíncrona; - Atuação da proteção de sobrecorrente do gap ou MOV.

1.7


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REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES

1.7.1 REQUISITOS GERAIS

1.7.1.1 Disponibilidade • Serviço Classe A: disponibilidade igual ou superior a 99,98%, apurada mensalmente e tendo

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

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

como valor a média aritmética dos últimos 12 meses.

1.7.1.2 Qualidade a. SISTEMAS Analógicos ou Mistos

Todos os serviços realizados sobre SISTEMAS de transmissão analógicos ou mistos (estes com parte analógica e parte digital) devem obedecer aos valoras dos parâmetros a seguir: • Níveis relativos nos pontos de entrada e saída analógicos, a 4 fios, em ambos os lados das

conexões de voz: - Lado de transmissão: -5,5 ± 0,5 dBr;

- Lado de recepção: -2,0 ± 0,5 dBr.

• Nível máximo aceitável de ruído na recepção: -40 dBmO. • Relação sinal/ruído mínima: 40 dB. • Taxa de erro máxima: 50 bits/milhão, sem código de correção de erro (circuitos de dados).

b. SISTEMAS Digitais Todos os serviços realizados sobre SISTEMAS de transmissão puramente digitais devem obedecer aos valores dos parâmetros a seguir: • Níveis relativos nos pontos de entrada e saída analógicos, a 4 fios, em ambos os lados das

conexões de voz: - Lado de transmissão: 0 ± 0,5 dBr;

- Lado de recepção: 0 ± 0,5 dBr.

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

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

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


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- Latência (round trip): ≤ 140 ms;

- Variação estatística do retardo: ≤ 20 ms;

- Taxa de perda de pacotes: < 1%.

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

1.7.1.3 SISTEMA de energia O SISTEMA de energia para todos os equipamentos de telecomunicações fornecidos deverá ter as seguintes características: - Unidade de supervisão e, no mínimo, duas unidades de retificação; - Dois bancos de baterias com autonomia total de no mínimo 12 horas, dimensionados para a

carga total de todos os equipamentos de telecomunicações instalados; - No caso de utilização de baterias do tipo chumbo-ácido, os bancos de baterias deverão estar

acondicionados em ambiente especial, isolado das demais instalações e com sistema de exaustão de gases;

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

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

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

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

1.7.1.6 Índices de qualidade A TRANSMISSORA será responsável pela manutenção dos índices de qualidade e de disponibilidade dos serviços de comunicação de dados e voz que se interligam com o ONS e as demais TRANSMISSORAS envolvidas, tais como, àquela(s) proprietária(s) de ativos de função transmissão localizados na(s) subestação(ões) deste lote e as demais que se interliguem, por meio de linha(s) de transmissão ou outro equipamento de função transmissão, com a(s) subestação(ões) deste lote.


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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 TRANSMISSORAS envolvidas.

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

1.7.2 REQUISITOS TÉCNICOS DE TELECOMUNICAÇÕES PARA A TELEPROTEÇÃO Os equipamentos de teleproteção e telecomunicações para as funções de teleproteção devem ser dedicados e atender as normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instalação em subestações de sistema elétrico de potência. Os equipamentos de teleproteção devem ter chaves de testes que simulem o funcionamento do enlace e ao mesmo tempo bloqueie a saída de comando para os relés de proteção a fim de que seja possível realizar intervenção nesses equipamentos sem ser necessário desligar a LINHA DE TRANSMISSÃO. A chave de testes pode ser substituída por software específico que simule os testes acima. É admissível a utilização de comunicação direta relé a relé (por exemplo, por meio de fibra óptica ou por canal multiplex de alta velocidade - a partir de 64 kbps), para a implementação dos esquemas de teleproteção utilizando unidades de distância, desde que mantida a independência dos equipamentos de comunicação da PROTEÇÃO PRINCIPAL E DA ALTERNADA. A teleproteção, feita através de Onda Portadora sobre LINHA DE TRANSMISSÃO de Alta Tensão (OPLAT), deve manter a confiabilidade e a segurança de operação em condições adversas de relação sinal/ruído, sobretudo na ruptura ou curto circuito para terra de uma das fases da LINHA DE TRANSMISSÃO utilizadas pelo SISTEMA OPLAT. O SISTEMA de teleproteção deve manter a confiabilidade e segurança de operação em situações de baixa relação sinal/ruído (canal analógico) ou erro na taxa de transmissão - BER (canal digital) acima do especificado. Caso o equipamento de teleproteção seja instalado em edificação distinta dos equipamentos de telecomunicações (multiplex) ou a distância entre eles possa vir a comprometer a confiabilidade e segurança da teleproteção, a interligação entre o equipamento de teleproteção e o equipamento de telecomunicações (multiplex) deverá ser feita através de cabo óptico dielétrico com conversor eletro-óptico nas extremidades.

1.7.2.1 Teleproteção para LINHAS DE TRANSMISSÃO com tensão nominal igual ou superior a 345 kV Nos esquemas de teleproteção devem ser utilizados equipamentos de teleproteção e telecomunicações independentes e redundantes para a PROTEÇÃO PRINCIPAL E ALTERNADA, preferencialmente com a utilização de meios físicos de transmissão independentes, de tal forma que a indisponibilidade de uma via de telecomunicação não comprometa a disponibilidade da outra via. Cada equipamento de teleproteção deve ter o número de canais necessários para o correto desempenho do esquema de teleproteção utilizado. Os esquemas de transferência de disparo direto, em cada proteção, devem utilizar dois equipamentos de teleproteção e de telecomunicações independentes. As saídas dos canais de transferência de


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disparo dos dois equipamentos receptores de teleproteção (provenientes de cada um dos equipamentos de telecomunicações) devem ser ligadas em série, de tal forma que ambos os receptores devem receber o sinal antes de executar o comando de disparo para o relé de proteção. Para situações de perda ou falha de um dos equipamentos de teleproteção ou de telecomunicações, deve ser prevista lógica para executar o comando de disparo para o relé de proteção quando ocorrer a recepção de sinal de disparo pelo equipamento que estiver em operação normal (lógica monocanal). Os canais de transferência de disparo devem permanecer permanentemente acionados quando da atuação de relés de bloqueio (quando da ocorrência de falha na abertura de disjuntores, atuação de proteções de reatores, etc.) e temporariamente acionados quando atuados pelas proteções de LINHA DE TRANSMISSÃO. O esquema de recepção deve ter meios para diferenciar os sinais de transferência de disparo direto para os quais o religamento automático deve ser permitido, daqueles para os quais o religamento não deve ser permitido. Os equipamentos de teleproteção devem ser específicos para proteção, não compartilhados com outras aplicações. O tempo decorrido entre o envio do sinal em um terminal e seu recebimento no terminal oposto deve ser menor que 15 ms, aí incluídos os tempos de operação dos relés auxiliares dos equipamentos de teleproteção. Deve ser previsto o registro de transmissão e recepção de sinais associados à atuação da teleproteção no SISTEMA de registro de seqüência de eventos da instalação, visando a facilitar a análise de ocorrências pós-distúrbios.

1.7.2.2 Teleproteção para LINHAS DE TRANSMISSÃO com tensão nominal inferior a 345 kV O equipamento de teleproteção deve ter o numero de canais necessários para o correto desempenho do esquema de teleproteção utilizado e atender os demais requisitos definidos no subitem acima.

1.7.3 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ A TRANSMISSORA deve prover serviços de telefonia para comunicação de voz, full duplex, com sinalização sonora e visual para comunicação operativa do sistema elétrico em tempo real.

1.7.3.1 Entre subestações adjacentes - Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação

telefônica) e apresentando, no mínimo, classe B. - Serviço de telefonia para comunicação de voz, podendo ser discado via SISTEMA de telefonia

comutada e apresentando, no mínimo, classe C.

1.7.3.2 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.


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- 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 TRANSMISSORAS envolvidas. - 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 Centro Regional de Operação do ONS: - Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação


1.7.3.3 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 TRANSMISSORAS

envolvidas: - Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação


b) Entre cada uma das subestações envolvidas e o Centro Regional de Operação do ONS: - Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação


1.7.3.4 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 os centros de operação do ONS e centros de operação dos demais agentes com os quais se relaciona, 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.


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1.7.4 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS Os serviços de comunicação de dados abaixo especificados devem ser dimensionados (quantidade de canais, velocidade, uso de rotas alternativas, etc.) de forma a suportar o carregamento imposto pela transferência das informações especificadas e apresentar a disponibilidade e qualidade conforme descrito neste edital. Cada circuito de comunicação de dados é formado pelo respectivo canal de dados e associado às interfaces necessárias para permitir a comunicação de dados entre dois pontos.

1.7.4.1 Serviços de comunicação de dados para supervisão e controle Para a supervisão e controle pelo ONS e agentes interligados, deverão ser fornecidos os seguintes serviços de comunicação de dados e atendendo a classe A. Em decorrência da alta disponibilidade exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.

1.7.4.2 Com centro de operação local Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado, devem ser previstos os seguintes serviços de comunicação de dados: - Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e as subestações envolvidas; - Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e os computadores de

comunicação dos Centros de Operação dos agentes Interligados; - Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e o computador de

comunicação do Centro Regional de Operação do ONS.

1.7.4.3 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. Os serviços acima deverão ser independentes de qualquer outro serviço de comunicação de dados.

1.7.4.4 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.


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1.7.4.5 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.


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1.8 DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESTE ANEXO TÉCNICO

Seja qual for à configuração proposta, básica ou alternativa, a TRANSMISSORA deve realizar, no mínimo, os seguintes estudos:

• Fluxo de potência, rejeição de carga e energização na freqüência fundamental; • Estudos de autoexcitação; • Estudos de fluxo de potência nos barramentos das subestações; • Estudos de transitórios de religamento e rejeição de carga; • Estudos de transitórios de energização de linhas de transmissão e de transformadores; • Estudos de manobra de bancos de capacitores shunt e filtros(caso necessário); • Estudos de tensão de restabelecimento transitória (TRT) dos disjuntores; • Estudo de coordenação de isolamento das subestações.

Esses estudos devem demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critérios da EPE, nos relatórios de estudos indicados no subitem 2.1.1, 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 elétricos das linhas elaborados pela TRANSMISSORA. Ressalta-se que a TRANSMISSORA deve analisar também o ano de entrada em operação do empreendimento, utilizando a base de dados disponibilizada pelo ONS e pela EPE em suas páginas na Internet, www.ons.org.br e www.epe.gov.br, respectivamente. 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. Como as linhas incluídas neste lote LE-CC tem comprimento de apenas 13 km, apesar da descrição dos estudos energização de linhas ter sido mantida neste anexo, não será necessário a apresentação dos mesmos. Os estudos de religamento monopolar e tripolar devem ser realizados pelo empreendedor, com a finalidade de avaliar inclusive a interação destas manobras com os controles dos elos CC.

1.8.1 TENSÃO OPERATIVA A tensão eficaz entre fases de todas as barras do sistema interligado, em todas as situações de intercâmbio e cenários avaliados, deve situar-se na faixa de valores listados na Tabela 1.8, que se

http://www.ons.org.br/

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


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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 1.8 – Tensão eficaz entre fases admissível (kV).

Nominal Condição

operativa normal Condição operativa de emergência

Barras com carga Demais barras

440 418 a 462 440 a 462 396 a 462

500 500 a 550 500 a 550 475 a 550

1.8.2 CRITÉRIOS PARA AS CONDIÇÕES DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO Nos estudos de manobra associados a linhas de transmissão deve-se observar os limites de suportabilidade de sobretensão dos equipamentos associados e a capacidade de absorção de energia dos pára-raios envolvidos.

1.8.2.1 Sobretensão admissível para estudos a 60 Hz A máxima tensão em regimes permanente e dinâmico na extremidade das linhas de transmissão após manobra (energização, religamento tripolar e rejeição de carga) deve ser compatível com a suportabilidade dos equipamentos das subestações terminais, dos isolamentos das linhas e das torres de transmissão. A tensão dinâmica (tensão eficaz entre fases no instante imediatamente posterior à manobra dos disjuntores) e a tensão sustentada (tensão eficaz entre fases nos instantes subseqüentes) devem situar-se na faixa de valores constantes da Tabela abaixo. Tabela 1.9 – Tensão eficaz entre fases admissível na extremidade das linhas de transmissão após manobra (kV).

Tensão nominal Tensão dinâmica (kV)

Tensão sustentada (kV)

440 440 a 616 440 a 484 500 500 a 700 500 a 600

A TRANSMISSORA deve levar em conta, no dimensionamento dos equipamentos que se situam na extremidade das linhas de transmissão que os mesmos possam ficar em vazio e sujeitos ao valor da tensão sustentada estabelecido na Tabela 1.9 por até uma hora

1.8.2.2 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 1.8. Em particular, deve ser prevista a possibilidade de energização nos dois sentidos, considerando, inclusive, o sistema degradado, por conta de possíveis manobras de recomposição.


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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 as redes de 500 kV e de 440 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 linha de transmissão. Os pára-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia resultante 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 de energização, bem como as características dos equipamentos de controle de sobretensões considerados nos estudos.

1.8.2.3 Religamento tripolar das linhas de transmissão A descrição abaixo diz respeito a estudos padrão de dimensionamento dos equipamentos associados à operação da linha CA manobrada. No caso específico deste lote, com linhas muito curtas, sem reatores nas extremidades, não se espera maiores dificuldades para o sucesso da manobra de religamento tripolar rápido(milisegundos). No entanto, há que se avaliar eventuais interações entre os equipamentos dos bipolos e a manobra em tela. Deve ser prevista a possibilidade de religamento tripolar, pelos dois 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 de 500 kV e de 150 ms para a rede de 230 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 linha de transmissão. Os pára-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia resultante da manobra de religamento tripolar. Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos, elaborado pela TRANSMISSORA, deve levar em conta os resultados dos estudos de religamento tripolar, bem como as características dos equipamentos de controle de sobretensões considerados nos estudos.

1.8.2.4 Religamento monopolar A descrição abaixo diz respeito a estudos padrão de dimensionamento dos equipamentos associados à operação da linha CA manobrada. No caso específico deste lote, com linhas muito curtas, sem reatores nas extremidades, não se espera maiores dificuldades para o sucesso da manobra de religamento monopolar rápido(milisegundos). No entanto, há que se avaliar eventuais interações entre a resposta dos controles dos bipolos e a manobra em tela. Deve ser prevista a possibilidade de religamento monopolar da linha de transmissão. Cabe à


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TRANSMISSORA a viabilização técnica do religamento monopolar, conforme o seguinte procedimento: • Priorizar as soluções técnicas no sentido de garantir uma probabilidade adequada de sucesso na

extinção do arco secundário em tempos inferiores a 500 ms, de acordo com o critério estabelecido no item 1.8.2.4 (a);

• Somente nos casos em que for demonstrada, por meio da apresentação de resultados de estudos, a inviabilidade técnica de atender tal requisito, a TRANSMISSORA poderá optar pela utilização do critério definido no item 1.8.2.4 (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 1.8 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 1.8.


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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 1.8 – 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 1.8, poderá a TRANSMISSORA optar pela utilização do critério definido no item 1.8.2.4(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 1.9, 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


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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 1.9 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 1.9. 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 1.9 – 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.


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Dessa forma, deve também ser apresentada pela TRANSMISSORA a simulação no tempo (com o programa ATP), considerando toda a seqüência de eventos, com o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede de 500 kV e de 150 ms para a rede de 230 kV.. As simulações devem identificar as solicitações de dissipação de energia nos pára-raios de linha e nos pára-raios do reator de neutro, quando for o caso. Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos, elaborado pela TRANSMISSORA , deve levar em conta os resultados desses estudos. Deve ser avaliada e justificada no projeto básico pela TRANSMISSORA a forma adequada de transposição de um dos circuitos em relação ao outro, no sentido de não inviabilizar o religamento monopolar dessas linhas, conforme disposto no item Erro! Fonte de referência não encontrada..

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

1.8.3 CRITÉRIOS PARA MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE ATERRAMENTO As manobras de fechamento e abertura de seccionadores e de seccionadores de aterramento devem considerar as condições mais severas de tensões induzidas de linhas de transmissão existentes em paralelo, incluindo carregamento máximo e situações de ressonância. Deverão ser avaliadas, sem considerar a aplicação de medidas operativas, os efeitos de eventuais induções ressonantes provocadas pela linha de transmissão objeto dessa licitação sobre outras linhas de transmissão existentes.

1.8.4 CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE DISJUNTORES SOB CONDIÇÕES DE MANOBRA Os estudos para determinação das solicitações impostas a disjuntores sob condições de manobra deverão considerar a representação da rede levando-se em conta o maior nível de curto-circuito previsto entre a data de entrada em operação e o horizonte de planejamento. A TRANSMISSORA deverá levar em conta as informações disponibilizadas pela EPE e pelo ONS.


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1.8.4.1 Estudos de Tensão Transitória de Restabelecimento (TRT) A descrição abaixo diz respeito a estudos padrão de dimensionamento dos equipamentos associados manobra de disjuntores das linhas. No caso específico deste lote, com linhas em 440 kV muito curtas, sem reatores nas extremidades, não se aplicam os estudos de abertura de linhas em vazio. 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 identificado a mais crítica solicitação de tensão

através dos pólos do disjuntor imposta pela rede para abertura em discordância de fases; • Abertura de linha a vazio. Essa situação deve ser simulada na freqüência fundamental 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 1.3.2.1 m). Caso a região do sistema onde o disjuntor será instalado esteja sujeita a sobrefreqüências em regime dinâmico a simulação de abertura de linha a vazio deverá levar em conta a máxima sobrefreqüência identificada nos estudos

1.8.4.2 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. Devem ser avaliados todas as combinações possíveis de energização dos transformadores 500/440 kV. Os estudos compreendem avaliações de energização em vazio, com e sem falta aplicada, considerando os recursos de controle de sobretensões disponíveis, tais como, disjuntores com resistores de pré-inserção e/ou dispositivos de manobra controlada. Deve ser levado em conta o fluxo residual do transformador. Devem ser avaliados também o montante de energia a ser absorvido pelos pára-raios do transformador e a necessidade de utilização dos mecanismos de controle de sobretensões supramencionados, bem como as correntes inrush. Para a realização desses estudos, os transformadores devem ser modelados considerando a sua curva de saturação e a impedância especificada no documento da TRANSMISSORA que define as características elétricas básicas dos equipamentos principais do empreendimento. No caso de


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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. Por fim, devem ser avaliadas as TRTs nos disjuntores que manobram os autotransformadores 500/440 kV.

1.8.4.3 Estudos de manobra de bancos de capacitores e filtros Estas avaliações só se aplicam, caso algum dos disjuntores deste lote, por conta de seu posicionamento físico, por exemplo, como um interligador de barra em um bay que possua do outro lado a conexão com filtros do bipólo 1 ou 2. Se aplica este raciocínio também ao disjuntor de seccionamento dos barramentos 1 e 2. Esses estudos compreendem avaliações de energização e de aplicação e eliminação de defeito e têm por objetivo identificar a necessidade de especificação de reatores em série com o banco de capacitores, com a finalidade de minimizar os efeitos dos transitórios de tensão e de corrente aos níveis de suportabilidade da instalação, evitar atuações indevidas da proteção e evitar possíveis ressonâncias com a rede para harmônicas produzidas por elementos saturáveis. Os estudos devem verificar as sobretensões e as conseqüentes solicitações de energia sobre os pára-raios próximos, e a necessidade de utilização de disjuntores com dispositivos de manobra controlada. Estes estudos deverão identificar também as solicitações, entre outras de TRT, às quais ficarão sujeitos os disjuntores responsáveis pelas manobras dos filtros de capacitores durante situações extremas de “forced isolation”, durante bloqueios e rejeições completas dos bipolos de corrente contínua.

1.8.5 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.


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2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO

Os relatórios de Estudos de Engenharia e Planejamento elaborados pelo Planejamento Setorial, coordenados pela EPE, atendendo a determinação do MME, são partes integrantes do ANEXO 6E-CC devendo suas recomendações ser consideradas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos para implantação das instalações.

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO

2.1.1 RELATÓRIOS

Nº EMPRESA DOCUMENTO

EPE-DEE-RE-052/2008-r0 de 6 de março de 2008

Relatório R1 - Análise do sistema de integração dos aproveitamentos hidrelétricos do rio Madeira e reforços no SIN - Detalhamento das Alternativas

EPE-DEE-RE-070/2008-r0 –de 30 de abril de 2008

Relatório R2 - Detalhamento da Alternativa de Referência –Estudos para Definição das Características Básicas do Sistema de Transmissão de Integração das Usinas do Madeira – Alternativa CC

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

EXISTENTES


Relatórios R4 s/nº Furnas Características e Requisitos Básicos das Instalações das Subestações: Rio Araguaia, Água Vermelha 2, Araraquara 2, de abril de 2008.

Relatório R4 ISA-CTEEP s/nº. Subestação Araraquara 440 kV, de junho de 2008.

Relatórios R4 s/nº Furnas Características e Requisitos Básicos das Instalações da Subestação Araraquara, de abril de 2008.


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3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO

3.1 GERAL

A TRANSMISSORA deve implantar as INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO deste LOTE A-CC, observando a legislação e os requisitos ambientais aplicáveis.

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL


Furnas s/n – Abril 2008 Relatório de Caracterização e Análise Sócio Ambiental para a LT Porto Velho – Araraquara e subestações associadas. Volume II – Trecho Cuiabá - Araraquara

Furnas s/n – Abril 2008 Complementação do Relatório de Caracterização e Análise Socioambiental para LT Cuiabá-Araraquara e Subestações Associadas - R3


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4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS

Conforme previsto no Edital, Volume I - item 4.7, e para fins de verificação da conformidade com os requisitos técnicos exigidos, a TRANSMISSORA deve apresentar à ANEEL para liberação o Projeto Básico das instalações, de acordo com o Relatório Diretrizes para Projeto Básico de Sistemas de Transmissão - DNAEE-ELETROBRAS e a itemização a seguir. A TRANSMISSORA deve entregar 2 cópias de toda documentação do Projeto Básico em papel e em meio magnético ou ótico.

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA

A TRANSMISSORA deve apresentar os relatórios dos estudos apresentados no item 1.8. Sempre que solicitado, a TRANSMISSORA deve comprovar mediante estudo que as soluções adotadas nas especificações e projetos das instalações de transmissão objeto deste anexo são adequadas.

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES

Os documentos de projeto básico da subestação devem incluir: • Relação de normas técnicas oficiais utilizadas. • Critérios de projeto para as obras civis, projeto eletromecânico, sistemas de proteção, comando,

supervisão e telecomunicações, instalações de blindagem e aterramento, inclusive premissas adotadas.

• Desenho de locação das instalações. • Diagrama unifilar. • Desenho de arquitetura das construções: plantas, cortes e fachadas. • Arranjo geral dos pátios: planta e cortes típicos. • Arranjo dos sistemas de blindagem e aterramento. • Características técnicas dos equipamentos e dos materiais principais. • Descrição dos sistemas previstos para proteção, comando, supervisão e telecomunicações,

inclusive diagramas esquemáticos. • Descrição dos sistemas auxiliares, inclusive diagramas esquemáticos e folha de dados técnicos

de equipamentos e materiais principais.

4.3 PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO

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


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4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO Relatório técnico com roteiro completo e descrição detalhada do tratamento e das hipóteses assumidas para os dados de vento, as pressões dinâmicas e as cargas resultantes, os esquemas e as hipóteses de carregamentos e o respectivo memorial de cálculo com o dimensionamento completo dos suportes incluindo: • Mapas (isótacas); • Estações Anemométricas usadas; • Velocidade Máxima Anual de vento a 10 m de altura e média de 3 segundos, tempo de retorno de

250 anos (para linha com tensão superior a 230 kV) e 150 anos (para linha com tensão igual ou inferior a 230 kV) e ,também, com média de 10 minutos;

• Média de Velocidade Máxima Anual de vento a 10 m de altura e média de 3 segundos, tempo de retorno de 250 anos (para linha com tensão superior a 230 kV) e 150 anos (para linha com tensão igual ou inferior a 230 kV) e, também, com média de 10 minutos;

• Coeficiente de variação da Velocidade Máxima Anual a 10 m de altura (em porcentagem); • Coeficientes de rajadas a 10 m de altura e média de 10 minutos.

4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS. • Relação de normas técnicas oficiais utilizadas; • Memorial de cálculo dos suportes; • Desenho da diretriz selecionada e suas eventuais interferências; • Desenho da faixa de passagem, “clearances” e distâncias de segurança; • Regulação mecânica dos cabos: características físicas, estados básicos e pressão resultante dos

ventos; • Suportes (estrutura metálica ou de concreto armado e ou especiais):

- Tipos, características de aplicação e relatórios de ensaios de cargas para os suportes pré-existentes:

- Desenhos das silhuetas com as dimensões principais; - Coeficientes de segurança; - Pressões de ventos atuantes (cabos e suportes), coeficientes de arrasto, forças resultantes e

pontos de aplicação; - Esquemas de carregamentos e cargas atuantes; - Cargas resultantes nas fundações.

• Tipos de fundações: critérios de dimensionamento e desenhos dimensionais; • Cabos condutores: características; • Cabos pára-raios: características;


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• Cadeias de isoladores: coordenação eletromecânica, desenhos e demais características; • Contrapeso: características, material, método e critérios de dimensionamento; • Ferragens, espaçadores e acessórios: descrição, ensaios de tipo, características físicas e

desenhos de fabricação; • Vibrações eólicas:

- Relatórios dos Estudos de vibração eólica e de sistemas de amortecimentos para fins de controle da fadiga dos cabos.

- Projeto do sistema de amortecimento para fins de controle da fadiga dos cabos de forma a garantir a ausência de danos aos cabos.

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES:

• Descrição sumária dos sistemas de telecomunicações. • Descrição sumária do sistema de energia (alimentação elétrica). • Diagramas de configuração dos sistemas de telecomunicações. • Diagramas de configuração do sistema de energia. • Diagramas de canalização. • Comentários sobre as alternativas de provedores de telecomunicações prováveis e sistemas

propostos.

4.5 PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO:

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


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5 CRONOGRAMA

A TRANSMISSORA deve apresentar cronograma de implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO pertencentes a sua concessão, conforme modelos apresentados nas tabelas A e B deste ANEXO 6E-CC, com a indicação de marcos intermediários para as seguintes atividades, não se restringindo a essas: licenciamento ambiental, projeto básico, topografia, instalações de canteiro, fundações, montagem de torres, lançamento dos cabos condutores e instalações de equipamentos, obras civis e montagens das instalações de Transmissão e das Subestações, e comissionamento, que permitam aferir, mensalmente, o progresso das obras e assegurar a entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL no prazo máximo de 36 (trinta e seis) 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.


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5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A) NOME DA EMPRESA:

LINHA DE TRANSMISSÃO: DATA: MESES No

DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA IMPLANTAÇÃO 1 2 3 34 35 36 1 PROJETO BÁSICO 2 ASSINATURA DE CONTRATOS 2.1 EPC – Estudos, projetos e construção 2.2 CCT – Acordo Operativo 2.3 CCI – Acordo Operativo 2.4 CPST 3 IMPLANTAÇÃO DO TRAÇADO 4 LOCAÇÃO DE TORRES 5 DECLARAÇÂO DE UTILIDADE PUBLICA 6 LICENCIAMENTO AMBIENTAL 6.1 Termo de Referência 6.2 Estudo de Impacto Ambiental 6.3 Licença Prévia 6.4 Licença de Instalação 6.5 Autorização de Supressão de Vegetação 6.6 Licença de Operação 7 PROJETO EXCUTIVO 8 AQUISIÇÕES 8.1 Pedido de Compra 8.2 Estruturas 8.3 Cabos e Condutores 9 OBRAS CIVIS 9.1 Canteiro de Obras 9.2 Fundações 10 MONTAGEM 10.1 Montagem de Torres 10.2 Lançamento de Cabos 11 ENSAIOS DE COMISSIONAMENTO 12 OPERAÇÃO COMERCIAL OBSERVAÇÕES: DATA DE INÍCIO DURAÇÃO DATA DE CONCLUSÃO

ASSINATURA CREA No

ENGENHEIRO REGIÃO


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5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B)

NOME DA EMPRESA SUBESTAÇÂO

DATA

No

DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA OBRA

Meses 1 2 3 4 34 35 36

1 PROJETO BÁSICO 2 ASSINATURA DE CONTRATOS 2.1 EPC – Estudos, projetos e construção 2.2 CCT – Acordo Operativo 2.3 CCI – Acordo Operativo 2.4 CPST 3 DECLARAÇÂO DE UTILIDADE PUBLICA 4 LICENCIAMENTO AMBIENTAL 4.1 Termo de Referência 4.2 Estudo de Impacto Ambiental 4.3 Licença Prévia 4.4 Licença de Instalação 4.5 Autorização de Supressão de Vegetação 4.6 Licença de Operação 5 PROJETO EXCUTIVO 6 AQUISIÇÔES 6.1 Pedido de Compra 6.2 Estruturas 6.3 Equipamentos Principais (Transformadores e

Compensadores de Reativos)

6.4 Demais Equipamentos (Disj., Secc., TP, TC, PR e etc)

6.5 Painéis de Proteção, Controle e Automação 7 OBRAS CIVIS 7.1 Canteiro de Obras 7.2 Fundações 8 Montagem 8.1 Pedido de Compra 8.2 Estruturas 8.3 Equipamentos Principais (Transformadores e

Compensadores de Reativos)

8.4 Demais Equipamentos (Disj., Secc., TP, TC, PR e etc)

8.5 Painéis de Proteção, Controle e Automação 9 ENSAIOS DE COMISSIONAMENTO 10 OPERAÇÃO COMERCIAL DATA DE INÍCIO

OBSERVAÇÕES:

DATA DE CONCLUSÃO DURAÇÃO DA OBRA ENGENHEIRO ASSINATURA

CREA No

REGIÃO

anexo 6e-cc lote le-cc - aneel.gov.br · 1.8.3 critÉrios para manobras de fechamento e abertura de...

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