e l o l a4 anexo 6a4 lote a4 - aneel.gov.br · anexo 6a4 – lote a4 2 módulos de entradas de...

EDITAL DE LEILÃO NO 004/2014-ANEEL ANEXO 6A4 – LOTE A4

ANEXO 6A4 LOTE A4

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO

COMPOSTAS POR:

LT 525KV SANTA VITÓRIA DO PALMAR – MARMELEIRO C2; LT 525KV MARMELEIRO – POVO NOVO C2;

LT 525KV POVO NOVO – GUAÍBA 3 C2; LT 525KV GUAÍBA 3 – NOVA SANTA RITA C2;

LTS 525KV GUAÍBA 3 – CANDIOTA 2 - CD - C1/C2; LT 525KV GUAÍBA 3 – GRAVATAÍ;

LTS 230KV GUAÍBA 3 – GUAÍBA 2 - CS - C1; LTS 230KV GUAÍBA 3 – GUAÍBA 2 - CS – C2;

SE 525/230-13,8KV GUAÍBA 3; SE 525/230-13,8KV CANDIOTA 2;

TRECHO DE LINHA ENTRE OS PONTOS DE SECCIONAMENTO

DA LT 525 KV POVO NOVO – NOVA SANTA RITA C1 E A SE GUAÍBA 3;

TRECHO DE LINHA ENTRE OS PONTOS DE SECCIONAMENTO

DA LT 230KV PRESIDENTE MÉDICI – BAGÉ 2 C1 E A SE CANDIOTA 2.

CARACTERÍSTICAS E

REQUISITOS TÉCNICOS ESPECÍFICOS

VOL. III - Pág. 1 de 27


ÍNDICE

1. DESCRIÇÃO ..................................................................................................................... 4

1.1. DESCRIÇÃO GERAL ....................................................................................................................... 4

1.2. CONFIGURAÇÃO BÁSICA ............................................................................................................. 4

1.3. REQUISITOS TÉCNICOS NO CASO DE SECCIONAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO ..... 8

2. LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA....................................................................... 9

2.1. REQUISITOS GERAIS ..................................................................................................................... 9

2.2. CAPACIDADE DE CORRENTE ....................................................................................................... 9

2.3. REQUISITOS ELÉTRICOS .............................................................................................................. 9 2.3.1. CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS ......................................................................... 9 2.3.2. PERDA JOULE NOS CABOS CONDUTORES .........................................................................................11

2.1. REQUISITOS MECÂNICOS ............................................................................................................12

2.2. REQUISITOS ELETROMECÂNICOS .............................................................................................12 2.2.1. SINALIZAÇÃO AÉREA DE GRANDES TRAVESSIAS DE RIO ......................................................................12

3. LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE SUBTERRÂNEA – LTAS ........................................................................................................ 13

4. LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA – LTS ...................................................... 13

5. SUBESTAÇÕES .............................................................................................................. 13

5.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS .............................................................................................................13

5.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ..............................14

5.3. CAPACIDADE DE CORRENTE ......................................................................................................14

6. EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO ............................................................................ 15

6.1. UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA ....................................................................15 6.1.1. POTÊNCIA NOMINAL .......................................................................................................................15 6.1.2. COMUTAÇÃO .................................................................................................................................15

6.2. TRANSFORMADOR DEFASADOR ................................................................................................16

6.3. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE .............................................................................................16

6.4. BANCO DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ..............................................................................16

6.5. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS - CER ..............................................................16

6.6. COMPENSADOR SÍNCRONO ........................................................................................................16

7. SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ................................................................ 16

7.1. ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS .....................................................................16

7.2. ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO. ..........................................................................................................................................18



7.3. REQUISITOS PARA MEDIÇÃO SINCROFASORIAL .....................................................................19 7.3.1. DEFINIÇÕES ..................................................................................................................................19 7.3.2. REQUISITOS GERAIS ......................................................................................................................19 7.3.3. TIPOS DE MEDIÇÃO........................................................................................................................20 7.3.4. EXATIDÃO DA MEDIÇÃO ..................................................................................................................20 7.3.5. IDADE DO DADO ............................................................................................................................20 7.3.6. TAXA DE ENVIO DAS MEDIÇÕES SINCROFASORIAIS ..........................................................................20 7.3.7. ENTREGA DOS DADOS ...................................................................................................................20 7.3.8. PROTOCOLO DE COMUNICAÇÃO ......................................................................................................20 7.3.9. IEDS ............................................................................................................................................21 7.3.10. RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE SINCROFASORES DO AGENTE ................21

8. DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO ............................. 22

8.1. RELATÓRIOS DE ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ........................................22 8.1.1. ESTUDOS (RELATÓRIOS R1 E R2) .....................................................................................................22 8.1.2. MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO (RELATÓRIOS R3) .........................................................................23 8.1.3. CARACTERÍSTICAS DOS EQUIPAMENTOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES (RELATÓRIOS R4) ....................24

9. CRONOGRAMA .............................................................................................................. 26

9.1. CRONOGRAMA FÍSICO DO EMPREENDIMENTO ........................................................................27



1. DESCRIÇÃO

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

(a) LT 525kV Santa Vitória do Palmar – Marmeleiro C2; (b) LT 525kV Marmeleiro – Povo Novo C2; (c) LT 525kV Povo Novo – Guaíba 3 C2; (d) LT 525kV Guaíba 3 – Nova Santa Rita C2; (e) LTs 525kV Guaíba 3 – Candiota 2 - CD - C1/C2; (f) LT 525kV Guaíba 3 – Gravataí; (g) LTs 230kV Guaíba 3 – Guaíba 2 - CS - C1; (h) LTs 230kV Guaíba 3 – Guaíba 2 - CS - C2; (i) SE 525/230-13,8kV Guaíba 3; (j) SE 525/230-13,8kV Candiota 2; (k) Trecho de linha entre os pontos de seccionamento da LT 525 kV Povo Novo – Nova Santa Rita

C1 e a SE Guaíba 3; (l) Trecho de Linha entre os pontos de seccionamento da LT 230kV Presidente Médici – Bagé 2 C1

e a SE Candiota 2.

Faz também parte do escopo deste anexo: remanejamento de reator de linha e respectivo módulo de conexão da LT 525kV Povo Novo – Nova Santa Rita, atualmente conectado no terminal da SE Nova Santa Rita, para ser conectado no terminal da futura LT 525kV Povo Novo – Guaíba 3 C1 oriunda do seccionamento da LT 525kV Povo Novo – Nova Santa Rita.

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

TABELA 1-1 – OBRAS DE LINHAS DE TRANSMISSÃO

Origem Destino Circuito Extensão (km)

Tensão (kV)

Santa Vitória do Palmar

Marmeleiro Circuito Simples – C2 48 525

Marmeleiro Povo Novo Circuito Simples – C2 152 525 Povo Novo Guaíba 3 Circuito Simples – C2 245 525 Guaíba 3 Nova Santa

Rita Circuito Simples – C2 40 525

Guaíba 3 Candiota 2 Circuito Duplo – C1/C2 279 525 Guaíba 3 Gravataí Circuito Simples – C1 127 525



Guaíba 3 Guaíba 2 Circuito Simples – C1 19 230 Guaíba 3 Guaíba 2 Circuito Simples – C2 19 230

OBS: Conforme previsto no Relatório R1 nº EPE-DEE-DEA-RE-006/2013-rev0, de 20 de agosto de 2013, a LT 525kV Marmeleiro – Povo Novo C2 utilizará torres de circuito duplo compartilhadas com a LT 525kV Marmeleiro – Povo Novo C1, trecho já em implantação pela TSLE sobre a Reserva Ecológica do Taim, em atendimento ao Lote A do Edital nº 005/2012 e Contrato de Concessão nº 020/2012, de 27 de agosto de 2012.

TABELA 1-2 – OBRAS DE SUBESTAÇÕES

Subestação Tensão (kV) Empreendimentos principais Santa Vitória

do Palmar 525 1 Módulo de Entrada de Linha – EL – DJM

1 Módulo de Interligação de Barras – IB – DJM 1 Módulo de Conexão de Reator de Linha com disjuntor 1 Banco de reatores de linha (3+1) x 16,67 Mvar

Gravataí 525 1 Módulo de Entrada de Linha – EL – DJM 1 Módulo de Interligação de Barras – IB – DJM

Marmeleiro 525 2 Módulos de Entradas de Linha – EL – DJM 2 Módulos de Interligação de Barras – IB – DJM 1 Módulo de Conexão de Reator de Barra 1 Banco de reatores de barra (3 x 33,3 Mvar) 1 Módulo de Conexão de Reator de Linha sem disjuntor 1 Banco de reatores de linha (4 x 33,3 Mvar)

Povo Novo 525 2 Módulos de Entradas de Linha – EL – DJM 2 Módulos de Interligação de Barras – IB – DJM 1 Módulo de Conexão de Reator de Linha com disjuntor 1 Módulo de Conexão de Reator de Linha sem disjuntor 1 Banco de reatores de linha (3+1) x 16,67 Mvar 1 Banco de reatores de linha (3+1) x 50 Mvar

Guaíba 3 525 5 Módulos de Entradas de Linha – EL – DJM 9 Módulos de Interligação de Barras – IB - DJM 3 Módulos de Conexão de Reatores de Linha sem disjuntor 3 Bancos de Reatores de Linha 150 Mvar, composto por 9 unidades monofásicas de 50 Mvar cada, e mais 2 unidades reservas similares 2 Módulos de Conexão de Reatores de Barra – DJM 2 Bancos de Reatores de Barra 100 Mvar, compostos por 6 unidades monofásicas de 33,3 Mvar e mais 1 unidade reserva similar 2 Módulos de Conexão de unidades de transformação – DJM 2 bancos de transformação, compostos por 6 unidades monofásicas de 224 MVA - 525/√3-230/√3-13,8kV e mais 1 unidade reserva similar

230 1 Módulo de Interligação de Barras – IB – BD4 VOL. III - Pág. 5 de 27


2 Módulos de Entradas de Linhas – EL – BD4 2 Módulos de Conexão de Transformação – BD4

Nova Santa Rita

525 1 Módulo de Entrada de Linha – EL – DJM 1 Módulo de Interligação de Barras – IB - DJM

Candiota 2 525 2 Módulos de Entradas de Linhas – EL – DJM 2 Módulos de Interligação de barras – DJM 2 Módulos de Conexão de Reatores de Linha sem disjuntor 1 banco de reatores de linha (3 x 50 Mvar) 1 banco de reatores de linha (3+1) x 50 Mvar 2 módulos de conexão de transformação – DJM 2 bancos de transformação, compostos por 6 unidades monofásicos de 224 MVA - 525/√3-230/√3-13,8 kV cada, e mais 1 unidade reserva similar

230 2 Módulos de Conexão de transformação 1 Módulo de Interligação de Barras – IB – BD4

Guaíba 2 230 2 Módulos de Entradas de Linha – BPT

Legenda: DJM – Disjuntor e Meio; BD4 – Barra Dupla com 4 chaves; BD5 – Barra Dupla com 5 chaves; BPT – Barra Principal e Transferência.

Além das instalações que caracterizam a configuração básica, serão de responsabilidade da TRANSMISSORA vencedora da licitação as atividades listadas nas tabelas 1-3, 1-4 e 1-5:

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

Subestação Atividades

Guaíba 3

Implantação de dois trechos de linha de transmissão em 525kV, circuito simples, com extensão aproximada de 4 km, entre o ponto de seccionamento da LT 525 kV Povo Novo – Nova Santa Rita e a subestação Guaíba 3 2 Módulos de Entradas de Linha na configuração disjuntor e meio, associadas ao seccionamento da LT 525 kV Povo Novo – Nova Santa Rita 1 remanejamento de Banco de Reator de Linha 150 Mvar, composto por unidades monofásicas (3+1) x 50 Mvar, e respectivo módulo de conexão de reator de linha sem disjuntor (da SE Nova Santa Rita para a SE Guaíba 3 onde se conectará na futura LT 525kV Povo Novo – Guaíba 3, oriunda do seccionamento da LT 525kV Povo Novo – Nova Santa Rita)

TABELA 1-4 – ATIVIDADES DE RESPONSABILIDADE DA TRANSMISSORA VENCEDORA DA LICITAÇÃO

Subestação Atividades

Candiota 2

Implantação de um trecho de linha de transmissão em 230 kV, circuito simples, com extensão aproximada de 2 km, entre o ponto de seccionamento da LT 230 kV Presidente Médici – Bagé 2 C1 e a SE Candiota 2, originando a futura LT 230kV Candiota 2 – Bagé 2 C2. Implantação de um trecho de linha de transmissão em 230 kV, circuito simples, com extensão aproximada de 2 km, entre o ponto de seccionamento da LT 230 kV Presidente Médici – Bagé 2 C1 e a SE Candiota 2, originando a futura LT 230kV Presidente Médici – Candiota C2.



1 Módulo de Conexão de Entrada de Linha arranjo barra dupla quatro chaves em 230 kV, para a conexão da futura LT Candiota 2 – Bagé 2 C2, oriunda do seccionamento da LT 230 kV Presidente Médici – Bagé 2 C1

1 Módulo de Conexão de Entrada de Linha arranjo barra dupla quatro chaves em 230 kV, para a conexão da futura LT Presidente Médici – Candiota 2 C2, oriunda do seccionamento da LT 230 kV Presidente Médici – Bagé 2 C1

As instalações descritas na Tabela 1.3 serão transferidas sem ônus para a Transmissora Sul Litorânea de Energia S.A. – TSLE, detentora da concessão da linha de transmissão 525 kV Povo Novo – Nova Santa Rita, conforme disposto na Resolução nº 67, de 8 de junho de 2004, sendo a TSLE a responsável pela Operação e Manutenção das futuras linhas de transmissão 525 kV Povo Novo – Guaíba 3 C1 e Guaíba 3 – Nova Santa Rita C1. As instalações descritas na Tabela 1.4 serão transferidas sem ônus para a Companhia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica – CEEE-GT, detentora da concessão da linha de transmissão 230 kV Presidente Médici – Bagé 2 C1, conforme disposto na Resolução nº 67, de 8 de junho de 2004, sendo a CEEE-GT a responsável pela Operação e Manutenção das futuras LT 230 kV Candiota 2 – Bagé 2 C1 e LT 230 kV Presidente Médici – Candiota 2 C1. A configuração básica supracitada constitui-se na alternativa de referência. Os requisitos técnicos deste anexo caracterizam o padrão de desempenho mínimo a ser atingido por qualquer solução proposta. Este desempenho deverá ser demonstrado mediante justificativa técnica comprobatória. A utilização pelo empreendedor de outras soluções, que não a de referência, fica condicionada à demonstração de que a mesma apresente desempenho elétrico equivalente ou superior àquele proporcionado pela alternativa de referência. Em caso de proposição de configuração alternativa, o projeto das compensações reativas série e derivação das linhas de transmissão deve ser definido de forma que o conjunto formado pelas linhas e suas compensações atendam aos requisitos constantes nos estudos de planejamento referenciados neste anexo e demais critérios constantes no Anexo 6 e neste anexo específico. No entanto, nesta proposta de configuração alternativa, a TRANSMISSORA NÃO tem liberdade para modificar:

(a) Níveis de tensão (somente CA); (b) Distribuição de fluxo de potência em regime permanente; (c) A localização da SE Guaíba 3 além de um raio de 5 km de extensão; (d) A localização da SE Candiota 2, a qual deverá ficar em terreno contíguo à SE Candiota,

conforme previsto no Relatório R4 da SE Candiota 2; O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas neste item. Estão ainda incluídos no empreendimento os equipamentos terminais de manobra, proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, ainda que não expressamente indicados neste anexo.



1.3. REQUISITOS TÉCNICOS NO CASO DE SECCIONAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO Para a implementação dos trechos de linhas de transmissão entre os pontos de seccionamento da Linha de Transmissão LT 525 kV Povo Novo – Nova Santa Rita C1 e a SE Guaíba 3, com extensão aproximada de 4,0 km, das 2 entradas de linha em 525kV, correspondentes na nova subestação Guaíba 3, a TRANSMISSORA deverá observar os requisitos descritos neste anexo e, adicionalmente, as normas e padrões técnicos da concessionária responsável pela linha de transmissão: TSLE. Para a implementação dos trechos de linhas de transmissão, com extensões aproximadas de 2,0 km, entre os pontos de seccionamento da Linha de Transmissão LT 230 kV Presidente Médici – Bagé 2 C1 e a SE Candiota 2, originando as LTs 230kV Candiota 2 – Bagé 2 C1 e Presidente Médici – Candiota 2 C1 das 2 entradas de linha em 230kV correspondentes na subestação Candiota 2, a TRANSMISSORA deverá observar os requisitos descritos neste anexo e, adicionalmente, as normas e padrões técnicos da concessionária responsável pela linha de transmissão: CEEE-GT. A TRANSMISSORA deverá fornecer às concessionárias da linha, antes do início do primeiro ensaio, uma lista, com o cronograma de todos os ensaios a serem realizados, sendo necessária a realização dos ensaios requeridos pela Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT. Para os casos em que a ABNT não for aplicável, deve-se realizar os ensaios requeridos pelas Normas Técnicas Internacionais mencionadas no Anexo 6. Deve ser emitido um certificado para cada ensaio. Os ensaios de rotina deverão ser executados em todos os painéis incluídos no fornecimento. O comissionamento das instalações será realizado em conjunto pela TRANSMISSORA e pela concessionária da linha. A TRANSMISSORA deverá adquirir os equipamentos necessários para as modificações nas entradas de linha das linhas de transmissão seccionadas, localizadas nas subestações Povo Novo, Nova Santa Rita, Presidente Médici e Bagé 2, e transferí-los para as concessionárias das linhas seccionadas, que serão as responsáveis pela sua implementação, devendo estes equipamentos serem entregues nos locais onde serão instalados. Para os equipamentos associados aos trechos de linhas de transmissão associados a seccionamentos, a TRANSMISSORA deverá fornecer às concessionárias das linhas peças sobressalentes em quantidade suficiente, que viabilizem a disponibilidade requerida para o sistema e que compreendam os equipamentos necessários para substituição de uma fase completa do módulo de Entrada de Linha para cada linha de transmissão seccionada (polo de disjuntor, chave seccionadora, transformador de potencial, transformador de corrente e para-raios). A TRANSMISSORA será responsável pelo fornecimento para as concessionárias das linhas seccionadas de todas as ferramentas e acessórios necessários para o comissionamento, operação e manutenção dos equipamentos transferidos. A TRANSMISSORA deverá prover treinamento adequado abrangendo os equipamentos fornecidos para as entradas de linha, caso esses equipamentos sejam diferentes dos utilizados pelas concessionárias na referida linha de transmissão seccionada.



2. LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA

2.1. REQUISITOS GERAIS Não se aplica

2.2. CAPACIDADE DE CORRENTE As linhas ou trechos de linha de transmissão devem ter capacidades operativas de longa e de curta duração não inferiores aos valores indicados na tabela a seguir.

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

Linha ou trecho(s) de linha de transmissão Longa duração (A) Curta duração (A) LT 525kV Santa Vitória do Palmar – Marmeleiro C2 3635 4580 LT 525 kV Marmeleiro – Povo Novo – C2 3635 4580 LT 525 kV Povo Novo – Guaíba 3 – C2 3635 4580 LT 525kV Guaíba 3 – Nova Santa Rita – C2 3635 4580 LT 525kV Guaíba 3 – Candiota – CD – C1/C2 3845 4495 LT 525kV Guaíba 3 – Gravataí – C1 2530 3115 Guaíba 3 – Guaíba 2 – C1 1725 2050 Guaíba 3 – Guaíba 2 – C2 1725 2050 Trechos de LT 525kV entre o seccionamento da LT 525kV Povo Novo – Nova Santa Rita C1 e a SE Guaíba 3

3635 4580

Trecho de LT 230kV entre o seccionamento da LT 230kV Presidente Médici – Bagé 2 C1 e a SE Candiota 2, originando a LT 230kV Presidente Médici – Candiota 2 C1

729 919

Trechos de LT 230kV entre o seccionamento da LT 230kV Presidente Médici – Bagé 2 C1 e a SE Candiota 2, originando a LT Candiota 2 – Bagé 2 C1

695 870

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

2.3. REQUISITOS ELÉTRICOS

2.3.1. CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS No dimensionamento dos cabos para-raios, deve ser adotada a corrente de curto-circuito indicada nas tabelas abaixo, conforme o caso: (a) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para o dimensionamento dos

novos cabos para-raios da linha de transmissão em projeto. O dimensionamento dos cabos para-raios – seja no caso de nova linha de transmissão ou de novos trechos de linha originados a partir de seccionamento de LTA existente – deve adotar, como premissa, no mínimo, os valores de corrente de curto-circuito fase-terra indicados na Tabela 2-2 – Corrente(s) de curto-circuito na(s) SE(s) terminal(is) para o dimensionamento dos cabos para-raios de nova LTA ou novo(s) trecho(s) de LTA em projeto, a seguir. Esses valores de corrente estão referidos ao nível de tensão dos barramentos das subestações terminais.



TABELA 2-2 – CORRENTE(S) DE CURTO-CIRCUITO NA(S) SE(S) TERMINAL(IS) PARA O DIMENSIONAMENTO DOS CABOS PARA-

RAIOS DE NOVA LTA OU NOVO(S) TRECHO(S) DE LTA EM PROJETO

Linha ou trecho(s) de linha de transmissão

Subestação(ões) terminal(is)

Nível de tensão do barramento de referência

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

LT 525kV Santa Vitória do Palmar – Marmeleiro C2

Santa Vitória do Palmar 525 kV

50

Marmeleiro 50

LT 525 kV Marmeleiro – Povo Novo – C2 Marmeleiro

525 kV 50

Povo Novo 50

LT 525 kV Povo Novo – Guaíba 3 – C2 Povo Novo

525 kV 50

Guaíba 3 50

LT 525kV Guaíba 3 – Nova Santa Rita – C2

Guaíba 3 525 kV

50

Nova Santa Rita 50

LT 525kV Guaíba 3 – Candiota – CD – C1/C2

Guaíba 3 525 kV

50

Candiota 50

LT 525kV Guaíba 3 – Gravataí – C1 Guaíba 3

525 kV 50

Gravataí 50

LT 230kV Guaíba 3 – Guaíba 2 – C1 Guaíba 3

230 kV 50

Guaíba 2 50

LT 230kV Guaíba 3 – Guaíba 2 – C2 Guaíba 3

230 kV 50

Guaíba 2 50 (b) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para a verificação dos cabos

para-raios existentes da linha de transmissão a ser seccionada, se aplicável. A TRANSMISSORA deverá verificar se os cabos para-raios existentes da linha a ser seccionada, nas proximidades do ponto de seccionamento, suportam, sem dano, a circulação de corrente quando da ocorrência de curto-circuito. Nessa verificação deverá ser adotado o valor da corrente de curto-circuito fase-terra, na nova subestação terminal, conforme indicado na Tabela 2-3 – Correntes de curto-circuito na nova SE terminal para a verificação e dimensionamento dos cabos para-raios existentes da LTA a ser seccionada (coluna verificação).



(c) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para o redimensionamento dos

cabos para-raios existentes da linha de transmissão a ser seccionada, se aplicável. Caso a verificação de capacidade de corrente, referida no item (b), constate a superação dos cabos para-raios existentes, o projeto básico deverá estudar e propor um novo arranjo de cabos para-raios que suporte, sem dano, a circulação de corrente quando da ocorrência de curto-circuito, de forma a garantir, ao menos, o desempenho original da LTA a ser seccionada. Nesse redimensionamento deverá ser adotado o valor da corrente de curto-circuito fase-terra, na nova subestação terminal, conforme indicado na Tabela 2-3 – Correntes de curto-circuito na nova SE terminal para a verificação e dimensionamento dos cabos para-raios existentes da LTA a ser seccionada (coluna dimensionamento).

TABELA 2-3 – CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO NA NOVA SE TERMINAL PARA A VERIFICAÇÃO E DIMENSIONAMENTO DOS CABOS PARA-RAIOS EXISTENTES DA LTA A SER SECCIONADA

Linha de transmissão a ser seccionada

Nova subestação

terminal

Nível de tensão do

barramento de referência

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

Verifica-ção

Dimensio-namento

LT 525kV Povo Novo – Nova Santa Rita C1

Guaíba 3 525 kV 25 50

LT 230kV Presidente Médici – Bagé 2 C1

Candiota 2 230 kV 25 40

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

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

Linha ou trecho(s) de linha de transmissão

Temperatura de referência (°C)

Resistência de sequência positiva da linha por unidade

de comprimento (Ω/km) LT 525kV Santa Vitória do Palmar –

Marmeleiro C2 50 0,0176

LT 525 kV Marmeleiro – Povo Novo – C2

50 0,0176

LT 525 kV Povo Novo – Guaíba 3 – C2 50 0,0176

LT 525kV Guaíba 3 – Nova Santa Rita – C2

50 0,0176

LT 525kV Guaíba 3 – Candiota – CD – C1/C2

50 0,0177



LT 525kV Guaíba 3 – Gravataí – C1 50 0,0258

Guaíba 3 – Guaíba 2 – C1 50 0,0373

Guaíba 3 – Guaíba 2 – C2 50 0,0373

Trecho de LT 525kV entre o seccionamento da LT 525kv Povo Novo

– Nova Santa Rita e a SE Guaíba 3

50 0,0174

Trecho de LT 230kV entre o seccionamento da LT 230kV

Presidente Médici – Bagé 2 C1 e a SE Candiota 2, originando a LT 230kV Presidente Médici – Candiota 2 C1

50 0,0919

Trecho de LT 230kV entre o seccionamento da LT 230kV

Presidente Médici – Bagé 2 C1 e a SE Candiota 2, originando a LT 230kV

Candiota 2 – Bagé 2 C1

50 0,103

2.1. REQUISITOS MECÂNICOS No caso específico das grandes travessias de rio o nível de confiabilidade do projeto eletromecânico, expresso pelo período de retorno do vento extremo, deve ser compatível com o nível 3 preconizado na IEC 60826. Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 500 anos. Deverá ser descrita no projeto básico e atestada a conformidade pela ANEEL a metodologia utilizada pela TRANSMISSORA para a determinação das velocidades e pressões de vento adotadas no dimensionamento dos cabos condutor e para-raios aplicados nos trechos da LTA que contém grandes travessias de rio. Deverão ser previstos mecanismos de controle de vibrações e, se necessário a instalação de espaçadores ao longo do vão nas grandes travessias de rio para evitar a aproximação dos condutores devido ao balanço assíncrono. Deverá ser descrita no projeto básico e atestada a conformidade pela ANEEL, a metodologia utilizada pela TRANSMISSORA para determinação das velocidades e pressões de vento adotadas no dimensionamento das estruturas especiais utilizadas nas grandes travessias de rio.

2.2. REQUISITOS ELETROMECÂNICOS

2.2.1. SINALIZAÇÃO AÉREA DE GRANDES TRAVESSIAS DE RIO Caso se adote a configuração aérea nas grandes travessias de rio, a TRANSMISSORA deve verificar a necessidade de instalação de sinalização, diurna e noturna, compatível com a altura dos cabos e, sendo necessária, projetar a instalação e aprovar a mesma nos órgãos reguladores competentes.



3. LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE

SUBTERRÂNEA – LTAS

Não se aplica.

4. LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA – LTS

Não se aplica.

5. SUBESTAÇÕES

5.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS A TRANSMISSORA, nas subestações Santa Vitória do Palmar, Marmeleiro, Povo Novo, Nova Santa Rita, Guaíba 2 e Gravataí , deverá observar os critérios e requisitos básicos da subestação, bem como providenciar as obras de infraestrutura incluídas no Módulo Geral – Resolução ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de 2005, necessárias para a instalação, manutenção e operação do módulo de Entrada de Linha. Entre as possíveis obras necessárias encontram-se, dentre outros: a extensão de barramentos, compra de terreno, serviços auxiliares, cabos, tubos, estruturas, suportes, pórticos, cercas divisórias de seus ativos, conexões de terra entre seus equipamentos e a malha de terra da subestação, canaletas secundárias e recomposição da infra-estrutura construída como, por exemplo, reposição de britas. Nas subestações Guaíba 3 e Candiota 2, deverão ser realizadas todas as obras de infra-estrutura, descritas no módulo geral – Resolução ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de 2005, como terraplenagem, drenagem, malha de terra, serviço auxiliar, casa de comando, acesso, dentre outras, para a instalação, manutenção e operação dos módulos de Entrada de Linha, Interligação de Barras, unidades de transformação e outros. A área mínima a ser considerada para a subestação Guaíba 3 é de 250.000 m² (duzentos e cinquenta mil metros quadrados), devendo contemplar espaço suficiente para as futuras ampliações descritas nos relatórios referenciados neste anexo. A Transmissora será responsável por adquirir o terreno necessário para a implantação das instalações da SE Candiota 2 constantes das tabelas 1.1, 1.2 e 1.4. Deverá ser previsto espaço adicional, externo e contíguo à casa de comando da TRANSMISSORA em cada subestação, com área no mínimo igual à utilizada para a construção desta. Este espaço ficará reservado para expansões futuras da casa de comando da TRANSMISSORA ou alternativamente para eventuais novas casas de comando de outras transmissoras, quando da implantação de novas instalações de transmissão. Devem ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações das subestações conforme especificados nos relatórios referenciados neste anexo, inclusive quanto à alocação das novas instalações em cada subestação.



5.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES

A Transmissora deve seguir as configurações de barramento explicitadas nas Tabelas 1-2 a 1-6 e 1.8.

Subestação Nível de tensão Configuração Santa Vitória do Palmar 525 kV disjuntor e meio (DJM) Marmeleiro 525 kV disjuntor e meio (DJM) Povo Novo 525 kV disjuntor e meio (DJM) Guaíba 3 525 kV disjuntor e meio (DJM) Guaíba 3 230 kV Barra dupla com quatro chaves (BD4) Guaíba 2 230 kV Barra Principal e Transferência (BPT) Nova Santa Rita 525 kV disjuntor e meio (DJM) Gravataí 525 kV disjuntor e meio (DJM) Candiota 2 525 kV disjuntor e meio (DJM) Candiota 2 230 kV barra dupla com quatro chaves (BD4)

5.3. CAPACIDADE DE CORRENTE

(a) Corrente em regime permanente As correntes nominais dos barramentos das subestações (em todos os seus níveis) e dos demais equipamentos devem ser dimensionadas para atender, no mínimo, aos requisitos estabelecidos no Anexo 6 (Anexo Técnico Geral) e aos requisitos específicos estabelecidos a seguir: A corrente nominal dos disjuntores e chaves seccionadoras de vãos de linha de 525 kV das Subestações Santa Vitória do Palmar, Marmeleiro, Povo, Guaíba 3, Candiota 2, Nova Santa Rita e Gravataí deve ser de 4.000 A. A corrente nominal dos disjuntores e chaves seccionadoras de vãos de linha de 230 kV das Subestações Guaíba 3 e Guaíba 2 deve ser de no mínimo 2.500 A, ou superior, caso a Transmissora determine esta necessidade. Para o pátio de 230 kV das Subestações Candiota 2 e Guaíba 3 a corrente nominal dos disjuntores e chaves seccionadoras dos vãos das unidades de transformação deve ser de no mínimo 2500 A, ou superior, caso a Transmissora determine esta necessidade.

(b) Capacidade de curto-circuito Os equipamentos e demais instalações devem suportar, no mínimo, nos pátios de 525 kV das Subestações Santa Vitória do Palmar, Marmeleiro, Povo Novo, Guaíba 3, Candiota 2, Nova Santa Rita e Gravataí, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir: • corrente de curto-circuito nominal: 50 kA • valor de crista da corrente suportável nominal: 130,0 kA (fator de assimetria de 2,6) Os equipamentos e demais instalações devem suportar, no mínimo, nos pátios de 230 kV das Subestações de Guaíba 3 e Guaíba 2, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir:



• corrente de curto-circuito nominal: 50 kA • valor de crista da corrente suportável nominal: 130,0 kA (fator de assimetria de 2,6) Os equipamentos e demais instalações devem suportar, no mínimo, no pátio de 230 kV da Subestação de Candiota 2, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir: • corrente de curto-circuito nominal: 40 kA • valor de crista da corrente suportável nominal: 104,0 kA (fator de assimetria de 2,6) Ressalta-se que o atendimento a fatores de assimetria superiores àqueles acima definidos pode ser necessário em função dos resultados dos estudos, considerando inclusive o ano horizonte de planejamento, a serem realizados pela TRANSMISSORA, conforme descrito no item 11 do Anexo 6 (Anexo Técnico Geral).

6. EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO

6.1. UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA As unidades de transformação de potência devem atender aos requisitos estabelecidos no Anexo 6 (Anexo Técnico Geral) e aos requisitos específicos estabelecidos a seguir:

6.1.1. POTÊNCIA NOMINAL As unidades de transformação monofásicas (525/√3-230/√3-13,8kV) das Subestações Guaíba 3 e Candiota 2 deverão ser especificadas com potência nominal de 224 MVA, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tape especificado, inclusive para a unidade de transformação de potência reserva.

6.1.2. COMUTAÇÃO O comutador de derivação em carga deve ser projetado, fabricado e ensaiado de acordo com a publicação IEC-214 On Load Tap Changers. As unidades de transformação devem ser providas de comutadores de derivação em carga. A TRANSMISSORA definirá o enrolamento onde serão instalados os comutadores. Devem ser especificados para as unidades de transformação monofásicas 525/√3-230/√3-13,8 kV da subestação Guaíba 3 a faixa de derivações de tape em carga de no mínimo ±10% da tensão nominal, com no mínimo 19 posições de ajuste, e derivador de tape sem carga de no mínimo 3 posições, sendo 2 para baixo, com degraus de 2,5%. Devem ser especificados para as unidades de transformação monofásicas 525/√3-230/√3-13,8 kV da subestação Candiota 2 a faixa de derivações de tape em carga de no mínimo ±10% da tensão nominal, com no mínimo 19 posições de ajuste.



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

6.2. TRANSFORMADOR DEFASADOR Não se aplica.

6.3. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE Não se aplica

6.4. BANCO DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO Não se aplica

6.5. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS - CER Não se aplica

6.6. COMPENSADOR SÍNCRONO Não se aplica

7. SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE

7.1. ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS A supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico, estando hoje na região de Santa Vitória do Palmar, Marmeleiro, Povo Novo, Guaíba 3, Nova Santa Rita, Candiota 2, Gravataí e Guaíba 2 estruturada em um sistema hierárquico com sistemas de supervisão e controle instalados em 2 Centros de Operação do ONS, quais sejam: • Centro Regional de Operação Sul – COSR-S; • Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico - CNOS. Esta estrutura é apresentada de forma simplificada, para fins meramente ilustrativos, na figura a seguir, sendo que a TRANSMISSORA deverá prover as interconexões de dados entre o Centro de Operação do ONS (exceto o CNOS) e cada um dos sistemas de supervisão das subestações envolvidas, devidamente integrados aos existentes. A interconexão de dados com o Centro do ONS se dá através de dois sistemas de aquisição de dados, sendo um local (SAL) e outro remoto (SAR). SAL e SAR são sistemas de aquisição de dados (front-ends) do ONS que operam numa arquitetura de alta disponibilidade, sendo o (SAL) localizado no centro de operação de propriedade do ONS (COSR), e o outro (SAR), localizado em outra instalação designada pelo ONS.



CNOS (1)

Recursos providos pelos Agentes

Recursos do ONS

Rede de Comunicação Operativa do ONS

SSC-S (2)

COSR-S (1)

SA do SSC-S (3)

SAL SAR

Legenda:(1) Centros de Operação utilizados pelo ONS: CNOS – Centro Nacional de Operação do Sistema COSR-S- Centro Regional de Operação Sul(2) Sistema de Supervisão e Controle do COSR-S(3) Sistema de Aquisição de Dados (SA) compreendido por um SA local (SAL) e um SA remoto (SAR)(4) Recursos de supervisão e controle nas subestações: GUA2 - Subestação Guaíba 2 PNOV - Subestação Povo Novo GUA3 - Subestação Guaíba 3 MARM - Subestação Marmeleiro GRA - Subestação Gravataí NSR - Subestação Nova Santa Rita CAND - Subestação Candiota STV - Subestação Santa Vitória do Palmar

Barramento Lógico de suporte dos SSCs aos COSs

NSR (4)MARM (4)GRA (4)GUA3 (4)GUA2 (4) CAND (4) PNOV (4) STV (4)

FIGURA 7-1 – ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS

Observa-se na figura acima que a interconexão com o Centro do ONS se dá através das seguintes interligações de dados: Interconexão com o Centro Regional de Operação Sul (COSR-S), para o atendimento aos requisitos de supervisão e controle dos equipamentos das linhas de transmissão e subestações objeto deste leilão, através de dois sistemas de aquisição de dados, um local (SAL) e outro remoto (SAR). Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros do ONS poderá se dar por meio de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos para supervisão e controle e telecomunicações. Neste edital, este centro é genericamente chamado de “Concentrador de Dados”. Neste caso, a estrutura dos centros apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador



de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e o COSR-S do ONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação. A figura a seguir ilustra uma possível configuração.

CNOS (1)

Recursos providos pelos Agentes

Recursos do ONS

Rede de Comunicação Operativa do ONS

SSC-S (2)

COSR-S (1)

SA do SSC-S (3)

SAL SAR

Legenda:Em adição às siglas da figura anterior, utilizou-se:(5) 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(5)

NSR (4)MARM (4)GRA (4)GUA3 (4)GUA2 (4) CAND (4) PNOV (4) STV (4)

Barramento Lógico de suporte dos SSCs aos COSs

FIGURA 7-2 – ARQUITETURA ALTERNATIVA DE INTERCONEXÃO COM O ONS.

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

Na implantação das subestações Guaíba 3 e Candiota 2 decorrente de seccionamento de linhas de transmissão com a inclusão de novas entradas de linha, deve-se adequar os sistemas de supervisão das entradas de linha existentes nas subestações:



- Povo Novo, Nova Santa Rita, Presidente Médici e Bagé 2 conforme requisitos apresentados

no subitem “Requisitos para a Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”.

Todos os equipamentos a serem instalados devem ser supervisionados segundo a filosofia adotada pelas CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO de tais subestações, devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos sistemas de supervisão e controle já instalados nestas subestações. Adicionalmente, o agente de transmissão concessionário da nova instalação deve prover ao centro de operação da CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO de tais subestações, responsável pela operação e manutenção da LT seccionada, a supervisão remota referente à entrada da LT na nova subestação, conforme requisitos apresentados no subitem “Requisitos para a Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”.

7.3. REQUISITOS PARA MEDIÇÃO SINCROFASORIAL

7.3.1. DEFINIÇÕES GPS - Global Positioning System - Sistema de satélites do governo americano que disponibiliza uma referência tempo com precisão de micro-segundos. IED – Inteligent Electronic Device - Dispositivo microprocesssado multi-funcional utilizado para processamento de informações em subestações. Os IEDs podem realizar funções tais como proteção, automação e controle de equipamentos primários da subestação, assim como medição e registro de grandezas analógicas e digitais destes equipamentos. Exemplos: Relés de Proteção, Registradores Digitais de Perturbação, Multimedidores, etc. PDC - Phasor Data Concentrator - Concentrador de Dados Fasoriais - Servidor de dados fasoriais que recebe todas as medições sincrofasoriais e disponibilizam ferramentas que fazem uso dessa tecnologia para apoio à tomada de decisão em tempo real e nas análises dos desempenhos dinâmicos durante distúrbios pela pós-operação. RDS - Rede de Dados Sincrofasoriais - solução de telecomunicações para comunicação das PMUs instaladas nas subestações dos agentes com os PDCs do ONS. PMU – Phasor Measurement Unit - unidade de medição sincrofasorial - disponibiliza medições de corrente, tensão e frequência sincronizadas no tempo por meio de GPS a altas taxas de atualização (ex: 60 amostras por segundo por grandeza). Conforme norma IEEE C37.118 v2011 a PMU pode ser configurada para duas finalidades: Proteção ou Medição.

7.3.2. REQUISITOS GERAIS Atender ao item 6.1.1 do submódulo 2.7 – Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede. Atender ao item 6.3.5 do submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede. Atender ao item 6.4 do submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede. É responsabilidade do agente prover todas as interligações de dados necessárias para disponibilizar as medições sincrofasoriais realizadas pelas PMUs até a RDS. Para a entrada em operação de novos empreendimentos é necessário que as medições sincrofasoriais necessárias sejam totalmente disponíveis, tenham sido completamente testadas e estejam aptas a operar, junto com os demais equipamentos do empreendimento. As PMUs devem atender aos requisitos de supervisão e controle exigidos pelo ONS.



7.3.3. TIPOS DE MEDIÇÃO

As PMUs deverão ser configuradas como PMU de Medição. Deverão ser disponibilizadas as seguintes medições sincrofasoriais: (a) Medição de módulo, ângulo, frequência e taxa da variação de frequência das 3 fases das

tensões de todos os terminais de linha com tensões iguais ou superiores a 345 kV; (b) Medição de módulo e ângulo das 3 fases das correntes de todos os terminais de linha com

tensões iguais ou superiores a 345 kV; (c) Medição de módulo, ângulo, frequência e taxa de variação de frequência da fase da tensão da

seção de barra onde o terminal de linha se conecta à Rede de Operação. Para cálculo dos sincrofasores de corrente as PMUs deverão utilizar os sinais disponibilizados pelos enrolamentos dos TCs do Sistema de Proteção.

7.3.4. EXATIDÃO DA MEDIÇÃO Todas as medições de tensão devem ser efetuadas por equipamentos cuja classe de precisão garanta uma exatidão mínima de 1%. Enquanto as medições de corrente deverão ter uma exatidão mínima de 10%. Tais exatidões devem englobar toda a cadeia de equipamentos utilizados, tais como TPs, TCs, transdutores, etc. O TVE máximo admissível para uma medição sincrofasorial é de 1%.

7.3.5. IDADE DO DADO Define-se como idade máxima do dado o tempo máximo decorrido entre o instante de ocorrência de seu valor na instalação e sua recepção na RDS do ONS. A idade máxima de uma medição sincrofasorial é de 500 milissegundos.

7.3.6. TAXA DE ENVIO DAS MEDIÇÕES SINCROFASORIAIS As medições deverão ser enviadas sincronizadas por GPS a uma taxa de 60 amostras por segundo, com selo de tempo no padrão UTC (Universal Time Coordinate).

7.3.7. ENTREGA DOS DADOS As medições deverão ser entregues no ponto de presença da RDS indicado pelo ONS por meio de rede de telecomunicações estabelecida em comum acordo com o ONS.

7.3.8. PROTOCOLO DE COMUNICAÇÃO As medições poderão ser transportadas por meio dos protocolos de comunicação UDP/IP ou TCP/IP codificado em IEEE C37.118 v2011 com endereçamento Unicast ou Multicast. Caso o Agente decida utilizar o endereçamento Unicast, ele deverá prover 2 fluxos de dados para 2 IPs indicados pelo ONS. Caso o Agente escolha utilizar o endereçamento Multicast, ele deverá prover apenas 1 fluxo de dados para o IP indicado pelo ONS. O PMU deverá enviar o/s fluxo/s de dados para o ONS de maneira ininterrupta e sem solicitação (unsolicited communication), ou seja, a PMU do Agente deverá iniciar a transmissão ao PDC do ONS.



O arquivo de configuração do PMU (arquivo CFG2) deverá ser automaticamente enviado a cada minuto para o/s mesmo/s endereço/s.

7.3.9. IEDS Os IEDs com função PMU 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 nos graus de severidade adequados para instalação em subestações de extra-alta-tensão. Os IEDs que conterão a função PMU deverão ser passíveis de update de firmware para correção de bugs a qualquer momento quando solicitado pelo ONS. Os IEDs que possuirão a função PMU deverão ser independentes dos IEDs de Proteção. Os IEDs a serem instalados deverão atender a norma IEEE C37.118.1a-2014 e IEEE C37.118.2-2011.

7.3.10. RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE SINCROFASORES DO AGENTE Deverão ser fornecidos os serviços de dados atendendo a classe A estabelecida no item 4.1.1 do submódulo 13.2 - revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede e ao item 4.2 do submódulo 13.2 - revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.



8. DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO

Os relatórios de Estudos de Engenharia e Planejamento para as linhas de transmissão e para as subestações interligadas estão relacionados a seguir. Estes relatórios e documentos são partes integrantes deste anexo devendo suas recomendações ser consideradas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos para implantação das instalações, exceto quando disposto de forma diferente no Edital, incluindo este Anexo Técnico.

8.1. RELATÓRIOS DE ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO

8.1.1. ESTUDOS (RELATÓRIOS R1 E R2)

Nº EMPRESA DOCUMENTO

Relatório R1 – EPE-DEE-DEA-RE-046/2013-rev0, de 20 de agosto de 2013

Estudo Prospectivo para Avaliação da Integração do Potencial Eólico do Estado do Rio Grande do Sul

Relatório R1 – EPE-DEE-RE-006/2013-rev0, de 20 de agosto de 2013

Estudo Prospectivo para Avaliação da Integração do Potencial Eólico do Estado do Rio Grande do Sul

Relatório R2 – sem número, fevereiro 2014, Eletrosul

R2 – LT 525kV Santa Vitória do Palmar – Marmeleiro C2 – Volume I – Detalhamento da Alternativa de Referência - Análises de Regime Permanente, Curto-circuito e Sobretensões a Frequência Fundamental

Relatório R2 – sem número, de março de 2014, Eletrosul

R2 – LT 525kV Santa Vitória do Palmar – Marmeleiro C2 – Volume II – Detalhamento da Alternativa de Referência - Análises de Transitórios Eletromagnéticos

Relatório R2 – sem número, de fevereiro de 2014, Eletrosul

R2 – LT 525kV Povo Novo – Marmeleiro C2 – Volume I – Detalhamento da Alternativa de Referência - Análises de Regime Permanente, Curto-circuito e Sobretensões a Frequência Fundamental


R2 – LT 525kV Povo Novo – Marmeleiro C2 – Volume II – Detalhamento da Alternativa de Referência - Análises de Transitórios Eletromagnéticos


R2 – LT 525kV Povo Novo - Guaíba 3 C2 – Volume I – Detalhamento da Alternativa de Referência - Análises de Regime Permanente, Curto-circuito e Sobretensões a Frequência Fundamental


R2 – LT 525kV Guaíba 3 - Povo Novo C2– Volume II – Detalhamento da Alternativa de Referência - Análises de Transitórios Eletromagnéticos


R2 – LT 525kV Guaíba 3 – Nova Santa Rita C2 – Volume I – Detalhamento da Alternativa de Referência - Análises de Regime Permanente, Curto-circuito e Sobretensões a Frequência Fundamental


R2 – LT 525kV Guaíba 3 – Nova Santa Rita C2 – Volume II – Detalhamento da Alternativa de Referência - Análises de Transitórios Eletromagnéticos



Relatório R2, nº 001/2014, 27 de março de 2014, Elecnor

R2 – LT 525kV Candiota – Guaíba 3 – Detalhamento da Alternativa de Referência


R2 – LT 230kV Guaíba 3 – Gravataí 2 – Volume I – Detalhamento da Alternativa de Referência - Análises de Regime Permanente, Curto-circuito e Sobretensões a Frequência Fundamental


R2 – LT 230kV Guaíba 3 – Gravataí 2 – Volume II – Detalhamento da Alternativa de Referência - Análises de Regime Permanente, Curto-circuito e Sobretensões a Frequência Fundamental


R2 – LT 230kV Guaíba 3 – Guaíba 2 C1 e C2 – Volume I – Detalhamento da Alternativa de Referência - Análises de Regime Permanente, Curto-circuito e Sobretensões a Frequência Fundamental


R2 – LT 230kV Guaíba 3 – Guaíba 2 C1 e C2 – Volume II – Detalhamento da Alternativa de Referência - Análises de Regime Permanente, Curto-circuito e Sobretensões a Frequência Fundamental


R2 – Seccionamento LT 525kV Nova Santa Rita – Povo Novo C1 – Volume I – Detalhamento da Alternativa de Referência - Análises de Regime Permanente, Curto-circuito e Sobretensões a Frequência Fundamental

8.1.2. MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO (RELATÓRIOS R3) A TRANSMISSORA deve implantar as instalações de transmissão deste LOTE, observando a legislação e os requisitos ambientais aplicáveis.

Nº EMPRESA DOCUMENTO


R3 – LT 525kV Santa Vitória do Palmar – Marmeleiro C2 – Volume 1 – Relatório Texto


R3 – LT 525kV Santa Vitória do Palmar – Marmeleiro C2 – Volume 2 – Mapeamento Temático


R3 – LT 525kV Santa Vitória do Palmar – Marmeleiro C2 – Volume 3 – Relatório Fotográfico


R3 – LT 525kV Povo Novo – Marmeleiro C2 – Volume 1 – Relatório Texto


R3 – LT 525kV Povo Novo – Marmeleiro C2 – Volume 2 – Mapeamento Temático


R3 – LT 525kV Povo Novo – Marmeleiro C2 – Volume 3 – Relatório Fotográfico


R3 – LT 525kV Povo Novo – Guaíba 3 C2 – Volume 1 – Relatório Texto


R3 – LT 525kV Povo Novo – Guaíba 3 C2 – Volume 2 – Mapeamento Temático


R3 – LT 525kV Povo Novo – Guaíba 3 C2 – Volume 3 – Relatório Fotográfico




R3 – LT 525kV Guaíba 3 – Nova Santa Rita C2 – Volume 1 – Relatório Texto


R3 – LT 525kV Guaíba 3 – Nova Santa Rita C2 – Volume 2 – Mapeamento Temático


R3 – LT 525kV Guaíba 3 – Nova Santa Rita C2 – Volume 3 – Relatório Fotográfico

Relatório R3 – sem número, de março de 2014, Elecnor

R3 – LT 230kV Guaíba 3 – Candiota – Relatório de Caracterização e Análise Socioambiental


R3 – LT 230kV Guaíba 3 – Guaíba 2 C1 e C2 – Volume 2 – Mapeamento Temático


R3 – LT 230kV Guaíba 3 – Gravataí 2 – Volume 1 – Relatório Texto


R3 – LT 230kV Guaíba 3 – Gravataí 2 – Volume 2 – Mapeamento Temático


R3 – LT 230kV Guaíba 3 – Gravataí 2 – Volume 3 – Relatório Fotográfico


R3 – LT 230kV Guaíba 3 – Guaíba 2 C1 e C2 – Volume 1 – Relatório Texto


R3 – LT 230kV Guaíba 3 – Guaíba 2 C1 e C2 – Volume 2 – Mapeamento Temático


R3 – Seccionamento LT 525kV Nova Santa Rita – Povo Novo C1 – Volume 1 – Relatório Texto


R3 – Seccionamento LT 525kV Nova Santa Rita – Povo Novo C1 – Volume 2 – Mapeamento Temático

8.1.3. CARACTERÍSTICAS DOS EQUIPAMENTOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES (RELATÓRIOS R4) Nº EMPRESA DOCUMENTO

Relatório R4 – nº S146-400-0005 – R-0, de 18 de dezembro de 2013, TSLE

R4 – SE Santa Vitória do Palmar 525/138kV - LT 525kV Santa Vitória do Palmar – Marmeleiro C2 – Características e Requisitos Básicos das Instalações Existentes

Relatório R4 – nº S145-400-0004 – R-0, de 14 de fevereiro de 2014, TSLE

R4 – SE Marmeleiro 525kV - Características e Requisitos Básicos das Instalações Existentes

Relatório R4 – nº S139-400-0012 – R-0, de 14 de fevereiro de 2014, TSLE

R4 – SE Povo Novo 525/230kV - Características e Requisitos Básicos das Instalações Existentes

nº S150-400-0001 – R-0, de março de 2014, Eletrosul

R4 – SE Guaíba 3 525/230kV / Seccionamento da LT 525 kV Nova Santa Rita – Povo Novo C1 - Características e Requisitos Básicos das Instalações Existentes

Relatório R4 - nº S102-400-0025 – R-0, de 24 de janeiro de 2014, Eletrosul

R4 – SE Nova Santa Rita 525/230kV - LT 525kV Guaíba 3 – Nova Santa Rita C2 – Características e Requisitos Básicos das Instalações Existentes



Relatório R4 – Revisão 0, de 21 de fevereiro de 2014, Eletrosul

R4 – SE Candiota 525/3230kV – Ampliação B – Características e Requisitos Básicos das Instalações Existentes

Relatório R4 – Nº S022-400-009, Revisão 0, de dezembro de 2013, Eletrosul

R4 – SE Gravataí 525/230kV – Saída LT Guaíba 3 525kV – Características e Requisitos Básicos das Instalações Existentes

Relatório R4 – sem número, Revisão 0, de 20 de janeiro de 2014, CEEE-GT

R4 – SE Guaíba 2 – EL 230kV Guaíba 3 C1, EL 230kV Guaíba 3 C2 – Caracterização da Rede Existente

Relatório R4 – nº S150-400-0001 – R-0, de março de 2014, Eletrosul

R4 – SE Guaíba 3 525/230kV Seccionamento da LT 525kV Nova Santa Rita – Povo Novo C1 - Características e Requisitos Básicos dos Principais Equipamentos e Instalações Previstos na SE



9. CRONOGRAMA

A TRANSMISSORA deve apresentar cronograma de implantação das instalações de transmissão pertencentes a sua concessão, conforme modelo apresentado neste ANEXO 6A1, de maneira que permita aferir o progresso das obras e assegurar a entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL na data estabelecida no contrato de concessão. O prazo previsto para obtenção da (LI) Licença de Instalação, não poderá ser inferior a 18 meses. A ANEEL poderá solicitar a qualquer tempo a inclusão de outras atividades no cronograma. A TRANSMISSORA deve atualizar mensalmente, em formato a ser estabelecido pela fiscalização da ANEEL, o cronograma do empreendimento.



9.1. CRONOGRAMA FÍSICO DO EMPREENDIMENTO Nome da Empresa:

Empreendimento: Data: Meses No Descrição das Etapas da Implantação 1 Projeto Básico 2 Assinatura de Contratos 2.1 Estudos, Projetos, Construção 2.2 Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão CCT 2.3 Contrato de Compartilhamento de Instalação CCI 2.4 Contrato de Prestação de Serviço de Transmissão 3 Declaração de Utilidade Pública 3.1 Solicitação 3.2 Obtenção 4 Licenciamento Ambiental 4.1 Termo de Referência TR 4.2 EIA/RIMA ou RAS 4.3 Licença Prévia LP 4.4 Licença de Instalação LI 4.5 Autorização de Supressão de Vegetação ASV 4.6 Licença de Operação LO 5 Projeto Executivo 6 Aquisições de Equipamentos e Materiais 6.1 Pedido de Compra 6.2 Estruturas 6.3 Cabos e Condutores 6.4 Equipamentos Principais (TR e CR) 6.5 Demais Equipamentos (Dj, Secc, TC, TP, PR) 6.6 Painel de Proteção, Controle e Automação 7 Obras Civis 7.1 Canteiro de Obras 7.2 Fundações 8 Montagem 8.1 Estruturas 8.2 Cabos e Condutores 8.3 Equipamentos Principais (TR e CR) 8.4 Demais Equipamentos (Dj, Secc, TC, TP, PR) 8.5 Painel de Proteção, Controle e Automação 9 Comissionamento 10 Desenvolvimento Físico 11 Desenvolvimento Geral 12 Operação Comercial Observações: Data de Início Duração Data de Conclusão

Assinatura CREA No Engenheiro Região


e l o l a4 anexo 6a4 lote a4 - aneel.gov.br · anexo 6a4 – lote a4 2 módulos de entradas de...

Documents