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Edital de Leilão Nº 002/2002-ANEEL ANEXO 7C LOTE C Linha de Transmissão Campos Novos Lagoa Vermelha e Lagoa Vermelha - Santa Marta

PROCURADORIA GERAL/ANEEL

VISTO VOL. IV - Fl. 116 de 453

ANEXO 7C

LOTE C

LINHA DE TRANSMISSÃO – 230 KV

CAMPOS NOVOS – LAGOA VERMELHA E

LAGOA VERMELHA – SANTA MARTA

CARACTERÍSTICAS E

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO




ÍNDICE

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES 119

1.1 INTRODUÇÃO...............................................................................................................................................................119 1.1.1 Descrição geral 119 1.1.2 Configuração Básica 120 1.1.3 Dados de sistema utilizados 120 1.1.4 Requisitos gerais 120

1.2 LINHA DE TRANSMISSÃO ..............................................................................................................................................121 1.2.1 Indicadores elétricos 121 1.2.2 Indicadores Mecânicos 123

1.3 SUBESTAÇÕES ............................................................................................................................................................126 1.3.1 Requisitos gerais 126 1.3.2 Requisitos dos equipamentos 128

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO ................................................................................................130 1.4.1 Geral 130 1.4.2 Proteção da linha de transmissão em 230kV 131 1.4.3 Proteção de Barras 134 1.4.4 Proteção para Falha de Disjuntor 134 1.4.5 Sistemas Especiais de Proteção 135

1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE.....................................................................................................................136 1.5.1 Introdução 136 1.5.2 Requisitos de supervisão e controle das instalações 136 1.5.3 Requisitos de supervisão pelos agentes proprietários das subestações 143 1.5.4 Requisitos de supervisão e controle pelo ONS 145 1.5.5 Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade 148 1.5.6 Requisitos para Teste de Conectividade da(s) Interconexão(ões) 151

1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL...................................................................................152 1.6.1 Aspectos gerais 152 1.6.2 Descrição funcional 152 1.6.3 Disparo do registrador digital de perturbações 153 1.6.4 Sincronização de tempo 153 1.6.5 Requisitos de compatibilidade eletromagnética 153 1.6.6 Características dos sinais de entrada e saída 153 1.6.7 Capacidade de registro de ocorrências. 154 1.6.8 Requisitos de comunicação 155 1.6.9 Requisitos mínimos de registro 155

1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO ......................................................156 1.7.1 Requisitos gerais 156 1.7.2 Requisitos para a teleproteção 157 1.7.3 Requisitos para canais de voz 158 1.7.4 Requisitos para transmissão de dados 158

1.8 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA ....................................................160 1.8.1 Tensão operativa 160 1.8.2 Requisitos de manobra associados às linhas de transmissão 160




1.8.3 Manobras de fechamento e abertura de Seccionadores, lâminas de terra e chaves de aterramento. 161 1.8.4 Requisitos de interrupção para os disjuntores 162

2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA A LT 230 KV CAMPOS NOVOS – LAGOA VERMELHA – SANTA MARTA. 163

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ...............................................................................................163 2.1.1 Relatórios 163 2.1.2 Base de Dados 163

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES .....................................163

2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES ................................................................................................................................163

2.4 SE CAMPOS NOVOS ...................................................................................................................................................163 2.4.1 SE Lagoa Vermelha 164 2.4.2 SE Santa Marta 164

3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO 165

3.1 GERAL ......................................................................................................................................................................165

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL............................................................................................................................165

4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS 166

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA.............................................................................................................166

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES.........................................................................................................................166

4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO ............................................................................................................166 4.3.1 Relatório técnico 166 4.3.2 Normas e documentação de Projetos. 167

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: ................................................................................................................168

5 CRONOGRAMA 169

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHA DE TRANSMISSÃO ......................................................................................170

5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES .......................................................................................................171




1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

1.1 INTRODUÇÃO 1.1.1 Descrição geral

Análise do sistema de transmissão para o suprimento de energia a região Norte do Estado do Rio Grande do Sul, no Período 2002/2010, indicou a necessidade da expansão da Rede Básica através da construção de:

• Linha de circuito simples em 230 kV entre as subestações de Campos Novos - Lagoa Vermelha (futura) - Santa Marta, com extensão de 174 km.

• Pátio de manobra de 230 kV da SE Lagoa Vermelha. Na futura SE Lagoa Vermelha, a RGE para atendimento do mercado em sua área de concessão, nos termos da Resolução 433/2000 efetuará a implantação de um transformador de 150 MVA, 230/138 kV, suas conexões, do pátio de manobra de 138 kV, as conexões e obras ao sistema de 138 kV por ela operado. A figura a seguir apresenta um diagrama simplificado dos principais elos existentes do sistema de Suprimento a região.

LEGENDA

500 kV

230 kV

138 kV

SE RGE

Usina Hidroelétrica

SE CEEE / ESUL

VAC

UHP.Fundo

Alegrete

SãoBorja

S.Ângelo

Guarita

Gravataí

Garabi

SantaRosa

JacuíItauba

Erechim

Itá

R IO G R AN D E S UL

U. Passo Real

Machadinho

Farroupilha

S.Maria

N.Prata

CamposNovos

BarraGrandeLVE

Tapera

Caxias2

Santa Marta

Missões

Osório

Caxias5Garibaldi

PFU1

Polo Petroquim ico

CidadeIndustrial

VenâncioAires

Siderópolis

Xanxerê

U.Canastra

Figura 1 - D IAGR AM A E LÉTR IC O DA R E DE D E TR AN S M ISS ÃO Q U EATE N DE O NO R TE D O R IO G R AN D E D O SU L

Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos das futuras Linhas de Transmissão em 230 kV Campos Novos Lagoa Vermelha e Lagoa Vermelha Santa Marta e das instalações vinculadas, que interligarão a Subestação de Campos Novos, localizada no Estado de Santa Catarina, operada pela ELETROSUL, a futura Subestação Lagoa Vermelha




(Pátio de Manobra 230 kV), a ser operada pela TRANSMISSORA e Subestação Santa Marta, operada pela CEEE, ambas localizadas no Estado do Rio Grande do Sul.

1.1.2 Configuração Básica A configuração básica é caracterizada pelos empreendimentos listados nas tabelas a seguir. A linha de transmissão consta da Tabela 1, enquanto as subestações constam da Tabela 2. TABELA 1 LINHA DE TRANSMISSÃO

Origem Destino Circuito Km Campos Novos Lagoa Vermelha 1 84 Lagoa Vermelha Santa Marta 1 90

TABELA 2 SUBESTAÇÕES

Subestação Tensão (kV) Empreendimentos principais Campos Novos 230 1 entrada de linha Lagoa Vermelha 230 2 entradas de linha 230 Pátio de Manobra 230 kV Santa Marta 230 1 entrada de linha

A configuração básica supracitada e os requisitos técnicos deste ANEXO 7C são os padrões de desempenho mínimo para outras soluções, as quais deverão ser demonstradas mediante justificativa técnica comprobatória. A implantação das Linhas de Transmissão 230 kV Campos Novos Lagoa Vermelha e Lagoa Vermelha Santa Marta, objeto do Leilão, compreende a construção das instalações listadas neste subitem, os seus 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 7C.

1.1.3 Dados de sistema utilizados Os dados de sistema utilizados nos estudos, regime permanente, efetuados para a definição da configuração básica estão disponibilizados, conforme documentação relacionada no item deste ANEXO 7C. Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis no formato do programa digital de simulação NH2, do CEPEL.

1.1.4 Requisitos gerais O projeto e a construção da linha de transmissão e das subestações terminais deverão estar em conformidade com as últimas revisões das normas da ABNT, no que for aplicável, e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da IEC, ANSI ou NEC, nesta ordem de preferência, salvo onde expressamente indicado. Todas as condições ambientais locais necessárias à elaboração do projeto, às atividades de construção e à operação das instalações deverão ser obtidas pela TRANSMISSORA.

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 7C e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reserva.




1.2 LINHA DE TRANSMISSÃO 1.2.1 Indicadores elétricos 1.2.1.1 Parâmetros elétricos das linhas de transmissão

A reatância longitudinal de seqüência positiva da linha de transmissão deverá possibilitar a distribuição de fluxos de potência nas linhas de transmissão 230 kV Campos Novos Lagoa Vermelha e Lagoa Vermelha Santa Marta, similar à configuração básica apresentada nos estudos dos relatórios disponibilizados no item 2.1.

1.2.1.2 Carregamento da Linha de Transmissão A linha de transmissão Campos Novos Lagoa Vermelha deverá ser capaz de suportar continuamente a corrente 800 A, sem que haja violação de qualquer critério de desempenho, inerente à linha de transmissão. A linha de transmissão Lagoa Vermelha Santa Marta deverá ser capaz de suportar continuamente a corrente 600 A, sem que haja violação de qualquer critério de desempenho, inerente à linha de transmissão.

1.2.1.3 Definição da flecha máxima dos condutores e dimensionamento dos cabos pára-raios A definição da flecha máxima dos cabos condutores deverá ser feita de acordo com a NBR-5422, no projeto de locação das estruturas deverão ser adotadas as seguintes condições climáticas e considerada a ocorrência simultânea das mesmas: • Temperatura máxima média da região; • Radiação solar máxima; • Brisa não superior a 1 m/s; e • Corrente:

− LT Campos Novos Lagoa Vermelha de 800 A; e − Lagoa Vermelha Santa Marta de 600 A.

A linha de transmissão deverá operar preservando as distâncias de segurança para a circulação contínua da corrente acima especificada. Os acessórios, conexões e demais componentes que conduzem correntes deverão ser especificados com capacidade de condução de corrente correspondente àquela que resulte no limite térmico do condutor (temperatura do condutor 90o C) nas condições climáticas acima. As linhas de transmissão poderão operar com correntes superiores aos acima em condições climáticas diversas das acima estabelecidas, desde que as distâncias de segurança e as demais condições de projeto sejam respeitadas. A capacidade de condução de corrente dos demais acessórios e componentes, que compõem a linha de transmissão, deverá ser respeitada. No dimensionamento dos cabos pára-raios, as mesmas condições climáticas utilizadas na definição das flechas máximas dos condutores deverão ser consideradas, além das seguintes condições adicionais: • Possibilidade de que os cabos pára-raios dos trechos de linha sejam conectados à malha de

terra das subestações e aterrados em todas as estruturas; • Tempo de eliminação de defeito correspondente à proteção de retaguarda. • Nessas condições, quer os cabos pára-raios sejam ou não conectados à malha de

aterramento das subestações terminais ou a resistência de pé de torre de cada estrutura, os mesmos deverão suportar, sem dano, por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda, à circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito




monofásico franco em qualquer estrutura da linha de transmissão, considerando níveis de curto-circuito a seguir indicados nas subestações terminais: − SE Campos Novos de 40 kA; − SE Lagoa Vermelha de 40 kA; e − SE Santa Marta de 25 kA.

Níveis de curto-circuito inferiores aos acima poderão ser usados. Caso ocorra superação dos componentes, pára-raios e acessórios especificados com correntes inferiores, dentro do prazo de concessão do empreendimento, a Transmissora deverá efetuar as adequações, com a antecedência necessária, sem ter o direito a Receita adicional que trata a Oitava subclausula da clausula Quarta do Contrato de Concessão. A implantação do monitoramento de distâncias de segurança (clearances) poderá ser solicitada pela ANEEL a qualquer tempo, tendo a TRANSMISSORA direito à Receita adicional que trata a Oitava subclausula da clausula Quarta do Contrato de Concessão. A linha de transmissão deverá ser projetada de sorte a não apresentar óbices à instalação desse monitoramento.

1.2.1.4 Perda Joule nos cabos condutor e pára-raios A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento das linhas de transmissão, para freqüência nominal de 60 Hz e para a temperatura de 75º C, deve ser igual ou inferior a da configuração básica:

− LT Campos Novos Lagoa Vermelha de 0,064 Ω/km; e − Lagoa Vermelha Santa Marta de 0,096 Ω/km.

A perda joule total nos cabos pára-raios não deverá ser superior à correspondente a dois cabos contínuos de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8, aterrados em todas as estruturas e na malha de terra das subestações. Quando o nível de curto circuito exigir cabos pára-raios com capacidade de corrente maior que a do cabo 3/8 EAR nas proximidades das Subestações, A perda joule total de referência será computada considerando ambos os condutores.

1.2.1.5 Coordenação de isolamento (a) Desempenho a descargas atmosféricas Não poderá haver desligamentos por descargas diretas para o perfil de terreno predominante da região. O número de desligamentos por descargas atmosféricas não poderá ser superior a dois desligamentos/100km/ano, para cada linha de transmissão. (b) Isolamento à tensão máxima operativa O isolamento das linhas de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionado considerando as características de contaminação da região conforme classificação contida na Publicação IEC 815 Guide for the selection of insulators in respect of polluted conditions. O grau mínimo de poluição adotado para cada linha de transmissão deverá ser compatível com a distância de escoamento mínima de 25 mm/kV, referida à tensão máxima fase-terra. O isolamento das linhas de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionado considerando balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento, com período de retorno de, no mínimo, 30 anos. Deverá ser mantida distância mínima para evitar descarga à tensão máxima operativa entre qualquer condutor da linha e o limite da faixa de servidão, das linhas de transmissão, sob condição de flecha e balanço máximos, conforme indicado na NBR-5422. (c) Isolamento a manobra O risco máximo de falha em manobras de energização e religamento, de cada linha de transmissão, deverá ser limitado aos valores constantes da Tabela 3 Risco máximo de falha a manobras de




energização e religamento. TABELA 3 RISCO MÁXIMO DE FALHA A MANOBRAS DE ENERGIZAÇÃO E RELIGAMENTO

Risco de falha (adimensional) Manobra Entre fase e terra Entre fases

Energização 10 3 10 4 Religamento 10 2 10 3

1.2.1.6 Efeitos de campos Os efeitos tratados abaixo deverão ser verificados à tensão máxima de operação das linha de transmissão, qual seja, 242 kV.

(a) Corona visual As linhas de transmissão não deverão apresentar corona visual, nos cabos condutores, conectores e ferragens, para 90% da condição de tempo bom.

(b) Rádio-interferência A relação sinal/ruído no limite da faixa de servidão,de cada linha de transmissão, indicadora do nível de imunidade dos sinais de rádio (RI), deverá ser no mínimo igual a 24 dB, considerando nível mínimo de sinal referido na norma DENTEL, para 50 % das condições atmosféricas do ano.

(c) Ruído audível O ruído audível (RA) no limite da faixa de servidão sob a tensão máxima operativa, durante condição de chuva fina (<0,00148 mm/min) ou névoa de 4 horas de duração ou após os primeiros 15 minutos de chuva, deverá ser no máximo igual a 58 dBA, para cada linha de transmissão.

(d) Campo elétrico O campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão de cada linha de transmissão deverá ser inferior ou igual a 5 kV/m. Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho das mesmas, não provoque efeitos nocivos a seres humanos.

(e) Campo magnético O campo magnético na condição de carregamento máximo e no limite da faixa de servidão das linhas de transmissão deverá ser inferior ou igual a 67 A/m, equivalente a indução magnética de 83 µT. Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho das mesmas, não provoque efeitos nocivos a seres humanos.

1.2.2 Indicadores Mecânicos 1.2.2.1 Condições básicas para o projeto de regulação do cabo condutor.

(a) Estado básico • Para condições de temperatura mínima, a tração axial deverá ser limitada a 33% da

tração de ruptura do cabo. ruptura do cabo. • Estado de tração normal • Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial deverá

ser limitada a 50% da tração de ruptura do cabo. (b) Para condições de vento extremo com período de retorno de 150 anos, a tração axial deverá

ser limitada a 70% da tração de (EDS) • No assentamento final, à temperatura média sem vento, com nível de

tracionamento conforme os valores indicados na Norma NBR-5422. (c) Estado de referência

• A distância mínima ao solo do condutor clearance será sem consideração de pressão de vento atuante.

1.2.2.2 Critérios para projeto mecânico Para o projeto mecânico dos suportes das Linhas de Transmissão, os carregamentos oriundos da




ação do vento nos componentes físicos da linha devem ser estabelecidos a partir da caracterização probabilística das velocidades de vento da região com tratamento diferenciado quanto ao tipo de tormenta (tormentas frontais EPS extended pressure systems e tormentas elétricas TS Thunderstorms). Para as estações anemométricas a serem consideradas no estudo, devem ser definidos os seguintes parâmetros: • Média e coeficiente de variação (em porcentagem) das séries de velocidades máximas

anuais de vento a 10m. de altura, com tempos de integração da média de 3 segundos e 10 minutos;

• Velocidade máxima anual de vento a 10m. de altura, com período de retorno 150 anos, tempos de integração da média de 3 segundos e 10 minutos. Se o número de anos da série de dados de velocidade for pequeno, na estimativa da velocidade máxima anual deverá ser adotado no mínimo um coeficiente de variação compatível com as séries mais longas de dados de velocidades de ventos medidas na região;

• Coeficiente de rajada para a velocidade do vento a 10m. de altura, referido ao tempo de integração da média de 10 minutos;

• Coeficiente de rugosidade do terreno do local das medições. O projeto mecânico das linhas de transmissão deverá ser desenvolvido segundo a IEC 826 International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines. Além das hipóteses previstas na IEC, é obrigatória a introdução de hipóteses de carregamento que reflitam tormentas elétricas TS Thunderstorms. O projeto eletromecânico das linhas de transmissão deverá atender ao nível de confiabilidade correspondente a um período de retorno igual ou superior a 150 anos, referente a um nível intermediário aos 2 e 3 preconizado na IEC 826.

1.2.2.3 Fadiga mecânica dos cabos Será de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA o desenvolvimento e a aplicação de sistemas para prevenção das vibrações e efeitos relacionados com a fadiga dos cabos. Estudos de vibração e de sistema de amortecimento para fins de controle da fadiga dos cabos deverão ser realizados, de forma a garantir a ausência de danos aos cabos das linhas de transmissão, com elaboração de relatório técnico justificativo.

1.2.2.4 Fundações No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Estas solicitações, calculadas com as cargas de projeto da torre, , considerando suas condições particulares de aplicação: Vão Gravante, Vão de Vento, Ângulo de desvio e Fim de LT, Altura da torre, passam a ser consideradas como cargas de projeto das fundações As fundações de cada estrutura deverão ser projetadas estruturalmente e geotecnicamente de forma a adequar todos os esforços resultantes de cada torre às condições específicas de seu próprio solo de fundação. As propriedades físicas e mecânicas do solo de fundação de cada estrutura deverão ser determinadas de forma reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo, sendo executadas as seguintes etapas: • Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da LT com a conseqüente elaboração do

plano de investigação geotécnica.




• Reconhecimento do subsolo com a caracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativamente e quantitativamente, determinando os parâmetros geomecânicos.

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

No cálculo das fundações deverão ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que influenciem o estado do solo de fundação, quer no aspecto de sensibilidade, expansibilidade ou colaptividade levando-se em conta a sazonalidade. A definição do tipo de fundação, seu dimensionamento estrutural e geotécnico deverão ser executados levando em consideração os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade suporte do solo à compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica.




1.3 SUBESTAÇÕES 1.3.1 Requisitos gerais 1.3.1.1 Informações básicas

A TRANSMISSORA deverá 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 deverão ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado. Também não devem ser utilizados equipamentos que inviabilizem o uso de equipamentos de outras tecnologias existentes ou de outros fornecimentos em futuras expansões. As novas instalações deverão ser compatíveis com às das subestações existentes e demais aspectos dos requisitos de equipamentos. Deverão ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações e equipamentos existentes nas subestações Campos Novos e Santa Marta, indicados nos documentos do item 2 deste ANEXO 7C, não se restringindo a esses. Nas subestações existentes, a configuração básica contempla equipamentos com características elétricas básicas similares às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos citados acima.

1.3.1.2 SE Lagoa Vermelha A subestação Lagoa Vermelha será instalada em terreno único, porém com separação visual de modo a distinguir as instalações da RGE das instalações da Rede Básica. É de responsabilidade da Transmissora a instalação de malha de terra, acessos, muros, serviços auxiliares, terraplenagem, prédio de comando e demais instalações que fazem parte da infraestrutura para a implantação do barramento e dos módulos de linha de 230 kV da SE Lagoa Vermelha. A subestação Lagoa Vermelha deverá localizar-se em área contígua a indicada no desenho KLA 049 00 001 Fl. 1/1, nas seguintes coordenadas geográficas: Lat.: 28º 11' 10" Sul e Lon: 51º 31' 30" Oeste. O terreno, indicado no citado desenho, onde serão instalados pela RGE os transformadores 230/138 kV e o pátio 138 kV da subestação, já foi adquirido. Neste terreno existe área suficiente para a implantação do Pátio de manobra de 230 kV, sendo que esta área poderá ser adquirida pela TRANSMISSORA por valor correspondente a área a ser utilizada. Os desenhos preliminares do arranjo, planta , corte e unifilar da subestação de Lagoa Vermelha desenvolvidos pela RGE, relacionados no item 2.4.1, estão disponibilizados.

1.3.1.3 Arranjo das barras O arranjo utilizado nas barras de 230 kV das subestações é do tipo:

− SE Campos Novos barra dupla a 4 chaves; − SE Lagoa Vermelha barra dupla a 4 chaves; e − SE Santa Marta barra principal e transferência.




1.3.1.4 Capacidade de corrente (a) Corrente em regime Permanente dos barramentos

Corrente em regime Permanente dos barramentos deverá ser compatível com a dos barramentos existentes ou projetado conforme informado nos documentos do item 2.2 deste ANEXO 7C. Os barramentos da Subestação de Lagoa Vermelha deverão ser capazes de suportar continuamente o dobro do limite térmico dos condutores (temperatura do condutor 90oC) da linha de transmissão com maior capacidade conectada a subestação, nas condições climáticas indicadas no item 1.2.1.3.

(b) Corrente em regime Permanente equipamentos das entradas de linha Os equipamentos das entradas de linha deverão suportar valor de corrente correspondente ao limite térmico dos condutores da respectiva linha de transmissão, nas condições climáticas indicadas no item 1.2.1.3. Para o dimensionamento dos equipamentos deve ser considerado se indisponibilidades de equipamentos não submetem os remanescentes a valores de correntes superiores aos da condição acima especificada. Valores inferiores poderão ser usados. Caso ocorra superação de qualquer equipamento ou instalação, especificado com corrente inferior a acima indicada, dentro do prazo de concessão do empreendimento, a Transmissora estará obrigada a efetuar as adequações, com a antecedência necessária, sem ter o direito a Receita adicional que trata a Oitava subclausula da cláusula Quarta do Contrato de Concessão.

(c) Capacidade de curto-circuito Os equipamentos e demais instalações das subestações estão adequadas para suportar nível de curto-circuito a seguir indicado nos barramentos dos pátios.

− SE Campos Novos de 40 kA; e − SE Santa Marta de 25 kA.

Os equipamentos e demais instalações da subestação Lagoa Vermelha deverão ser adequados para suportar nível de curto-circuito de 40 kA no barramento do pátio 230 kV. Níveis de curto-circuito inferiores aos acima indicados poderão ser usados. Caso ocorra superação dos equipamentos, componentes, e acessórios especificados com correntes inferiores a 40 kA, dentro do prazo de concessão do empreendimento, a Transmissora estará obrigada a efetuar as adequações com a antecedência necessária, sem ter o direito a Receita adicional que trata a Oitava subclausula da cláusula Quarta do Contrato de Concessão.

(d) Sistema de Aterramento O sistema de aterramento das subestações deverá atender ao critério de um sistema solidamente aterrado.

1.3.1.5 Suportabilidade (a) Tensão em regime permanente

O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar valor máximo de tensão de 242 kV para a condição de operação em regime permanente.

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

(c) Proteção contra descargas atmosféricas O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deverá assegurar blindagem perfeita das instalações, para correntes superiores a 2 kA, e garantir risco de falha menor ou igual a uma




descarga por 50 anos. Caso existam edificações, as mesmas deverão atender às prescrições da Norma Técnica NBR5419.

1.3.1.6 Efeitos de campos (a) Efeito corona

Os componentes das subestações, especialmente condutores, conectores e ferragens, não deverão apresentar efeito corona em 90 % da condição de tempo bom. A tensão mínima para início e fim do corona visual deverá ser de 161 kV eficaz, fase-terra. A tensão de extinção de corona deverá situar-se acima da tensão máxima de operação.

(b) Rádio interferência O valor da tensão de rádio interferência externa máxima para os equipamentos deverá ser de 2500 µV/m a 1000Hz, na tensão fase-terra 242/√ 3kV.

1.3.2 Requisitos dos equipamentos 1.3.2.1 Disjuntores

O ciclo de operação e religamento rápido dos disjuntores deverá atender aos requisitos das normas aplicáveis. O tempo máximo de interrupção para os disjuntores de 230 kV deve ser menor ou igual a 3 ciclos. Os disjuntores de 230 kV deverão ser capazes de efetuar as operações de manobra listadas no item 1.8.4. Os disjuntores de 230 kV deverão ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de discrepância de pólos, acionamento tripolar e monopolar, bem como ciclo de operação compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar e monopolar com uma única tentativa.

1.3.2.2 Seccionadores, lâminas de terra e chaves de aterramento. Estes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas no item 1.8.3. 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 classe B da norma IEC 1129.

1.3.2.3 Pára-raios Os pára-raios deverão ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), sem centelhador, adequados para instalação externa. A utilização de pára-raios, na interface com o sistema existente (entrada de linha), deverá ser prevista.

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., deverão satisfazer as necessidades dos sistemas de proteção e de medição. Os transformadores de corrente e potencial não deverão saturar durante curtos-circuitos e religamentos rápidos. Os transformadores de corrente deverão ter enrolamentos secundários em núcleos individuais.

1.3.2.5 Instalações abrigadas Todos os instrumentos, painéis e demais equipamentos dos sistemas de proteção, comando, supervisão e telecomunicação deverão 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.




1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO 1.4.1 Geral

Cada sistema de proteção, exceção feita aos barramentos, deve ser composto por dois conjuntos de proteção completamente independentes, identificados como:

- Quando forem funcionalmente idênticos: (i) Proteção principal; e (ii) Proteção alternada.

- Quando os dois conjuntos forem funcionalmente diferentes: (i) Proteção principal; e (ii) Proteção de retaguarda.

Acrescenta-se a um destes dois conjuntos a proteção própria ou intrínseca de determinados equipamentos. Os sistemas de proteção devem ser constituídos, obrigatoriamente, de equipamentos discretos e dedicados para cada componente da instalação (transformador, barramento, etc) e linhas de transmissão, podendo os mesmos ser do tipo multifunção. Todos os relés de proteção deverão utilizar tecnologia digital numérica. Os sistemas de proteção deverão ser integrados no nível da instalação, permitindo o acesso local e remoto, aos ajustes, registros de eventos, grandezas de entrada e outras informações pertinentes de cada um dos sistemas ou relés de proteção. A arquitetura e protocolos utilizados não devem impor restrições à integração de novos equipamentos, nem à operação da instalação. Todos os equipamentos e sistemas digitais devem possuir automonitoramento e autodiagnóstico, com bloqueio automático de atuação por defeito, sinalização local e remota de falha ou defeito. Todos os sistemas de proteção devem admitir a falha ou defeito de um componente sem que isto acarrete a degradação do seu desempenho final. Os transformadores de corrente deverão ser dispostos na instalação de forma a permitir a superposição de zonas de proteções de equipamentos primários adjacentes. A proteção dos equipamentos deve ser concebida de maneira a não depender de proteção de retaguarda remota no sistema de transmissão. Nos casos de barramentos é admitida excepcionalmente, a dependência da(s) proteção(ões) de retaguarda remota(s) quando da indisponibilidade de sua única proteção As proteções principal e alternada (ou principal e de retaguarda) deverão ser alimentadas por bancos de baterias, retificadores e circuitos independentes de corrente contínua, e possuir independência a nível físico de painel, fonte auxiliar e todo e qualquer recurso que estas possam compartilhar. As proteções deverão possuir saídas para acionar disjuntores com dois circuitos de disparo independentes e para acionamento monopolar e/ou tripolar. As informações de corrente e tensão para cada sistema de proteção principal e alternada (ou principal e de retaguarda) deverão ser obtidas de núcleos de transformadores de corrente e secundários de transformadores de potencial diferentes. As proteções alimentadas por transformadores de potencial devem possuir supervisão de tensão para bloqueio de operação indevida e alarme por perda de potencial. Os circuitos de corrente contínua dos esquemas dos conjuntos de proteção, teleproteção, religamento automático e sincronismo devem ser supervisionados, de forma a indicar qualquer anormalidade que possa implicar em perda da confiabilidade operacional do sistema de proteção.




Todos os sistemas de proteção e equipamentos associados deverão atender às normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instalação em subestações de Alta Tensão. Os Sistemas de Proteção devem atender aos requisitos existentes de sensibilidade, seletividade, rapidez e confiabilidade operativa, de modo a não deteriorar o desempenho do sistema elétrico em condições de regime ou durante perturbações.

1.4.2 Proteção da linha de transmissão em 230kV Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a deteção e eliminação de todos os tipos de faltas e outras condições anormais de operação na linha de transmissão, realizando a discriminação entre faltas internas e externas à linha protegida.

1.4.2.1 Esquema de religamento A linha de transmissão deve ser dotada de esquema de religamento conforme filosofia definida a seguir:

1.4.2.1.1 Requisitos gerais O esquema de religamento deverá possibilitar a seleção do tipo e número de tentativas de religamento, com duas possibilidades: tripolar e monopolar. Na posição tripolar qualquer ordem de disparo iniciada por proteção irá desligar os três pólos do disjuntor e iniciará o religamento tripolar. Na posição monopolar, o desligamento e o religamento dos dois terminais da linha deverão ser monopolares para curtos-circuitos fase-terra e tripolares para os demais tipos de curtos-circuitos. Caso não haja sucesso no ciclo de religamento o desligamento será tripolar (por exemplo, curto-circuito permanente). Os relés de religamento deverão possuir temporizadores independentes para ajuste do tempo morto do religamento monopolar e do tripolar. Uma vez iniciado um determinado ciclo de religamento, um novo ciclo somente será permitido depois de decorrido um tempo mínimo ajustável, que se iniciará com a abertura do disjuntor. A proteção a ser fornecida deverá ter meios para, opcionalmente, realizar somente o religamento automático quando da ocorrência de curtoscircuitos monofásicos internos. O esquema de verificação de sincronismo deve supervisionar todo comando de fechamento tripolar de disjuntores, sendo composto por unidade de verificação de sincronismo e por unidades de subtensão e sobretensão.

1.4.2.1.2 Esquema de religamento tripolar Os esquemas de religamento automático tripolar são para atuação exclusiva após a eliminação de faltas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser iniciados quando de aberturas manuais de disjuntores, operação de funções de proteção temporizadas, falhas em barras, falhas em disjuntores, recepção de transferência de disparo direto do terminal remoto, atuação das proteções de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo e, quando for o caso, por atuações das proteções dos reatores de linha ou transformadores. Qualquer um dos terminais da linha de transmissão poderá ser selecionado para ser o primeiro terminal a religar (LÍDER), e deverá religar após transcorrido o tempo morto. O outro terminal (SEGUIDOR) deverá ser religado através de um relé verificador de sincronismo. Para permitir a seleção do terminal que será religado em primeiro lugar, ambos os terminais deverão ser equipados com esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo. O terminal LÍDER deverá religar somente se não houver tensão na linha. O terminal SEGUIDOR deverá




religar somente após a verificação de sincronismo e havendo nível de tensão adequado do lado da linha de transmissão. O relé de verificação de sincronismo deverá monitorar o ângulo e o escorregamento entre as tensões a serem sincronizadas.

1.4.2.1.3 Esquema de religamento monopolar Os esquemas de religamento automático monopolares são para atuações exclusivas após a eliminação de faltas monofásicas por proteções de alta velocidade ou instantâneas. Estes esquemas de religamento automático não deverão ser iniciados pelas mesmas funções descritas mo item anterior. As proteções deverão ser dotadas de esquemas de seleção de fases adequados a cada aplicação para prover a abertura monopolar para os defeitos monofásicos internos à linha de transmissão. Em caso de utilização de proteções de distância, as unidades de seleção de fases utilizadas deverão ser independentes das unidades de partida e medida da proteção. Durante o período de operação com fase aberta imposto pelo tempo morto do religamento monopolar, deverão ser bloqueadas as funções direcionais de sobrecorrente de seqüências negativa e zero de alta sensibilidade, associadas a esquemas de teleproteção baseados em lógicas de sobrealcance, caso necessário. Durante este período de tempo, qualquer ordem de disparo para o disjuntor, como, por exemplo, vinda das outras fases, devera ser tripolar e não devera iniciar o religamento da linha.

1.4.2.1.4 Relés verificação de sincronismo Os relés verificadores de sincronismo, utilizados nos esquemas de religamento tripolar, deverão permitir o ajuste do tempo 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, deverão 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; e • Barra morta - linha morta.

1.4.2.2 Proteção principal e de retaguarda Cada terminal de LT deve ser equipado com dois conjuntos independentes de proteção do tipo proteção principal e proteção de retaguarda, adequadas para a proteção da LT em que for instalada. O conjunto de proteção principal deve ser capaz de realizar, individualmente e independentemente, a eliminação de faltas entre fases e entre fases e terra, para 100% da extensão da linha protegida, sem retardo de tempo intencional. O conjunto de proteção de retaguarda deve ser capaz de realizar, individualmente e independentemente, a eliminação de faltas entre fases e entre fases e terra, sem retardo de tempo intencional, para a maior extensão possível da linha protegida, considerando os limites de exatidão dos ajustes dos relés e outras características da linha. O tempo total de eliminação de faltas pela proteção principal não deve exceder a 150 milissegundos. A proteção de retaguarda deve permitir a eliminação de todos os tipos de faltas, mantida à coordenação com as proteções das linhas adjacentes. Os conjuntos de proteção principal e retaguarda devem permitir a seleção das fases defeituosas para comandar o desligamento do disjuntor de forma mono ou tripolar. É vedada a utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero para a seleção de fases,. No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as seguintes




funções e características: • Elementos de medição para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra

(21/21N), com, pelo menos, três zonas diretas e uma reversa. As unidades de medição deverão apresentar sobrealcance transitório máximo de 5% para defeitos sólidos com máxima componente exponencial.

• A proteção de distância deve ser complementada com a utilização de proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N).

• Permitir a adequada eliminação de faltas que ocorram durante a energização da LT, mesmo quando a alimentação de potencial para a proteção seja proveniente de DCP de linha (line pick-up).

• Permitir o bloqueio das unidades de distância por oscilações de potência (68OSB).

Se a proteção primária for realizada por relés de distância, a mesma deve se adequar, por meio de configuração de sua lógica, aos seguintes esquemas básicos de teleproteção:

• Transferência de disparo permissivo por subalcance (PUTT); • Transferência de disparo permissivo por sobrealcance (POTT); • Bloqueio por comparação direcional (DCB); • Transferência de disparo direta (DTT); • Esquema híbrido (POTT, weak-infeed, echo).

A teleproteção deve atender aos seguintes requisitos, cujos requisitos de telecomunicação, incluindo o número mínimo de canais estão descritos no item 1.7.2.

• A determinação da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar em conta os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento da linha de transmissão, a existência de acoplamentos magnéticos com outras linhas de transmissão, derivações na LT;

• A proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N) deve atuar incorporada ao esquema de teleproteção utilizado;

• Em esquemas de teleproteção baseados em unidades de medida ajustadas em sobrealcance devem ser utilizadas lógicas de bloqueio para operação indevida durante a eliminação seqüencial de faltas nas linhas paralelas;

• Quando necessário, os esquemas devem possuir lógicas para a devolução de sinal permissivo de disparo (echo) e para proteção de terminais com fraca alimentação (weak infeed);

• No caso de utilização de esquema de transferência direta de desligamento (DTT), devem ser previstos meios para permitir o desligamento do disjuntor remoto, quando ocorrer falha de algum canal de telecomunicação (operação monocanal);

• Devem ser previstos meios para a verificação funcional de todos os canais de transmissão e recepção de teleproteção, independentemente do meio usado na comunicação, sem risco de desligamento acidental e sem a necessidade do desligamento da LT.

Todo desligamento tripolar em um terminal da LT deve gerar um sinal a ser transferido para o terminal remoto, via esquema de transferência direta de disparo, para efetuar o desligamento dos disjuntores do terminal remoto. A lógica de recepção deverá discriminar os desligamentos para os quais é desejado o religamento da linha daqueles para os quais o religamento deve ser




bloqueado. O sistema de proteção deve ser seletivo e adequado para a detecção e eliminação de todo tipo de falta ao longo da LT. A proteção de retaguarda deve ser gradativa, composta por relés de distância para fases e fase-terra (21/21N), com pelo menos 3 zonas de proteção na direção direta, complementada por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N) com unidades instantânea e temporizada. Em caso de utilização de relés de distância para as proteções, principal e de retaguarda, as unidades instantâneas da proteção de retaguarda, em conjunto com as unidades em sobrealcance da proteção de retaguarda do outro terminal, devem ser utilizadas para formar esquema de teleproteção, compartilhando o mesmo equipamento de telecomunicação exigido para a proteção principal. A proteção de retaguarda deve atender aos mesmos requisitos exigidos para os relés de distância da proteção primária. Todo terminal de LT deve possuir proteção principal e de retaguarda para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado, com ajustes independentes, e faixa de 1,1 a 1,6 Vnom. As proteções de sobretensão instantâneas devem operar somente para eventos dinâmicos em que haja envolvimento das três fases, não podendo operar para sobretensões de manobras e surtos, onde não se verificam sobretensões simultaneamente nas três fases. As proteções de sobretensão temporizadas devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três fases. Todo terminal de LT deve possuir esquema de verificação de sincronismo, para supervisionar o comando de fechamento tripolar dos disjuntores.

1.4.3 Proteção de Barras Deverão ser previstos os equipamentos e esquemas associados necessários à integração das novas entradas de linha aos esquemas de proteção diferencial de barras existentes, ou a substituição das mesmas, nas subestações de Campos Novos e Santa Marta. Deverão ser utilizados núcleos de transformador de corrente independentes e dedicados para cada proteção diferencial. Onde existir proteções de barra com relés de alta impedância, as características magnéticas dos transformadores de correntes a serem acrescentados devem ser idênticas às dos transformadores de correntes existentes.

1.4.4 Proteção para Falha de Disjuntor Cada disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor, consistindo de relés detectores de corrente, temporizadores e relés de bloqueio, com as seguintes características: a) Partida pela atuação de todas as proteções que atuam no mesmo; b) Promover um novo comando de abertura no disjuntor (retrip), antes de atuar no relé de bloqueio; c) Comandar, por atuação do relé de bloqueio, a abertura e bloqueio de fechamento de todos os disjuntores necessários à eliminação da falta, em caso de recusa de abertura do disjuntor; d) Possuir sensores de sobrecorrente de fases e terra, ajustáveis, de alta relação operação/desoperação e temporizadores ajustáveis. O tempo total para a eliminação de faltas pela proteção para falha de disjuntores não deve ser




superior a 300 milissegundos para os disjuntores de 230kV. Este tempo máximo deve incluir os tempos de operação dos relés, dos relés auxiliares e de abertura dos disjuntores. Os sistemas de proteção para falha de disjuntores associados a equipamentos, tais como transformadores e reatores, devem permitir a inicialização através de sinais da operação de proteções mecânicas ou referentes a outras faltas, onde não existam níveis de corrente suficientes para sensibilizar as unidades de supervisão de sobrecorrente do esquema de falha de disjuntor. Nestes casos, devem ser previstas lógicas de paralelismo entre os contatos representativos de estado dos disjuntores e os contatos das unidades de supervisão de corrente, de forma a viabilizar a atuação do esquema de falha de disjuntor para todos os tipos de defeitos, inclusive aqueles não capazes de sensibilizar os relés de supervisão de corrente do referido esquema. A proteção para falha de disjuntores deve comandar a abertura do menor número de disjuntores adjacentes ao disjuntor defeituoso, suficiente para a eliminação da falha, promovendo, quando necessário, a transferência de disparo direta para o disjuntor do terminal remoto. A proteção para falha de disjuntor deverá ser dedicada e possibilitar a integração aos esquemas de falha de disjuntores existentes. Os sensores de sobrecorrente devem ser ajustáveis na faixa de (0,1 a 2,0) x I n, e o temporizador na faixa 0 a 0,5s. No caso de barramentos com configuração variável por manobra de chaves seccionadoras, a proteção para falha de disjuntor deve ser seletiva para todas as configurações, de modo a desligar apenas a seção de barra necessária ao isolamento do disjuntor em falta.

1.4.5 Sistemas Especiais de Proteção 1.4.5.1 Esquema de Controle de Emergência (ECE)

A TRANSMISSORA deverá prever sinais adicionais de estados de chaves secionadoras e disjuntores, visando a possibilidades de instalação de Esquemas de Controle de Emergência.




1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE 1.5.1 Introdução

Este item descreve os requisitos de supervisão e controle que deverão ser disponibilizados 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 da TRANSMISSORA a aquisição e instalação de todos os equipamentos, software e serviços necessários para a implementação dos requisitos especificados neste item e para a implementação dos recursos de telecomunicações, cujos requisitos são descritos em item1.7,à parte. Os requisitos de supervisão e controle foram divididos em:

• Requisitos de supervisão e controle das instalações, detalhados em: - Requisitos gerais; - Interligação de dados; - Dimensionamento dos sistemas; - Critérios para a operação e manutenção dos recursos de supervisão e controle; - Elenco de informações a serem supervisionadas.

• Requisitos de supervisão pelos Agentes proprietários de subestações. • Requisitos de supervisão e controle pelo ONS, divididos em:

- Requisitos básicos para a supervisão dos equipamentos, normalmente atendidos por um SSCL (sistema de supervisão e controle local) ou UTR (Unidade Terminal Remota) convencional;

- Arquitetura da interconexão com o ONS; - Requisitos para o cadastramento dos equipamentos.

• Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade • Requisitos para teste de conectividade da(s) interconexão(ões)

1.5.2 Requisitos de supervisão e controle das instalações 1.5.2.1 Requisitos gerais

As linhas de transmissão Campos Novos Lagoa Vermelha e Lagoa Vermelha Santa Marta envolvem a instalação de um conjunto de equipamentos que inclui entradas de linhas, entre outros, em subestações existentes e pertencentes a CEEE, ELETROSUL e RGE. Em função disto, todos os equipamentos a serem instalados pela TRANSMISSORA devem ser supervisionados a nível local segundo a filosofia adotada pela empresa proprietária de tais subestações, devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos sistemas de supervisão e controle já instalados nestas subestações e atender aos requisitos aqui apresentados. Esta supervisão dever ser suficiente para garantir a operação segura e eficiente das subestações, seja ela executada localmente ou de forma remota. Informações adicionais sobre as características dos sistemas de supervisão e controle já instalados nas subestações envolvidas estão definidos nos documentos Características e Requisitos Básicos das Instalações, referentes às subestações de Campos Novos e Santa Marta. Em adição a supervisão local, os equipamentos elétricos devem permitir a supervisão remota pelos seguintes Centros de Operação:




• Centro do Agente proprietário da Subestação de Campos Novos - Centro de Operação da ELETROSUL, COT-ES, localizado em Florianópolis.

• Centro do Agente proprietário da Subestação de Lagoa Vermelha - Centro de Operação da RGE, COS-RGE, localizado em Caxias do Sul.

• Centro do Agente proprietário da Subestação de Santa Marta - Centro de Operação da CEEE, COS-CE, localizado em Porto Alegre.

• Centro do ONS: - Centro Regional de Operação Sul, COSR-S, localizado em Florianópolis - SC.

Desta forma, o atendimento aos requisitos de supervisão e controle requererá a instalação de sistemas de supervisão nas instalações para:

• A aquisição das informações necessárias à supervisão e controle local dos equipamentos a serem implantados;

• Nas subestações existentes, integração com os Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) instalados pela ELETROSUL, RGE e CEEE, visando a troca de informações;

• Interconexão ao Centro do ONS, no caso o Centro de Operação Sul, conforme estabelecido no item Requisitos de Supervisão e Controle pelo ONS e utilizando-se os protocolos IEC 60870-5-101ou 104 ou DNP.

• Interconexão aos Centros COT - ELETROSUL, COS- RGE e COS-CEEE, conforme indicado no item Requisitos de supervisão pelo agente proprietário das subestações, utilizando os protocolos já implementados nestes Centros.

Os protocolos adotados para comunicação com os centros de operação (ONS, ELETROSUL, RGE e CEEE) devem ser configurados conforme determinado por estes Agentes, devendo-se observar:

• IEC 60870-5-101/104 implementado atendendo a todos os requisitos definidos pelo padrão IEC 60870-5-101/104, incluindo, também, uma Lista de Interoperabilidade, conforme cláusula 8 do referido padrão;

• DNP 3.0 implementado em conformidade com os requisitos do Nível 3 do referido protocolo, conforme descrito na versão mais recente do documento DNP V 3.00 Subset Definition do DNP Users Group (http://www.dnp.org). Deverá, também, incluir o documento DNP V 3.00 Device Profile Document, conforme também descrito no DNP V 3.00 Subset Definition do DNP Users Group.

Adicionalmente, esta configuração deve permitir a tais centros identificar o estado operacional dos sistemas de supervisão da TRANSMISSORA instalados nas subestações. Estas informações serão modeladas como indicações de estado nas bases de dados destes centros de operação.

Nota Importante: No caso de interposição de um centro de operação, neste edital denominado de concentrador de dados, na rota de comunicação com algum dos centros de operação da ELETROSUL, RGE, CEEE, ou ONS, a configuração do protocolo deve permitir que tais centros identifiquem o estado operacional do

http://www.dnp.org/




concentrador e, adicionalmente, o concentrador de dados deve ser capaz de identificar o estado operacional de todos os sistemas hierarquicamente a ele subordinados e transferir estas informações para os correspondentes centros, conforme o caso. Adicionalmente, no caso de adoção de concentradores de dados, a comunicação com o ONS deverá ser feita usando-se o protocolo ICCP, em vez de IEC ou DNP.

Deverão ser efetuadas, às custas da TRANSMISSORA, as modificações/substituições de hardware e software e demais serviços necessários nos Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) instalados pela ELETROSUL ou CEEE nas subestações, para permitir a completa supervisão dos equipamentos elétricos a partir das interfaces homem máquina (IHMs) existentes nas salas de controle local das subestações. A quantidade e tipos de pontos supervisionados deverão ser similares ao dos sistemas existentes. Alternativamente à instalação de novos recursos de supervisão e controle, a TRANSMISSORA, mediante prévio acordo com as empresas proprietárias das instalações existentes, poderá optar pela expansão dos recursos de supervisão e controle disponíveis, desde que atendidos todos os requisitos especificados neste item de Sistemas de Supervisão e Controle e no de Requisitos Técnicos do Sistema de Telecomunicações a ser Implantado.

1.5.2.2 Interligação de dados As interligações de dados necessárias para atender aos requisitos de supervisão e controle aqui especificados devem ser direcionadas aos Computadores de Comunicação que atendem ao Sistema de Supervisão e Controle que equipam os centros citados neste ANEXO 7C

1.5.2.2.1 Conceito de Interligação de dados Será considerado 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 - SSCLs e Unidades Terminais Remotas UTRs que venham a ser instaladas nas subestações de Campos Novos, Lagoa Vermelha e Santa Marta;

• Sistema que eventualmente se interponha entre as subestações de Campos Novos, Lagoa Vermelha e Santa Marta e os computadores de comunicações do COSR-S/ ELETROSUL/RGE/CEEE, neste documento designado, genericamente, por Concentradores de Dados;

• Enlaces de dados, ponto-a-ponto, que podem ser redundantes em função da disponibilidade exigida neste edital, ou via redes WAN entre quaisquer destes sistemas;

• Hardware e Software e interfaces necessários para a integração das UTRs/SSCLs aos computadores de comunicação, incluindo-se aí modens e/ou outros equipamentos de interfaceamento de comunicações.

Será através destas interligações de dados que a TRANSMISSORA disponibilizará os recursos de supervisão e controle citados neste edital ao ONS, ELETROSUL, RGE e CEEE. Em princípio uma única interligação de dados é suficiente. No entanto, a critério da TRANSMISSORA, a disponibilização da seqüência de eventos poderá ser feita através de uma segunda interligação de dados conectando as subestações a uma central de análise da transmissora e daí ao ONS. É requerido que a TRANSMISSORA seja responsável pela instalação e operacionalização de




todos os equipamentos e sistemas necessários para viabilizar as interligações de dados com os centros de operação aqui citados. Como requer-se que a interface entre os equipamentos da TRANSMISSORA e os citados centros seja a entrada digital dos computadores de comunicação dos mesmos e de acordo com a conceituação acima, isto inclui a instalação de sistemas de comunicação, de modems e/ou roteadores em todos os terminais das conexões de dados.

1.5.2.2.2 Conceito de recurso de supervisão e controle Entenda-se como recurso de supervisão e controle dos Agentes como sendo o conjunto formado por:

• Ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo, que pode abranger TPs, TCs, transdutores, relés de interposição, e outros equipamentos;

• Interligação de dados. 1.5.2.3 Dimensionamento dos sistemas utilizados

É, também, responsabilidade da TRANSMISSORA: • O dimensionamento de todos os sistemas utilizados para atender aos requisitos

aqui apresentados, incluindo o sistema de telecomunicações. Os enlaces de dados das UTRs/SSCLs com o(s) computadores de comunicação devem ser dedicados.

• A futura operação e manutenção destes recursos de forma a manter os índices de disponibilidade e qualidade aqui especificados, devendo a manutenção seguir as regras aqui especificadas.

1.5.2.4 Critérios para a operação e manutenção dos recursos de supervisão e controle

1.5.2.4.1 Requisitos gerais Este item estabelece os procedimentos a serem seguidos em tempo real pelos centros de operação do ONS, ELETROSUL, RGE e CEEE no processo de identificação de anomalias nos recursos de supervisão e controle disponibilizados pela TRANSMISSORA e os procedimentos a serem adotados pelo ONS para solicitação da manutenção, execução dos serviços de manutenção e acompanhamento dos mesmos. A disponibilidade dos recursos de supervisão e controle dos Agentes será avaliada mensalmente pelos Centros, através de índices de indisponibilidade calculados como descrito no subitem 1.5.5 Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade. É importante lembrar que existirão dois tipos de programa de intervenção no sistema de medição:

• Intervenção para eliminação de problemas identificados pelos Centros: manutenção corretiva;

• Intervenção para cumprir programa de manutenção preventiva dos Agentes. Em ambos os casos, qualquer intervenção nos recursos de supervisão e controle disponibilizados a um determinado Centro deverá ser programada com tal Centro, cumprindo os prazos previamente estabelecidos em procedimento de rede específico. O referido Centro avaliará a solicitação e fará a liberação para que o serviço possa ser executado. É de extrema importância que a empresa comunique ao Centro em questão o tipo de serviço que irá ser realizado para que possa ser avaliado o impacto da manutenção solicitada na operação em tempo real.

1.5.2.5 Elenco de informações a serem supervisionadas




Como requisito geral de supervisão e controle, deverão ser supervisionados todos os equipamentos da TRANSMISSORA que venham a ser instalados nas subestações sejam elas novas ou existentes. As informações coletadas nestas subestações deverão ser transferidas para os centros de operação indicados neste edital conforme abaixo especificado: a) Telemedições

• 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. Os sistemas devem ser projetados para suportar períodos de pelo menos 4 segundos;

• As seguintes medições deverão ser coletadas e transferidas para os centros de operação: - Módulo de tensão fase-fase em kV em todas as entradas de linha (uma medição por

entrada de linha, por exemplo tensão fase-fase a-b); - Potência trifásica ativa em MW e reativa em MVAr em todas as entradas de linha; - Corrente de uma das fases em Ampère em todos os terminais de linha de

transmissão (por exemplo Ia); • Todas as medições de tensão devem ter 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.

b) Indicação de estado • Todas as indicações de estado deverão ser coletadas com selo de tempo com

exatidão melhor que 1 ms e reportadas por exceção aos centros de operação; • O selo de tempo a ser transmitido aos centros de operação indicados neste

edital deverá ser aquele definido quando da aquisição do dado pela unidade de aquisição e controle (UAC), não sendo aceitável sua posterior alteração.

• Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem estar aptos a responder a varreduras de integridade feitas pelos centros a ele conectados (do ONS, ELETROSUL, RGE e CEEE) que podem ser cíclicas, com período parametrizável, tipicamente a cada 1 hora, ou por evento, como por exemplo uma reinicialização dos recursos de supervisão e controle dos centros ou então sob demanda;

• Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de identificar e armazenar o selo de tempo das indicações de estado com uma resolução melhor que 5 milissegundos entre eventos;

• Os relés de interposição deverão ser compatíveis com a resolução acima especificada;

• As seguintes indicações de estado deverão ser coletadas e transferidas para os centros de operação: - Posição de todas as chaves e disjuntores utilizados para a conexão de todos os

equipamentos, incluindo-se chaves de aterramento e de by pass; - Indicação de atuação dos disjuntores pela proteção ou pela ação do operador; - Relés de bloqueio.

Nota: As indicações de estado de chaves não precisam ser coletadas com selo de tempo.

c) Cada unidade de aquisição e controle (UAC) deverá ter um relógio e calendário interno para prover precisamente o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cada




operação de registro de variação de estado. Estes relógios internos devem possuir circuitos de sincronismo a partir de um sinal com data absoluta obtida de um sistema GPS, incluído neste fornecimento, de forma a garantir que a supervisão e controle das diversas instalações seja feita dentro de uma mesma base de tempo. O sistema deverá ser projetado de forma que a exatidão seja melhor que 1 milissegundo.

d) Todas as telemedições e indicações de estado deverão ter indicadores de qualidade do dado relativos à coleta do dado e relativo às condições de supervisão local (dado inválido na origem, dado sem atualização na última varredura da remota ou do SSCL, etc).

e) Exceto quando explicitamente dito em contrário, todas as informações transferidas aos centros de operação dos Agentes citados neste item de sistemas de supervisão e controle devem estar em valor de engenharia, correspondentes aos dados coletados nas instalações, não sendo aceitável qualquer outro tipo de processamento prévio.

f) Quando, caso a caso, acordado algum processamento prévio, as informações deverão dispor de indicadores de qualidade informando, pelo menos: • Indicação de entrada manual pelo operador da instalação ou do centro de

operação da TRANSMISSORA, conforme apropriado; • Indicação de ponto desativado pelo operador da instalação ou do centro de

operação da TRANSMISSORA, conforme apropriado. g) Informações para o seqüenciamento de eventos:

• Resolução e exatidão Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de armazenar informações para o seqüenciamento de eventos com uma resolução entre eventos melhor que 1 milissegundos. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento também deverá ser melhor que 1 milissegundo, tendo por base o GPS e devendo ser considerados todos os tipos de atuação a serem definidos durante a fase de projeto executivo.

• Conjunto de Informações Sempre que o equipamento dispor das proteções abaixo citadas, as seguintes informações, armazenadas pelos sistemas de supervisão e controle das instalações quando da ocorrência de perturbações, deverão ser transferidas ao COSR-SE, conforme apropriado, contendo o instante da atuação do evento. - Linha de Transmissão:

º Partida da proteção de fase principal (por fase); º Disparo da proteção principal de fase; º Partida da proteção alternada de fase (por fase); º Disparo da proteção alternada de fase; º Partida da proteção principal de neutro (por fase) º Disparo da proteção principal de neutro; º Partida da proteção alternada de neutro (por fase); º Disparo da proteção alternada de neutro; º Partida do religamento automático; º Disparo do esquema de falha dos disjuntores; º Disparo por sobretensão; º Alarme de bloqueio por oscilação de potência; º Disparo da proteção para perda de sincronismo;




º Alarme de transmissão de sinal de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo da teleproteção;

º Alarme de transmissão de sinal de transferência de disparo da teleproteção; º Alarme de recepção de sinal de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo da

teleproteção; º Disparo por recepção de sinal de transferência de disparo da teleproteção; º Alarme de bloqueio por falha de fusível; º Disparo da 2ª zona da proteção de distância; º Disparo da 3ª zona da proteção de distância; º Disparo da 4ª zona da proteção de distancia; º Disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro temporizada; º Disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro instantânea; º Disparo do relé de bloqueio;

- Barramento º Proteção da proteção diferencial (por fase); º Disparo da proteção de sobretensão; º Disparo do relé de bloqueio.

- Disjuntor º Alarme de mudança de posição; º Alarme de falta de alimentação nos circuitos de abertura e fechamento; º Disparo da proteção de discordância de polos; º Alarme de fechamento bloqueado; º Alarme de abertura bloqueada; º Alarme de fechamento automático por mínima pressão sistema de isolação; º Alarme de baixa pressão sistema de extinção de arco (1º ao 3º estágio); º Alarme de baixa pressão sistema de acionamento (1º ao 3º estágio); º Alarme de recarga de ar insuficiente; º Disparo da proteção de falha do disjuntor; º Alarme de sobrecarga do disjuntor central; º Disparo do relê de bloqueio;

h) Idade do dado

• Define-se como idade máxima do dado o tempo máximo decorrido entre o instante de ocorrência de seu valor na instalação (processo) e sua recepção nos centros de operação do ONS, ELETROSUL, RGE e CEEE.

• O tempo necessário para a chegada de um dado a qualquer um destes centros inclui o tempo de aquisição do dado na instalação, processamento da grandeza e sua transmissão através dos enlaces de comunicação.

• A idade máxima de um dado coletado periodicamente (por varredura) deve ser inferior à soma do tempo de varredura do mesmo adicionado de: - 2 segundos em média (período de 1 hora ); - 5 segundos no máximo.

• A idade máxima de um dado de indicação de estado deve ser inferior a 4 segundos. Este requisito não se aplica quando ocorrer uma mudança de estado e o sistema de supervisão local estiver sob ciclo de integridade.




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

i) Banda morta Dependendo do protocolo de comunicações adotado, as informações analógicas poderão ser reportadas por exceção aos centros de operação aqui indicados. Nestes casos, o valor adotado para a banda morta utilizada no processo de filtragem deve ser definida de comum acordo entre o Agente proprietário do centro (ONS, ELETROSUL, RGE e CEEE) e a Empresa TRANSMISSORA, não devendo o valor que venha a ser fixado para a banda morta comprometer o requisito de exatidão da medição.

1.5.3 Requisitos de supervisão pelos agentes proprietários das subestações A TRANSMISSORA deve prover ao Centro de Operação do Agente proprietário das respectivas subestações existentes, a supervisão remota dos equipamentos que venham a ser instalados nas subestações de Campos Novos, Lagoa Vermelha e Santa Marta conforme requisitos apresentados no subitem Elenco de Informações a serem Supervisionadas. A figura a seguir apresenta uma visão simplificada dos requisitos de supervisão das subestações (instalações) objeto deste edital pelos centros de operação da ELETROSUL, RGE e CEEE. Foi aqui colocada com objetivo meramente ilustrativo, no intuito de dar uma visão gráfica dos requisitos especificados no texto deste edital.




Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com o Centro do Agente proprietário das subestações (instalações) poderá se dar através de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos neste item, Sistemas de Supervisão e Controle. Neste edital, este centro é genericamente chamado de concentrador de dados. Neste caso, a estrutura de centros apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e o centro da ELETROSUL, RGE e CEEE, portanto, incluído no objeto desta licitação. A figura a seguir ilustra uma possível configuração.

COT ELETROSUL1

Legenda: 1) Centro de Operação utilizado pelo Agente proprietário das subestações:

COT-ES Centro de Operação da ELETROSUL COS-RGE Centro de Operação da RGE COS-CE Centro de Operação da CEEE

2) Ampliações de supervisão e controle em subestações existentes: CNO Recursos de supervisão e controle na subestação Campos Novos LVE Recursos de supervisão e controle na subestação Lagoa Vermelha SMT - Recursos de supervisão e controle na subestação Santa Marta

3) Recursos de supervisão e controle existentes em subestações da ELETROSUL, RGE e CEEE.

CNO2 LVE2

LVE3

Recursos a serem instalados

Recursos existentes CNO3

COS-CE CEEE1

COS RGE1

SMT2

SMT3




1.5.4 Requisitos de supervisão e controle pelo ONS 1.5.4.1 Requisitos básicos para a supervisão dos equipamentos

Os recursos básicos para a supervisão dos equipamentos que devem ser disponibilizados ao ONS estão descritos no item Elenco de Informações a serem Supervisionadas e abrangem:

• Telemedições com varredura de 4 segundos, período este parametrizável; • Indicações de estado reportadas por exceção e com ciclo de integridade,

também parametrizável; • Seqüência de eventos (SOE).

1.5.4.2 Arquitetura da 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 Campos Novos, Lagoa Vermelha e Santa Ângelo, estruturada em um sistema hierárquico com sistemas de supervisão e controle instalados nos seguintes centros de operação do ONS: • Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico CNOS; • Centro Regional de Operação Sul COSR-S Esta estrutura é apresentada simplificadamente, 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.

CNO LVE


Recursos existentes

LVE

COS RGE

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

CD Concentrador de dados, nome genérico dado para um sistema desupervisão e controle que se interponha entre as instalações e o Centroda, ELETROSUL, RGE e CEEE

CNO

CD1

COS-CE CEEE

COT-ES ELETROSUL

SMT

SMT




Observa-se na figura acima que a interconexão com o Centros do ONS se dá através de interligações de dados entre o COSR-S e as subestações Campos Novos, Lagoa Vermelha e Santa Marta. Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com o COSR-S do ONS, poderá se dar através de um Centro de Operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos no item Sistemas de Supervisão e Controle e no de Requisitos Técnicos do Sistema de Telecomunicações a ser Implantado. Este centro é genericamente chamado de concentrador de dados. Neste caso, a estrutura de 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.

CNOS1

Legenda: 1) Centros de Operação utilizados pelo ONS:

CNOS Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico; COSR-S Centro Regional de Operação Sul.

2) Ampliação de supervisão e controle em subestações existentes: CNO Recursos de supervisão e controle na subestação Campos Novos LVE Recursos de supervisão e controle na subestação Lagoa Vermelha SMT Recursos de supervisão e controle na subestação Santa Marta

3) Recursos de supervisão e controle em subestações existentes

CNO2


COSR-S1

CNO³ SMT³

Recursos existentes

SMT2 LVE2

LVE³




1.5.4.3 Requisitos para o cadastramento dos equipamentos As informações cadastrais de todos os equipamentos que serão operados pelo ONS deverão ser encaminhadas ao mesmo com no mínimo 2 meses de antecedência da entrada em operação. Estas informações devem incluir para os equipamentos objeto deste edital:

• Parâmetros descritivos de linhas de transmissão, incluindo-se impedância série e a suscetância da mesma, segundo o modelo π, bem com a corrente máxima em ampère, a potência máxima em MVA e a latitude e longitude de cada instalação e das torres de linha;

• Fornecimento dos diagramas unifilares de operação com a identificação de todos os equipamentos de cada instalação;

• Fornecimento dos diagramas com a localização da posição exata de todos os pontos de medição, telessinalização e controle de cada instalação;

• Todos os diagramas deverão ser fornecidos em papel e meio magnético, num padrão de importação e exportação a ser previamente acordado entre a TRANSMISSORA e o ONS;

• Relação, compatível com os requisitos de supervisão e controle aqui apresentados, dos pontos de medição, telessinalização, controle, e SOE que trafegarão na interconexão (ou interconexões) como o sistema de supervisão e controle do ONS, num formato compatível com o protocolo adotado para a interconexão e organizada por SSCL/UTR e concentradores de dados, se utilizados;

• No caso de interligações de dados direta com UTRs, e se aplicável, parâmetros que permitam a conversão para valores de engenharia dos dados enviados para

CD1

CNOS

SMT

Legenda: 1. 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


COSR-S

CNO

SMT

Recursos existentes

CNO

LVE

LVE




o Centro; • Sempre que aplicável, limites de escala, superior e inferior, para todos os

pontos analógicos supervisionados. 1.5.5 Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade 1.5.5.1 Geral

Os recursos de supervisão e controle providos pela TRANSMISSORA aos Centros de Operação deverão ter sua disponibilidade e qualidade medida por tais Centros de acordo com os conceitos e critérios a seguir estabelecidos. A avaliação destes recursos será feita por unidade terminal remota, sistema de supervisão e controle local, concentrador de dados e TRANSMISSORA, conforme apropriado e com base na disponibilidade/qualidade dos recursos de supervisão e controle providos pelos mesmos, segundo visão do centro de operação citado neste edital. Assim, serão avaliados conjuntamente os equipamentos de captação de dados ou de aplicação de comandos nas instalações e também todos os sistemas que se interponham entre tais equipamentos e o sistema computacional do referido centro, incluindo os equipamentos de interfaceamento com os sistemas de comunicação. Esta avaliação será feita através de índices agregados por unidade terminal remota, concentrador de dados e para a TRANSMISSORA 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 no item Elenco de informações a serem supervisionadas, alíneas a a f deste ANEXO 7C. Não serão computados nos índices os tempos de indisponibilidade causados por indisponibilidade no centro de operação do ONS/ELETROSUL/RGE/CEEE (COSR-S/COT- ELETROSUL, COS- RGE, COS- CEEE).

1.5.5.2 Conceito de Indisponibilidade de Recursos de Supervisão e Controle Uma informação de qualquer dos tipos especificados no item Elenco de informações a serem supervisionadas, alíneas a a f deste ANEXO 7C é dita indisponível sempre que:

• O recurso não estiver instalado ou não estiver liberado para a operação; • Uma unidade terminal remota ou um sistema de supervisão e controle local

estiver fora de serviço ou sem comunicação; • O concentrador de dados, quando utilizado estiver fora de serviço ou sem

comunicação. Todos os pontos subordinados a um sistema de supervisão e controle de uma instalação serão declarados indisponíveis sempre que ocorrer ausência de resposta de tal sistema às solicitações do(s) centro(s) ou de um concentrador de dados, se utilizado. Adicionalmente, no caso de utilização de concentradores de dados, todos os pontos subordinados ao concentrador serão declarados indisponíveis quando o mesmo deixar de responder às solicitações de qualquer um dos centros de operação citados neste edital.

1.5.5.3 Conceito de qualidade dos recursos de supervisão e controle Uma informação de qualquer dos tipos especificados no item Elenco de informações a serem supervisionadas, alíneas a a f deste ANEXO 7C é dita violando os critérios de qualidade quando:

• O indicador de qualidade sinalizar informação sob entrada manual pelo operador da Transmissora (se houver);

• O indicador de qualidade sinalizar informação fora de varredura; • No caso de informações analógicas, violar um dos seus respectivos limites de




escala; • Uma informação estiver comprovadamente inconsistente.

1.5.5.4 Indicadores

1.5.5.4.1 Os indicadores abaixo apresentados serão usados para apurar os seguintes índices: • Disponibilidade geral dos recursos providos pela TRANSMISSORA; • Disponibilidade de cada concentrador de dado utilizado, se aplicável; • Disponibilidade de cada unidade terminal remota ou sistema de supervisão e

controle local; • Qualidade geral dos recursos providos pela TRANSMISSORA; • Qualidade de cada concentrador de dado utilizado, se aplicável; • Qualidade de cada unidade terminal remota ou sistema de supervisão e

controle local

1.5.5.4.2 Disponibilidade dos recursos de supervisão e controle agregado para a TRANSMISSORA e por unidade terminal remota e concentrador de dados [DRSij] Caracterização:

• Abreviatura: DRSij • Objetivo: Avaliar, percentualmente, para a TRANSMISSORA e para uma

determinada unidade terminal remota e concentrador de dados i, a disponibilidade agregada dos recursos de supervisão e controle fornecidos para a operação de determinado centro de operação j, no período de observação

• Periodicidade de avaliação: Mensal • Unidade dimensional: Percentual • Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle • Agregação: Dos últimos 12 meses, para a TRANSMISSORA, por unidade

terminal remota e concentrador de dados, apurados por centro de operação • Critério de disponibilidade: Os valores mínimos aceitáveis são:

- Para unidades terminais remotas ou sistemas de supervisão e controle local: 98,5 % em base anual;

- Para concentradores de dados e TRANSMISSORA: 99% em base anual. • Dados necessários: Conforme equação • Equação:

ΣTzij DRSij = z X 100 T X NPRSij

Onde: - T: Tempo total em minutos do período de apuração; - Tzij: Soma dos períodos em que o recurso z da TRANSMISSORA ou da unidade

terminal remota ou do concentrador de dados i ficou disponível durante o tempo total T para um determinado centro j;

Nota: Tzij = (T – TIzij) Onde:

- TIzij: Soma dos períodos em que o ponto z da TRANSMISSORA ou da unidade




terminal remota ou do concentrador de dados i ficou indisponível durante o tempo total, visto pelo centro j

- NPRSij: Número total de recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA ou da unidade terminal remota ou do concentrador de dados i, vistos pelo centro j.

1.5.5.4.3 Qualidade dos recursos de supervisão e controle agregado para a TRANSMISSORA e por unidade terminal remota e concentrador de dados [QRSij] Caracterização:

• Abreviatura: QRSij • Objetivo: Avaliar, percentualmente, para a TRANSMISSORA e para uma

determinada unidade terminal remota, ou concentrador de dados i, a média dos tempos em os recursos de supervisão e controle fornecidos pelos mesmos para a operação de determinado Centro do ONS j não violaram o conceito de qualidade, no período de observação

• Periodicidade de avaliação: Mensal • Unidade dimensional: Percentual • Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle • Agregação: Dos últimos 12 meses, para a TRANSMISSORA, por unidade

terminal remota e concentrador de dados, apurados por centro de operação • Critério de qualidade: Os valores mínimos aceitáveis são:

- Para unidades terminais remotas ou sistemas de supervisão e controle local: 98,5% - Para concentradores de dados e Agentes: 99%

• Dados necessários: Conforme equação • Equação: ΣΣΣΣTqzij

QRSij = z X 100 Tq X NPRSqij

Onde: - Tq: Tempo total em minutos do período de apuração; - Tqzij: Soma dos períodos em que o recurso z da TRANSMISSORA ou da unidade

terminal remota ou do concentrador de dados i atendeu ao conceito de qualidade durante o tempo total Tq, quando visto pelo centro j;

Nota: Tqzij = (Tq – Tnqzij) Onde:

- Tnqzij: Soma dos períodos em que o ponto z da TRANSMISSORA ou da unidade terminal remota ou do concentrador de dados i não atendeu ao conceito de qualidade durante o tempo total, quando visto pelo centro j;

- NPRSqij: Número total de recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA ou da unidade terminal remota ou do concentrador de dados i, vistos pelo centro j e passíveis de avaliação de qualidade.

1.5.5.5 Relatórios de análise e de avaliação da disponibilidade dos recursos de supervisão e controle Os centros de operação que receberão as informações da TRANSMISSORA avaliarão a disponibilidade e qualidade dos recursos de supervisão e controle, emitindo relatórios de não conformidade nas seguintes situações:




• A cada apuração mensal, qualquer um dos indicadores especificados for inferior, no mês, ao correspondente critério definido neste edital;

• Ocorra perda de mais 30 por cento dos recursos de supervisão e controle providos pela TRANSMISSORA por um período maior ou igual à 1 hora;

• Durante uma perturbação de vulto na Rede de Básica, um ou mais sistemas de supervisão e controle local da TRANSMISSORA saírem de serviço ou se perder a comunicação com algum concentrador de dados da TRANSMISSORA, caso utilizado.

Pelo acima exposto, existirão dois tipos de relatórios: • Relatório de Avaliação de Disponibilidade e Qualidade: Emitido sempre que

algum critério de disponibilidade e/ou qualidade for violado. • Relatório de Ocorrência: Emitido nos demais casos.

1.5.5.6 Publicação dos relatórios de disponibilidade, qualidade e acionamento da TRANSMISSORA Os relatórios finais devem ser emitidos com base nos relatórios elaborados pelos Agentes proprietários dos centros de operação e após equalização com a TRANSMISSORA e incluindo, se for o caso, recomendações para a correção de eventual anomalia. Nos casos em que houver violação dos critérios o Agente proprietário do centro de operação enviará os relatórios à ANEEL para a tomada das providências cabíveis, definidas em função da legislação vigente e dos contratos firmados com a TRANSMISSORA.

1.5.6 Requisitos para Teste de Conectividade da(s) Interconexão(ões) Deverão ser previstos testes de conectividade entre o sistema de supervisão e controle local (SSCL)/unidade terminal remota (UTR) e cada um dos sistemas de supervisão e controle dos Centros citados neste edital, de forma a garantir a coerência das bases de dados destes sistemas e o perfeito funcionamento dos protocolos utilizados. Os testes deverão ser programados de comum acordo entre a TRANSMISSORA e o correspondente agente proprietário do centro de operação, observando-se:

• Devem estar concluídos pelo menos 10 dias úteis antes da operacionalização das LTs Campos Novos Lagoa Vermelha e Lagoa Vermelha Santa Marta;

• Sempre que as alterações modificarem o conjunto de informações armazenadas na base de dados de qualquer um dos Centros citados, estes testes devem ser programados de comum acordo entre a TRANSMISSORA e o Agente proprietário do Centro, devendo estar concluídos pelo menos 2 dias úteis antes da operacionalização da alteração;

• Em complemento, teste ponto a ponto, conforme programação a ser previamente acordada com o Agente proprietário de cada centro de operação.




1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL 1.6.1 Aspectos gerais

Os registradores digitais de perturbações (RDP) devem ser do tipo stand alone , independentes dos demais sistemas de proteção e supervisão/controle local existentes na instalação, mesmo que estes sejam capazes de fornecer registros oscilográficos. Devem contemplar as seguintes funções:

• Aquisição e armazenamento de dados relativos a correntes e tensões (canais analógicos);

• Aquisição e armazenamento de sinais digitais (canais digitais); • Localização de faltas em LT; • Comunicação independente para o acesso remoto aos dados.

As funções acima devem permitir, quando da ocorrência de uma falta no sistema elétrico, a análise do comportamento, no tempo, das grandezas elétricas, do desempenho da proteção, além da indicação da distância em que a falta ocorreu. Deve ser expandido os sistemas de oscilografia existentes para os vãos acrescidos, ou a instalação de novos RDP, que deverão ser integrados aos sistemas de oscilografia existentes. A TRANSMISSORA deve realizar a integração funcional de todos os equipamentos e programas computacionais, e disponibilizar os programas de comunicação, configuração e ajuste, de conversão dos dados para o padrão COMTRADE (IEEE C37.111-1999). A integração funcional deve incluir os dispositivos de sincronização de tempo via GPS.

1.6.2 Descrição funcional Para realizar as funções de registro de perturbações, as grandezas elétricas (tensão e corrente) e os sinais digitais devem ser amostrados em intervalos de tempo regulares atendendo aos requisitos de resposta de freqüência conforme especificados, convertidas para a forma digital e armazenadas em memória. Em situação normal, o RDP deve permanecer monitorando continuamente as grandezas analógicas e digitais. As amostras mais antigas devem ser sucessivamente recobertas por amostras mais recentes (buffer circular) mantendo sempre um quadro completo dos dados abrangendo um intervalo de tempo igual ao tempo de pré-falta ajustado. Havendo o disparo do RDP os dados básicos relativos à perturbação são automaticamente arquivados em memória do próprio registrador. Durante a fase de armazenamento dos dados de falta os registradores devem continuar supervisionando as grandezas analógicas e digitais, de forma a não perder nenhum evento mesmo que este tempo seja muito pequeno. Este processo deve continuar até que a situação se normalize, quando então as amostragens efetuadas devem passar a serem consideradas como dados de pós-falta, até que se esgote o tempo de pós-falta ajustado. O esgotamento do tempo de pós-falta configura o término da coleta de dados relativa àquela ocorrência.

Os dados referentes a uma perturbação devem estar armazenados em memória própria, devendo ser possível quando, solicitado, a sua transmissão para análise remota, por meio do elo de comunicação, manual ou automaticamente. Os cálculos necessários para a localização de faltas podem ser executados local ou remotamente.




Os dados de perturbações existentes na memória do RDP devem ser transferidos automaticamente para memória não volátil, devendo o programa de comunicação prever o gerenciamento, acesso e o descarte destes dados.

Os programas computacionais para fazer a transferência, a compactação/ descompactação dos dados, a conversão para formato padrão COMTRADE (IEEE C37.111-1999) e a interface de comunicação remota devem ser disponibilizados, bem como os programas computacionais para ajustes e calibração do RDP. O RDP deve conter rotinas de automonitoramento e autodiagnóstico contínuo. A sincronização do tempo interno do RDP deve ser efetuada por dispositivo de sincronização via sinal de satélite (GPS).

1.6.3 Disparo do registrador digital de perturbações O RDP deve ser disparado para a memorização na ocorrência de qualquer uma das condições listadas a seguir ou por qualquer combinação delas, devendo ser livremente configurável (programável) pelo usuário:

• Disparo por variação do estado da proteção; • Disparo por violação de limites operacionais; • Disparo por lógica digital; • Disparo manual, local ou remoto

O disparo do RDP deve ser feito através de sensores próprios, ou por software, ou por contatos externos, ou pela combinação desses. O modo de disparo deve ser configurável, local e remotamente.

1.6.4 Sincronização de tempo Cada RDP deve possuir um relógio e calendário interno para prover o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cada operação de registro. O RDP deve permitir a sincronização da base de tempo interna por meio de relógio externo, de forma a manter a exatidão em relação ao tempo do Sistema Global de Posicionamento por Satélites (GPS) com erro máximo inferior a 1 ms.

1.6.5 Requisitos de compatibilidade eletromagnética A TRANSMISSORA deve executar as medidas necessárias para proteger as entradas e saídas do RDP de emissões eletromagnéticas. O RDP deverá atender as normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instalações de AT.

1.6.6 Características dos sinais de entrada e saída As entradas digitais devem possuir erro máximo de tempo entre a atuação de qualquer sinal de entrada e o seu registro, inferior a 2ms. As entradas analógicas devem possuir as seguintes características:

• Serem configuráveis para corrente e tensão; • Possuir tempo de atraso, entre quaisquer canais, menor do que 1 grau elétrico

referido ao 60 Hz;

As entradas de tensão devem possuir as seguintes características:




CARACTERÍSTICAS GRANDEZAS Tensão nominal (Vn) 115 e 115/ 3 V Faixa de medição 0 a 2,0 Vn Sobretensão permanente 2,0 Vn Faixa de resposta de freqüência com assimetria total + 1dB 1 a 1000 Hz Erro de ângulo de fase ≤ 1,0 milisegundo. Exatidão da amplitude do registro ≤ 2,0% Consumo da entrada ≤ 2,0 VA Resolução do dado menor ou igual a 1% a 60 Hz Obs.: A exatidão e os erros de ângulo de fase acima mencionados referem-se à relação entre o sinal de entrada e ou seu registro em papel ou terminal de vídeo. As entradas de corrente devem possuir as seguintes características:

CARACTERÍSTICAS GRANDEZAS Corrente nominal (In) 1 ou 5 A rms Faixa de medição 0 a 20 In Detecção de corrente contínua até a saturação: Com 1 In Com 20 In

1,5 segundos 50 milisegundos

Sobrecorrente: Permanente 1 segundo

2 In 20 In

Erro de ângulo de fase de registro ≤ 1,0 milisegundo Exatidão amplitude: De 0 a 1 In

≤ 1%

Faixa de resposta de freqüência com assimetria total + 1dB 1 a 1000 Hz Consumo individual ≤ 2,0 VA Obs.: A exatidão e os erros de ângulo de fase acima mencionados referem-se à relação entre o sinal de entrada e ou seu registro em papel ou terminal de vídeo. As saídas digitais devem ser do tipo contato livre de tensão para sinalizar os seguintes eventos:

• defeito no sistema; • registrador disparado; • falha na comunicação remota; • 75% de sua capacidade de armazenar esgotada; • indicação de estado de operação normal.

1.6.7 Capacidade de registro de ocorrências. O RDP deve ter memória suficiente para armazenar dados referentes a, no mínimo, 30 (trinta) perturbações, com duração de 5 segundos cada perturbação, para o caso de várias faltas consecutivas dispararem o registrador. O RDP deve ser capaz de registrar para cada falta ou perturbação no mínimo 160 ms de dados de pré-falta e o tempo de pós falta deve ser ajustável entre 100 e 5000 ms. O registro de uma falta ou perturbação só deve ser interrompido na condição em que os sensores de partida estiverem desoperados e depois de transcorrido o tempo de pós-falta ajustado. Se o sensor permanecer operado o registro da perturbação deve continuar a ser realizado, até




que ocorra a desoperação do sensor, acrescido o registro relativo ao tempo de pós-falta. Se antes de encerrar o tempo de registro de uma perturbação ocorrer uma nova, o registrador deve iniciar um novo período de registro, não se levando em conta o tempo já transcorrido da anterior.

1.6.8 Requisitos de comunicação O RDP deve possuir porta de comunicação serial padrão RS-232C para as funções de comunicação local e remota. Nos locais com mais de um RDP, os mesmos deverão estar interligados através de rede. Um microconcentrador conectado a esta rede realizará a função de comunicação com o nível hierárquico superior. Nos locais onde existe rede de oscilografia, os novos equipamentos deverão ser integrados à mesma. A transferência remota dos dados poderá ocorrer por solicitação ou automaticamente, sendo que, durante a transferência devem ser previstos meios para a verificação da integridade dos mesmos. O descarte dos dados armazenados na memória interna só deverá ocorrer por solicitação. O protocolo de comunicação deve ser aberto ao usuário e formalmente descrito de modo que, caso necessário , se possa conectar o RDP a outros sistemas digitais já existentes ou a serem desenvolvidos. Preferencialmente deve estar de acordo com o padrão da ISO.

1.6.9 Requisitos mínimos de registro 1.6.9.1 Terminais de linha de 230 kV

Deverão ser registradas as seguintes grandezas analógicas: (a) Correntes das três fases e corrente residual da linha; (b) Tensões das três fases e tensão residual da linha.

Deverão ser registradas as seguintes grandezas digitais: (a) Desligamento pela proteção unitária de fases; (b) Desligamento pela proteção retaguarda de fases; (c) Desligamento pela proteção unitária de terra; (d) Desligamento pela proteção retaguarda de terra; (e) Desligamento pela proteção unitária de sobretensão; (f) Desligamento pela proteção de retaguarda de sobretensão; (g) Recepção de sinais de teleproteção; (h) Transmissão de sinais de teleproteção; (i) Atuação de bloqueio por oscilação de potência; (j) Atuação de religamento automático; (k) Atuação do esquema de falha de disjuntor; (l) Desligamento pela proteção de barras, quando houver.

1.6.9.2 Barramentos Deverão ser registradas, por seção de barramento, as seguintes grandezas digitais:

(m) Desligamento pela proteção fase A; (n) Desligamento pela proteção fase B; (o) Desligamento pela proteção fase C.




1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO 1.7.1 Requisitos gerais

O sistema de telecomunicações das linhas de transmissão 230 kV Campos Novos Lagoa Vermelha e Lagoa Vermelha Santa Marta deverá atender aos sistemas de comunicação de voz operativa e administrativa, teleproteção, supervisão e controle elétrico, supervisão de telecomunicações, controle de emergência, medição, faturamento e manutenção da linha de transmissão de energia elétrica, entre as subestações de energia elétrica envolvidas e destas aos centros de operação do sistema elétrico envolvidos. Os meios de comunicação para voz e dados deverão atender aos seguintes requisitos: • Disponibilidade igual ou superior a 99,7%, medidos em cada período de 30 (trinta) dias; • Circuitos de voz analógicos:

- Nível de sinal: ± 3 dB de variação em relação ao nível padrão - Nível de ruído admissível: ≤ 40 dBm0

• Circuitos de dados analógicos: - Nível de sinal: ± 3 dB de variação em relação ao nível padrão - Nível de ruído admissível: ≤ 40 dBm0 - -Taxa de erro: ≤ 50 bits/milhão,sem código de correção de erros, com seqüência

pseudo-aleatória de 15 minutos. • Circuitos de voz ou de dados digitais:

- Taxa de erro 0 (zero), em pelo menos uma dentre três medidas realizadas, com duração de 15 minutos cada uma e utilizando uma seqüência pseudo-aleatória.

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

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, com margem demais 30%no dimensionamento.

Os equipamentos de telecomunicações deverão ser supervisionados local e remotamente, devendo alarmar nas instalações anomalias dos principais equipamentos de telecomunicações, incluindo os equipamentos de suprimento de energia. Os equipamentos digitais devem possuir telessupervisão, e permitir remotamente gerenciamento, autodiagnóstico e configuração. A TRANSMISSORA será responsável pela total operacionalização dos enlaces de comunicação devendo ser prevista toda a infra-estrutura necessária para implantação do sistema de telecomunicações, tais como: edificações, alimentação de corrente contínua de 48 Vcc para




suprimento dos equipamentos de telecomunicações com autonomia de no mínimo 12 horas na falta de CA, bem como qualquer outra infra-estrutura que se identificar necessária para a plena funcionabilidade do sistema de telecomunicações. A TRANSMISSORA será responsável pela monitoração dos canais de dados e voz que se interligam com o ONS, ELETROSUL, RGE e CEEE sempre que estes assim o solicitarem. Estas monitorações têm por finalidade medir indicadores de desempenho, de modo a verificar se os canais estão operando de acordo com os requisitos mínimos aceitáveis. Se forem constatadas divergências das medidas obtidas em relação aos valores recomendados, a TRANSMISSORA se comprometerá a executar a manutenção corretiva apropriada dentro do prazo máximo estipulado em comum acordo com o ONS, ELETROSUL, RGE e CEEE. Em caso de necessidade de indisponibilização programada de quaisquer canais de dados ou de voz de interesse do ONS, ELETROSUL, RGE e CEEE, a TRANSMISSORA deverá manter entendimentos com o Centro de Operação destes agentes, para obter a aprovação do serviço solicitado em data e horário convenientes. Finalmente, quando da apresentação do projeto executivo, a TRANSMISSORA deverá demonstrar através de uma memória de cálculo que a arquitetura de comunicação (configuração, número e capacidade dos enlaces, etc.) adotada atende aos requisitos apresentados neste edital.

1.7.2 Requisitos para a teleproteção Os equipamentos de telecomunicação dedicados às funções de teleproteção devem ser adequados para uso em instalações de sistema de potência com a finalidade de reconhecerem a presença de sinais e/ou freqüências que identifiquem um comando para os sistemas de proteção. Os equipamentos devem possuir chaves de testes de modo a permitir a intervenção nos mesmos sem que seja necessário desligar a linha de transmissão. A teleproteção deve manter a confiabilidade e segurança de operação em condições adversas de relação sinal/ruído e quando da ruptura de condutores da linha de transmissão (utilização de lógica de unblocking). Deve ser previsto para a proteção primaria um equipamento de teleproteção com no mínimo dois canais independentes. Os esquemas de transferência direta de disparo, em cada proteção, deverão ser realizados através da utilização de dois canais de comunicação de cada uma delas combinados em série. As saídas dos receptores de transferência de disparo deverão ser ligadas em série, de tal forma que ambas as unidades deverão receber o sinal antes de executar o comando de disparo. Deverá ser prevista lógica para permitir disparo, mesmo no caso da perda de um dos canais de comunicação. Os canais de transferência direta de disparo permanecerão continuamente acionados quando da atuação de relés de bloqueio (ocorrência de falha de disjuntores, falhas em reatores de linha e atuação da proteção de sobretensão) e temporariamente acionados quando atuada pelas proteções da linha. A lógica de recepção deverá ter meios para identificar os sinais de transferência de disparo para os quais o religamento automático deve ser permitido daqueles para os quais o religamento não deve ser permitido. Nos esquemas de teleproteção baseados em lógicas permissivas de sobrealcance, um dos canais de cada proteção deverá ser acionado pelas unidades de medida de sobrealcance da proteção da linha. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas de comparação direcional por sinal de bloqueio estes canais serão acionados por unidades de medida reversas das proteções da linha.




Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas permissivas por subalcance, estes canais serão acionados pelas unidades de medida de subalcance das proteções da linha. Os canais de telecomunicação deverão ser específicos para proteção, não compartilhados com outras aplicações e garantir que o tempo decorrido entre o envio do sinal em um terminal e seu recebimento no terminal oposto seja menor do que 15 ms. Deverá ser previsto o registro de emissão e recepção de sinais associados à atuação da teleproteção no sistema de registro de seqüência de eventos da instalação, visando facilitar análises de ocorrências pós-distúrbios.

1.7.3 Requisitos para canais de voz A TRANSMISSORA deverá prover um sistema de comunicação com 2 canais de voz, devendo pelo menos um deles ser direto e podendo o outro ser via o sistema telefônico comutado, ambos full duplex, com sinalização sonora e visual para comunicação operativa do sistema elétrico entre:

• As subestações envolvidas: Campos Novos, Lagoa Vermelha e Santa Marta • Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou

contratado, deverão ser previstos canais entre tal centro e: - Subestação Campos Novos ; - Subestação Lagoa Vermelha; - Subestação Santa Marta; - COT-ES Centro de Operação da ELETROSUL - COS-RGE Centro de Operação da RGE - COS-CE Centro de Operação da CEEE - Centro Regional de Operação Sul COSR-S, do ONS.

• Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado, as subestações de Campos Novos, Lagoa Vermelha e Santa Marta deverão dispor de canais com: - COT-ES Centro de Operação da ELETROSUL - COS-RGE Centro de Operação da RGE - COS-CE Centro de Operação da CEEE - Centro Regional de Operação Sul COSR-S, do ONS

Adicionalmente, deverá ser fornecido um sistema de comunicação móvel para cobertura de toda a extensão das linhas de transmissão e das subestações envolvidas, para apoio às equipes de manutenção elétrica e de telecomunicações.

1.7.4 Requisitos para transmissão de dados Os enlaces de dados abaixo especificados deverão 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 aqui descrito.

1.7.4.1 Enlaces para supervisão e controle Para a supervisão e controle pelo ONS, ELETROSUL, RGE e CEEE, deverão ser fornecidos os seguintes enlaces redundantes de dados, preferencialmente por rotas alternativas:

• Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado:




- Enlaces com o Centro de operação da TRANSMISSORA: ° Subestação Campos Novos; ° Subestação Lagoa Vermelha; ° Subestação Santa Marta ° Computadores de comunicação do COT-ES Centro de Operação da ELETROSUL; ° Computadores de comunicação do COS-RGE Centro de Operação da RGE ; ° Computadores de comunicação do COS-CE Centro de Operação da CEEE; ° Computadores de comunicação do COSR-S, do ONS - Centro Regional de Operação

Sul,. • Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação próprio:

- Enlace com o computador de comunicação do COT-ES Centro de Operação da ELETROSUL:

° Subestação Campos Novos; - Enlace com o computador de comunicação do COS-RGE Centro de Operação da

RGE: ° Subestação Lagoa Vermelha; - Enlace com o computador de comunicação do COS-CE Centro de Operação da

CEEE: ° Subestação Santa Marta; - Enlace com o computador de comunicação do Centro Regional de Operação Sul

COSR-S, do ONS ° Subestação Campos Novos; ° Subestação Lagoa Vermelha; ° Subestação Santa Marta.

Estes enlaces deverão ser independentes de qualquer outro enlace de dados. 1.7.4.2 Outros enlaces de dados

Para a aquisição de dados de registro de perturbação devem ser previstos dois ramais telefônicos DDR (discagem direta ao ramal). 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 enlaces acima especificados.




1.8 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA Como previamente indicado, as TRANSMISSORAS não têm liberdade para modificar:

• As localizações das Subestações de Campos Novos, Lagoa Vermelha e Santa Marta;

• Níveis de tensão (somente CA); • Distribuição de fluxo em regime (impedância efetiva)

Por outro lado, como também previamente indicado, as TRANSMISSORAS têm liberdade de propor configurações alternativas, incluindo:

• Os parâmetros da LT, desde que atendido os requisitos deste ANEXO 7C. • Configurações de torres

Independentemente da configuração proposta, as TRANSMISSORAS deverão realizar, no mínimo, os seguintes estudos:

• Fluxo de potência, rejeição de carga e energização na freqüência fundamental; • Estudos de transitórios de religamento, rejeição de carga e energização; • Estudos tensão transitória de restabelecimento.

Esses estudos deverão demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critério do CCPE e nos relatórios de estudos indicado em 2.1 e os seguintes critérios e requisitos.

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 na configuração básica, deverá situar-se na faixa de valores listados na tabela 4. A Tabela 4 refere-se à condição operativa normal (regime permanente) e à condição operativa de emergência (contingências simples nos estudos que definiram a configuração básica). TABELA 4 TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL (KV)

Condição operativa de emergência(*) Nominal

Condição operativa normal Barras com carga Demais barras

230 218 a 242 207 a 242 207 a 242

(*) duração 1 hora 1.8.2 Requisitos de manobra associados às linhas de transmissão 1.8.2.1 Sobretensão admissível

A máxima tensão em regimes permanente e dinâmico na extremidade das linhas de transmissão após manobra (energização, religamento tripolar e rejeição de carga) deverá ser compatível com a suportabilidade dos equipamentos das subestações terminais. 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) deverão situar-se na faixa de valores constante da Tabela 5. TABELA 5 Tensão eficaz entre fases admissível na extremidade das linhas de transmissão após manobra (kV)

Tensão nominal Tensão dinâmica Tensão sustentada 230 218 a 322 218 a 253




Admite-se que a sobretensão devida a manobras de energização de linha de transmissão e a rejeição de carga possa perdurar por uma hora.

1.8.2.2 Energização das linhas de transmissão A energização das linhas de transmissão deverá ser viável em todos os cenários avaliados na configuração básica, atendido o critério de tensão em condições operativas normais definido na Tabela 4. Em particular, deverá ser prevista a possibilidade de energização nos dois sentidos, estando o sistema com o nível de degradação que se mostrou viável na configuração básica.

1.8.2.3 Religamento tripolar das linhas de transmissão Deverá ser prevista a possibilidade de religamento tripolar em todas as linhas de transmissão.

1.8.2.4 Religamento monopolar Para avaliação do sucesso do religamento monopolar deverá ser considerada a curva de referência da figura 2, que relaciona o tempo morto, necessário para a extinção do arco secundário, com o valor do último pico da corrente de arco. Figura 2 CURVA DE REFERÊNCIA - TEMPO MORTO PARA EXTINÇÃO DO ARCO SECUNDÁRIO X VALOR EFICAZ DA CORRENTE DE ARCO SECUNDÁRIO, PARA TENSÕES ATÉ 765 KV

1.8.2.5 Rejeição de carga Deverão ser atendidas sem violação dos critérios de desempenho as situações de rejeição de carga avaliadas para a configuração básica.

1.8.3 Manobras de fechamento e abertura de Seccionadores, lâminas de terra e chaves de aterramento.

Estes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas aplicáveis.

IB corrente de arco [Arms] tB tempo de extinção do arco [s]




1.8.3.1 As manobras de fechamento e abertura de Seccionadores, lâminas de terra e chaves de aterramento.

deverão considerar tensões induzidas ressonantes de linhas de transmissão em paralelo, operando na condição normal, com carregamento máximo ou sob defeito monofásico. Deverão também ser verificadas e corrigidas eventuais induções ressonantes provocadas pelas linhas de transmissão sobre outras linhas de transmissão paralelas existentes.

1.8.4 Requisitos de interrupção para os disjuntores Os disjuntores em 230kV deverão ser capazes de efetuar as seguintes operações: • Abertura de linha em vazio: com tensão eficaz entre fases de 322 kV à freqüência de 66 Hz,

sem reacendimento do arco. Será aceita freqüência inferior a 66 Hz, desde que comprovada a impossibilidade de sua ocorrência e indicada a maior excursão de freqüência que o disjuntor estará sujeito a operar.

• Abertura de defeito trifásico não envolvendo terra, no barramento ou saída de linha. • Abertura de defeito quilométrico; • Abertura de corrente de curto circuito com a maior relação X/R do sistema.

Os disjuntores também deverão ser capazes de efetuar a energização e o religamento das linhas de transmissão bem como a energização e a abertura dos transformadores conectados à rede, observando os limites de suportabilidade de sobretensão dos equipamentos associados e a capacidade de absorção de energia dos pára-raios envolvidos.




2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA A LT 230 KV CAMPOS NOVOS – LAGOA VERMELHA – SANTA MARTA.

Os Estudos de Engenharia e Planejamento e documentos elaborados pela CEEE, ELETROSUL e CCPE, para a linha de transmissão em 230 kV Campos Novos Lagoa Vermelha e Lagoa Vermelha - Santa Marta e para as Subestações de 230 kV Campos Novos, Lagoa Vermelha e Santa Marta, citados no item 4.2 do Edital de Leilão, estão relacionadas a seguir, podendo ser usados parcialmente ou integralmente, a critério e sob inteira responsabilidade da TRANSMISSORA.

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO 2.1.1 Relatórios

No EMPRESA DOCUMENTO

CCPE.CTET.020.2001 Análise de Expansão da Rede Norte do Estado do Rio Grande do Sul Período 2002/2010 Março de 2001

2.1.2 Base de Dados No EMPRESA DOCUMENTO

CasoBase.zip Dados de fluxo de carga, formato do programa nh2 do Cepel.

S/Nº Dados do Sistema de Transmissão do Rio Grande do Sul

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES Os relatórios são parte integrantes deste ANEXO 7C devendo suas recomendações serem adotadas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos na implantação das instalações.


CEEE S/Nº Características e Requisitos Básicos das Instalações SE

SANTA MARTA ELETROSUL S/Nº SE Campos Novos Ampliação G Memória Descritiva do

Projeto Básico

2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES

2.4 SE CAMPOS NOVOS

No EMPRESA DESCRIÇÃO ELETROSUL Nº S021-404-013

Diagrama Unifilar Simplificado - Anteprojeto Saída da LT Lagoa Vermelha 230 kV

ELETROSUL Nº S021-405-020

Pátio de Manobra Setores de 500/230/138 kV Equipamento Elétrico Arranjo Planta Anteprojeto saída da LT Lagoa Vermelha 230 kV

ELETROSUL Nº Pátio de Manobra Setores de 500/230 kV - Equipamento




No EMPRESA DESCRIÇÃO S021-405-021 Elétrico Seções A, B, C e D Anteprojeto Saída da LT

Lagoa Vermelha 230 kV. ELETROSUL Nº S021-705-001

Planta de Localização.

2.4.1 SE Lagoa Vermelha No EMPRESA DESCRIÇÃO

RGE Nº KLA.049.01.001

SE Lagoa Vermelha 2 Disposição da SE

RGE Nº KLA.049.10.01.001

SE Lagoa Vermelha 2 - Diagrama Unifilar Simplificado

RGE Nº KLA.049.00.001

SE Lagoa Vermelha 2 -Lista de Desenho

RGE Nº KLA.049.02.002

SE Lagoa Vermelha 2 Arranjo Geral Setor 230 kV Corte AA

RGE Nº KLA.049.02.003

SE Lagoa Vermelha 2 Arranjo Geral Setor 230 kV Corte BB

RGE Nº KLA.049.02.004

SE Lagoa Vermelha 2 Arranjo Geral Setor 230 kV Corte CC

2.4.2 SE Santa Marta

No EMPRESA DESCRIÇÃO

CEEE S/Nº SMT 115 Diagrama de Operação CEEE Nº 52.927-

218/3 Terreno Situação e Localização

CEEE Nº 24.946 Disposição Geral do Equipamento Cortes AA CC CEEE Nº 29.948 Disposição Geral do Equipamento Cortes BB DD




3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO

3.1 GERAL A TRANSMISSORA deverá implantar as INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO do LOTE F, observando a legislação e os requisitos ambientais aplicáveis.

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL


CEEE S/Nº Estudo Preliminar Sobre Interferências Sócio-Ambientais Linha de Transmissão 230kv Santa Marta / Lagoa Vermelha

CEEE S/Nº Estudo Preliminar sobre Interferências Sócio-Ambientais Linha de Transmissão 230kv Campos Novos / Lagoa Vermelha




4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS

Conforme previsto no Edital, item 4.8, e para fins de verificação da conformidade com os requisitos técnicos exigidos, a TRANSMISSORA deverá apresentar à ANEEL para liberação o Projeto Básico das instalações e de acordo com o Relatório Diretrizes para Projeto Básico de Sistemas de Transmissão” - DNAEE-ELETROBRAS e a itemização a seguir. A TRANSMISSORA deverá entregar (2) duas cópias de toda documentação do Projeto Básico em papel e meio magnético ou ótico.

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA A TRANSMISSORA deverá apresentar os relatórios dos estudos apresentados no item 1.8.

Sempre que solicitado, a TRANSMISSORA deverá 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 deverão 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, conforme indicado no 4.3, e dos materiais

principais.

• Descrição dos sistemas previstos para proteção, comando, supervisão e telecomunicações, inclusive diagramas esquemáticos.

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

4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO

Os documentos de projeto básico da linha de transmissão deverão apresentar: 4.3.1 Relatório técnico

Relatório técnico com roteiro completo e descrição detalhada do tratamento e das hipóteses assumidas para os dados de vento, as pressões dinâmicas e as cargas resultantes, os esquemas e as hipóteses de carregamentos e o respectivo memorial de cálculo com o dimensionamento completo dos suportes incluindo:




• Mapas (isótacas) • Estações Anemométricas usadas • Velocidade Máxima Anual de vento a 10m de altura e média de 3 segundos, tempo de

retorno de 150 anos e também com média de 10 minutos. • Média de Velocidade Máxima Anual de vento a 10m de altura e média de 3 segundos, tempo

de retorno de 150 anos e também com média de 10 minutos. • Coeficiente de variação da Velocidade Máxima Anual a 10m de altura (em porcentagem). • Coeficientes de rajadas a 10m de altura e média de 10 minutos.

4.3.2 Normas e documentação de Projetos.

Os seguintes documentos e normas deverão ser apresentados: • 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. - Suporte (estrutura metálica ou de concreto armado e ou especiais); - Tipos, características de aplicação e relatórios de ensaios de cargas para os suportes

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

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

• Ensaio de carregamento de protótipo (para os suportes de suspensão simples de maior incidência):

• Programa preliminar do ensaio de carregamento a ser realizado com a indicação da data prevista, hipóteses e a determinação das cargas (Kgf) e respectivos locais de aplicação.

• Tipos de fundações: critérios de dimensionamento e desenhos dimensionais. • Cabos condutores: características. • Cabos pára-raios: características. • Cadeias de isoladores: coordenação eletromecânica, desenhos e demais

características. • Contrapeso: características, material, método e critérios de dimensionamento. • Ferragens, espaçadores e acessórios.

- Descrição, ensaios de tipo, características físicas e desenhos de fabricação. • Vibrações eólicas:




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

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

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: • Descrição sumária dos sistemas de telecomunicações. • Descrição sumária do sistema de energia (alimentação elétrica). • Diagramas de configuração dos sistemas de telecomunicações. • Diagramas de configuração do sistema de energia. • Diagramas de canalização. • Comentários sobre as alternativas de provedores de telecomunicações

prováveis e sistemas propostos.




5 CRONOGRAMA A TRANSMISSORA deverá apresentar cronograma de implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO pertencentes a sua concessão, conforme modelos apresentados nas tabelas A e B deste ANEXO 7C, com a indicação de marcos intermediários, , para as seguintes atividades não se restringindo a essas: licenciamento ambiental, projeto básico, topografia, instalações de canteiro, fundações, montagem de torres, lançamento dos cabos condutores e instalações de equipamentos, obras civis e montagens das instalações de Transmissão e das Subestações, e comissionamento, que permitam aferir, mensalmente, o progresso das obras e assegurar a entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL no prazo máximo de 20(vinte) meses. A ANEEL poderá solicitar a qualquer tempo a inclusão de outras atividades no cronograma. A TRANSMISSORA deverá apresentar mensalmente à fiscalização da ANEEL (SFE), Relatório do andamento da implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, em meio ótico e papel.




5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHA DE TRANSMISSÃO

NOME DA EMPRESA DATA MESES No DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA

IMPLANTAÇÃO 1 2 3 18 19 20

1 PROJETO 1.1 PROJETO BÁSICO 1.2 TOPOGRAFIA etc. 2 LICENCIAMENTO AMBIENTAL 3 OBRAS CIVIS E MONTAGEM 3.1 INSTALAÇÕES DE CANTEIRO 3.2 FUNDAÇÕES 3.3 MONTAGEM DAS TORRES 3.4 LANÇAMENTO DOS CABOS Etc. 4 COMISSIONAMENTO e

ENERGIZAÇÃO

5 OPERAÇÃO COMERCIAL OBSERVAÇÕES: DATA DE INÍCIO

DATA DE CONCLUSÃO DURAÇÃO

ASSINATURA CREA No

ENGENHEIRO REGIÃO




5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES

NOME DA EMPRESA SUBESTAÇÂO

DATA

Meses No

DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA OBRA

1 2 3 4 18 19 20

1 PROJETOS 2 AQUISIÇÕES 2.1 2.2 2.3 2.4 3 OBRAS CIVIS E MONTAGENS 3.1 Mobilização 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 Comissionamento 4 ENERGIZAÇÃO 4.1 DATA DE INÍCIO

OBSERVAÇÕES:

DATA DE CONCLUSÃO DURAÇÃO DA OBRA CREA No ENGENHEIRO

ASSINATURA REGIÃO

linha de transmissÃo – 230 kv campos …...vermelha (futura) - santa marta, com extensªo de 174...

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