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EDITAL DE LEILÃO N O 001/2005-ANEEL ANEXO 6C LOTE C INTERLIGAÇÃO N ORTE SUL III - T RECHO 3 LT 500 KV VOL. IV - Fl. 168 de 533 ANEXO 6C LOTE C INTERLIGAÇÃO NORTE-SUL III – TRECHO 3 LT SERRA DA MESA 2 - LUZIÂNIA – 500KV LT LUZIÂNIA – SAMAMBAIA – 500KV LT LUZIÂNIA – PARACATU – 500KV LT PARACATU – EMBORCAÇÃO – 500KV SE LUZIÂNIA – 500KV SE PARACATU 4 – 500/138KV CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO

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ANEXO 6C LOTE C

INTERLIGAÇÃO NORTE-SUL III – TRECHO 3 LT SERRA DA MESA 2 - LUZIÂNIA – 500KV

LT LUZIÂNIA – SAMAMBAIA – 500KV LT LUZIÂNIA – PARACATU – 500KV

LT PARACATU – EMBORCAÇÃO – 500KV SE LUZIÂNIA – 500KV

SE PARACATU 4 – 500/138KV

CARACTERÍSTICAS E

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO

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ÍNDICE

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES.................................................................171

1.1 INTRODUÇÃO .....................................................................................................................171 1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL.............................................................................................................171 1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA ......................................................................................................173 1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS............................................................................................174 1.1.4 REQUISITOS GERAIS ...........................................................................................................174

1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO 500KV ......................................................................................175 1.2.1 INDICADORES ELÉTRICOS.....................................................................................................175 1.2.2 INDICADORES MECÂNICOS – LT 500KV ..................................................................................178 1.2.3 INDICADORES ELETROMECÂNICOS .........................................................................................180

1.3 SUBESTAÇÕES ..................................................................................................................182 1.3.1 REQUISITOS GERAIS ...........................................................................................................182 1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS..........................................................................................184

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO ..................................................189 1.4.1 GERAL..............................................................................................................................189 1.4.2 PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO...............................................................................190 1.4.3 SISTEMA DE PROTEÇÃO DOS AUTOTRANSFORMADORES 500-138-13,8KV.....................................194 1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES 500KV.........................................................................195 1.4.5 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE.......................................................196 1.4.6 PROTEÇÃO DE BARRAS DE 500KV PARA AS SUBESTAÇÕES EXISTENTES DE EMBORCAÇÃO E SAMAMBAIA 197 1.4.7 PROTEÇÃO DE BARRAS DE 500KV PARA AS NOVAS SUBESTAÇÕES DE SERRA DA MESA II, LUZIÂNIA E PARACATU 4..................................................................................................................................197 1.4.8 PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR ...................................................................................197 1.4.9 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO.......................................................................................198

1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ........................................................................201 1.5.1 INTRODUÇÃO.....................................................................................................................201 1.5.2 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DAS INSTALAÇÕES.....................................................201 1.5.3 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS SUBESTAÇÕES...............................210 1.5.4 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE PELO ONS ..............................................................212 1.5.5 REQUISITOS DE DISPONIBILIDADE E AVALIAÇÃO DE QUALIDADE.....................................................216 1.5.6 REQUISITOS PARA TESTE DE CONECTIVIDADE DA(S) INTERCONEXÃO(ÕES)......................................220

1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL...................................221 1.6.1 ASPECTOS GERAIS..............................................................................................................221 1.6.2 DESCRIÇÃO FUNCIONAL.......................................................................................................221 1.6.3 DISPARO DO REGISTRADOR DIGITAL DE PERTURBAÇÕES.............................................................222 1.6.4 SINCRONIZAÇÃO DE TEMPO..................................................................................................223 1.6.5 REQUISITOS DE COMPATIBILIDADE ELETROMAGNÉTICA...............................................................223 1.6.6 CARACTERÍSTICAS DOS SINAIS DE ENTRADA E SAÍDA..................................................................223

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1.6.7 CAPACIDADE DE REGISTRO DE OCORRÊNCIAS ..........................................................................224 1.6.8 REQUISITOS DE COMUNICAÇÃO..............................................................................................224 1.6.9 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO........................................................................................225

1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO .....228 1.7.1 REQUISITOS GERAIS ...........................................................................................................228 1.7.2 REQUISITOS PARA A TELEPROTEÇÃO ......................................................................................229 1.7.3 REQUISITOS PARA CANAIS DE VOZ ..........................................................................................230 1.7.4 REQUISITOS PARA TRANSMISSÃO DE DADOS.............................................................................231

1.8 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA ..........................233 1.8.1 TENSÃO OPERATIVA............................................................................................................233 1.8.2 REQUISITOS DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO............................................234 1.8.3 MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE ATERRAMENTO237 1.8.4 REQUISITOS DE INTERRUPÇÃO PARA OS DISJUNTORES...............................................................237

2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA ÀS LTS 500KV SERRA DA MESA II – LUZIÂNIA – PARACATU 4 - EMBORCAÇÃO E LUZIÂNIA - SAMAMBAIA ................240

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ................................................................240 2.1.1 RELATÓRIOS......................................................................................................................240

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES ..................................................................................................................................240

2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES ....................................................................................241 2.3.1 SE EMBORCAÇÃO...............................................................................................................241 2.3.2 SE SAMAMBAIA..................................................................................................................241 2.3.3 SE SERRA DA MESA II .........................................................................................................241

3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO .............................................................................242

3.1 GERAL................................................................................................................................242

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL..........................................................................................242

4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS .....................................................243

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA.............................................................................243

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES .............................................................................243

4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO................................................................243 4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO...........................................................................................................243 4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS. .............................................................................244

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: ...................................................................245

5 CRONOGRAMA....................................................................................................................246

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A) ...................................247

5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B) .....................................................248

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1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

1.1 INTRODUÇÃO

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL

Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos da Linha de Transmissão em 500kV Serra da Mesa II – Luziânia – Paracatu 4 - Emborcação e Luziânia - Samambaia, com 681km de extensão e instalações vinculadas, integrantes do Sistema de Transmissão da Região Sudeste, capaz de acomodar o aumento de intercâmbio entre as regiões Norte e Sudeste, visando reforçar o atendimento à Região, dando-lhe maior confiabilidade. A Figura 1 a seguir apresenta o diagrama simplificado dos principais elos existentes do sistema no entorno das instalações a serem licitadas neste Lote C, que estão destacadas em vermelho. A Figura 2 apresenta um diagrama unifilar mais completo, envolvendo o empreendimento Norte-Sul como um todo, incluindo também alguns reforços na malha receptora do sistema sudeste.

SERRA DA MESASAMAMBAIA

(

(

~

ITUMBIARA

LUZIÂNIA

EMBORCAÇÃO

N.PONTE

SÃO GOTARDO

~

40 km

3 x 472.6 MVA

3 x 472.6 MVA

1 x 400 MVA

230kV

345 kV

295 km

C = 270 MvarX = 46,6 ohms

C = 262 MvarX = 31,75 ohms

136 Mvar

x = 30%

2 x 136 Mvar

73,6 Mvar

138 kV

86,6 km

248 km

81 Mvar

134 km

280 km

136 Mvar 136 Mvar

72,5 Mvar

x = 30%

65 km

73,5 Mvar

73,5 Mvar

81 Mvar

SERRADA MESA II

PARACATU 4

(( 310 km118 km188 km

136 Mvar

2 x300 MVA

138 kV

136 Mvar

136 Mvar

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Figura 1 – Diagrama unifilar simplificado do SIN nas vizinhanças das instalações do Lote C

Figura 2 - Configuração da Interligação Sudeste/Centro-Oeste em 500kV.

Gurupi

2 x 136 Mvar

136 Mvar

136 Mvar

136 Mvar

136 Mvar

136 Mvar

136 Mvar

60 Mvar

SE Peixe UHE Peixe

136 Mvar

2 x 200 Mvar

100 Mvar

R. ÉguasB. J. Lapa

2 x 150 Mvar

Ibicoara

CamaçariSapeaçu

2 x 200 Mvar 150 Mvar

S. da Mesa S. da Mesa II

Samambaia

136 Mvar

100 Mvar

136 Mvar

136 Mvar

136 Mvar 136 Mvar

136 Mvar 136 Mvar73.5 Mvar

136 Mvar

73.5 Mvar

Emborcação

São Gotardo

91 Mvar

91 Mvar

136 Mvar

2 x136 Mvar

Luziânia

91 Mvar 91 Mvar

N. Ponte N. Ponte II

Paracatu

91 Mvar

91 MvarJaguara

Estreito

Bom Despacho

91 Mvar

91 Mvar

Neves

91 Mvar

SãoGonçalo

OuroPreto 2

Marimbondo

100 Mvar

Itumbiara

91Mvar

S. Simão

A. Vermelha

Araraquara

Campinas

Poços de Caldas

91 Mvar 91 Mvar

73.5 Mvar 73.5 Mvar

73.5 Mvar

TCSC

136 Mvar

100 Mvar

136 Mvar

136 Mvar

73.5 Mvar73.5 Mvar

73.5 Mvar

79.8 Mvar

136 Mvar

2 x

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1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA

A configuração básica é caracterizada pelos empreendimentos listados nas tabelas a seguir. As linhas de transmissão constam da Tabela 1, enquanto as subestações constam da Tabela 2.

TABELA 1 – LINHA DE TRANSMISSÃO

Origem Destino Circuito km Serra da Mesa II [1] Luziânia Simples 500kV 310 Luziânia Paracatu 4 Simples 500kV 118 Paracatu 4 Emborcação Simples 500kV 188 Luziânia Samambaia Simples 500kV 65

[1] Serra da Mesa II – 500kV, seccionamento da linha de 500kV Serra da Mesa – Correntina.

TABELA 2 – SUBESTAÇÕES

Subestação Tensão (kV) Empreendimentos principais

Serra da Mesa II

500 500 500

1 Entrada de Linha (3+1) Reatores de Linha Fixos de 45,3Mvar [1] e equipamentos associados, para Luziânia. 1 Banco de capacitores série para Luziânia com 30% de compensação (247Mvar).

Luziânia

500 500 500 500 500 500 500

Módulo Geral DJM – SE Média 3 entradas de Linhas 2 conexões de reatores 3 interligações de barras (6+1R) reatores de barra 45,3Mvar [1] e equipamentos associados 3 reatores de linha fixos de 45,3Mvar [1] e equipamentos associados, na LT para Serra da Mesa II 1 Banco de capacitores série para S.da Mesa II com 30% de compensação (247Mvar).

Paracatu 4

500 500 500 500 500 500 500 138 138

Módulo Geral DJM – SE Grande 2 Entradas de linhas 1 conexão de reator 2 conexões de transformador 2 interligações de barras 2 bancos de transformadores monofásicos 500/138-13,8kV de 2x(3x100) MVA e 1 fase reserva (3+1R) reatores de linha 45,3 Mvar[1] e equipamentos associados na linha para Emborcação 2 conexões de transformador 1 interligação de barras

Emborcação 500 1 entrada de linha Samambaia 500

500 500 500

1 entrada de linha 1 interligação de barras 1 conexão de reator (3+1) reatores de barra de 45,3 Mvar[1] e equipamentos associados

[1] – A Potência dos reatores monofásicos, em Mvar, está referida à tensão de 500/ 3 kV. A configuração básica supracitada e os requisitos técnicos deste ANEXO 6C são os padrões de desempenho mínimo para outras soluções, as quais deverão ser demonstradas mediante justificativa técnica comprobatória.

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O empreendimento, objeto do Leilão, compreende a implementação das instalações inerentes aos circuitos das linhas de transmissão, um circuito simples, em 500kV, entre as Subestações Serra da Mesa II e Emborcação e entre Luziânia e Samambaia, conforme relação detalhada no subitem 1.1.2 acima, 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 6C.

1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS

Os dados de sistema utilizados nos estudos em regimes permanente e transitório, efetuados para a definição da configuração básica estão disponibilizados, conforme documentação relacionada no item 2.1 deste ANEXO 6C. Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE, ANATEM e NH2. Os dados relativos aos estudos de transitórios eletromagnéticos estão disponíveis no formato do programa ATP.

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 6C e as práticas da boa engenharia.

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1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO 500KV

1.2.1 INDICADORES ELÉTRICOS

1.2.1.1 Parâmetros elétricos da linha de transmissão

A reatância longitudinal de seqüência positiva da linha de transmissão deverá possibilitar a distribuição de fluxos de potência nos trechos Serra da Mesa II-Luziânia, Luziânia-Paracatu 4, Paracatu 4-Emborcação e Luziânia-Samambaia, todos em 500kV, de forma similar à configuração básica apresentada nos estudos dos relatórios disponibilizados no item 2.

1.2.1.2 Carregamento da Linha de Transmissão

As linhas de transmissão 500kV Serra da Mesa II-Luziânia, Luziânia-Paracatu 4, Paracatu 4-Emborcação e Luziânia-Samambaia deverão ser capazes de suportar, continuamente, corrente de 3.000A, 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 de carregamento considerando a ocorrência simultânea das mesmas:

• Temperatura máxima média da região;

• Radiação solar máxima;

• Brisa mínima não superior a 1m/s; e

• Corrente nos trechos:

− Serra da Mesa II – Luziânia: 3.000A;

− Luziânia – Paracatu 4: 3.000A

− Paracatu 4 - Emborcação: 3.000A e

− Luziânia – Samambaia: 3.000A É de responsabilidade da TRANSMISSORA estabelecer o valor da brisa mínima para o projeto. A linha de transmissão deverá operar preservando as distâncias de segurança para a circulação contínua da corrente máxima acima especificada. Em condições climáticas mais favoráveis do que as estabelecidas acima, cada trecho de linha de transmissão pode operar com carregamento superior à especificada, desde que as distâncias de segurança e as demais condições de projeto sejam respeitadas 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. No dimensionamento dos cabos pára-raios, deverão ser consideradas as mesmas condições climáticas utilizadas na definição das flechas máximas dos condutores.

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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 temporizada de 2a zona, à circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em qualquer estrutura da linha de transmissão, considerando níveis de curto-circuito de 40kA nas subestações terminais; 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 estará obrigada a efetuar as adequações e substituições, com a necessária antecedência, sem ter o direito a Receita adicional que trata a Oitava Subcláusula da Cláusula Quarta do Contrato de Concessão. A implantação do monitoramento de distâncias de segurança (clearances) poderá ser solicitada pela ANEEL a qualquer tempo. 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 60Hz e para a temperatura de 50ºC, deve ser igual ou inferior a da configuração básica: 0,017Ω/km, que corresponde a um feixe de 4x954kcmil - Rail.

1.2.1.5 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, as perdas ôhmicas totais serão computadas considerando ambos os condutores

1.2.1.6 Compensação Reativa

A compensação reativa em derivação da configuração básica está apresentada no subitem 1.1.2 – Tabela 2 . Em caso de proposição de configuração alternativa o projeto da compensação reativa em derivação das linhas de transmissão deverá ser definido de forma que o conjunto formado pelas linhas e suas compensações atenda aos requisitos constantes no item 2 e demais critérios constantes deste Anexo. Os dados, critérios e condições necessários para a análise da TRANSMISSORA encontram-se nos documentos indicados no item 2.

1.2.1.7 Desequilíbrio

Cada trecho da linha de transmissão em 500kV Serra da Mesa II – Luziânia – Paracatu 4 - Emborcação deverá ter um ciclo completo de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total.

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Para a linha de transmissão em 500kV Luziânia - Samambaia, o desequilíbrio de tensão de deve estar limitado a 1,5%, para a operação em vazio e a plena carga com as três fases e sem aplicação de defeito.

1.2.1.8 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 1 (um) desligamento/100km/ano. (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. A distância de escoamento deve atender ao especificado nos itens 4 e 5 dessa norma, limitada a um mínimo de 14mm/kV fase-fase eficaz. O isolamento da linha 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, 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 deverá ser limitado aos valores constantes da Tabela 3.

TABELA 3 - O RISCO MÁXIMO DE FALHA EM 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

1.2.1.9 Efeitos de campos

Os efeitos tratados abaixo deverão ser verificados à tensão máxima de operação da linha, qual seja, 550kV: (a) Corona visual

As linhas de transmissão, incluindo cabos, ferragens das cadeias de isoladores e os acessórios dos cabos, não devem apresentar corona visual em 90% do tempo, para as condições

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atmosféricas predominantes na região atravessada pelas linhas de transmissão. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.

(b) Rádio-interferência

A relação sinal/ruído no limite da faixa de servidão, para a tensão máxima operativa, deve ser, no mínimo, igual a 24dB para 50% do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deverá ser o nível mínimo de sinal na região atravessada pelas linhas de transmissão, conforme norma DENTEL ou sua sucedânea. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo. (c) Ruído audível

O ruído audível (RA) no limite da faixa de servidão sob a tensão máxima operativa, durante condição de chuva fina (<0,00148mm/min) ou névoa de 4 horas de duração ou após os primeiros 15 minutos de chuva, deverá ser no máximo igual a 58dBA. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.

(d) Campo elétrico

O campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão 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 da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.

(e) Campo magnético

O campo magnético na condição de carregamento máximo e no limite da faixa de servidão deverá ser inferior ou igual a 67A/m, equivalente à indução magnética de 83µT. Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.

1.2.2 INDICADORES MECÂNICOS – LT 500KV

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

• Estado básico

− Para condições de temperatura mínima, a tração axial deverá ser limitada a 33% da tração de ruptura do cabo.

− 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.

− Para condições de vento extremo com período de retorno de 250 anos, a tração axial deverá ser limitada a 70% da tração de ruptura do cabo.

• Estado de tração normal (EDS)

− No assentamento final, à temperatura média sem vento, com nível de tracionamento conforme os valores indicados na Norma NBR-5422.

• Estado de referência

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− 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 períodos de retorno de 250 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 da linha 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 da linha de transmissão deverá atender ao nível de confiabilidade correspondente a um período de retorno igual ou superior a 250 anos, referente a um nível intermediário aos níveis 2 e 3 conforme preconizado na IEC 826.

1.2.2.3 Fadiga me cânica 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, de forma a garantir que os mesmos não estejam sujeitos a danos ao longo da vida útil da linha de transmissão. 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 da linha de transmissão, com elaboração de relatório técnico justificativo.

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Os dispositivos propostos para amortecer as vibrações eólicas deverão ter sua eficiência e durabilidade avaliadas por ensaios que demonstrem sua capacidade de amortecer os diferentes tipos de vibrações eólicas e sua resistência à fadiga, sem perda de suas características de amortecimento e sem causar danos aos cabos.

1.2.2.4 Requisitos para cantoneiras das torres de transmissão

As cantoneiras de aço-carbono ou micro-ligas, laminadas a quente, que se empregam em torres de transmissão, deverão obedecer aos requisitos mínimos de segurança estabelecidos na Portaria no 243 do INMETRO, publicada no Diário Oficial da União de 17 de dezembro de 2002.

1.2.2.5 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 linha, 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 linha 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.

1.2.3 INDICADORES ELETROMECÂNICOS

1.2.3.1 Descargas atmosféricas

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

1.2.3.2 Corrosão eletrolítica

É de inteira responsabilidade do Agente de Transmissão a elaboração de estudos para prevenção dos efeitos relacionados à corrosão em elementos da LT em contato com o solo, de forma a garantir a estabilidade estrutural dos suportes da LT e o bom funcionamento do sistema de aterramento ao longo da vida útil da LT.

1.2.3.3 Corrosão ambiental

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

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1.3 SUBESTAÇÕES

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.

Nas subestações, a configuração básica deverá contemplar equipamentos com características elétricas básicas similares ou superiores às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos listados no item 2. O dimensionamento dos novos equipamentos deve considerar as atuais e futuras condições a serem impostas pela configuração prevista pelo planejamento da expansão do Sistema Interligado da Região Sudeste/Centro-Oeste. Deverão ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações das subestações de Samambaia e Emborcação, existentes, conforme especificado nos documentos Características e Requisitos Básicos, listados no item 2. As subestações de Luziânia e Paracatu 4, serão compostas de um setor de 500kV em arranjo tipo DJM. A SE de Paracatu 4 além do pátio de 500kV terá um pátio de 138kV e futuramente um pátio de 345kV. O proponente vencedor deverá adquirir um terreno que comporte os equipamentos listados nas tabelas 1 e 2, adquirindo inclusive uma área adicional para expansões futuras prevista no planejamento de longo prazo.

Nas subestações Samambaia e Emborcação, a TRANSMISSORA deverá considerar a necessidade, entre outras, da execução de terraplenagem, drenagem superficial e construção de cercas delimitadoras na área de ampliação destas subestações.

1.3.1.2 Arranjo de barramentos

O arranjo de barramentos de 500kV das subestações de Serra da Mesa II, Luziânia e Paracatu 4 deve ser do tipo disjuntor e meio – DJM, de acordo com o sub-módulo 2.3 dos Procedimentos de Rede do ONS. O arranjo de barras de 138kV da subestação de Paracatu 4 deve ser do tipo barra dupla a quatro chaves. O arranjo de barramentos de 500kV das subestações existentes de Emborcação e Samambaia é do tipo disjuntor e meio – DJM.

1.3.1.3 Capacidade de corrente

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(a) Corrente em regime Permanente

O dimensionamento do barramento, nas SE’s 500 kV Samambaia e Emborcação (existentes) deverá ser compatibilizado com as características físicas e elétricas do barramento existente, procurando-se observar que a capacidade de corrente em regime permanente não poderá ser inferior a 3.150 A. A capacidade de corrente em regime permanente do barramento de 500 kV das novas subestações de Luziânia 500 kV e Paracatu 4 não poderá ser inferior a 3150 A, devendo levar em conta o efeito de eventuais indisponibilidades de disjuntores no fluxo no barramento. Os equipamentos das entradas de linha deverão suportar valor de corrente correspondente ao limite térmico dos condutores (temperatura do condutor 90o C) da respectiva linha de transmissão, nas condições climáticas indicadas no item 1.2.1.3. Para o dimensionamento dos equipamentos deve ser considerado que indisponibilidades de equipamentos podem submeter os remanescentes a valores de correntes superiores aos da condição acima especificada. (b) Capacidade de curto-circuito

Os equipamentos e demais instalações deverão ser adequados para suportar nível de curto-circuito de 40kA para 500kV e para 138kV, nos barramentos dos pátios. Níveis de curto circuito inferiores aos acima poderão ser usados. Caso ocorra superação dos equipamentos, componentes e acessórios especificados com correntes inferiores à acima indicada, dentro do prazo de concessão do empreendimento, a Transmissora deverá efetuar as substituições e adequações, com a necessária antecedência, sem ter o direito a Receita adicional que trata a Oitava Subcláusula da Cláusula Quarta do Contrato de Concessão. (c) Sistema de Aterramento

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

1.3.1.4 Suportabilidade

(a) Tensão em regime permanente

O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar valor máximo de tensão de 550kV para a condição de operação em regime permanente, em 500kV. (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

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O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deverá assegurar blindagem perfeita das instalações, para correntes superiores a 2kA, 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.

1.3.1.5 Efeitos de campos

(a) Efeito corona

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

O valor da tensão de rádio interferência externa máxima para os equipamentos deverá ser de 2500µV/m a 1000kHz, correspondente a 1,1 vezes a tensão nominal do sistema.

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 500kV deve ser de 2 ciclos. Os disjuntores de 500kV deverão ser capazes de efetuar as operações de manobra listadas no item 1.8.4. Os disjuntores 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. Caberá a TRANSMISSORA especificar e fornecer disjuntores com resistores de pré -inserção quando necessário.

1.3.2.2 Seccionadores, lâminas de terra e chaves de aterramento

Estes equipamentos deverão atender, no mínimo, aos requisitos das normas IEC e outras 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 norma IEC 1129. Esses equipamentos devem ser dimensionados considerando a relação X/R do ponto do sistema onde serão instalados.

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1.3.2.3 Pára-raios

Devem ser instalados pára-raios nas entradas de linhas de transmissão, nas conexões de unidades transformadoras de potência, de reatores em derivação e de bancos de capacitores não auto-protegidos. Os pára-raios deverão ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), sem centelhador, adequados para instalação externa.

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 deverão ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e os de potencial deverão ter enrolamentos secundários individuais e serem próprios para instalação externa. Os núcleos de proteção dos transformadores de corrente deverão ter características transitórias para não saturarem durante curtos-circuitos e religamentos rápidos.

1.3.2.5 Reatores em Derivação

1.3.2.5.1 Tolerâncias Serão admitidas as seguintes tolerâncias do reator:

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

1.3.2.5.2 Esquemas de Aterramento Os bancos de reatores poderão considerar os seguintes esquemas de aterramento:

• Estrela solidamente aterrada;

• Estrela aterrada através de impedância.

Quando for utilizada a impedância de aterramento, a classe de isolamento do neutro do reator deverá ser dimensionada considerando esse equipamento.

1.3.2.5.3 Perdas O valor médio das perdas totais, à tensão nominal de operação e freqüência 60Hz, deverá ser inferior a 0,3% da potência nominal do reator.

1.3.2.5.4 Suportabilidade a Sobretensões O equipamento deverá ser capaz de suportar os níveis de sobretensões transitórias e temporárias definidos pelos estudos de sistema.

1.3.2.5.5 Característica V x I Deverá ser definida por estudos de sistema e engenharia.

1.3.2.5.6 Isolamento do Neutro Caso os estudos de sistema determinarem, para a viabilização da implementação do religamento

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monopolar, a necessidade da utilização de reatores de neutro, o isolamento do reator deverá ser especificado de forma a permitir a conexão desses reatores.

1.3.2.5.7 Unidades Reserva Deverá ser prevista a instalação de unidades reservas, onde indicado na configuração básica.

1.3.2.6 Unidades Transformadoras de Potência

Deverá ser prevista a instalação inicial de dois bancos de autotransformadores 500/138kV monofásicos de 3x100MVA na SE Paracatu 4. As unidades deverão possuir estágios de refrigeração capazes de atender os procedimentos para aplicação de cargas estabelecidos na norma ABNT NBR 5416.

(a) Potência Nominal

Considera-se como potência nominal, para os transformadores da SE Paracatu 4, a capacidade de 3 x 100MVA, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tap especificado.

(b) Operação em sobrecarga

Os transformadores deverão ser capazes de operar em condições de sobrecarga conforme NBR 5416.

(c) Comutação

O comutador de derivação em carga deverá ser projetado, fabricado e ensaiado de acordo com a publicação IEC-214 On Load Tap Changers. Os autotransformadores deverão ser providos de comutadores de derivação em carga. A TRANSMISSORA definirá o enrolamento onde serão instalados os comutadores, cuja atuação deverá ser no sentido de controlar a tensão no barramento 138kV. Deverá ser especificada a faixa de derivações de tap de no mínimo ± 10% da tensão nominal, com 16 posições de ajuste.

(d) Condições operativas

As características de saturação magnética das unidades transformadoras deverão permitir a energização tanto pelo enrolamento primário, quanto pelo secundário, para toda a faixa de tensão operativa. As unidades transformadoras deverão ser adequadas para operação em paralelo nos terminais 500kV e 138kV. Os procedimentos para aplicação de cargas devem atender a norma ABNT NBR 5416. Cada unidade transformadora de potência deverá ser capaz de suportar o perfil de sobre-excitação em vazio a 60Hz, de acordo com a tabela abaixo, em qualquer derivação de operação:

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Período (segundos) Tensão de derivação (pu)

10 1,35

20 1,25

60 1,20

480 1,15

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

(e) Impedâncias

O valor da impedância entre o enrolamento primário e secundário deverá ser compatível com àquela sugerida pelos estudos de sistema inicialmente realizados pelo CCPE e disponibilizados na documentação anexa a este Edital, que deverão ser detalhados pela TRANSMISSORA, quando da execução do projeto básico, observando-se, no entanto, no máximo de 14% na base nominal das unidades transformadoras, salvo quando indicado pelos estudos. Os valores de impedância deverão estar referenciados à temperatura de 75 °C.

(f) Perdas

O valor das perdas totais em plena carga deverá ser inferior a 0,3% da potência nominal das unidades transformadoras de potência.

(g) Ligação dos enrolamentos

Os enrolamentos primário e secundário das unidades transformadoras deverão ser conectados em estrela, com neutro acessível para aterramento sólido.

(h) Nível de ruído

O máximo nível de ruído audível emitido pelas unidades transformadoras de potência deverá estar em conformidade com a norma NBR 5356 da ABNT.

1.3.2.7 Banco de capacitores série fixos

1.3.2.7.1 As características principais da compensação série a ser instalada na linha Serra da Mesa II - Luziânia em Serra da Mesa II e Luziânia são:

• Corrente nominal: 1.850A; • Compensação: 30% da impedância da LT 500kV Serra da Mesa II – Luziânia em cada

terminal.

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

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

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

1.3.2.7.5 Deve ser prevista, nas estruturas que sustentam o banco série, o espaço e a capacidade mecânica

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de suportar uma futura ampliação de até 20% na capacidade nominal do banco.

1.3.2.7.6 Não é permitida a atuação de dispositivos de proteção dos varistores do banco série para faltas externas aos bancos de capacitores série, à exceção dos seguintes casos específicos:

(1) Faltas externas que sejam eliminadas em tempo superior ao tempo máximo de eliminação de defeito em milisegundos – tm (100 ms para VN≥ 345kV e 150ms para VN< 345kV). Nesse caso, o dispositivo de proteção dos varistores só pode atuar tm milisegundos após a detecção da falta. O banco de capacitores série deve ser reinserido em até 300ms após a eliminação da falta.

(2) Faltas externas trifásicas eliminadas em até tm milisegundos, com religamento mal sucedido após 500ms de tempo morto. Nesse caso, o dispositivo de proteção dos varistores só pode atuar após tm milisegundos da tentativa mal sucedida de religamento.

1.3.2.7.7 Pode ser proposta estratégia alternativa ao item (1.3.2.7.6) (2), na qual o by-pass ocorra assim que detectado o religamento sem sucesso, desde que o banco série possa ser reinserido até 300ms após a eliminação do defeito. Nesse caso, deve ser demonstrado por meio de estudos de estabilidade transitória, que tal estratégia não compromete a operação da rede básica.

1.3.2.7.8 Dispositivos de proteção dos equipamentos de compensação série que utilizem varistores devem ser dimensionados considerando os varistores à base de óxido metálico.

1.3.2.7.9 Os requisitos de energia dos varistores devem ser definidos levando-se em consideração todos os cenários e intercâmbios previstos no sistema de transmissão, bem como todos os tipos de falta. Esses cenários devem abranger desde a configuração inicial até a do ano horizonte de planejamento. Os requisitos devem ser definidos para a condição de falta externa mais crítica, inclusive para a possibilidade de linha paralela fora de serviço.

1.3.2.8 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.

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1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

1.4.1 GERAL

Cada equipamento primário, exceção feita aos barramentos, deve ser protegido por, no mínimo, dois conjuntos de proteção completamente independentes. Acrescenta-se, quando aplicável, a proteção própria ou intrínseca dos equipamentos. Os sistemas de proteção são identificados como: a) Proteção principal e proteção alternada - quando as mesmas forem funcionalmente idênticas; b) Proteção principal e proteção de retaguarda - quando as mesmas forem funcionalmente diferentes. 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 auto-monitoramento e auto-diagnóstico, 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 unitárias 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 proteção de retaguarda remota quando da indisponibilidade de sua única proteção. Os conjuntos de proteção principal e alternada (ou principal e de retaguarda) deverão ser alimentados por bancos de baterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independentes, além de possuírem independência a nível físico de painel, fonte auxiliar e todo e qualquer recurso que possam compartilhar. As proteções deverão possuir saídas para acionar disjuntores com dois circuitos de disparo independentes e para acionamento monopolar e/ou tripolar.

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As informações de corrente e tensão para cada sistema de proteção (principal e alternada ou principal e 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. Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos esquemas dos conjuntos de proteção, teleproteção, religamento automático e sincronismo, 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 Extra Alta Tensão (EAT). 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 PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO

Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios, instalados em todos os terminais da linha de transmissão, necessários e suficientes para a detecção e eliminação de todos os tipos de faltas (envolvendo ou não impedância de faltas) e outras condições anormais de operação na linha de transmissão, realizando a discriminação entre faltas internas e externas à linha protegida. Os conjuntos de equipamentos instalados em todos os terminais da linha de transmissão devem ser idênticos, não sendo admissível a utilização de equipamentos diferentes. As linhas de transmissão que forem secionadas para a inclusão de novos terminais (implantação de nova subestação, por exemplo) deverão ter as proteções dos terminais existentes adequadas de modo a atender ao especificado no parágrafo anterior.

1.4.2.1 Proteções Principal e Alternada - Linhas de Transmissão em 500kV

Cada terminal de LT deve ser equipado com dois conjuntos independentes de proteção, do tipo proteção principal e proteção alternada, totalmente redundantes, cada um deles provendo completa proteção unitária e de retaguarda, ambos adequados para a proteção da LT em que forem instalados. O sistema de proteção deve ser seletivo e adequado para a detecção e eliminação de todo tipo de falta ao longo da linha de transmissão. As proteções unitárias ou restritas, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada, devem ser capazes de realizar, individualmente e independentemente, a detecção e eliminação de faltas entre fases e entre fase e a terra para 100% da extensão da linha protegida, sem

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retardo de tempo intencional. O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas, incluindo o tempo de abertura dos disjuntores de todos os terminais da linha e da teleproteção, não deve exceder a 100ms. Os conjuntos de proteção principal e alternada devem permitir a correta seleção das fases defeituosas para comandar o desligamento do disjuntor de forma mono ou tripolar. É vetada 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 sobre -alcance transitório máximo de 5% para defeitos sólidos com máxima componente exponenc ial;

• A proteção de distância deve ser complementada com a utilização de proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N), com unidades instantâneas e temporizadas;

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

• Esquema permissivo de transferência de disparo por sub-alcance (PUTT);

• Esquema permissivo de transferência de disparo por sobre -alcance (POTT);

• Esquema de desbloqueio por comparação direcional (DCU);

• Esquema de bloqueio por comparação direcional (DCB);

• Esquema de transferência de disparo direta (DUTT);

Além dos requisitos descritos no item 1.7.2 do sistema de telecomunicações a ser implantado, no qual inclui o número mínimo de canais, a teleproteção deverá ainda atender os seguintes requisitos:

• 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 e a existência ou não de compensação série;

• 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 sobre -alcance devem ser utilizadas lógicas de bloqueio para operação indevida durante a eliminação seqüencial de faltas nas linhas paralelas;

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• 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 esquema de transferência direta de desligamento (DUTT) 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 linha.

As proteções de retaguarda, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada devem ser gradativas, compostas por relés de distância (21/21N), para defeitos entre fases e fase terra e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N), atendendo as seguintes condições:

• 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), com unidades instantâneas e temporizadas;

• Permitir a adequada eliminação de faltas que ocorram durante a energização da linha, 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).

No caso de terminais conectados a barras com arranjos do tipo disjuntor e meio ou em anel, deve ser previsto lógica para proteção do trecho da linha que permanecer energizado quando a respectiva chave isoladora estiver aberta (linha fora de serviço), estando o(s) disjuntor(es) da linha fechado(s) (stub bus protection). 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. As proteções principal e alternada devem possuir esquema para disparo por perda de sincronismo (78). Todo terminal de LT deve possuir proteção principal e proteção alternada para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado, com ajustes independentes, e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal.

• Os elementos instantâneos devem operar somente para eventos onde se verificam sobretensões simultaneamente nas três fases;

• Os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três fases.

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Todo terminal de LT deve possuir esquema de verificação de sincronismo, para supervisionar o comando de fechamento tripolar dos disjuntores.

1.4.2.2 Esquemas de religamento

As linhas de transmissão devem ser dotadas de esquema de religamento conforme filosofia definida a seguir:

1.4.2.2.1 Requisitos gerais O esquema de religamento deverá possibilitar a seleção do tipo, com duas possibilidades: tripolar e monopolar e do número de tentativas de religamento.

Na posição tripolar qualquer ordem de disparo iniciada por proteção deverá desligar os três pólos do disjuntor e iniciar automaticamente 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 deverá ser tripolar (por exemplo: curto-circuito permanente).

Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio deverá ser prevista a possibilidade de religamento em qualquer dos dois disjuntores associados à linha. A colocação ou retirada de serviço e a seleção do tipo de religamento e do disjuntor a religar deverão ser realizadas por meio de chave seletora e do sistema de supervisão e controle da subestação.

Os relés de religamento deverão possuir temporizadores independentes com possibilidade de ajuste de tempo morto, para religamento monopolar e 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 o religamento automático somente quando da ocorrência de curtos–circuitos 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.

1.4.2.2.2 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 contínuo do terminal remoto, atuação das proteções de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo ou, 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, chamado LÍDER, e deverá religar depois de transcorrido o tempo morto. O outro terminal, chamado SEGUIDOR deverá ser religado por meio de um relé verificador de sincronismo. Para permitir a seleção do terminal que será religado em primeiro lugar, ambos os

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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.

1.4.2.2.3 Esquema de religamento monopolar Os esquemas de religamento automático monopolar são para atuações exclusivas após a eliminação de faltas fase-terra por proteções de alta velocidade ou instantâneas. Estes esquemas de religamento automático não deverão ser iniciados pelas mesmas funções descritas no 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, deverá ser tripolar, cancelando o religamento da linha de transmissão.

1.4.2.2.4 Relés verificadores 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.

1.4.3 SISTEMA DE PROTEÇÃO DOS AUTOTRANSFORMADORES 500-138-13,8KV

Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de todos os tipos de faltas internas (para a terra, entre fases ou entre espiras) nos autotransformadores, além de prover proteção de retaguarda para falhas externas e internas à sua zona de proteção e dos dispositivos de supervisão próprios de temperatura de enrolamento e de óleo, válvulas de alívio de pressão e relé de gás. Os autotransformadores devem dispor de três conjuntos de proteção:

• Proteção principal;

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• Proteção alternada;

• Proteção intrínseca.

O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores associados ao autotransformador pelas proteções unitárias, não deve exceder a 120 milissegundos. As funções diferenciais dos conjuntos de proteção Principal e Alternada devem utilizar os transformadores de corrente localizados nas buchas e a outra os transformadores de corrente externos, respectivamente (se superpondo com as proteções dos barramentos adjacentes). As proteções unitárias integrantes dos conjuntos de proteção Principal e Alternada devem possuir as seguintes funções e características:

• Proteção diferencial percentual trifásica ou três unidades monofásicas, com circuitos de restrição para tantos enrolamentos quantos necessários, com bloqueio ou restrição para 2º e 5º harmônicos e unidade diferencial instantânea ajustável (87);

• As proteções unitárias devem atuar sobre relés de bloqueio (86T), para comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do autotransformador.

As proteções de retaguarda, integrantes dos conjuntos de proteção Principal e Alternada devem possuir as seguintes funções e características atuando nos disjuntores através de relés de disparo de alta velocidade:

• Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase e de neutro, (50/51, 50/51N), composta por conjuntos de proteção vinculados a cada um dos enrolamentos do transformador;

• Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de terra (50/51G), composta por conjuntos de proteção vinculados a cada ponto de aterramento do transformador;

• Sobretensão de seqüência zero (64), quando necessária, para detecção de falhas à terra no enrolamento terciário, em transformadores com o terciário ligado em delta, sendo que esta função deve ser prevista apenas para alarme;

• Proteção de sobrecarga (50/51-OLT), com temporizador (62-OLT) independente ajustável.

A proteção intrínseca deve possuir as seguintes funções e características: • Proteção por acúmulo ou detecção de gás, (tipo Buchholz ou similar, 63), pressão súbita de

óleo ou gás (válvula de segurança ou similar, 63V), ambas promovendo o desligamento do autotransformador através de relé de bloqueio (86T);

• Proteção para sobretemperatura do óleo (26) e dos enrolamentos (49), ambas com contatos para alarme de advertência e urgência, bem como contatos para disparo dos disjuntores após temporização ajustável.

1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES 500KV

Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de todos os tipos de faltas internas (para a terra, entre fases ou entre espiras) em reatores mono ou trifásicos, com neutro em estrela aterrada, conectados nas linhas de transmissão ou em barramentos. O reator deve dispor de três conjuntos independentes de proteção:

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• Proteção unitária;

• Proteção de retaguarda;

• Proteção intrínseca.

A proteção unitária deve possuir as seguintes funções e características: • O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção,

dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores, pela proteção unitária não deve exceder a 100 milissegundos.

• Ser constituída por proteção diferencial de sobrecorrente percentual (87);

• No caso de bancos de reatores monofásicos, a proteção diferencial deve ser trifásica, com conexão por fase entre os TC’s do lado da linha ou do barramento e os TC’s do lado do neutro de cada reator;

• No caso de reatores trifásicos, é admitida a proteção diferencial monofásica, com conexão residual entre os TC’s do lado da linha ou do barramento e um único TC existente no fechamento do neutro do reator. Caso existam TC’s por fase no lado de neutro, a proteção diferencial deve ser trifásica;

A proteção de retaguarda deve possuir as seguintes funções e características: • Relé de sobrecorrente com elementos instantâneo e temporizado de fase e terra (50/51 e

50/51N) localizada no lado da linha ou do barramento do reator;

• Relé de sobrecorrente instantâneo e temporizado de terra (50/51G) no aterramento do neutro do reator.

A proteção intrínseca deve possuir as seguintes funções e características: • Proteção por acúmulo ou detecção de gás, (tipo Buchholz ou similar, 63), pressão súbita de

óleo ou gás (válvula de segurança ou similar, 63V), ambas promovendo o desligamento do reator através de relé de bloqueio (86T);

• Proteção para sobretemperatura do óleo (26) e dos enrolamentos (49), ambas com contatos para alarme de advertência e urgência, bem como contatos para disparo dos disjuntores após temporização ajustável.

As proteções do reator devem atuar sobre relé de bloqueio (86R), para: • No caso de reatores manobráveis por disjuntor(es) próprio(s), abrir e bloquear o

fechamento do(s) disjuntor(es) do reator;

• No caso de reatores diretamente conectados a linha de transmissão, abrir e bloquear o fechamento do(s) disjuntor(es) do terminal local da linha de transmissão associada, e enviar transferência direta de disparo promovendo a abertura e o bloqueio de fechamento dos disjuntores remotos.

1.4.5 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE

Os bancos de capacitores série devem ser protegidos de acordo com a recomendação de seu fabricante, possuindo no mínimo as seguintes proteções, atuando através de relés de bloqueio próprios: (a) Proteção para ressonância sub -síncrona; (b) Proteção para desequilíbrio de corrente;

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(c) Proteção para sobrecorrente no centelhador (gap) ou MOV (Metal Oxide Varistor); (d) Proteção para descargas à plataforma; (e) Proteção para sobrecarga.

1.4.6 PROTEÇÃO DE BARRAS DE 500KV PARA AS SUBESTAÇÕES EXISTENTES DE EMBORCAÇÃO E SAMAMBAIA

Deverão ser previstos os equipamentos e esquemas associados necessários à integração das novas entradas de linha ao esquema de proteção diferencial de barras existente nas subestações. Deverão ser utilizados núcleos de transformador de corrente independentes e dedicados para cada proteção diferencial, sendo vedada a utilização de TC’s auxiliares. Onde existirem proteções de barra com relés de alta impedância, as características magnéticas dos TC’s a serem acrescentados devem ser idênticas às dos TC’s existentes.

1.4.7 PROTEÇÃO DE BARRAS DE 500KV PARA AS NOVAS SUBESTAÇÕES DE SERRA DA MESA II, LUZIÂNIA E PARACATU 4

Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para detecção e eliminação de todos os tipos de falhas nos barramentos da subestação (envolvendo ou não alta impedância de falta), realizando a discriminação entre faltas internas e externas ao barramento protegido.

O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas no barramento não deve ser superior a 100 ms, incluindo o tempo de operação do relé de proteção de barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores.

Cada barramento da instalação deve ser equipado com um conjunto de proteção do tipo proteção de barras (87B), alimentados por secundários independentes dos transformadores de corrente.

As proteções dos barramentos devem ser estáveis (não atuar) para faltas externas aos barramentos, mesmo quando ocorra a saturação de transformador de corrente. As proteções dos barramentos não devem operar indevidamente no caso de abertura de circuito secundário de transformador de corrente, sinalizando este tipo de ocorrência.

1.4.8 PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR

Todo 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 sobre o disjuntor protegido;

(b) Promover um novo comando de abertura no disjuntor protegido (retrip), antes de atuar no relé de bloqueio;

(c) Comandar, por atuação do relé de bloqueio, a ab ertura e bloqueio de fechamento de todos os disjuntores necessários à eliminação da falta, em caso de recusa de abertura do disjuntor;

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(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 250ms para o nível de tensão de 500kV. Os sistemas de proteção para falha de disjuntores associados a equipamentos, tais como autotransformadores e reatores, devem permitir a inicialização por meio 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, suficientes para a eliminação da falha, promovendo, quando necessário, a transferência de disparo direta para o disjuntor do terminal remoto. A proteção de falha de disjuntor deverá ser dedicada e possibilitar a integração aos esquemas de falha de disjuntores existentes. 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.

1.4.9 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO

O SEP deverá ser implementado por Unidades de Controle Digital (UCD), específicas para processar emergências envolvendo a rede de 500kV. Deverá existir um SEP para cada subestação do sistema de 500kV. As características descritas a seguir são específicas para o SEP e deverão ser rigidamente observadas pela TRANSMISSORA:

• As UCD´s deverão ser funcionalmente independentes das demais unidades do Sistema de Proteção Controle e Supervisão (SPCS) no que diz respeito ao desempenho das suas funções. Estas unidades deverão estar conectadas à Via de dados (VDD) somente para enviar e receber informações que deverão ser exibidas nas Unidades de Supervisão e Operação (USO) das subestações e dos Centros de Operação;

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

• Esta conexão deverá ser dedicada à função (SEP) e deverá atender aos seguintes requisitos de tempo de resposta:

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− O tempo máximo total estimado para tomada de decisão de um SEP de determinada subestação, em função da alteração de entradas digitais e/ou violação dos limites estabelecidos para as funções supervisionadas ocorridos em outra subestação, incluídos os tempos de comunicação, deverá ser menor ou igual a 200ms;

− Dentro de uma mesma subestação o tempo de atuação deverá ser menor ou igual a 20 ms.

• Caso a UCD proposta para o SEP não consiga desempenhar as funções especificadas a seguir, a TRANSMISSORA deverá instalar os relés de proteção em quantidade e tipo necessários e suficientes para cumprir estas funções. Estes relés deverão também ser exclusivo para a função SEP não podendo ser compartilhados com o SPCS.

As seguintes funções deverão ser desempenhadas pelas UCDs: • Função Direcional de Potência (para as linhas):

− Atuação trifásica ou por fase;

− Curva característica de tempo inversa;

− Possibilidade de inversão da direcionalidade;

− Facilidade de ajuste quanto ao ponto de atuação em termos de potência (W) ou corrente (A);

− Dotado de saídas independentes para alarme e desligamento com rearme local e remoto;

− Interface com fibra óptica.

• Função de Sub e Sobretensão (para as barras):

− Atuação por fase;

− Característica de tempo definido;

− Ajuste contínuo da função 27 na faixa de 0.3 a 0.8 da tensão nominal e da função 59 de 1,1 a 1,6 da tensão nominal;

− Exatidão melhor que 2%;

− Relação Drop Out/Pick Up maior do que 0,98;

− Interface com fibra óptica. • Função de Sub e Sobrefreqüência:

− Possuir 04 estágios de freqüência independentes;

− Faixa de ajuste mínima para cada estágio de operação: de 50 a 70Hz, ajustável em intervalos de 0,01Hz;

− Exatidão de +/- 0,005Hz do valor ajustado; − A operação da unidade deverá ser bloqueada por subtensão, ajustável de 40% a

80% da tensão nominal;

− Cada unidade deverá ser fornecida com funções para alarme e desligamento; − A atuação dessa unidade só deverá ser possível após um período de avaliação

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não inferior a 3 (três) ciclos, de forma a eliminar eventuais atuações indevidas provocadas por componente aperiódica ou outros transitórios na onda de tensão;

− O tempo máximo de rearme dessa unidade deverá ser de 50 milissegundos; − O erro máximo admissível para cada temporizador será de +/- 5%;

− Circuitos de medição e saída independentes por estágios de atuação;

− Interface com fibra óptica. Deverão ser disponibilizados os seguintes dados para ligação ao CLP do sistema:

• Entradas analógicas:

− Fluxo de potência ativa em todas as linhas de transmissão, geradores e transformadores;

− Tensão em todas as seções de barramento.

• Entradas digitais:

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

− Indicação da atuação da proteção.

• Saídas de controle:

− Dois contatos para comando de abertura por disjuntor.

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1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE

1.5.1 INTRODUÇÃO

Este item descreve os requisitos de supervisão e controle que deverão ser implantados para que seja assegurada a plena integração da supervisão e controle dos novos equipamentos à supervisão dos equipamentos existentes, garantindo-se, com isto, uma operação segura e com qualidade do sistema elétrico interligado. Assim, são de responsabilidade da TRANSMISSORA a aquisição e instalação de todos os equipamentos, softwares e serviços necessários para a implementação dos requisitos especificados neste item e para a implementação dos recursos de telecomunicações, cujos re quisitos são descritos em item 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 utilizados; − Critérios para a operação e manutenção dos recursos de supervisão e controle;

− Elenco de informações a serem supervisionadas;

• Requisitos de supervisão pelo Agente proprietário das subestações existentes;

• Requisitos de supervisão e controle pelo ONS, divididos em:

− Requisitos básicos de supervisão, 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 Controle Automático de Geração – CAG;

− 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

A construção das linhas de 500kV Serra da Mesa II – Luziânia Paracatu 4 – Emborcação e Luziânia – Samambaia e das subestações associadas envolve, além das novas instalações previstas, como as subestações Serra da Mesa II e Luziânia, a instalação de um conjunto de equipamentos em subestações existentes pertencentes às Concessionárias, tais como, Emborcação à CEMIG e Samambaia à FURNAS. Em função disto, todos os equipamentos a serem instalados pela TRANSMISSORA devem ser supervisionados a nível local segundo a filosofia, critérios e padrões adotados pela empresa proprietária de tais subestações, devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) existentes ou que serão futuramente instalados pelos atuais proprietários.

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A arquitetura e os requisitos básicos destes Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) são sucintamente apresentados nos documentos “Características e Requisitos Básicos das Instalações”, referentes às SEs Serra da Mesa II, Luziânia, Emborcação e Samambaia. Na época da elaboração do Workstatement a TRANSMISSORA receberá os documentos detalhados dos requisitos de hardware, funcionais e de projeto dos SDSCs, padrões do ONS da CEMIG e de FURNAS. Estes documentos estão disponíveis a princípio para consulta, a qualquer momento na CEMIG e em FURNAS. Na eventualidade do sistema da TRANSMISSORA entrar em operação antes da instalação dos SDSCs em implantação nas SEs existentes, o mesmo deverá ser projetado para operação independente e prevendo posterior integração aos referidos SDSCs. Nas subestações novas de Serra da Mesa II e Luziânia devem ser instalados conjuntos de equipamentos de supervisão e controle que permitam à TRANSMISSORA a operação segura de todos os equipamentos elétricos. Em adição à supervisão local, os equipamentos elétricos devem permitir a supervisão remota pelos seguintes Centros de Operação:

• Centros dos agentes proprietários das subestações existentes:

− Centro de Operação da CEMIG, –COS-CEMIG, pertencente à CEMIG, localizado em Belo Horizonte, MG;

− Centro de Operação Local, a ser definido pela futura TRANSMISSORA;

− Centro de Operação Regional Goiás, CTRG, pertencente à FURNAS.

• Centros do ONS:

− Centro Regional de Operação Sudeste, COSR-SE, localizado na cidade do Rio de Janeiro – RJ.

− Centro Regional de Operação Norte, COSR-N, localizado na cidade de Brasília - DF

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

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

• Nas subestações existentes, integração funcional com os Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) existentes ou a serem instalados, pela CEMIG e FURNAS, visando troca de informações;

• Interconexão aos Centros Regionais de Operação Sudeste e Norte, do ONS, utilizando o protocolo IEC 870-5-101/104 ou DNP V3.0 e atendendo ao especificado no item “Requisitos de Supervisão e Controle pelo ONS”;

• Interconexão aos Centros Regionais, pertencentes à FURNAS e CEMIG, conforme indicado no item “Requisitos de supervisão pelos agentes proprietários das subestações existentes”. Esta interconexão deve ser feita utilizando o protocolo já implementado nestes centros.

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Os protocolos adotados para comunicação com os Centros de Operação, CEMIG, FURNAS e o proprietário das novas SEs, 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 CEMIG, de FURNAS, ou do ONS, a configuração do protocolo deve permitir que tais centros identifiquem o estado operacional do 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 de hardware e software e demais serviços necessários nos Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) existentes 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 dos centros citados neste edital.

1.5.2.2.1 Conceito de interligação de dados

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Será considerado como interligação de dados o conjunto de equipamentos e sistemas que se interpõe 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 instalados nas subestações Serra da Mesa II, Luziânia, Paracatu 4, Emborcação e Samambaia;

• Sistemas que eventualmente se interponham entre as subestações Serra da Mesa II, Luziânia, Paracatu 4, Emborcação e Samambaia e os computadores de comunicações do COSR-SE/ COSR-N/ COS-CEMIG/ CTRG FURNAS/ COL a ser definido, designados genericamente neste documento 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, Software e interfaces necessárias para a integração das UTRs/SSCLs aos computadores de comunicação, incluindo-se aí modems e/ou outros equipamentos de interfaceamento de comunicações.

Será por meio destas interligações de dados que a TRANSMISSORA disponibilizará os recursos de supervisão e controle citados neste edital ao ONS, à CEMIG e à FURNAS. As mesmas interligações de dados utilizadas para atender aos requisitos de supervisão e controle deverão ser utilizadas para a disponibilização da seqüência de eventos. É requerido que a TRANSMISSORA seja responsável pela instalação e operacionalização de todos os equipamentos e sistemas necessários para implantar as interligações de dados com os centros de operação aqui citados. Como é requerido que a interface entre os equipamentos da TRANSMISSORA e os citados centros seja a entrada dos computadores de comunicação dos centros, de acordo com o critério estabelecido acima, isto inclui a implantação destas conexões e também inclui a instalação de sistemas de comunicação, de modems, e/ou de roteadores e outros equipamentos que se fizerem necessários 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

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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 pela TRANSMISSORA e pelos centros de operação do ONS, de FURNAS e da CEMIG, no processo de acompanhamento dos índices de disponibilidade e qualidade e, também, no processo de identificação de anomalias nos recursos de supervisão e controle disponibilizados pela TRANSMISSORA e os procedimentos a serem adotados para solicitação para execução dos serviços de manutenção e acompanhamento dos mesmos. A disponibilidade dos recursos de supervisão e controle providos pela TRANSMISSORA será avaliada mensalmente pelos Centros, por meio de índices de indisponibilidade calculados como descrito no subitem 1.5.5. “Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade” deste edital. Em tempo real, os citados centros solicitarão à TRANSMISSORA correção de eventuais anomalias que sejam detectadas, no que deverão ser atendidos pela TRANSMISSORA de forma a não comprometer seus índices de disponibilidade e 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 da TRANSMISSORA.

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 TRANSMISSORA 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 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, devendo os sistemas ser projetados para suportar períodos de pelo menos 4 segundos;

• As seguintes medições deverão ser coletadas e transferidas para os centros de operação:

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− 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);

− Módulo de tensão fase-fase em kV no ponto de conexão entre a linha de transmissão e a compensação série;

− Freqüência em Hz em todos os barramentos envolvidos.

• Todas as medições de tensão devem ter uma exatidão mínima de 1% e as demais de 2,0%. 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 1ms 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, FURNAS e CEMIG) 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 mínima de 1 milissegundo 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 por 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, sistema este incluído no objeto deste edital, de forma a garantir que a supervisão e controle das diversas instalações sejam feitos dentro de uma mesma base de tempo. O sistema deverá

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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 às condições de supervisão local (dado inválido na origem, dado sem atualização na última varredura da remota, 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 seqüênciamento de eventos

• Resolução e exatidão

• Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de armazenar informações para o seqüênciamento de eventos com uma resolução entre eventos menor ou igual a 5 milissegundos. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento também deverá ser menor ou igual a 1 milissegundo, tendo por base o GPS e devendo ser considerados todos os tipos de atuação a serem definidos durante a execução do projeto executivo.

• Conjunto de Informações

Sempre que existentes, as informações indicadas abaixo, armazenadas pelos sistemas de supervisão e controle das instalações, deverão ser transferidas ao COS-CEMIG, ao CTRG FURNAS, COSR-N e COSR-SE, conforme apropriado, contendo o instante da atuação do evento, sendo que pontos adicionais poderão ser incluídos durante desenvolvimento do projeto executivo: − Linha de Transmissão:

º Partida da proteção principal de fase (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 por sobretensão; º Alarme de bloqueio por oscilação de potência;

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

− Reator º Sobretemperatura 2o estágio de óleo; º Sobretemperatura 2o estágio do enrolamento; º Proteção de gás 2o estágio; º Válvula de alívio de pressão; º Proteção diferencial por fase; º Proteção de sobrecorrente de fase e neutro; º Atuação do relé de bloqueio.

− Bancos de capacitores série: º Disparo da proteção de sobrecarga; º Disparo da proteção de subharmônicas; º Disparo da proteção do centelhador; º Disparo da proteção de desbalanço de tensão; º Disparo da proteção de fuga para a plataforma.

− 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 pólos; 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);

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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 relé de bloqueio.

− Transformadores/Autotransformadores: º Disparo da proteção de sobrecorrente do comutador sob carga; º Disparo por sobretemperatura do óleo - 2º estágio; º Disparo por sobretemperatura do enrolamento - 2º estágio (por enrolamento); º Disparo da proteção de gás - 2º estágio; º Disparo da proteção de sobretensão de seqüência zero para o enrolamento

terciário em ligação delta; º Alarme de falha no sistema de ventilação forçada; º Alarme de discrepância de posição de derivação (quando da operação

paralela); º Alarme de bloqueio de comutador de derivações; º Disparo da válvula de alívio de pressão; º Disparo da proteção de gás do comutador de derivações; º Disparo da proteção diferencial (por fase); º Disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro (por enrolamento); º Disparo do relé de bloqueio; º

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, da CEMIG e de FURNAS.

• 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 por meio 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:

− 4 segundos em média;

− 10 segundos no máximo .

• A idade máxima de um dado de indicação de estado deve ser inferior a 8 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 definido de comum

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acordo entre o Agente proprietário do centro (ONS, CEMIG e FURNAS) 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 PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS SUBESTAÇÕES

A TRANSMISSORA deve prover aos Centros de Operação dos Agentes proprietários das subestações existentes, COS-CEMIG (Emborcação), CTRG FURNAS (Samambaia), e COL – a ser definido, a supervisão remota dos equipamentos que venham a ser instalados nas subestações Serra da Mesa II, Luziânia, Paracatu 4, Emborcação e Samambaia, conforme requisitos apresentados no sub -item “Elenco de Informações a serem Supervisionadas”. A figura a seguir apresenta uma visão simplificada dos requisitos de supervisão das subestações (instalações) objeto deste edital pelo centro de operação da CEMIG de FURNAS e do novo proprietário das SEs. Foi aqui colocada com objetivo meramente ilustrativo, no intuito de dar uma visão gráfica dos requisitos especificados no texto deste edital.

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Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros dos Agentes proprietários das subestações (instalações) poderá se dar por meio 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 os Centros da CEMIG e de FURNAS, portanto, incluído no objeto desta licitação.

COS-CEMIG1

EMBO4 LUZ4

EMBO5

Recursos a serem instalados

Recursos existentes

Legenda: 1. Centro de Operação utilizado pela CEMIG:

COS CEMIG – Centro de Operação da CEMIG 2. Centro de Operação utilizado por FURNAS:

CTRG – Centro de Operação Regional Goiás 3. Centro de Operação a ser utilizado pela futura TRANSMISSORA 4. Ampliações e implantações de supervisão e controle nas subestações: EMBO – Subestação Emborcação PCT4 – Subestação Paracatu 4 LUZ – Subestação Luziânia SM2 – Subestação Serra da Mesa II SAM – Subestação Samambaia 5. Recursos de supervisão e controle existentes em subestação da CEMIG 6. Recursos de supervisão e controle existentes em subestação de FURNAS

SAM4

CTRG2 FURNAS

SAM6

PCT44 SM24

COL3 a ser definida

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A figura a seguir ilustra uma possível configuração.

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 Requisitos para o Controle Automático de Geração (CAG)

As informações requeridas para o controle automático de geração, CAG, se constituem na medição de potência ativa trifásica em MW na entrada da linha Samambaia – Paracatu 4, em Paracatu 4. As informações devem ser transmitidas, simultaneamente, aos COSR-N e COSR-SE. Para esta medição, valem os mesmos requisitos de qualidade especificados para a supervisão

Recursos existentes

Legenda: Em adição às siglas da figura anterior, utilizou-se: CD1 – Concentrador de dados, nome genérico dado para um sistema de supervisão e

controle que se interponha entre as instalações e os Centros da ELETRONORTE, de FURNAS e da futura TRANSMISSORA.

PCT4 LUZ

Recursos a serem instalados

SM2

COS CEMIG

CD1

COL a ser definido

SAM

SAM EMBO

EMBO

CTRG FURNAS

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em tempo real, exceto pelo fato de que a mesma deverá ser amostrada e transferida ao ONS como segue:

• Transferência ao COSR-N, por enlace de dados dedicado, com amostragem de 2 segundos;

• Transferência ao COSR-SE, por enlace de dados dedicado através de sinais com modulação FSK, com amostragem virtualmente contínua.

− Nota importante: Dadas às particularidades adotadas na implementação deste enlace, o proponente deverá consultar os especialistas em CAG deste Centro para obter a exata especificação do mesmo.

1.5.4.3 Arquitetura da interconexão com o ONS

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

• Centro Regional de Operação Sudeste – COSR-SE;

• Centro Regional de Operação Norte – COSR-N;

• Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico - CNOS.

Esta estrutura é simplificadamente apresentada, para fins meramente ilustrativos, na figura a seguir, sendo que a TRANSMISSORA deverá prover as interconexões de dados entre o Centros de Operação do ONS (exceto o CNOS) e cada um dos sistemas de supervisão das subestações envolvidas, devidamente integrados aos existentes.

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Observa-se na figura acima que a interconexão com o Centro do ONS se dá por meio de interligações de dados entre:

• Para o atendimento aos requisitos de supervisão e controle dos equipamentos das subestações de Samambaia, Serra da Mesa II e Luziânia:

• Interconexão com o COSR-N • Para o atendimento aos requisitos de supervisão e controle dos equipamentos das

subestações de Paracatu 4 e Emborcação: • Interconexão com o COSR-SE • Para o atendimento aos requisitos do CAG da subestação de Paracatu 4: • Interconexão com o COSR-N e COSR-SE

Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros do ONS poderá

CNOS1

COSR-N1

EMBO4

LUZ3

Recursos a serem instalados

Legenda: 1. Centros de Operação utilizados pelo ONS: - CNOS – Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico

- COSR-SE – Centro Regional de Operação Sudeste - COSR-N – Centro Regional de Operação Norte

2. Ampliação de supervisão e controle em subestações existente - SAM – Recursos de supervisão e controle na subestação SAMAMBAIA - EMBO – Recursos de supervisão e controle na subestação de EMBORCAÇÃO 3. Instalação da nova TRANSMISSORA - SM2 – Recursos de supervisão e controle na subestação de Serra da Mesa II

- PCT4 – Recursos de supervisão e controle na subestação de Paracatu 4 - LUZ – Recursos de supervisão e controle na subestação de Luziânia

4. Recursos de supervisão e controle em subestações existente 5. CAG: Interligação dedicada para transmissão de informações associadas ao controle automático de geração

SM23

Recursos Existentes

SAM2

SAM4

EMBO2 PCT43

COSR-SE1

CAG5 CAG5

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se dar por meio 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” e no de “Requisitos Técnicos do Sistema de Telecomunicações a ser Implantado”. Neste edital, este centro é genericamente chamado de “Concentrador de Dados”. Neste caso, a estrutura dos centros apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e os COSR-SE e COSR-N do ONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação. A figura a seguir ilustra uma possível configuração.

1.5.4.4 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;

• Capacidade nominal em Mvar e a tensão nominal em kV, de todos os equipamentos

CNOS

EMBO

COSR-N

LUZ

CD1 Recursos a serem instalados

Legenda: 1. Em adição às siglas da figura anterior, utilizou-se: - CD1 – Concentrador de dados, nome genérico dado para um sistema de supervisão e controle que se interponha entre as instalações e os COSR-SE e COSR-N.

SM2

EMBO Recursos existentes

SAM

SAM

PCT4

COSR-SE

CAG CAG

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estáticos de suporte de reativo que venham a ser utilizados, como capacitores, reatores, etc.,

• Impedância série de capacitores série; • 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 os Agentes 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(s) sistema(s) 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 diretas com UTRs, e se aplicável, parâmetros que permitam a conversão para valores de engenharia dos dados recebidos/enviados pelo Centro;

• Sempre que aplicáveis, 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 citados neste edital, para atender aos requisitos também apresentados neste edital, 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 ponto de medição ou de controle, ou seja, 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 dos centros de operação citados 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 por meio 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 subitem 1.5.2.5 – “Elenco de informações a serem supervisionadas”, deste Edital. Não serão computados nos índices os tempos de indisponibilidade causados por indisponibilidade no centro de operação do ONS (COSR-SE e COSR-N), CEMIG (COS-CEMIG) e FURNAS (CRTG).

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1.5.5.2 Conceito de indisponibilidade de recursos de supervisão e controle

Uma informação de qualquer dos tipos especificados no subitem 1.5.2.5 – Elenco de informações a serem supervisionadas, deste anexo, 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 subitem 1.5.2.5 – “Elenco de informações a serem supervisionadas”, deste anexo, 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;

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• 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;

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• 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:

ΣTqzij 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: Tq zij = (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 a 1 hora;

• Durante uma perturbação de vulto na Rede 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.

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Nos casos em que houver violação dos critérios especificados neste edital, 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 o sistema de supervisão e controle do Centro de Operação do ONS, da CEMIG, e de FURNAS, 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 novas instalações contempladas neste edital;

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

• Em complemento, os testes devem ser ponto a ponto, conforme programação a ser previamente acordada com o agente proprietário de cada centro de operação.

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1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL

1.6.1 ASPECTOS GERAIS

O Sistema de Registro de Perturbações compõem dos seguintes subsistemas: • Registradores Digitais de Perturbações (RDP) localizados nas subestações; • Quando necessários, Concentrador de Dados Local e rede de comunicação para coleta e

armazenamento dos dados dos diversos registradores instalados na subestação; • Concentrador de Dados Central para a coleta e armazenamento dos dados oriundo das

diversas subestações; • Recursos de comunicação interligando o Concentrador de Dados Central aos

Concentradores de Dados Locais das diversas subestações ou diretamente aos RDP, quando não for necessária a utilização de concentrador de dados local na subestação.

Os registros armazenados no concentrador de dados central deverão ser disponibilizados para acesso ao ONS por meio de servidor computacional conectado à INTERNET, utilizando o protocolo de transferência de arquivos FTP (RFC-959, File Transfer Protocol). Os registros deverão ser disponibilizados ao ONS convertidos para o formato de dados descrito na NORMA ANSI/IEEE C37.111 “IEEE Standard Common Format for Transient Data Exchange (CONTRADE) for Power Systems”. O subsistema de registro digital de perturbações nas subestações deve se constituir de um ou mais registradores digitais de perturbações (RDP), independentes das demais funções de proteção, controle ou supervisão, contemplando as seguintes funções:

• Aquisição e armazenamento de correntes e tensões (canais analógicos); • Aquisição e armazenamento de sinais digitais (canais digitais); • Localização de faltas em LT; • Comunicação para a transferência dos dados do RDP para o concentrador lo cal ou

independente, para acesso remoto desde o concentrador de dados central. 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.

Devem ser expandidos 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 softwares, e disponibilizar os softwares de comunicação, de configuração e ajuste e de conversação 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, convertidos para a forma digital e armazenados em memória.

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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. Devem ser disponibilizados os softwares 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, bem como o software 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.

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O disparo do RDP deve ser feito por meio de sensores próprios, ou por software, ou por contatos externos, ou pela combinação desses. O modo de disparo deve ser configurável, localmente 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 1ms.

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 EAT.

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:

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

freqüência de 60Hz; As entradas de tensão devem possuir as seguintes características:

CARACTERÍSTICAS GRANDEZAS

Tensão nominal (Vn) 115 e 115/ 3 V Faixa de medição 0 a 2,0Vn 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 miliseg. 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.

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As entradas de corrente devem possuir as seguintes características:

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

1,5s 50ms

Sobrecorrente: Permanente 1 segundo

2 In 20 In

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

≤ 1%

Faixa de resposta de freqüência com assimetria total + 1dB 1 a 1000Hz Consumo individual ≤ 2,0VA

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 160ms de dados de pré -falta e o tempo de pós falta deve ser ajustável entre 100 e 5000ms. 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

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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 por meio de rede exclusiva. 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 transmissão em 500kV

Deverão ser registradas as seguintes grandezas analógicas: • Corrente das três fases e corrente residual da linha; • Tensões das três fases e tensão residual;

Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas digitais:

• Desligamento pela proteção unitária principal de fases; • Desligamento pela proteção de retaguarda principal de fases; • Desligamento pela proteção unitária alternada de fases; • Desligamento pela proteção de retaguarda alternada de fases; • Desligamento pela proteção unitária principal de terra; • Desligamento pela proteção de retaguarda principal de terra; • Desligamento pela proteção unitária alternada de terra; • Desligamento pela proteção de retaguarda alternada de terra; • Desligamento pela proteção principal de sobretensão; • Desligamento pela proteção alternada de sobretensão; • Desligamento pela proteção para perda de sincronismo; • Recepção de sinais de teleproteção; • Transmissão de sinais de teleproteção; • Atuação de bloqueio por oscilação de potência; • Atuação de religamento automático; • Atuação do esquema de falha de disjuntor; • Desligamento pela proteção de barras, quando houver.

1.6.9.2 Barramentos

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Deverão ser registradas, em cada seção de barramento, as seguintes grandezas digitais: • Desligamento pela proteção – fase A; • Desligamento pela proteção – fase B; • Desligamento pela proteção – fase C.

1.6.9.3 Reatores

Deverão ser registradas as seguintes grandezas analógicas: • Corrente das três fases; • Corrente de seqüência zero.

Deverão ser registradas as seguintes grandezas digitais: • Desligamento pela proteção unitária; • Desligamento pela proteção de retaguarda de fases; • Desligamento pela proteção de retaguarda de neutro; • Desligamento pelas proteções intrínsecas.

1.6.9.4 Bancos de Capacitores Série

Deverão ser registradas as seguintes grandezas analógicas: • Correntes das três fases do Banco • Corrente no dispositivo de proteção primário (MOV ou centelhador) • Corrente de descarga para a plataforma

Deverão ser registradas as seguintes grandezas digitais: • Estado do disjuntor de contorno do Banco • Desligamento pela proteção para ressonância subsíncrona; • Desligamento pela proteção para desequilíbrio de corrente; • Desligamento pela proteção para sobrecorrente no dispositivo de proteção primário (MOV

ou centelhador); • Desligamento pela proteção para descargas à plataforma; • Desligamento pela proteção para sobrecarga;

1.6.9.5 Autotransformadores 500-138-13,8kV

Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas: • Correntes das três fases do lado de AT; • Correntes de três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de

transformadores de três enrolamentos e transformadores ou autotransformadores de interligação;

• Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento. Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas digitais:

• Desligamento pela proteção unitária principal; • Desligamento pela proteção unitária alternada; • Desligamento pela proteção de retaguarda principal; • Desligamento pela proteção de retaguarda alternada;

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• Desligamento pelas proteções de neutro principal; • Desligamento pelas proteções de neutro alternada; • Desligamento pelas proteções intrínsecas.

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1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO

1.7.1 REQUISITOS GERAIS

O sistema de telecomunicações das linhas de transmissão em 500kV Serra da Mesa II – Luziânia – Paracatu 4 - Emborcação e Luziânia - Samambaia, 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. Devido à grande concentração de linhas de transmissão na área envolvida, haverá necessidade de que sejam feitos estudos relacionados ao plano de freqüências OPLAT para compatibilização do espectro de freqüências a ser utilizado com o já existente nas demais linhas de transmissão. Esses estudos poderão levar à substituição de equipamentos OPLAT nessas linhas já existentes. Os meios de comunicação para voz e dados deverão atender aos seguintes requisitos: Disponibilidade:

• Serviço Classe A: igual ou superior a 99,98%, apurada mensalmente e tendo como valor de referência o somatório dos últimos 12 meses;

• Serviço Classe B: igual ou superior a 99,00%, apurada mensalmente e tendo como valor de referência o somatório dos últimos 12 meses;

• Circuitos de voz analógicos: − Nível de sinal: ± 3dB de variação em relação ao nível nominal

− Nível de ruído admissível: ≤ 40dBm0

• Circuitos de dados analógicos: − Nível de sinal: ± 3dB de variação em relação ao nível nominal

− Nível de ruído admissível: ≤ 40dBm0

Taxa de erro: ≤ 50bits/milhão, sem código de correção de erros, com seqüência pseudo-aleatória em teste com duração 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

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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 de mais 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 tele-supervisão, e permitir remotamente gerenciamento, auto-diagnóstico 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 48Vcc 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 manutenção dos índices de qualidade e de disponibilidade dos canais de dados e voz que se interligam com o ONS e, CEMIG e FURNAS. Em caso de indisponibilidade programada de quaisquer canais de dados ou de voz de interesse do ONS, CEMIG e FURNAS, a TRANSMISSORA deverá manter entendimentos com o Centro de Operação destes agentes, para obter a aprovação do serviço solicitado em data e horário convenientes.

1.7.2 REQUISITOS PARA A TELEPROTEÇÃO

Os equipamentos de telecomunicações para as funções de teleproteção devem ser dedicados e adequados para uso em instalações de transmissão de sistemas elétricos de potência. Os equipamentos de teleproteção devem ter chaves de testes, a fim de que seja possível realizar intervenção nesses equipamentos sem ser necessário desligar a linha de transmissão. É admissível a utilização de comunicação direta relé a relé por meio de fibra óptica, para a implementação dos esquemas de teleproteção utilizando unidades de distância, desde que mantida a independência dos meios de comunicação da proteção principal e da alternada. A teleproteção deve manter a confiabilidade e a segurança de operação em condições adversas de relação sinal/ruído, sobretudo na ruptura de condutores da linha de transmissão sob falta.

1.7.2.1 Teleprote ção das linhas de transmissão em 500kV

Nos esquemas de teleproteção devem ser utilizados equipamentos de telecomunicação independentes e redundantes para a proteção principal e alternada, preferencialmente com a utilização de meios físicos de transmissão independentes, de tal forma que a indisponibilidade de uma via de telecomunicação não comprometa a disponibilidade da outra via.

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Cada equipamento de comunicação deve ter o número de canais necessários para o correto desempenho do esquema de teleproteção utilizado. Os esquemas de transferência de disparo direto, em cada proteção, devem utilizar dois canais de comunicação. As saídas dos receptores de transferência de disparo devem ser ligadas em série, de tal forma que ambos os receptores devem receber o sinal antes de executar o comando de disparo. Deve ser prevista lógica para permitir disparo, mesmo no caso da perda de um dos canais de comunicação. Os canais de transferência de disparo devem permanecer permanentemente acionados quando da atuação de relés de bloqueio (quando da ocorrência de falha na abertura de disjuntores, atuação de proteções de reatores, proteções de sobretensão, etc.) e temporariamente acionados quando atuados pelas proteções de linha de transmissão. O esquema de recepção deve ter meios para diferenciar os sinais de transferência de disparo direto para os quais o religamento automático deve ser permitido, daqueles para os quais o religamento não deve ser permitido. Nos esquemas de teleproteção, baseados em lógicas permissivas de sobrealcance, os comandos 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 comandos serão acionados por unidades de medida reversas das proteções da linha. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas permissivas por subalcance, estes comandos serão acionados pelas unidades de medida de subalcance das proteções da linha. Os canais de telecomunicação devem ser específicos para proteção, não compartilhados com outras aplicações. O tempo decorrido entre o envio do sinal em um terminal e seu recebimento no terminal oposto deve ser menor que 15ms, aí incluídos os tempos de operação dos relés auxiliares. Deve ser previsto o registro de transmissão e recepção de sinais associados à atuação da teleproteção no sistema de registro de seqüência de eventos da instalação, visando a facilitar a análise de ocorrências pós-distúrbios.

1.7.3 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 (tipo hot-line sem comutação) 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: Peixe 2, Serra da Mesa II, Luziânia, Emborcação e Samambaia – serviço de telefonia direta Classe B.

• Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado, deverão ser previstos canais entre tal centro e:

º Subestação Serra da Mesa II - serviço de telefonia direta Classe B; º Subestação Luziânia – serviço de telefonia direta Classe B; º Subestação Paracatu 4 - de telefonia direta Classe B; º Subestação Emborcação – serviço de telefonia direta Classe B;

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º Subestação Samambaia – serviço de telefonia direta Classe B; º Centro de Operação do Sistema da CEMIG – COS CEMIG – serviço de

telefonia direta Classe A; º Centro de Operação Local de Itumbiara – COL-IT de FURNAS – serviço de

telefonia direta Classe A; º Centro Regional de Operação Sudeste – COSR-SE, do ONS – serviço de

telefonia direta Classe A. º Centro Regional de Operação Norte – COSR-N, do ONS - de telefonia direta

Classe A.. • Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Op eração Local próprio ou

contratado, para atendimento às subestações Serra da Mesa 2, Luziânia, Paracatu 4, Emborcação e Samambaia deverão ser previstos os seguintes canais - –um serviço de telefonia direta Classe B e uma alternativa por telefonia comutada:

º Entre a SE Samambaia e o Centro de Operação Local - COL-IT, de FURNAS; º Entre a SE Emborcação e o Centro de Operação do Sistema da CEMIG – COS

CEMIG; º Entre as SEs Paracatu 4 e Emborcação e o Centro Regional de Operação

Sudeste – COSR-SE, do ONS; º Entre as SEs Serra da Mesa 2, Luziânia e Samambaia e o Centro Regional de

Operação Norte – COSR-N, 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 conforme descrito neste edital.

1.7.4.1 Enlaces para supervisão e controle

Para a supervisão e controle pelo ONS, CEMIG e FURNAS, deverão ser fornecidos os seguintes enlaces redundantes de dados, preferencialmente por rotas alternativas, atendendo ao serviço Classe A:

• Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado, deverão ser previstos enlaces entre tal centro e:

º Subestação Serra da Mesa II; º Subestação Luziânia; º Subestação Paracatu 4; º Subestação Emborcação; º Subestação Samambaia; º Computador de comunicação do Centro de Operação do Sistema da CEMIG –

COS CEMIG; º Computador de comunicação do Centro de Operação Local de Itumbiara -

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COL-IT, de FURNAS; º Computador de comunicação do Centro Regional de Operação Sudeste –

CORS-SE do ONS; º Computador de comunicação do Centro Regional de Operação Norte – COSR-

N do ONS. • Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local:

− Enlaces com o computador de comunicação do Centro Regional de Operação Sudeste - COSR-SE, do ONS:

º Subestação Paracatu 4; º Subestação Emborcação;

− Enlace com o computador de comunicação do Centro de Operação Local de Itumbiara - COL-IT, de FURNAS:

º Subestação Samambaia; − Enlace com o computador de comunicação do Centro de Operação do Sistema da

CEMIG – COS CEMIG: º Subestação Emborcação;

− Enlace com o computador de comunicação do Centro Regional de Operação Norte - COSR-N, do ONS:

º Subestação Serra da Mesa II; º Subestação Luziânia; º Subestação Samambaia;

Estes enlaces deverão ser independentes de qualquer outro enlace de dados. Para a transmissão de informações para o Controle Automático de Geração deverão ser disponibilizados enlaces atendendo ao requisito de Classe A entre a SE Paracatu 4 e:

− Centro Regional de Operação Norte – COSR-N, do ONS; − Centro Regional de Operação Sudeste – COSR-SE, do ONS.

Estes enlaces obedecem ainda a requisitos específicos conforme descrito nos itens “Requisitos de Supervisão e Controle das Instalações” e “Requisitos para o Controle Automático das Instalações”.

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.

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1.8 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA

Como previamente indicado, a TRANSMISSORA NÃO têm liberdade para modificar: • As localizações das subestações Emborcação e Samambaia. Quanto às implantações das

Subestações Samambaia e Emborcação e Paracatu 4, a TRANSMISSORA deverá obedecer aos estudos de viabilidade técnica – ambiental, de acordo com as alternativas apresentadas;

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

Por outro lado, como também previamente indicado, a TRANSMISSORA TEM liberdade de propor configurações alternativas, incluindo:

• Os parâmetros da LT, desde que atendidos os requisitos limítrofes estabelecidos neste ANEXO 6C.

• Valores de reatância dos reatores de linha e de barra. • Configurações de torres.

Seja qual for a configuração proposta, básica ou alternativa, a TRANSMISSORA deverá 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; • Estudo de tensão transitória de restabelecimento. • Estudo de coordenação de isolamento.

Esses estudos deverão demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critério do CCPE e nos relatórios de estudos indicados no subitem 2.1.1 e aos 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 que se refere às condições operativas normal (regime permanente) e 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

500 500 a 550 475 a 550 475 a 550*

(*) Os equipamentos devem suportar a tensão de 600 kV por uma hora

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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, dos isolamentos das linhas e das torres de transmissão. A tensão dinâmica (tensão eficaz entre fases no instante imediatamente posterior à manobra dos disjuntores) e a tensão sustentada (tensão eficaz entre fases nos instantes subseqüentes) deverão situar-se na faixa de valores constante da Tabela 5 abaixo.

TABELA 5 – TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL NA EXTREMIDADE DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO

APÓS MANOBRA (KV)

Tensão nominal Tensão dinâmica Tensão sustentada 500 500 a 700 500 a 600

Admite-se que a sobretensão devida a manobras de energização de linha de transmissão e a rejeição de carga possam 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 5. Em particular, deverá ser prevista a possibilidade de energização nos dois sentidos considerando inclusive o sistema degradado, por conta de possíveis manobras de recomposição.

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

Deverá ser prevista a possibilidade de religamento monopolar no trecho da linha de transmissão. Cabe à TRANSMISSORA a viabilização técnica do religamento monopolar, seguindo o seguinte procedimento:

• Priorizar as soluções técnicas no sentido de garantir uma probabilidade adequada de sucesso na extinção do arco secundário em tempos inferiores a 500ms, de acordo com o critério estabelecido no item 1.8.2.4.1;

• Somente nos casos em que for demonstrada, por meio da apresentação de resultados de estudos, a inviabilidade técnica de atender tal requisito, a TRANSMISSORA poderá optar pela utilização do critério definido no item 1.8.2.4.2, para tempos de extinção superiores a 500 ms;

• Quando só for possível a solução técnica para tempos mortos acima de 500ms, deverão ser avaliadas, pela TRANSMISSORA, as implicações de natureza dinâmica para a Rede Básica, advindas da necessidade de operar com tempos mortos mais elevados;

• A TRANSMISSORA deverá evitar soluções que possam colocar em risco a segurança do

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sistema elétrico, tais como, a utilização de chaves de aterramento rápido em terminais de linha adjacentes a unidades geradoras, onde a ocorrência de curtos-circuitos devidos ao mau funcionamento de equipamentos e sistemas de proteção e controle possa causar severos impactos à rede;

• Todos os equipamentos associados, tais como disjuntores, bem como a proteção, o controle, e o nível de isolamento dos equipamentos, incluído o neutro de reatores em derivação, o espaço físico e demais facilidades necessárias ao religamento monopolar deverão ser providos, de forma a permitir a sua implementação.

1.8.2.4.1 Critério com Tempo Morto de 500ms A Figura 1 deve ser utilizada para a avaliação da probabilidade de sucesso da extinção do arco secundário. São considerados, como pontos de entrada, o valor eficaz do último pico da corrente de arco secundário (em ampères) e o valor do primeiro pico da tensão de restabelecimento transitória (em kVp). Um religamento monopolar, para ser considerado como sendo de boa probabilidade de sucesso para faltas não mantidas, deverá ser caracterizado pelo par de valores (V,I) localizado no interior da curva ilustrada na Figura 1.

Primeiro Pico da TRV (kV)

0 10 20 30 40 50 60 0

50

100

150

200

Iarc(rms)

Zona de Provável Extinção do Arco

FIGURA 1 – CURVA DE REFERÊNCIA PARA ANÁLISE DA EXTINÇÃO DA CORRENTE DE ARCO SECUNDÁRIO,

CONSIDERANDO-SE TEMPO MORTO DE 500 MS

A TRANSMISSORA deverá dimensionar os seus equipamentos de forma a tentar obter uma corrente máxima de arco secundário de 50A e com TRV, dentro da “zona provável de extinção”, o que indica uma probabilidade razoável de sucesso na extinção do arco secundário.

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A demonstração do atendimento deste critério deverá ser realizada e disponibilizada, pela TRANSMISSORA, por meio de estudos de transitórios eletromagnéticos, considerando, inicialmente, a não utilização de quaisquer métodos de mitigação. Caso estas simulações demonstrem a improbabilidade da extinção dos arcos secundários dentro do tempo de 500 ms, novas simulações deverão ser efetuadas, considerando a utilização de métodos de mitigação. Apenas no caso dessas novas simulações demonstrarem não ser possível atender o requisito da Figura 1, poderá a TRANSMISSORA poderá optar pela utilização do critério definido no item 1.8.2.4.2.

1.8.2.4.2 Critério com Tempo Morto superior a 500ms Para avaliação do sucesso do religamento monopolar com tempo morto superior a 500ms, 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 eficaz do último pico da corrente de arco, da forma proposta a seguir:

a) A TRANSMISSORA deve refazer os estudos de transitórios de forma a viabilizar o menor valor possível de corrente de arco, utilizando, inicialmente, apenas os meios de mitigação convencionais. Caso estes não se mostrem suficientes, outros meios de mitigação poderão ser considerados. Em qualquer caso, os tempos mortos a serem considerados, nos ajustes para definição do tempo para religamento do disjuntor, deverão ser aqueles definidos pela curva da Figura 2 para a corrente encontrada;

b) Nessa avaliação, deverão ser consideradas preferencialmente soluções de engenharia que não demandem equipamentos que requeiram fabricação especial, tais como reatores de neutro que resultem em isolamento superior a 72,5 kV para o neutro de reatores em derivação;

Nos casos em que os tempos mortos definidos de acordo com a alínea a acima forem iguais ou superiores a 1,75 segundos, a TRANSMISSORA deverá avaliar a viabilidade técnica da adoção de medidas de mitigação não usuais, tais como chaves de aterramento rápido, entre outras, procurando o menor tempo morto possível, sem exceder 1,75 s.

Notas:

Quando da adoção de chaves de aterramento rápido a extinção do arco pode ocorrer mesmo com correntes mais elevadas que as indicadas nesse critério. Nesse caso, a TRANSMISSORA deverá demonstrar a extinção do arco, de forma independente da Figura 2. A adoção de solução que demande tempo morto superior a 500 ms fica condicionada à demonstração, pela TRANSMISSORA, por meio de estudos dinâmicos, que a mesma não compromete o desempenho do SIN.

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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 E SECCIONADORES DE ATERRAMENTO

As manobras de fechamento e abertura de seccionadores de aterramento deverão considerar as condições mais severas de tensões induzidas ressonantes de linhas de transmissão existentes em paralelo, incluindo carregamento máximo e situações de ressonância. Deverão também ser verificados e solucionados, sem considerar a aplicação de medidas operativas, os efeitos de eventuais induções, provocadas pela entrada em operação da linha de transmissão objeto dessa licitação, sobre outras linhas de transmissão paralelas existentes.

1.8.4 REQUISITOS DE INTERRUPÇÃO PARA OS DISJUNTORES

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Os disjuntores em 525kV deverão ser capazes de manobrar sob as seguintes condições operativas:

• Abertura de linha em vazio, com tensão da rede do lado fonte do disjuntor com valor eficaz entre fases de 700kV e freqüência de 66 Hz Será aceito freqüência inferior a 66 Hz desde que comprovada, através de estudo, a impossibilidade da sua ocorrência. Neste caso, o disjuntor deverá ser capaz de operar na maior excursão de freqüência que estará sujeito a atuar. De qualquer forma, o disjuntor deverá abrir linhas a vazio sem reacendimento do arco, correspondendo à classe C2 da IEC 62271-100 (muito baixa probabilidade de reacendimento do arco), quando sujeito à tensão de restabelecimento provocada pela linha manobrada;

• Abertura do sistema em oposição de fases;

• Abertura de defeito trifásico e bifásico não envolvendo terra, no barramento ou saída de linha;

• Abertura de defeito trifásico e bifásico envolvendo a terra e monofásico, no barramento ou saída de linha;

• Abertura de defeito quilométrico;

• Capacidade para abertura de corrente de curto-circuito nas condições mais severas de X/R, no ponto de conexão do disjuntor. Em caso de disjuntores localizados nas proximidades de usinas geradoras que possam acarretar a ocorrência de “zeros atrasados”, o disjuntor deverá ser capaz de interromper nestas condições a corrente de defeito;

• Capacidade de manobrar outros equipamentos/linhas de transmissão existentes na subestação onde estão instalados, em caso de faltas nesses equipamentos seguidas de falha do referido disjuntor, considerando inclusive disjuntor em manutenção;

• Capacidade de manobrar a linha de transmissão em licitação em conjunto com o(s) equipamento(s)/linha(s) de transmissão a elas conectadas em subestações adjacentes, em caso de falta no equipamento/linha de transmissão da subestação adjacente, seguido de falha do respectivo disjuntor.

• Os disjuntores utilizados na manobra de reatores deverão ser adicionalmente capazes de abrir pequenas correntes indutivas.

• 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.

• Para o dimensionamento dos disjuntores deve ser considerada qualquer falha ou indisponibilidade de disjuntor pertencente à subestação que redunde em manobra de outro equipamento ou de linha de transmissão.

• Para o dimensionamento dos disjuntores deve ser considerada qualquer falha ou indisponib ilidade de disjuntor pertencente a subestações adjacentes que redunde em manobra em conjunto com o(s) equipamento(s)/linha(s) de transmissão a elas conectadas.

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Os disjuntores utilizados na manobra de reatores deverão ser adicionalmente capazes de abrir pequenas correntes indutivas. 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.

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2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA ÀS LTS 500KV SERRA DA MESA II – LUZIÂNIA – PARACATU 4 - EMBORCAÇÃO E LUZIÂNIA - SAMAMBAIA

Os relatórios de Estudos de Engenharia e Planejamento, elaborados pelo CCPE, e os documentos elaborados pela CEMIG e FURNAS, para as linhas de transmissão em 500kV e para as subestações interligadas, estão relacionados a seguir, podendo ser usados parcialmente ou integralmente, a critério e sob inteira responsabilidade da TRANSMISSORA, os quais serão de uso exclusivo para implantação, operação e manutenção das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, não se constituindo propriedade da TRANSMISSORA. Estes relatórios e documentos são partes integrantes do ANEXO 6C devendo suas recomendações ser adotadas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos para implantação das instalações.

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO

2.1.1 RELATÓRIOS

Nº EMPRESA DOCUMENTO

CCPE/CTET.065.2004 R1 Viabilidade Técnica-Econômica – Empreendimentos na Região Sudeste Associados à Norte –Sul III

CCPE/CTET.011.2005 R1 Definição de um novo ponto de suprimento à região noroeste de Minas Gerais – SE Paracatu 4

CCPE/CTET.014.2005 R2 - Empreendimentos na região sudeste associados à Norte-Sul III – Análise complementar - LTs 500kV – Luziânia-Paracatu 4 e Paracatu 4-Emborcação – Transitórios Eletromagnéticos e freqüência fundamental

CCPE/CTET.066.2004 R2 – Estudo de escolha de condutores e de transitórios eletromagnéticos para as linhas de transmissão de 500kV Gurupi-Miracema III, S. Mesa II-Peixe, S, Mesa II-Luziânia e Emborcação-Luziânia

EPE E-mail de 29/07/2005 Valores de Carregamento das Linhas de Transmissão

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES

NºEMPRESA DOCUMENTO

S/N - FURNAS R4 – Características e requisitos básicos das instalações – Subestação de Samambaia – Novembro/2004

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2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES

2.3.1 SE EMBORCAÇÃO

Nº CEMIG DESCRIÇÃO 11.142.PL-V4 Diagrama Unifilar Básico - Saída para Luziânia e Nova Ponte

6340-04-18-E03-001 Diagrama Unifilar Setor de 500 kV

6340-04-18-E00-001 Estudo de viabilidade – Arranjo Planta

2.3.2 SE SAMAMBAIA

Nº FURNAS DESCRIÇÃO 397149-0-A1 Diagrama Unifilar Simplificado

397150-3-A1 Arranjo Geral

2.3.3 SE SERRA DA MESA II

Nº FURNAS DESCRIÇÃO DELT – DEES.T 1967 Diagrama Unifilar Simplificado

DELT – DEES.T 1968 Diagrama Indicativo da Expansão – Planta Geral

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3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO

3.1 GERAL

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

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL

Nº EMPRESA DOCUMENTO

CCPE/CTET S/N R3 - LT 500kV Luziânia - Paracatu 4 - Emborcação – Estudo Técnico-Sócio -Ambiental – Corredor alternativo - Fevereiro 2005

CCPE/CTET 070.2004 R3 - LT 500kV Luziânia-Samambaia – Estudo Técnico-Sócio -Ambiental

CCPE/CTET 069.2004 R3 - LT 500kV Serra da Mesa II - Luziânia – Estudo Técnico-Sócio -Ambiental

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4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS

Conforme previsto no Edital, Volume I - item 4.7, 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 cópias de toda documentação do Projeto Básico em papel e em meio magnético ou ótico.

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA

A TRANSMISSORA deverá apresentar os relatórios dos estudos apresentados nos itens 1.8 e 1.2. 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 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

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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 250 anos (500kV), 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 250 anos (500kV), 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 pre ssão

resultante dos ventos; − Suportes (estrutura metálica ou de concreto armado e ou especiais):

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

− Desenhos das silhuetas com as dimensões principais;

− Coeficientes de segurança;

− Pressões de ventos atuantes (cabos e suportes), coeficientes de arrasto, forças resultantes e pontos de aplicação;

− Esquemas de carregamentos e cargas atuantes;

− Cargas resultantes nas fundações. • 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;

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• 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.

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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 6C, 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 24 (vinte e seis) meses. A ANEEL poderá solicitar a qualquer tempo a inclusão de outras atividades no cronograma. A TRANSMISSORA deverá apresentar mensalmente, à fiscalização da ANEEL, Relatório do andamento da implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, em meio ótico e papel.

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5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A)

NOME DA EMPRESA: LINHA DE TRANSMISSÃO:

DATA: MESES No DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA IMPLANTAÇÃO 1 2 3 22 23 24 1 PROJETO BÁSICO 2 ASSINATURA DE CONTRATOS 2.1 EPC – Estudos, projetos e construção 2.2 CCT – Acordo Operativo 2.3 CCI – Acordo Operativo 2.4 Termo de Liberação 3 IMPLANTAÇÃO DO TRAÇADO 4 LOCAÇÃO DE TORRES 5 LICENCIAMENTO AMBIENTAL 5.1 Licença Prévia 5.2 Licença de Instalação 5.3 Licença de Operação 6 AQUISIÇÕES 7 OBRAS CIVIS E MONTAGEM 7.1 Canteiro de Obras 7.2 Faixa de Segurança 7.3 Fundações 7.4 Montagem de Torres 7.5 Lançamento de Cabos 8 ENSAIOS DE COMISSIONAMENTO 9 OPERAÇÃO COMERCIAL OBSERVAÇÕES: DATA DE INÍCIO

DATA DE CONCLUSÃO DURAÇÃO

ASSINATURA CREA No

ENGENHEIRO REGIÃO

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5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B)

NOME DA EMPRESA SUBESTAÇÂO

DATA

Meses No

DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA OBRA 1 2 3 4 22 23 24

1 PROJETO BÁSICO 2 ASSINATURA DE CONTRATOS 2.1 EPC – Estudos, projetos e construção 2.2 CCT – Acordo Operativo 2.3 CCI – Acordo Operativo 2.4 Termo de Liberação 3 AQUISIÇÕES 4 OBRAS CIVIS E MONTAGENS 4.1 Canteiro de Obras 4.2 Obras Civis 4.3 Montagem de Estruturas 4.4 Montagem de Equipamentos 4.5 Cablagem 5 ENSAIOS DE COMISSIONAMENTO 6 ENERGIZAÇÃO DATA DE INÍCIO

OBSERVAÇÕES:

DATA DE CONCLUSÃO DURAÇÃO DA OBRA CREA No ENGENHEIRO

ASSINATURA REGIÃO