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EDITAL DE LEILÃO N O 007/2008-ANEEL ANEXO 6F-HB LOTE LF-HB INTEGRAÇÃO DO MADEIRA VOL. III - Fl. 1129 de 1276 ANEXO 6F-HB LOTE LF-HB TRANSMISSÃO ASSOCIADA À INTEGRAÇÃO DAS USINAS DO RIO MADEIRA CONVERSORAS DO BIPOLO - SE COLETORA PORTO VELHO E SE ARARAQUARA 2 CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO

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VOL. III - Fl. 1129 de 1276

ANEXO 6F-HB LOTE LF-HB

TRANSMISSÃO ASSOCIADA À INTEGRAÇÃO DAS USINAS DO RIO MADEIRA

CONVERSORAS DO BIPOLO - SE COLETORA

PORTO VELHO E SE ARARAQUARA 2

CARACTERÍSTICAS E

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO

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ÍNDICE

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES ............................................................ 1133

1.1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................................ 1133 1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL .................................................................................................................... 1133 1.1.2 DEFINIÇÕES ............................................................................................................................... 1138 1.1.3 CONFIGURAÇÃO BÁSICA ............................................................................................................. 1138 1.1.4 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS ................................................................................................. 1139 1.1.5 PROCEDIMENTOS GERAIS ........................................................................................................... 1139

1.2 SUBESTAÇÕES (SE) ................................................................................................................. 1140 1.2.1 REQUISITOS GERAIS .................................................................................................................. 1140 1.2.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS ............................................................................................... 1144

1.3 REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS - ELO CC .......................................................................... 1148 1.3.1 VALORES NOMINAIS ................................................................................................................... 1148 1.3.2 CAPACIDADE DE SOBRECARGA DAS CONVERSORAS ....................................................................... 1149 1.3.3 CONFIGURAÇÕES DE OPERAÇÃO .................................................................................................. 1150 1.3.4 PERDAS NAS ESTAÇÕES CONVERSORAS ....................................................................................... 1151 1.3.5 DISPONIBILIDADE E CONFIABILIDADE DAS ESTAÇÕES CONVERSORAS ............................................... 1152 1.3.6 REQUISITOS DE COMPENSAÇÃO REATIVA – MANOBRÁVEL............................................................... 1152 1.3.7 REQUISITOS DE COMPENSAÇÃO REATIVA – CONTROLÁVEL ............................................................. 1153 1.3.8 REQUISITOS PARA DEFINIÇÃO DOS RATINGS DOS FILTROS CA ........................................................ 1154 1.3.9 REQUISITOS DE DESEMPENHO HARMÔNICO DO LADO CA ................................................................ 1155 1.3.10 DESLIGAMENTO DE FILTROS CA .................................................................................................. 1156 1.3.11 REQUISITOS PARA DEFINIÇÃO DOS RATINGS DE FILTROS CC ........................................................... 1156 1.3.12 REQUISITOS DE DESEMPENHO HARMÔNICO DO LADO CC .............................................................. 1157 1.3.13 NÍVEIS DE CURTO-CIRCUITO ....................................................................................................... 1159 1.3.14 REQUISITOS GERAIS DE OPERAÇÃO DOS ELOS CC ......................................................................... 1159 1.3.15 REQUISITOS ASSOCIADOS AOS MODOS DE CONTROLE ................................................................... 1160 1.3.16 REQUISITOS QUANTO A FALHAS DE COMUTAÇÃO ........................................................................... 1162 1.3.17 OPERAÇÃO DOS CONVERSORES DURANTE DEFEITOS NO SISTEMA ................................................... 1163 1.3.18 INTERFERÊNCIA EM RÁDIO E EM ONDA PORTADORA ....................................................................... 1163 1.3.19 SISTEMA DE CONTROLE DO ELO CC ............................................................................................. 1163 1.3.20 POTENCIAS ACELERANTES E TORQUES TRANSITÓRIOS ................................................................... 1165 1.3.21 ELETRODO DE TERRA ................................................................................................................. 1166 1.3.22 LINHA DO ELETRODO .................................................................................................................. 1167 1.3.23 TELECOMUNICAÇÃO ................................................................................................................... 1167 1.3.24 LOCALIZADOR DE FALTAS NAS LINHAS DO ELETRODO E NA LINHA CC DO BIPOLO 1 ............................. 1168 1.3.25 PROTEÇÃO ................................................................................................................................ 1168 1.3.26 REQUISITOS DE TELESSUPERVISÃO.............................................................................................. 1168 1.3.27 REGISTRO DE PERTURBAÇÕES .................................................................................................... 1168 1.3.28 COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO ................................................................................................. 1168 1.3.29 MODELOS COMPUTACIONAIS: ..................................................................................................... 1169 1.3.30 FERRAMENTA DE SIMULAÇÃO ...................................................................................................... 1169

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1.3.31 TREINAMENTO ............................................................................................................................ 1170

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO .................................................... 1172 1.4.1 DEFINIÇÕES BÁSICAS ................................................................................................................. 1172 1.4.2 REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES 1173 1.4.3 REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO ............................................................................................ 1173 1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO ..................................................................... 1175 1.4.5 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE AUTOTRANSFORMADORES E TRANSFORMADORES ................................ 1180 1.4.6 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES EM DERIVAÇÃO ................................................................. 1183 1.4.7 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE COMPENSADORES ESTÁTICOS ............................................................ 1184 1.4.8 SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS ................................................................................ 1184 1.4.9 SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR .................................................................... 1185 1.4.10 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO .......................................... 1186 1.4.11 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE ........................................................ 1187 1.4.12 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO ........................................................................................... 1187 1.4.13 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE CORRENTE CONTÍNUA ......................................................................... 1189

1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ............................................................................ 1191 1.5.1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................................. 1191 1.5.2 REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES ...................................... 1191 1.5.3 REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À REDE DE OPERAÇÃO ............................................................................................................................................. 1194 1.5.4 REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS ................................................................... 1200 1.5.5 ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS ............................................................................ 1207 1.5.6 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS INSTALAÇÕES (SUBESTAÇÕES) COMPARTILHADAS DA REDE DE OPERAÇÃO. .............................................................................................. 1211 1.5.7 AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE .... 1211 1.5.8 REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE 1213

1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ................. 1216 1.6.1 REQUISITOS GERAIS .................................................................................................................. 1216 1.6.2 REQUISITOS FUNCIONAIS ............................................................................................................ 1216 1.6.3 REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES .................. 1217 1.6.4 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES .............................................................. 1217

1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ...................................... 1223 1.7.1 REQUISITOS GERAIS .................................................................................................................. 1223 1.7.2 REQUISITOS TÉCNICOS DE TELECOMUNICAÇÕES PARA A TELEPROTEÇÃO ....................................... 1225 1.7.3 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ ............................................................... 1226 1.7.4 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS .......................................................... 1228

1.8 DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESTE ANEXO TÉCNICO .................................................................................................................................... 1230

1.8.1 ESTUDOS PARA O LADO CA ........................................................................................................ 1230 1.8.2 TENSÃO OPERATIVA ................................................................................................................... 1231 1.8.3 CRITÉRIOS PARA AS CONDIÇÕES DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO ................. 1231 1.8.4 CRITÉRIOS PARA MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE ATERRAMENTO ........................................................................................................................................ 1234

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1.8.5 CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE DISJUNTORES SOB CONDIÇÕES DE MANOBRA ........ 1235 1.8.6 ESTUDOS DE RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA ................................................................................... 1236 1.8.7 ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ................................... 1237 1.8.8 ESTUDOS RELACIONADOS COM OS ELOS CC E SUA INTERAÇÃO COM A REDE CA .............................. 1237

2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO .......................... 1244

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ................................................................... 1244 2.1.1 RELATÓRIOS ............................................................................................................................. 1244

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES ........................................................................................................................................... 1244

3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO ........................................................................ 1245

3.1 GERAL ........................................................................................................................................ 1245

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL ............................................................................................... 1245

4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ................................................. 1246

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA ................................................................................ 1246

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES CC E CA ................................................................ 1246

4.3 PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE ELETRODO ................................................................... 1247 4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO .................................................................................................................. 1247 4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS. ................................................................................. 1247

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: ...................................................................... 1248

4.5 PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO: ................................................................................... 1248

5 CRONOGRAMA ............................................................................................................ 1249

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A) ................................. 1250

5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B) ...................................................... 1251

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1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

1.1 INTRODUÇÃO

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL Os estudos de planejamento para a integração das usinas do Rio Madeira (Santo Antônio e Jirau) ao Sistema Interligado Nacional – SIN – definiram duas alternativas de transmissão para o empreendimento em questão, a saber: alternativa em corrente contínua (CC) e alternativa híbrida (CC + CA). Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos da alternativa híbrida (HB). Esta alternativa é constituída por um bipolo de corrente contínua (3.150 MW / ±600 kV CC), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara 2 (SP), com uma extensão aproximada de 2.375 km, duas linhas de transmissão em 500 kV da SE Coletora Porto Velho até a SE Araraquara 2 com seis subestações intermediárias. A Figura 01 ilustra a localização das usinas Santo Antônio e Jirau e do sistema receptor no Sudeste, enquanto que a Figura 02 apresenta o diagrama unifilar simplificado da alternativa híbrida.

(3.150 MW / ±600 kV CC), entre as subestações Coletora Porto Velho (RO) e Araraquara 2 (SP), com uma extensão aproximada de 2.375 km, duas linhas de transmissão em 500 kV da SE Coletora Porto Velho até a SE Araraquara 2 com seis subestações intermediárias. A Figura 01 ilustra a localização das usinas Santo Antônio e Jirau e do sistema receptor no Sudeste, enquanto que a Figura 02 apresenta o diagrama unifilar simplificado da alternativa híbrida.

Itá

Sta. Elena

Boa Vista

Manaus

SamuelAriquemesPorto Velho

Coaracy NunesMacapá

BalbinaJurupari

S.Maria

Belo Monte Tucuruí São Luiz

Marabá

Colinas

MiracemaSobradinho

IrecêSinopJi-Paraná

P.BuenoV

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

ilhena

Jauru

Sorriso GurupiS.da MesaMansoBrasília

Rondonópolis

Corumbá C.Grande

Gov.Mang

T.Marias

B.J.Lapa

Funil

Vitória

São PauloIvaiporãItaipu

Livramento Candiota

UruguaianaPorto Alegre

Sto.AngeloCuritiba

BlumenauGarabi C.Novos

Fortaleza

NatalAçu

Salvador

MaceióXingo

Aracaju

CamposRio de Janeiro

BeloHorizonte

Recife

P.DutraS.J.Piaui

ImperatrizTeresina

Rianópolis

Emborcação

Ribeirãozinho

Santo Antônio

Jirau

Cuia áb

Sistema Receptor Acre Rondônia

Santo Antônio

Jirau

Sistema Receptor

SE

CARACTERIZAÇÃO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO

2375 km

2375 km

Itá

Sta. Elena

Boa Vista

Manaus

SamuelAriquemesPorto Velho

Coaracy NunesMacapá

BalbinaJurupari

S.Maria

Belo Monte Tucuruí São Luiz

Marabá

Colinas

MiracemaSobradinho

IrecêSinopJi-Paraná

P.BuenoV a

Jauru

Sorriso GurupiS.da MesaMansoBrasília

Rondonópolis

Corumbá C.Grande

Gov.Mang

T.Marias

B.J.Lapa

Funil

Vitória

São PauloIvaiporãItaipu

Livramento Candiota

UruguaianaPorto Alegre

Sto.AngeloCuritiba

BlumenauGarabi C.Novos

Fortaleza

NatalAçu

Salvador

MaceióXingo

Aracaju

CamposRio de Janeiro

ilhen

BeloHorizonte

Recife

P.DutraS.J.Piaui

ImperatrizTeresina

Rianópolis

Emborcação

Ribeirãozinho

Santo Antônio

Jirau

Cuia áb

Sistema Receptor Acre Rondônia

Santo Antônio

Jirau

Sistema Receptor

SE

Sistema Receptor

SE

CARACTERIZAÇÃO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO

2375 km

2375 km

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Araraquara

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

A Figura 03, a seguir, apresenta o diagrama unifilar completo da alternativa HB. A Figura 4 apresenta o unifilar geral da SE Coletora Porto Velho. A Figura 5 apresenta o unifilar geral da SE Araraquara 2.

500 kV

440 kV

Atibaia N. Iguaçu

345 kV

250 km 350 km

3 x 1500

440 kV 138 kV

Cuiabá

Rio Araguaia

Ribeirãozinho

3 X300

Coletora Porto Velho

Alternativa 2CA1CC – SP

C.Oeste

380 km

320 km

320 km

300 km

335 km

Jauru

Samuel

P.Bueno

Vilhena

Itumbiara

Jiparaná

Ariquemes

500 kV

230 kV

3x954MCM

Jiparaná

+600 kV

1 x 3150 MW

- 2375 km

Rio Verde

Trindade

320 km

A. Vermelha

400 km

A. Vermelha existente5 km

20 km0

305 km160 km

30km

41km

Jirau 3300MW

S.Antônio 3150MW

R.Branco

Araraquara500 kV

440 kV

Atibaia N. Iguaçu

345 kV

250 km 350 km

3 x 1500

440 kV 138 kV

Cuiabá

Rio Araguaia

Ribeirãozinho

3 X300

Coletora Porto Velho

Alternativa 2CA1CC – SP

C.Oeste

380 km

320 km

320 km

300 km

335 km

Samuel

P.Bueno

Vilhena

Jauru

Itumbiara

Jiparaná

Ariquemes

Jiparaná

+

500 kV

230 kV

3x954MCM

600 kV

1 x 3150 MW

- 2375 km

Rio Verde

Trindade

320 km

A. Vermelha

400 km

A. Vermelha existente5 km

20 km0

305 km160 km

30km

41km

Jirau 3300MW

S.Antônio 3150MW

R.Branco

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Figura 3 – Diagrama unifilar da alternativa HB de transmissão, estágio final – Configuração Básica

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Figura 4 – Unifilar geral da SE Coletora Porto Velho

Nota : 1 - O conjunto denominado ilha de filtros e capacitores compreende filtros de elo de corrente contínua (Lotes LF-HB) 2 – Os equipamentos na cor verde são responsabilidade deste lote LF-HB incluindo os filtros e capacitores do bipolo.

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Figura 5 – Unifilar geral da SE Araraquara 2

Notas : 1 - O conjunto denominado ilha de filtros e capacitores compreende filtros do elo de corrente contínua que compõem a alternativa HB. 2 – Os equipamentos na cor lilás são responsabilidade do lote LE-HB. 3 – Os equipamentos de cor verde são responsabilidade do lote LF-HB. 4 – Os equipamentos de cor azul são responsabilidade do lote LD-HB.

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1.1.2 DEFINIÇÕES

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

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

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

1.1.3 CONFIGURAÇÃO BÁSICA

1.1.3.1 A configuração básica é caracterizada pelas instalações listadas nas Tabelas 01 e 02 a seguir. Tabela 01 – Obras de subestações

SUBESTAÇÃO kV EQUIPAMENTO

Coletora Porto Velho

500

(6+1R) transformadores monofásicos de dois enrolamentos com tensão primária de 500/√3 com tensão secundária e potência a ser definida pela TRANSMISSORA (banco Y/Y)

(6+1R) transformadores monofásicos de dois enrolamentos com tensão primária de 500/√3 com tensão secundária e potência a ser definida pela TRANSMISSORA (banco Y/∆) 2 conexões de transformador conversor em arranjo DJM 2 módulos de secionamento de barras por meio de disjuntores módulos interligadores de barra em arranjo DJM Compensação reativa e filtros dimensionados conforme item 1.3 incluindo os seus disjuntores no arranjo DJM

± 600 kV CC 2 pontes conversoras de 12 pulsos, Pnominal=3150 MW, reatores de alisamento e filtros CC a serem definidos pela TRANSMISSORA

Araraquara 2

500

(6+1R) transformadores monofásicos de dois enrolamentos 500/√3 com tensão secundária e potência a ser definida pela TRANSMISSORA (banco Y/Y)

(6+1R) transformador monofásicos de dois enrolamentos 500/√3- com tensão secundária e potência a ser definida pela TRANSMISSORA (banco Y/∆) 2 conexões de transformador conversor em arranjo DJM módulos interligadores de barra em arranjo DJM Compensação reativa e filtros dimensionados conforme item 1.3 incluindo os seus disjuntores no arranjo DJM

± 600 kV CC 2 pontes conversoras de 12 pulsos, Pnominal=2950 MW, reatores de alisamento e filtros CC a serem definidos pela TRANSMISSORA

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Tabela 02 – Obras de linhas de eletrodo do elo CC, Lote LF-HB ORIGEM DESTINO CIRCUITO Km

Coletora Porto Velho Eletrodo CS ≥15 Araraquara 2 Eletrodo CS ≥15

Tabela 03 – Obras de eletrodo do elo CC, Lote LF-HB

ELETRODO LOCAL Eletrodo # 1 Coletora Porto Velho Eletrodo # 2 Araraquara 2

O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nas Tabelas 01, 02 e 03. Estão incluídos no empreendimento os equipamentos terminais de manobra, proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, ainda que não expressamente indicados neste ANEXO 6F-HB

1.1.4 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS Os dados de sistema utilizados nos estudos em regime permanente e transitório, efetuados para a definição da configuração básica estão disponibilizados, conforme documentação relacionada no item 2.1 deste ANEXO 6F-HB. Os dados relativos aos estudos de regime permanente e transitório estão disponíveis na EPE nos formatos dos programas do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE e ANATEM. Os dados utilizados para os estudos de transitórios eletromagnéticos executados para definição da alternativa básica encontram-se no relatório EPE-DEE-RE-071/2008-R1, relacionado no item 2.1 deste ANEXO 6F-HB.

1.1.5 PROCEDIMENTOS GERAIS O projeto e a construção das estações conversoras, da linha do eletrodo e do eletrodo, devem estar, no que for aplicável, em conformidade com as últimas revisões das normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT. Na falta destas, com as últimas revisões das normas da International Electrotechnical Commission - IEC, American National Standards Institute - ANSI ou National Electrical Safety Code - NESC, nesta ordem de preferência, salvo onde expressamente indicado. Os requisitos aqui estabelecidos aplicam-se ao pré-projeto, aos projetos - básico e executivo - bem como às fases de construção, manutenção e operação do empreendimento. Aplicam-se ainda ao projeto, fabricação, inspeção, ensaios e montagem de materiais, componentes e equipamentos utilizados no empreendimento. É de responsabilidade da TRANSMISSORA a obtenção dos dados, inclusive os descritivos das condições ambientais e geomorfológicas da região de implantação, a serem adotados na elaboração do projeto básico, bem como nas fases de construção, manutenção e operação das instalações. É de responsabilidade 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 6F-HB e as práticas da boa engenharia.

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1.2 SUBESTAÇÕES (SE)

1.2.1 REQUISITOS GERAIS

1.2.1.1 Informações básicas A TRANSMISSORA deve desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição das características e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que os mesmos serão conectados ao sistema existente. Todos os equipamentos devem ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado. Nas subestações, a configuração básica deve contemplar equipamentos com características elétricas básicas similares ou superiores às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos listados no item 2. O dimensionamento dos novos equipamentos deve considerar as atuais e futuras condições a serem impostas pela configuração prevista pelo planejamento da expansão do Sistema Interligado Nacional - SIN. Deverão ser realizadas, dentre outras, as obras necessárias de infra-estrutura, descritas no módulo geral – Resolução ANEEL nº. 191, de 12 de dezembro de 2005, necessárias para a implantação, manutenção e operação da configuração básica caracterizada pelas instalações listadas na Tabela 1. A TRANSMISSORA deverá providenciar a estrutura necessária para a implantação de: entradas de linhas, conexões de transformadores, interligações de barra, filtros CA, reatores de alisamento, filtros CC, casa de válvulas, compreendendo dentre outros de: barramentos, cabos, tubos, estruturas, suportes, pórticos, cercas divisórias de seus ativos, conexões de terra entre seus equipamentos e a malha, canaletas secundárias e recomposição da infra-estrutura construída como, por exemplo, reposição de britas. Os serviços auxiliares, sistemas de água e incêndio, edificações da subestação (casa de comando, casa de relés, guaritas), acesso, área industrial, sistema de ventilação e ar condicionado, sistema de comunicação, e canteiro de obras podem ser compartilhados com outra(s) transmissora(s). Não há impedimento, nestes casos, a que a transmissora atenda as suas necessidades de forma autônoma, observando sempre a adequada prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica, Cláusula Terceira do Contrato de Concessão.

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1.2.1.2 Arranjo de barramentos e equipamentos das subestações A Figura 6a, a seguir, apresenta o unifilar da SE Coletora Porto Velho. A Figura 6b apresenta o unifilar da SE Araraquara 2 – objeto deste lote LF-HB.

SE COLETORA PORTO VELHO

UH

E ST

O A

NTÔ

NIO

U H

E

J I

R A

U

PARA SE PORTO VELHO

PAR

A S

E A

RA

RA

QU

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A 2

PARA SE JI-PARANÁ

500 kV

230 kV

SAÍDAS FUTURAS

SAÍDAS FUTURAS

ILHA DE FILTROS E CAPACITORES DO BIPOLO

Figura 06a – Diagrama unifilar da SE Coletora Porto Velho objeto deste Lote LF-HB

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Figura 06b – Diagrama unifilar da SE Araraquara 2, Lote LF-HB.

1.2.1.3 Capacidade de corrente de equipamentos CA (a) Corrente em regime Permanente

Os barramentos das subestações devem ser dimensionados considerando a situação mais severa de circulação de corrente, levando em conta a possibilidade de indisponibilidade de elementos da subestação e ocorrência de emergência no Sistema Interligado Nacional – SIN, no horizonte de planejamento.

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No caso da subestação existente, se a máxima corrente verificada for inferior à capacidade do barramento, o trecho de barramento associado a este empreendimento deverá ser compatível com o existente. A TRANSMISSORA deve informar a capacidade de corrente dos barramentos, para todos os níveis, rígidos ou flexíveis, para a temperatura de projeto. Para o dimensionamento da capacidade de corrente nominal dos equipamentos a serem implantados na subestação, tais como, disjuntores, chaves seccionadoras e transformadores de corrente, deve ser considerado que indisponibilidades de equipamentos, pertencentes ou não a este empreendimento, podem submeter os remanescentes a valores de correntes mais elevados, cabendo a TRANSMISSORA identificar as correntes máximas que poderão ocorrer nos seus equipamentos, desde a data de entrada em operação até o ano horizonte de planejamento, por meio de estudo específico descrito no item 1.8 deste anexo técnico.

(b) Capacidade de curto-circuito Os equipamentos e demais instalações das subestações em 500 kV Coletora Porto Velho e Araraquara 2 devem suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir: • Corrente de curto-circuito nominal: 63 kA • Valor de crista da corrente suportável nominal: 163,8 kA (fator de assimetria de 2,6) Ressalta-se que o atendimento a fatores de assimetria superiores àqueles acima definidos pode ser necessário em função dos resultados dos estudos, considerando inclusive o ano horizonte de planejamento, a serem realizados pela TRANSMISSORA, conforme descrito no item 1.8 desse anexo técnico.

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

1.2.1.4 Suportabilidade de equipamentos nos pátios CA (a) Tensão em regime permanente

O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos para a condição de operação em regime permanente deve considerar o valor máximo de tensão de 550 kV para a tensão nominal de 500 kV.

(b) Isolamento sob poluição As instalações CA devem ser isoladas de forma a atender, sobretensão operativa máxima, às características de poluição da região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815 – Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions. Embora seja responsabilidade da TRANSMISSORA identificar o nível de poluição nas estações conversoras, não será aceito valor inferior a 14 mm/kV de distância mínima de escoamento.

(c) Proteção contra descargas atmosféricas

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O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deve ser dimensionado de forma a assegurar um risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 anos. Além disso, deve-se assegurar que não haja falha de blindagem nas instalações para correntes superiores a 2 kA. Caso existam edificações, as mesmas devem atender às prescrições da Norma Técnica NBR 5419.

1.2.1.5 Efeitos de campos (a) Efeito corona

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

(b) Rádio interferência O valor da tensão de rádio interferência, gerado pelos equipamentos, não deve exceder 2.500 μV/m a 1 MHz, para 110% da tensão nominal do sistema. A relação sinal/ruído no limite da área da subestação deve ser de, no mínimo, 24 dB para 50% do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deve ser o nível mínimo de sinal na região de implantação da subestação, conforme resolução DENTEL ou sua sucessora, desde que não superior a 66 dB acima de 1 µV/metro a 1 MHz.

(c) Ruído Audível O valor da tensão de rádio AUDIVEL externo à subestação, não deve exceder 58 DBA, sob tensão fase-fase de 550 kV, considerando a condição de chuva fina (0,00148 mm/min).

1.2.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS

1.2.2.1 Os requisitos para os equipamentos que fazem parte dos elos CC são apresentados no item 1.3 deste anexo técnico. Ressalta-se que os transformadores conversores, reatores de alisamento, válvulas, filtros CA e demais equipamentos do pátio CC fazem parte do fornecimento do elo de corrente contínua, devendo a TRANSMISSORA dimensioná-los de forma a garantir disponibilidade, confiabilidade e perdas compatíveis com àquelas definidas pelos requisitos deste anexo.

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

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

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

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

(d) A corrente nominal do disjuntor deve ser compatível com a máxima corrente possível na indisponibilidade de um outro disjuntor, no mesmo bay ou em bay vizinho, pertencente ou não a este empreendimento, para os cenários previstos pelo planejamento e pela operação.

(e) Os disjuntores devem ser dimensionados respeitando os valores mínimos de corrente de curto- circuito nominal (corrente simétrica de curto-circuito) e valor de crista da corrente suportável nominal (corrente assimétrica de curto-circuito) dispostos no item 1.2.1.3 b. Fatores de assimetria superiores ao indicado poderão ser necessárias, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 1.8 deste anexo técnico.

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

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

(h) Os disjuntores devem ser especificados para operar quando submetidos às solicitações de manobra determinadas nos estudos previstos no item 1.8.5.

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

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

(k) Os disjuntores que manobrem banco de capacitores em derivação e filtros devem ser do tipo de “baixíssima probabilidade de reacendimento de arco”, classe C2 conforme norma IEC 62271-100.

(l) Os disjuntores devem ser especificados para abertura de corrente de curto-circuito nas condições mais severas de X/R no ponto de conexão do disjuntor, condições estas que deverão ser identificadas pelo Agente. Em caso de disjuntores localizados nas proximidades de usinas geradoras. Especial atenção deve ser dada à determinação da constante de tempo a ser especificada para o disjuntor. Caso exista a possibilidade da ocorrência de “zeros atrasados” em caso de defeitos próximos a usina, o disjuntor deve ser especificado para operar nestas condições de defeito;

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

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

(o) Caso sejam utilizados disjuntores para a manobra de reatores em derivação, os mesmos devem ser capazes de abrir pequenas correntes indutivas e ser especificados com dispositivos de manobra controlada.

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

1.2.2.3 Seccionadoras, lâminas de terra e chaves de aterramento Estes equipamentos devem atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas no item 1.8.3. As seccionadoras devem ser especificadas com, pelo menos, a mesma corrente nominal utilizada pelos disjuntores deste empreendimento, aos quais estejam associadas. A TRANSMISSORA deve especificar o valor de crista da corrente suportável nominal (corrente de curto-circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta duração (corrente de curto simétrica) respeitando os valores mínimos dispostos no item 1.2.1.3 b. Fatores de assimetria superiores ao indicado em 1.2.1.3 b poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos nos item 1.8 deste anexo técnico. As lâminas de terra e chaves de aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 62271-102. Esses equipamentos devem ser dimensionados considerando a relação X/R do ponto do sistema onde serão instalados.

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

1.2.2.5 Transformadores de corrente e potencial

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As características dos transformadores de corrente e potencial, como: número de secundários, relações de transformação, carga, exatidão, etc., devem satisfazer as necessidades dos sistemas de proteção e de medição das grandezas elétricas e medição de faturamento, quando aplicável. Os transformadores de corrente devem ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e os de potencial devem ter enrolamentos secundários individuais e serem próprios para instalação externa. Os núcleos de proteção dos transformadores de corrente devem possuir classe de desempenho TPY ou TPZ, conforme estabelecido na Norma IEC 60.044-6 1992 (Instrument transformers - part 6: Requirements for protective current transformers for transient performance), considerando a constante de tempo primária (relação X/R) do ponto de instalação e o ciclo de religamento previsto, para que esses núcleos não saturem durante curto-circuitos e religamentos rápidos.. A TRANSMISSORA deve especificar transformadores de corrente com o valor de crista da corrente suportável nominal (corrente de curto-circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta duração (corrente de curto simétrica) que respeitem o disposto no item 1.2.1.3 b. Fatores de assimetria superiores ao indicado em 1.2.1.3 b poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos nos item 1.8 deste anexo técnico.

1.2.2.6 Unidades transformadoras de potência A TRANSMISSORA deverá informar, já na etapa de projeto básico, os dados referentes a potência do transformador, tipos de refrigeração e estágios, dados de coordenação de isolamento, curva de saturação, impedância de todos os enrolamentos, perdas totais, tapes variáveis em vazio e a faixa de tapes comutáveis sob carga. Deverão ser respeitadas as normas, os procedimentos de rede do ONS e o item 1.3 deste anexo técnico.

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

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1.3 REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS - ELO CC

1.3.1 VALORES NOMINAIS

1.3.1.1 Freqüência no lado CA A freqüência nominal no lado CA é de 60 Hz, podendo excursionar transitóriamente de 56 Hz até 66 Hz e o elo CC deverá ser dimensionado para operar nesta faixa de freqüência. Faixa de freqüência de regime permanente: 60 Hz +/-0,5 Hz Faixas de variação transitória de freqüência: - 56,0 Hz até 59,5 Hz por até 20 segundos; - 60,5 Hz até 66,0 Hz por até 20 segundos. A primeira faixa deverá ser utilizada para os cálculos de desempenho de equipamentos e a segunda para calculo de valores de capacidade (ratings).

1.3.1.2 Tensão no lado CA A tensão nominal do lado CA, nas subestações de Coletora Porto Velho e Araraquara 2, é de 500 kV. No entanto, o elo CC deve ser dimensionado para operar continuamente na faixa de 475 kV até 550 kV de tensão no lado CA, de ambas as conversoras.

1.3.1.3 Tensão CC da transmissão As conversoras (retificador e inversor) devem, em princípio, ser especificadas com uma tensão CC nominal de 600 kV. No entanto, admite-se adotar um valor de tensão nominal superior, desde que seja respeitado o valor máximo operativo de 620 kV, valor este que corresponde à máxima tensão operativa da linha CC.

1.3.1.4 Potência do elo CC A potência nominal do elo CC na estação retificadora, medida no lado CC entre o reator de alisamento e a linha, deve ser de 3150 MW, ou seja: o elo CC deverá ser capaz de transmitir esta potência em toda a faixa de tensão CA descrita no item 1.3.1.2. No terminal inversor, a potência nominal deve ser de, no mínimo, 2.947 MW. Este valor foi estimado considerando a tensão de 600 kV CC no retificador, a resistência à CC da linha de 0,00620 ohms/km na temperatura de 20º C, uma corrente de 2.625 A e um comprimento da linha de 2.375 km. As potências nominais devem ser alcançadas para a temperatura média das máximas anuais da região na qual a(s) conversora(s) será(ão) instalada(s), sem que seja utilizada redundância de refrigeração

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Desta forma, a redundância deve ser dimensionada, no mínimo, para permitir a transmissão da potência nominal, com a ocorrência de temperatura máxima (5% de probabilidade de ser excedida). Adicionalmente, o elo CC deve operar com potência mínima de até 10% da potência nominal.

1.3.1.5 Ângulos de Disparo e Extinção É desejável que os valores nominais de alfa e gama sejam, no mínimo, respectivamente 15º e 17º, tendo em vista que os estudos de planejamento utilizaram estes valores como referência para a definição da compensação reativa. Admite-se alguma flexibilização nos valores acima, para a otimização das conversoras/consumo de reativos e da interação com a rede CA e geradores das UHE Jirau e Santo Antônio.

1.3.1.6 Potência Reversa O elo CC deve ser capaz de operar com a conversora de Araraquara 2 operando como retificador, com potências que variam entre 295 MW e 2.947 MW, partindo do pressuposto de que o sistema receptor dispõe de nível de curto-circuito e reativo suficientes para esta operação.

1.3.2 CAPACIDADE DE SOBRECARGA DAS CONVERSORAS

1.3.2.1 Os conversores devem ser capazes de suportar, a qualquer momento, os seguintes os tipos de sobrecarga, sem perda de vida útil, para fazer frente à perda de um pólo (linha ou conversor), nas condições de temperatura ambiente para as quais é possível a transmissão da potência nominal do bipolo: − sobrecarga de corrente de curta duração (5 segundos) de 50%, com redução posterior

em rampa suave..

1.3.2.2 A TRANSMISSORA deve informar ao ONS, no projeto básico, a capacidade de sobrecarga contínua (“low ambient”) dos conversores CA/CC, sem perda de vida útil, para condições de temperatura ambiente abaixo daquelas consideradas para a operação com tensão e potência nominais. Esses valores devem considerar a temperatura ambiente e a temperatura da água de refrigeração, bem como a utilização das redundâncias disponíveis. Essa potência deve ser disponibilizada para utilização pelo sistema de controle.

1.3.2.3 Adicionalmente, a TRANSMISSORA deve informar, no projeto básico, qualquer capacidade de sobrecarga disponível, de acordo com o projeto das estações conversoras, sem perda de vida útil das pontes tiristoras, mesmo que haja perda de vida útil nos transformadores e nos reatores de alisamento. Nestes casos deve informar o valor estimado da perda de vida útil por hora, em função da temperatura ambiente.

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1.3.3 CONFIGURAÇÕES DE OPERAÇÃO Deverá ser instalado, em cada pólo conversor um número de chaves seccionadoras suficiente para viabilizar a operação normal, cada conversor conectado à própria linha, e operação monopolar com retorno metálico, com a utilização de dispositivos MRTB (Metalic Return Tranfer Breaker) e GRTS (Ground Return Transfer Switch) ou pelo solo. A figura a seguir apresenta um diagrama ilustrativo da operação normal, cada conversor conectado à própria linha, e exemplos de opções de operação.

Configuração Exemplo Normal Cada pólo na própria linha Monopolar com retorno via terra P1 ou P2 fora de operação Monopolar com retorno metálico Neutro de P1 na linha L2 Monopolar com linhas em paralelo e retorno via terra

P1 nas linhas L1 // L2 (redução perdas)

Figura 7 – Elo CC – Alternativa Híbrida – Resumo das configurações para operação

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1.3.3.1 Resume-se a seguir os principais modos de operação a serem implementados no bipolo que faz parte da alternativa híbrida.

Modos de Operação Requisitos para o

Retificador e para o Inversor

Normal A Tensão reduzida (70%) B Com fluxo reverso B Monopolar (retorno metálico ou pelo solo) A Com alto gama (high Mvar) B Sobrecarga Low Ambient B Sobrecarga de Longa Duração B Sobrecarga de Curta Duração B

Notas : A – Necessidade de atendimento ao fator de potência definido no item 1.3.6 para as

condições de rede completa e (n-1), com todos os bancos de compensação reativa do elo CC presentes e com o seu maior banco fora.

Necessidade de modularização dos bancos de forma a atender a variação de tensão máxima após manobra de 5%, mantendo-se o valor final dentro da faixa operativa definida em 1.3.1.2.

Compensação reativa dimensionada para operação na faixa CA definida em 1.3.1.2. B - Idem A, porém sem a necessidade de atender aos requisitos de fator de potência

1.3.3.2 A TRANSMISSORA deverá viabilizar a operação com combinações entre os diversos modos operativos. A operação em modo combinado não implicará em requisitos adicionais de fator de potência e de desempenho harmônico..

1.3.3.3 Operação com retorno pela terra

1.3.3.3.1 A TRANSMISSORA deve viabilizar a operação do elo CC com retorno pela terra, demonstrando que serão evitados, por medidas a serem implementadas pela própria TRANSMISSORA, conseqüências danosas às conversoras, oleodutos, gasodutos, ferrovias, transformadores com o neutro aterrado ou estruturas metálicas na área de influência do empreendimento.

1.3.3.3.2 O projeto deve minimizar os efeitos ambientais, relativos à interferência telefônica, associados à operação monopolar.

1.3.3.3.3 A TRANSMISSORA, proprietária das conversoras, será responsável perante os proprietários das instalações afetadas, pela implementação das medidas corretivas eventualmente necessárias, devendo manter a ANEEL informada do andamento destas medidas.

1.3.4 PERDAS NAS ESTAÇÕES CONVERSORAS

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1.3.4.1 Em operação normal, com potência nominal, as perdas máximas admissíveis em cada estação conversora (retificador ou inversor) não deverão ser superiores a 0,75% da potência nominal da conversora, incluindo todos os equipamentos, sistemas e serviços auxiliares necessários a operação da conversora que façam parte deste lote. Estas perdas devem ser avaliadas considerando a temperatura considerada no item 1.3.1.4, que define a potência nominal do elo CC.

1.3.4.2 A TRANSMISSORA, ainda na etapa de projeto básico, deverá apresentar a memória de cálculo do projeto, demonstrando que o mesmo está compatível com os níveis de perdas definido neste anexo técnico.

1.3.4.3 A TRANSMISSORA deverá comprovar o atendimento a este requisito por meio de ensaios executados pelo fornecedor., dos diversos componentes do elo CC. Os resultados destes testes devem ser utilizados nos cálculos a serem apresentados como demonstração do atendimento ao nível máximo de perdas estabelecido neste anexo técnico

1.3.4.4 A avaliação das perdas em operação deverá seguir a IEC 61803 (Determination of Power Losses in HVDC Converter Stations).

1.3.5 DISPONIBILIDADE E CONFIABILIDADE DAS ESTAÇÕES CONVERSORAS

1.3.5.1 A disponibilidade média anual de transmissão de potência do elo CC deve ser de no mínimo 99%, incluindo as saídas programadas e forçadas. A disponibilidade deve ser calculada em conformidade com a versão mais recente da publicação IEC 60919-1.

1.3.5.2 Para cálculo da disponibilidade garantida considera-se o conjunto dos conversores localizados em ambos os terminais da linha CC, bem como os respectivos transformadores conversores e demais equipamentos necessários para a operação desses terminais, como disjuntores, filtros, síncronos etc.

1.3.5.3 A confiabilidade das conversoras inclui o número de saídas forçadas de pólo e bipolo. O número de saídas forçadas de cada pólo deverá ser de, no máximo, 2,5 saídas por ano. O número de saídas forçadas de cada bipólo não deverá ultrapassar 1 saída a cada 5 anos.

1.3.6 REQUISITOS DE COMPENSAÇÃO REATIVA – MANOBRÁVEL

1.3.6.1 Cada estação conversora deve ser equipada com os equipamentos de compensação reativa necessários à sua operação, desde a condição de bloqueio até a de plena carga, em qualquer situação operativa, considerando os níveis de tensão e freqüência das barras CA nas faixas descritas nos itens 1.3.1.1 e 1.3.1.2. Esta compensação poderá ser subdividida em módulos de capacitores e filtros e deverá ser dimensionada considerando a ausência de qualquer banco desta compensação.

1.3.6.2 A manobra de capacitores e de filtros na barra de CA da conversora não deve provocar variação na tensão superior a 5% em relação à tensão pré-manobra, mesmo com o menor nível de curto-circuito em condição de critério (n-1). As manobras simultâneas desses equipamentos para atender a variação de tensão não podem provocar perturbações operativas no elo CC nem na rede CA.

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1.3.6.3 Poderá ser considerado como reativo disponibilizado pelo sistema, no lado retificador durante operação direta, o montante correspondente ao reativo gerado pelas unidades geradoras das UHEs Santo Antônio e Jirau, limitado ao valor de reativos correspondente a operação com fator de potência 0,93 sobreexcitado, medido nos terminais dos geradores.

1.3.6.4 Na inversora (Araraquara 2) a TRANSMISSORA não deverá contar em seu projeto, para operação em regime normal, com reativos do sistema CA, mesmo considerando a operação na condição de ausência do maior banco manobrável das suas instalações.

1.3.6.5 Devem ser respeitadas as faixas de freqüência descritas no item 1.3.1.1.

1.3.6.6 Nos casos de rejeição de carga ou bloqueio do bipolo a sobretensão temporária deverá ser inferior a 1,4 pu, para qualquer condição de tensão pré-distúrbio na faixa operativa de tensão.

1.3.6.7 O dimensionamento da compensação reativa, seu tipo, e montante, deve respeitar os limites de auto-excitação das máquinas síncronas, especialmente para as condições de rejeição de carga.

1.3.6.8 O atendimento aos requisitos de reativos e de regulação de tensão nas instalações do elo CC deve ser demonstrado por meio de estudos de fluxo de potência, a ser realizado pela TRANSMISSORA, para todas as condições possíveis de carga da conversora e para a condição de critério (n-1) da rede básica. Esses estudos devem utilizar informações de carga ativa e reativa nas barras, de limites de tensão e de potência reativa dos geradores próximos e de disponibilidade de reatores chaveáveis, para viabilizar a integração da conversora à rede básica.

1.3.6.9 Não será necessário dimensionar compensação reativa adicional para as condições de operação definidas como tipo “B” no item 1.3.3.1, a saber: sobrecargas, tensão reduzida e alto gama. No entanto, o reativo adicional a ser absorvido pela conversora, nestes modos de operação, deve ser informado pela TRANSMISSORA.

1.3.6.10 Não será necessário dimensionar a compensação reativa no lado do retificador, em Porto Velho, para a operação com tensões inferiores a 500 kV simultâneamente a ausência de 1 dos bancos. Neste caso deve ser considerada, na estação retificadora de Porto Velho, a presença de todos os bancos.

1.3.7 REQUISITOS DE COMPENSAÇÃO REATIVA – CONTROLÁVEL

1.3.7.1 A TRANSMISSORA deve dimensionar compensação controlável, caso necessário, por meio de utilização de compensadores estáticos, síncronos ou statcoms, de forma a atender aos seguintes requisitos de desempenho e de recuperação do Elo CC, respeitando os limites de perdas definidos para a estação conversora. − Tempo de recuperação após eliminação de faltas no sistema CA: 200 ms. Entende-se por

tempo de recuperação àquele necessário para atingir 90% do valor da potência transmitida antes da falta.

− A tensão mínima decorrente de aplicação de falta no sistema CA, na primeira oscilação após a remoção da mesma, deve ser de 0,80 pu.

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1.3.8 REQUISITOS PARA DEFINIÇÃO DOS RATINGS DOS FILTROS CA

1.3.8.1 O projeto deve respeitar as seguintes exigências: (a) As tensões e correntes harmônicas nos elementos devem ser determinadas considerando

as máximas correntes harmônicas individuais injetadas pelos conversores, bem como as harmônicas de “background” provenientes da rede externa. No cálculo dessas correntes harmônicas deve-se levar em conta: (i) operação dentro da faixa de potência especificada;

(ii) máximas sobrecargas das conversoras;

(iii) operação com tensão reduzida e com alto consumo de reativo;

(iv) máximos desequilíbrios da rede externa;

(v) máximos desequilíbrios da rede interna;

(vi) lugares geométricos de impedância da rede externa;e

(vii) toda a faixa de tensão CA e freqüência definidas nos itens 1.3.1.1e 1.3.1.2.

(b) Deve-se considerar a contribuição das correntes harmônicas provenientes da rede externa, calculando-se equivalentes Thevenin, com base nos limites globais inferiores de tensões harmônicas definidas no Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede. O projeto deve levar em conta lugares geométricos de impedância da rede externa para o período de concessão das conversoras, considerando margens de segurança suficientes.

(c) Os filtros em derivação utilizados devem ser capazes de operar sem qualquer dano durante: (i) operação com a frequência nominal e para variações de freqüência na faixa

definida no item 1.3.1.1;

(ii) operação com qualquer dos filtros pertencentes a estação conversora fora de operação;

(iii) ressonância de filtros de mesma sintonia;

(iv) máxima tensão de emergência em regime permanente na rede CA, que corresponde a 550 KV;

(v) condições de sobretensões dinâmicas incluindo ferrorressonâncias ,rejeição de carga e recuperação de faltas;

(vi) modos de operação definidos no item 1.3.3.1; e

(vii) condições de sobretensões temporárias produzidas durante energização de transformadores, início e eliminação de faltas próximas, inclusive com bloqueio dos conversores.

1.3.8.2 As capacidades nominais (ratings) dos filtros devem ser dimensionadas para suportar o aumento da geração de harmônicas para a operação nas condições não nominais mencionadas nos itens 1.3.2.1 e 1.3.2.2.

1.3.8.3 Cada filtro deverá contar com sistemas de monitoração de corrente e temperatura de seus componentes, bem como com sistemas de alerta e proteção adequados, de maneira a permitir que ações operativas possam ser tomadas com a antecedência necessária.

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1.3.8.4 Deve ser considerada a possibilidade de operação da rede CA com um desbalanço máximo de seqüência negativa de 2,0%.

1.3.8.5 Nos casos de filtros ativos ou passivos de sintonia automática, devem ser considerados os erros de controle.

1.3.8.6 Os filtros deverão ser dimensionados para que não haja necessidade de desligamento por “overrating” em condições operativas normais e de contingências simples (n-1) da rede externa, na vizinhança imediata da conversora, mesmo em caso de operação com indisponibilidade de um filtro.

1.3.9 REQUISITOS DE DESEMPENHO HARMÔNICO DO LADO CA

1.3.9.1 Deve-se considerar, para a avaliação do desempenho harmônico, as seguintes condições e requisitos: (a) Operar nos modos de controle e desempenho abaixo relacionados:

Modos de Operação Requisitos para o Retificador e para o Inversor

Normal A Tensão reduzida (70%) B Com fluxo reverso A Monopolar (retorno metálico ou pelo solo) A Com alto gama B Sobrecarga Low Ambient C Sobrecarga de Longa Duração C Sobrecarga de Curta Duração C

Notas : A - Necessidade de atendimento ao desempenho harmônico, para as configurações de

rede completa e (n-1) da rede CA externa, bem como contingência (n-1) de cada tipo de filtro CA da instalação do elo CC.

B– Necessidade de atendimento ao desempenho harmônico, para as configurações de rede completa e (n-1) da rede CA externa, com todos os bancos de filtros do elo CC presentes.

C - O nível das distorções harmônicas geradas pela conversora nas condições operativas de sobrecarga de longa duração (30 minutos), de curta duração (5 segundos) e de contínua (low ambient), deve ser informado pela TRANSMISSORA.

(b) Manter para todas as etapas de implementação do presente lote e da geração das usinas

de Santo Antonio e Jirau, bem como ao longo do contrato de concessão referente às conversoras, o desempenho harmônico estabelecido no submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede, considerando as condições de máxima dessintonia dos filtros e às condições mais severas de geração de correntes harmônicas pelos conversores.

(c) Para a determinação do envelope de impedância harmônica da rede CA externa a conversora deve considerar os diversos cenários de evolução da rede ao longo do período de concessão, nos patamares de carga leve, média e pesada. Adicionalmente, a

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TRANSMISSORA deverá considerar a ausência de carga nas barras localizadas num raio de 200 km das conversoras. Para distâncias superiores a TRANSMISSORA deverá demonstrar a adequação do modelo de carga adotado.

(d) Para as casos, assinalados como “A” ou “B” na alínea (a) acima, deve ser considerada a possibilidade de operação da rede CA com um desbalanço máximo de seqüência negativa de 2,0%. Nos casos de filtros ativos ou passivos de sintonia automática, devem ser considerados os erros de controle

1.3.9.2 Ter desempenho harmônico, do ponto de vista de distorção harmônica no ponto de acoplamento comum (PAC) com a rede básica, demonstrado por meio de estudos e de medições nos barramentos CA da rede básica conectados à subestação conversora, conforme estabelecido no Submódulo 2.8, revisão 3, dos Procedimentos de Rede. Esses estudos e medições são de responsabilidade da TRANSMISSORA. As medições devem ser realizadas durante o comissionamento, mas podem também virem a ser solicitadas em outras ocasiões, a critério do ONS. Admite-se a possibilidade de o agente instalar um equipamento de monitoração contínua, desde que utilize métodos e equipamentos de medição autorizados pelo ONS.

1.3.9.3 Não permitir que as correntes harmônicas nas linhas CA conectadas as subestações conversoras, produzam interferências em linhas telefônicas em operação na data de comissionamento do elo CC, acima dos limites das normas correspondentes. Para tanto, a TRANSMISSORA será responsável pelo estabelecimento dos limites para os indicadores TIF (Telephone Interference Factor) e do produto IT do lado CA., visando a atingir tal requisito.

1.3.10 DESLIGAMENTO DE FILTROS CA

1.3.10.1 Nas seguintes situações foram identificadas, nos estudos prévios que definiram a configuração básica, a necessidade de desligamento dos filtros: − Em situações de bloqueio total do bipolo, os filtros CA deverão ser desligados para evitar

o risco de auto-excitação dos geradores de Santo Antônio e Jirau. − No caso de perda de todas as linhas de transmissão CA, durante perturbações

sistêmicas, os filtros CA também deverão ser retirados.

1.3.10.2 A TRANSMISSORA deverá identificar a necessidade de desligamentos dos filtros em outras situações específicas, implementando tais desligamentos, mesmo que seja necessária a aquisição de equipamentos especiais.

1.3.10.3 Em situações de perda de conversor o Controle do Bipolo, deverá supervisionar a retirada automática de filtros CA para reduzir as sobretensões nos sistemas CA a níveis estipulados pelos Procedimentos de Rede do ONS.

1.3.11 REQUISITOS PARA DEFINIÇÃO DOS RATINGS DE FILTROS CC

1.3.11.1 O projeto deve respeitar as seguintes exigências:

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(a) As tensões e correntes harmônicas nos elementos devem ser determinadas considerando as máximas tensões harmônicas geradas pelos conversores. No cálculo dessas correntes harmônicas deve-se levar em conta:

− operação dentro da faixa de potência especificada; − máximas sobrecargas das conversoras; − operação com tensão reduzida e com alto consumo de reativo; − máximos desequilíbrios da rede externa; − máximos desequilíbrios da rede interna; − toda a faixa de tensão CA e freqüência definidas nos itens 1.3.1.1e 1.3.1.2.

(b) Os filtros devem ser capazes de operar sem qualquer dano durante: − operação com a frequência nominal e para variações de freqüência na faixa

definida no item 1.3.1.1; − operação com qualquer dos filtros pertencentes a estação conversora fora de

operação; − ressonância de filtros de mesma sintonia; − máxima tensão de emergência em regime permanente na rede CA, que

corresponde a 550 KV; − condições de sobretensões dinâmicas incluindo ferrorressonâncias ,rejeição de

carga e recuperação de faltas; − modos de operação definidos no item 1.3.3.1.

1.3.11.2 As capacidades nominais (ratings) dos filtros devem ser dimensionadas para suportar o aumento da geração de harmônicas para a operação nas condições não nominais mencionadas nos itens 1.3.2.1 e 1.3.2.2.

1.3.11.3 Cada filtro deverá contar com sistemas de monitoração de corrente e temperatura de seus componentes, bem como com sistemas de alerta e proteção adequados, de maneira a permitir que ações operativas possam ser tomadas com a antecedência necessária.

1.3.11.4 Deve ser considerada a possibilidade de operação da rede CA com um desbalanço máximo de seqüência negativa de 2,0%.

1.3.11.5 Nos casos de filtros ativos ou passivos de sintonia automática, devem ser considerados os erros de controle.

1.3.11.6 Os filtros deverão ser dimensionados para que não haja necessidade de desligamento por “overrating” em condições operativas normais e de contingências simples (n-1) da rede externa, mesmo em caso de operação com indisponibilidade de um filtro.

1.3.12 REQUISITOS DE DESEMPENHO HARMÔNICO DO LADO CC

1.3.12.1 Para a avaliação do desempenho harmônico, devem ser consideradas as seguintes condições e requisitos:

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(a) Operar nos modos de controle e desempenho abaixo relacionados: Modos de Operação Requisitos para o

Retificador e para o Inversor

Normal A Tensão reduzida (70%) B Com fluxo reverso A Monopolar (retorno metálico ou pelo solo) A Com alto gama B Sobrecarga Low Ambient C Sobrecarga de Longa Duração C Sobrecarga de Curta Duração C

Notas : A - Necessidade de atendimento ao desempenho harmônico para contingência (n-1) de

cada tipo de filtro CC. B– Necessidade de atendimento ao desempenho harmônico com todos os filtros CC

presentes. C - O nível de interferência gerada pelas conversoras nas condições operativas de

sobrecarga de longa duração (30 minutos), de curta duração (5 segundos) e de contínua (“low ambient”), deve ser informado pela TRANSMISSORA.

(b) Manter para todas as etapas de implementação do presente lote e da geração das usinas

de Santo Antonio e Jirau, bem como ao longo do contrato de concessão referente às conversoras, um desempenho harmônico adequado, considerando as condições de máxima dessintonia dos filtros e às condições mais severas de geração de tensões harmônicas pelos conversores.

(c) Para as casos, assinalados como “A” ou “B” na alínea (a) acima, deve ser considerada a possibilidade de operação da rede CA com um desbalanço máximo de seqüência negativa de 1,0%. Nos casos de filtros ativos ou passivos de sintonia automática, devem ser considerados os erros de controle

1.3.12.2 Não permitir que as correntes harmônicas nas linhas CC e linhas de eletrodo, produzam interferências em linhas telefônicas em operação na data de comissionamento do elo CC, acima dos limites das normas correspondentes. Para tanto, a TRANSMISSORA será responsável pelo estabelecimento dos limites da corrente equivalente de distúrbio ao longo das linhas CC e linhas de eletrodo, visando atingir tal requisito.

1.3.12.3 Ter desempenho harmônico, do ponto de vista de interferência telefônica, ao longo da linha de corrente contínua, demonstrado por meio de estudos e de medições. Esses estudos e medições são de responsabilidade da TRANSMISSORA. As medições devem ser realizadas durante o comissionamento, mas podem também vir a ser solicitadas em outras ocasiões, a critério do ONS. Admite-se a possibilidade de o agente instalar um equipamento de monitoração contínua, desde que utilize métodos e equipamentos de medição autorizados pelo ONS.

1.3.12.4 Os filtros CC devem também minimizar os efeitos da corrente induzida, em 60 Hz, por linhas CA na linha CC, evitando potenciais distúrbios nos sistemas de controle do elo CC.

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1.3.13 NÍVEIS DE CURTO-CIRCUITO

1.3.13.1 É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA, identificar os valores de curto-circuito máximos e mínimos a serem adotados no projeto das estações conversoras. Para tal poderá fazer uso das informações de configuração da rede definidas pela EPE, constantes da documentação anexa ao edital.

1.3.13.2 Os níveis de curto, máximo e mínimo nas estações retificadora e inversora, deverão ser calculados considerando todas as condições operativas possíveis, rede completa e (n-1), a saber: todos os níveis de carga (mínimo, leve, média, máxima), intercâmbios nas principais interligações do país (Norte-Sul, Sul-Sudeste e Norte-Nordeste), em ambas as direções. Para os casos de curto mínimo na inversora deve também ser considerada a configuração de inércia mínima do sistema elétrico do sudeste.

1.3.13.3 O projeto deverá considerar todas as etapas de desenvolvimento da alternativa HB e para todas as condições de operação previstas neste anexo técnico além de utilizar os dados mais atualizados da EPE.

1.3.13.4 Estarão também disponíveis para consulta todas as informações da rede existente no site do Operador Nacional do Sistema, que contempla nesta data os anos de 2008 até 2012.

1.3.14 REQUISITOS GERAIS DE OPERAÇÃO DOS ELOS CC

1.3.14.1 Devem ser atendidos os requisitos para elos CC constantes das últimas revisões das normas técnicas nacionais e internacionais, especialmente das recomendações das normas IEC 60919-1, 60919-2 e 60919-3.

1.3.14.2 O elo CC não deve causar perturbação na rede básica que se traduza em degradação da qualidade da energia fornecida, em dificuldades no controle de oscilações de tensão e freqüência ou em riscos de danificação de equipamentos e instalações dessa rede, assim como em perturbações em seus sistemas de telecomunicações.

1.3.14.3 A operação da(s) conversora(s) não deve restringir a utilização de religamento monopolar ou tripolar rápido na(s) linha(s) de CA da rede básica exceto caso exista apenas uma linha de corrente alternada conectada a subestação inversora.

1.3.14.4 A conversora não deve prejudicar o desempenho normal e transitório de outras conversoras eletricamente próximas já existentes. Tal fato deverá ser demonstrado por meio de estudos específicos que incluam a operação conjunta das conversoras afetadas (multi-infeed) e que considerem a possibilidade de defeitos nas proximidades, levando a instabilidade ou colapso de tensão, bem como a recuperação simultânea de potência nos elos CC envolvidos.

1.3.14.5 O sistema de controle do elo CC, manual ou automático, não deve permitir que a manobra de elementos tais como comutadores sob carga dêem origem a operações intermitentes ou provoquem oscilações anômalas na potência, tensão ou freqüência, em qualquer condição de configuração ou de operação da rede CA.

1.3.14.6 Para possibilitar a operação adequada da rede básica, o elo CC deve atender às seguintes

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condições e requisitos: (a) Operar sem restrições, dentro da faixa operativa de potência especificada para as

configurações n e n-1 dos sistemas CA adjacentes, sem provocar oscilações perturbadoras de potência, tensão ou freqüência.

(b) Operar nos modos de controle estabelecidos no item 1.3.3.1 (c) Auxiliar a rede básica no controle de oscilações eletromecânicas, por meio da

modulação da potência e/ou reativos. (d) Não submeter à rede básica a qualquer instabilidade de tensão, em qualquer condição

operativa do elo CC, seja em condição normal, seja em critério (n-1) da rede CA, inclusive durante afundamento de tensão provocado por faltas.

(e) Ser projetado para possibilitar a manobra automática de elementos da compensação reativa pertencentes ao elo CC para atingir os objetivos de controle de tensão e níveis de harmônicos no ciclo de carga diário da conversora. Deve ser evitada qualquer possibilidade de hunting entre controles internos e/ou externos ao elo que venha a produzir manobras intermitentes dos elementos de compensação reativa.

(f) Operar sem restrições devido a correntes induzidas por linhas de transmissão CA próximas.

1.3.14.7 O elo CC deve ser dimensionado de forma a não permitir que sobretensões nele originadas ou por ele influenciadas – de caráter transitório ou temporário, para qualquer condição operativa – exijam de equipamentos ou instalações da rede básica desempenho acima da sua suportabilidade. Observe-se que: (a) deve-se dar especial atenção às sobretensões temporárias com distorção harmônica,

normalmente advindas de eventos que envolvam saturação de transformadores; (b) o valor máximo eficaz das sobretensões temporárias, na conversora e nas subestações

terminais das linhas de transmissão em 60 Hz derivadas da conversora, deve estar abaixo da envoltória definida pelos pontos 1,4 pu; 0 segundo e 1,10 pu ; 3 (três) segundos, sendo que a componente na freqüência fundamental dessa sobretensão não deve exceder a 1,25 pu, durante 1 (um) segundo.

(c) sob o aspecto de sobretensões de manobra, deve-se dar atenção especial às situações que envolvem: (i) rejeições de carga das linhas de transmissão de CA derivadas da conversora,

especialmente após curto-circuito;

(ii) injeção forçada de corrente no lado inversor sobre rede sem fontes; e

(iii) bloqueio total das conversoras com e sem retirada dos filtros.

1.3.15 REQUISITOS ASSOCIADOS AOS MODOS DE CONTROLE

1.3.15.1 Station Control

1.3.15.1.1 Os conversores instalados nas subestações Coletora Porto Velho e Araraquara 2 devem disponibilizar os sinais necessários à operação a ser coordenada por um Station Control, incluído no fornecimento deste lote. Adicionalmente os controles locais dos demais agentes de cada subestação devem aceitar as ordens enviadas pelo Station Control.

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1.3.15.1.2 Devem também ser disponibilizados ao Station Control todos os sinais topológicos referentes ao estado dos equipamentos das subestações conversoras, bem como do número de unidades geradoras em operação nas usinas de Santo Antônio e Jirau e demais informações necessárias para a otimização da operação conjunta.

1.3.15.1.3 Todos os controles devem ter redundância mínima de 100%. Esta redundância se aplica também aos serviços auxiliares de alimentação CC e CA. Os painéis alimentados pelos serviços auxiliares CC devem ser completamente independentes. Os painéis CA também devem ter alimentação independente.

1.3.15.1.4 Caberá a TRANSMISSORA ganhadora deste lote a instalação do Station Control na casa de controle principal da SE Coletora Porto Velho e SE Araraquara 2. Caberá a TRANSMISSORA as suas implementações, incluindo todas as instalações necessárias para o seu funcionamento adequado.

1.3.15.1.5 O Station Control deverá desempenhar as seguintes funções principais: − Avaliar e implementar, com base da topologia da subestação e da potência transmitida no

elo CC , a colocação ou retirada de filtros e de compensação reativa de funcionamento; − Coordenar as ações dos controles de modulação de freqüência do elo CC − Coordenar as ações de amortecimento de oscilações do elo CC − Todas as demais necessárias ao bom funcionamento das estações conversoras

1.3.15.2 Controle do Elo CC

1.3.15.2.1 Telecomunicação para o controle do elo CC − Falhas do sistema de comunicações não devem causar operação incorreta do sistema de

controle do elo CC. Caso ocorra falha da comunicação entre as estações, a transmissão de potência deve ser mantida no mesmo nível existente antes da falha.

− Durante falha de telecomunicação entre as estações, deve ser possível partir, operar e parar manualmente o elo da sala de controle local de uma das estações. Nesse caso, a comunicação entre os operadores das estações conversoras é mantida por telefone ou por outro meio de comunicação.

1.3.15.3 Estará disponível para utilização, sem ônus, um sistema de telecomunicação composto por 3 pares de fibra ótica, incluídos nos pára-raios da LT CC, objeto do Lote LG-HB. Requisitos de confiabilidade do sistema de controle. − O sistema de controle deve ser, no mínimo, além de duplicado, projetado para que um

dos sistemas possa ser mantido, testado ou reparado durante operação do elo CC, sem afetar esse sistema.

− A perda de um dos dois sistemas de controle não deve causar distúrbio na potência transmitida nem perda de um pólo.

1.3.15.4 Os controles dos conversores devem ser projetados para assegurar que mudanças de modo de controle não ocorram em variações de até 5% da tensão nominal CA do sistema. Devem estar disponíveis os seguintes modos de controle para toda a faixa operativa:

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(a) controle de corrente; e (b) controle de potência.

1.3.15.5 O sistema deve ter um controle que use os comutadores de derivação em carga dos transformadores conversores para auxiliar no controle das válvulas, otimizando o uso de reativos, bem como as margens de alfa e gama.

1.3.15.6 Deve ser implementada no controle do elo CC uma estratégia que minimize o risco de ocorrência de falhas de comutação bem como variações do fator de potência das conversoras, quando de quedas na tensão CA, por meio de um controle adequado da ordem de corrente/potência (similar ao VDCL).

1.3.15.7 Deve ser possível alterar, automaticamente, o modo de controle de potência para controle de corrente após perda da telecomunicação, problemas no suporte de reativos, proximidade de condições de instabilidade de tensão ou falha de comutação.

1.3.15.8 Além dos controles convencionais, o sistema de controle deve possibilitar: (a) minimização do consumo de reativo das conversoras; (b) operação com consumo elevado e controlado de reativos, para controlar a tensão da

barra CA em regime permanente; (c) operação com tensão reduzida para até 70% da tensão nominal CC; (d) o controle da freqüência por meio da variação da corrente ou potência ativa, a escolha do

operador, no lado retificador(Coletora Porto Velho), para fazer frente a perdas de geração ou a rejeição de carga no elo CCAT;

(e) a modulação da potência ativa ou reativa, separada ou simultaneamente, para estabilização do sistema CA, o que reduz instabilidades angulares;

(f) o amortecimento de ressonâncias subsíncronas; (g) permitir os modos de operação definidos no item 1.3.3.1. (h) a redução da potência ou da corrente para controlar contingências no sistema CA (run

back limiter), a fim de evitar instabilidade de tensão no sistema CA e falhas de comutação no inversor. A informação de abertura das linhas de transmissão que partem da subestação inversora deverá ser processada pelo controle mestre para definir o limite máximo admissível pela rede CA, de injeção de potência pelo elo CC ;

(i) Todos os estudos complementares para definir a estrutura e ajustes destes controles deverão ser realizados na fase de projeto básico, sendo total responsabilidade da TRANSMISSORA.

1.3.16 REQUISITOS QUANTO A FALHAS DE COMUTAÇÃO

1.3.16.1 Nos casos de utilização de comutação natural na estação conversora em funcionamento como inversora: (a) para a conversora em operação com tensão CA em regime permanente na faixa indicada

na Resolução Normativa nº 505/2001 da ANEEL, as manobras de equipamentos do elo CC

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e/ou de linhas CA que interligam as subestações conversoras com outras estações não devem provocar falhas de comutação;

(b) se ocorrerem faltas próximas à estação conversora, bem como operação dos esquemas de religamento rápido, não será aceita mais do que uma falha de comutação para cada falta até a recuperação operacional do elo CC, nos casos em que a tensão CA esteja acima de 30% nas 3 fases, aceitando-se neste caso a redução da corrente CC;

(c) devem ser providas estratégias de controle que minimizem a probabilidade de ocorrência de falhas de comutação durante defeitos remotos, procurando-se evitar sua incidência para patamares de tensão acima de 70 % na barra de comutação;

(d) não devem ocorrer falhas de comutação em situações em que o valor eficaz da tensão de CA seja superior a 85 % em todas as fases;

(e) não deve haver falhas de comutação no lado inversor decorrentes de faltas no lado CA do retificador.

1.3.17 OPERAÇÃO DOS CONVERSORES DURANTE DEFEITOS NO SISTEMA

1.3.17.1 O elo CC deve ser capaz de se manter em operação com potência reduzida nas seguintes condições de tensão reduzida no lado de CA da conversora: (a) tensão zero na fase sob defeito, para defeitos monofásicos com duração mínima de 0,5

segundo; (b) tensão maior que 30% da nominal para defeitos trifásicos com uma duração mínima de 0,25

segundo.

1.3.17.2 Nos casos em que a tensão média da barra CA for menor do que 30% da nominal e ocorrer o bloqueio dos conversores, esses conversores devem ser desbloqueados em até um ciclo após a recuperação da tensão para 40% da tensão nominal.

1.3.17.3 Em qualquer desses casos, a recuperação da potência, transmitida para os níveis pré-defeito deve-se dar nas condições descritas no item 1.3.19.3

1.3.18 INTERFERÊNCIA EM RÁDIO E EM ONDA PORTADORA

1.3.18.1 As conversoras devem ser projetadas de maneira que os níveis de interferência em rádio (radio interference (RI)) das radiações eletrostática e eletromagnética geradas, para qualquer condição operativa, pelos conversores, pelos seus periféricos e pelas linhas de transmissão CC e CA delas derivadas não afetem equipamentos de telecomunicações da rede básica e não excedam os limites da norma NBR 5356 da ABNT, sem a necessidade de qualquer blindagem na área externa da conversora.

1.3.18.2 As conversoras devem ser projetadas para limitar as interferências na faixa de 30 kHz a 500 kHz, provocadas pela estação conversora no sistema de onda portadora das linhas de transmissão da rede básica, a 20 dB abaixo do nível de sinal.

1.3.19 SISTEMA DE CONTROLE DO ELO CC

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1.3.19.1 Requisitos do sistema de controle

1.3.19.1.1 Os tempos de resposta devem ser especificados considerando não só as configurações de rede previstas nos estudos do planejamento da expansão, como também as configurações de rede previstas no Plano de Ampliações e Reforços na Rede Básica. Devem também levar em conta a possibilidade de operação do elo CC com fluxo de potência nas duas direções.

1.3.19.1.2 O erro do controle de potência não deve ser superior a 1,5%.

1.3.19.1.3 O erro do controle de corrente não deve ser superior a 0,7%.

1.3.19.1.4 Embora a operação da conversora seja automática, deve ser possível ao operador exercer as seguintes funções: (a) selecionar o modo de operação; (b) selecionar o local de despacho, seja no retificador, seja no inversor (c) selecionar potência total, taxa de variação e direção do fluxo; (d) ligar ou desligar filtros e capacitores em derivação e posicionar comutadores de derivação

em carga; e (e) comandar partida e parada do elo CC, parada do sistema em emergência e alteração de

parâmetros do controle.

1.3.19.2 O elo CC não deve permitir que tomadas e retomadas de carga da estação conversora, durante os processos de partida ou de recuperação após defeitos, produzam oscilações perturbadoras ou de longa duração na potência transmitida, na tensão ou na freqüência.

1.3.19.3 Em caso de recuperação após quaisquer faltas transitórias, no lado CA, a estação conversora deve recuperar a potência transmitida para o valor de 90% daquela transmitida antes da falta em, no máximo, 200 ms. Durante o período de recuperação não deve ocorrer nenhuma falha de comutação. Estão incluídos nesse caso os religamentos com ou sem sucesso. Durante defeitos monofásicos na rede CA do retificador, o elo CC deve transmitir pelo menos 30% da potência que estava sendo transmitida antes do distúrbio.

1.3.19.3.1 Para defeitos na linha CC, o sistema de controle deve restabelecer 90% da potência que era transmitida antes do defeito, em 100ms, sem incluir o tempo de arco e de deionização.

1.3.19.3.2 Resposta da corrente CC Para operação em qualquer nível de potência entre a potência mínima e a capacidade de sobrecarga contínua, a corrente CC deve responder a um degrau, de qualquer valor, de aumento ou de diminuição na ordem de corrente, dentro de 100ms.

1.3.19.3.3 Resposta da potência CC (a) O controlador de potência CC deve ser ajustado de tal maneira que o sistema CC tenha

as características de um sistema de corrente constante para defeitos nos sistemas CA, seguidos de oscilações amortecidas de tensão e de potência de baixa freqüência na faixa de 0,2 a 2 Hz.

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(b) A resposta do controlador de potência para um degrau na tensão do sistema CA em função de distúrbios transitórios deve ser tal que um degrau de 90% na potência CA seja restaurada entre 0,5 e 1 segundo, contado a partir do início do degrau.

(c) Quando em operação com qualquer ordem de potência entre a mínima e a máxima sobrecarga contínua, o controlador deve responder a um degrau de aumento ou diminuição na ordem de potência CA de maneira que 90% da mudança da ordem seja efetuada dentro de 150 ms, contados a partir do início da mudança de ordem.

1.3.19.3.4 Inversão do fluxo de potência na linha CC Os controles devem ser capazes de reverter o fluxo de potência do elo CC, que deve operar com qualquer potência entre a potência mínima e a sobrecarga contínua especificada pelo agente.

1.3.19.3.5 Limitadores de corrente (a) O sistema de controle do elo CC deve ser provido de um limitador da ordem de corrente,

dependente da tensão CC, para limitar transitoriamente a ordem de corrente no retificador durante abaixamento da tensão CC(VDCL). Esse limitador deve ser dimensionado com base nos estudos de sistema.

1.3.19.3.6 Controle de desbalanço dos pólos (a) O controle de desbalanceamento dos pólos pertencentes ao controle da estação

conversora deve ser projetado para minimizar a corrente na linha do eletrodo. (b) A corrente de desbalanço entre pólos da transmissão bipolar deve ser inferior a 1,0% da

corrente nominal.

1.3.20 POTENCIAS ACELERANTES E TORQUES TRANSITÓRIOS

1.3.20.1 A TRANSMISSORA deverá: − Identificar, por meio de estudos com modelos massa-mola detalhados das unidades

geradoras de Jirau e Santo Antonio, as potências acelerantes e torques transitórios que venham a ser impostos às máquinas das usinas do complexo do Madeira, em decorrência de variações da potência CC em operação normal ou devido às falhas no elo CCAT;

− Verificar a integridade dos equipamentos, para todas as condições de operação, considerando tanto os efeitos de uma falha eventual, como considerando o número total de falhas de comutação ao longo da vida útil das máquinas.

− Caso possível e sem prejuízo a operação do SIN, prover o sistema de controle, seus equipamentos e suas instalações, com os recursos necessários a atenuar os efeitos dos torques nas máquinas das usinas de Santo Antonio e Jirau.

1.3.20.2 Todos os estudos complementares, comprovando a eficácia das soluções propostas deverão ser de responsabilidade da TRANSMISSORA.

1.3.20.3 Esses estudos deverão ser desenvolvidos nas ferramentas usualmente utilizadas pelo setor elétrico brasileiro, a saber: ATP (Transitórios Eletromagnéticos), Anatem (Transitórios

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Eletromecânicos), Anarede(Fluxo de Potencia).

1.3.20.4 Caberá a TRANSMISSORA a obtenção dos dados referentes as unidades geradoras junto aos empreendedores responsáveis pelas usinas de Santo Antonio e Jirau.

1.3.21 ELETRODO DE TERRA

1.3.21.1 Considerações Gerais Os eletrodos de terra que fazem parte do objeto do presente anexo técnico têm a função de escoar para terra as correntes de retorno na operação monopolar e na operação desbalanceada do bipolo.

1.3.21.2 Requisitos do Eletrodo de Terra (a) É prerrogativa da TRANSMISSORA a escolha do local de implantação dos eletrodos de

terra, desde que: a distância entre o eletrodo de terra a subestação a este conectado seja igual

ou superior a 15 km; e não haja circulação de corrente contínua no neutro do transformador conversor

capaz de provocar a saturação do mesmo. (b) A resistência de aterramento do eletrodo de terra deve ser igual ou inferior a 0,35 Ω. (c) O eletrodo de terra deve ser dimensionado de forma a possibilitar sua operação em

regime anódico ou catódico.. (d) O eletrodo de terra deve ser dimensionado de forma a garantir a segurança de seres

vivos quanto a potenciais de passo e toque e a potenciais transferidos. (e) A operação do bipolo em modo monopolar estará limitada a 220 horas por ano, o que

deve ser levado em conta no dimensionamento e na manutenção do eletrodo de terra. (f) Em caso de operação bipolar, o eletrodo deve ser dimensionado para operar em regime

contínuo considerando um valor máximo de desbalanço de 40 A (aproximadamente 1,5% do valor da corrente nominal de cada polo).

(g) A TRANSMISSORA deve tomar as providencias para mitigar os efeitos de interferência (corrosão de dutos, saturação de transformadores CA, por exemplo) das correntes CC no solo, num raio de 15 km dos eletrodos.

(h) A máxima densidade de corrente superficial deverá ser menor que aquela que provoque migração de água por eletro osmose.

(i) Nas condições ambientais e do solo mais desfavoráveis e na circulação de corrente máxima pela linha do eletrodo (no modo de operação monopolar), a temperatura dos eletrodos não pode exceder a 100 oC.

(j) Faz parte do escopo dos serviços a conexão das linhas do eletrodo aos eletrodos bem como providenciar os dispositivos de equalização da distribuição de corrente nas várias secções do eletrodo e dispositivos para monitoramento adequado da temperatura na superfície do eletrodo e da umidade do solo

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1.3.22 LINHA DO ELETRODO

1.3.22.1 Considerações Gerais Constam ainda do escopo a implantação de um eletrodo de terra na SE Coletora Porto Velho e outro na SE Araraquara 2. Para a conexão de cada eletrodo à subestação correspondente, é necessária a implantação de uma linha de eletrodo.

1.3.22.2 Capacidade de corrente A linha do eletrodo deve ser projetada com pelo menos dois cabos independentes, não podendo formar um feixe de sub-condutores. A capacidade de corrente da linha do eletrodo deve prever os seguintes regimes de operação:

(a) 2625 A em regime permanente; (b) 2890 A por 30 minutos.

1.3.22.3 Requisitos Elétricos

1.3.22.3.1 Definição da flecha máxima dos condutores As distâncias de segurança da linha do eletrodo para a circulação da capacidade de corrente de 2890 A devem ser estabelecidas considerando a ocorrência simultânea das seguintes condições climáticas:

(a) temperatura máxima média da região; (b) radiação solar máxima da região; e (c) brisa mínima prevista para a região, desde que não superior a um metro por segundo.

1.3.22.3.2 Perda Joule nos cabos condutores A resistência equivalente por unidade de comprimento do feixe de sub-condutores que compõe a linha de eletrodo deve ser igual ou inferior a 0,01250 Ω/km, a corrente contínua, a 20oC.

1.3.22.3.3 Coordenação de isolamento O isolamento deverá ser definido pela TRANSMISSORA. As cadeias de isoladores deverão contemplar um isolador adicional e centelhadores, para facilitar a extinção do arco no caso de falta. O projeto da linha do eletrodo deve assegurar a extinção dos arcos provenientes de falhas no isolamento da mesma.

1.3.23 TELECOMUNICAÇÃO

1.3.23.1 Os sistemas de telecomunicações para voz e dados do elo CC devem atender ao estabelecido no item 1.7 deste Anexo Técnico.

1.3.23.2 Os sistemas de telecomunicações para as proteções das linhas CA conectadas às subestações conversoras devem atender ao estabelecido no subitem 1.7.2 deste Anexo Técnico.

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1.3.24 LOCALIZADOR DE FALTAS NAS LINHAS DO ELETRODO E NA LINHA CC DO BIPOLO 1

1.3.24.1 Devem ser instalados nas estações conversoras, das subestações Coletora Porto Velho e Araraquara 2, equipamentos para monitoração de faltas e de continuidade, em tempo real, nas linhas do eletrodo originárias das subestações da Coletora Porto Velho e Araraquara 2.

1.3.24.2 Deve ser disponibilizado pelas TRANSMISSORAS, vencedoras dos Lotes LA-HB e LE-HB, para utilização da TRANSMISSORA responsável pelo Lote LG-HB, na casa de controle principal, das subestações Coletora Porto Velho e Araraquara 2, espaço físico para instalação dos painéis e equipamentos para monitoração de faltas e de continuidade, em tempo real, nos polos linha. A responsabilidade pela especificação deste equipamento será da TRANSMSISSORA responsável pelo Lote LG-HB.

1.3.24.3 As TRANSMISSORAS responsáveis pelos lotes LA-HB e LE-HB deverão prover toda a infraestrutura (alimentação auxiliar CC, dutos, canaleta etc) para a instalação desses localizadores de falta dos pólos linha, nas subestações Coletora Porto Velho e Araraquara 2.

1.3.24.4 Todos estes equipamentos de localização de faltas, tanto nos pólos linha quanto nas linhas de eletrodo, devem possibilitar a imediata localização do ponto de defeito, com a máxima precisão permitida pela tecnologia mais recente.

1.3.25 PROTEÇÃO

1.3.25.1 Vide item 1.4.13 deste Anexo Técnico.

1.3.26 REQUISITOS DE TELESSUPERVISÃO

1.3.26.1 Vide item 1.5 deste Anexo Técnico.

1.3.27 REGISTRO DE PERTURBAÇÕES

1.3.27.1 Os registradores de perturbações deverão atender aos requisitos constantes nos itens 1.6.4.5 e 1.6.4.10 deste Anexo Técnico.

1.3.28 COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO

1.3.28.1 O esquema de proteção contra sobretensões, os requisitos dos pára-raios, a metodologia de estudos e as sobretensões a serem consideradas devem se basear na última versão das normas IEC-60071-1, 60071-4 e 60071-5.

1.3.28.2 No cálculo da distância de escoamento a ser considerada para a definição dos isoladores de CA externos, para a tensão máxima operativa, deve-se levar em conta as características de contaminação da região conforme classificação contida na Publicação IEC/TR 608151 .

1.3.28.3 Na definição das distâncias de escoamento específicas para o isolamento dos equipamentos para instalação abrigada e sujeitos a tensão CC, deve ser seguida a norma IEC 60071-5. No entanto, devem ser respeitados os seguintes valores mínimos para as distâncias de

1 Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions

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escoamento: − buchas cc: 35 mm/kV − instalação cc externa: 27 mm/kV − instalação cc abrigada: 14 mm/kV

1.3.28.4 Na definição das distâncias de escoamento específicas para o isolamento externo de equipamentos desabrigados sujeitos à tensão CC+CA e CC, deve ser seguida a norma IEC 60071-5.

1.3.28.5 O sistema de proteção contra descargas atmosféricas da subestação deve ser dimensionado de forma a assegurar um risco de falha menor ou igual a uma falha por 50 (cinqüenta) anos, regenerativa ou não.

1.3.28.6 Além disso, deve-se assegurar que não haja falha de blindagem nas instalações para correntes superiores a 2 kA.

1.3.29 MODELOS COMPUTACIONAIS:

1.3.29.1 Deverão ser encaminhados à ANEEL os modelos computacionais dos elos CC, com a respectiva documentação, a serem utilizados em estudos de sistemas, conforme tabela abaixo:

Aplicação Programa computacional

Estudo de fluxo de carga

Anarede

Estudos de transitórios eletromecânicos

Anatem

Estudos de transitórios eletromagnéticos

ATP - Alternative Transients Program

1.3.29.2 Os modelos em ATP deverão ter sido validados inicialmente em estudos em simuladores de corrente contínua e posteriormente, quando da data de entrada em operação, por testes de campo, utilizando o sistema de registro de eventos a ser fornecido pela TRANSMISSORA.

1.3.29.3 A TRANSMISSORA deverá fornecer os modelos em ATP de seus equipamentos em até 120 dias após a assinatura do contrato de concessão.

1.3.30 FERRAMENTA DE SIMULAÇÃO – SIMULADOR DE CORRENTE CONTÍNUA

1.3.30.1 A TRANSMISSORA deverá fornecer gratuitamente ao ONS uma ferramenta de simulação digital de corrente contínua com capacidade suficiente para representação de todos os equipamentos que fazem parte da alternativa CC de transmissão.

1.3.30.2 Caberá a TRANSMISSORA o ônus da instalação da ferramenta de simulação nos escritórios do ONS, realizando todos os testes necessários ao seu funcionamento.

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1.3.30.3 O simulador é composto pelo RTDS, pelas placas de controle e pelas interfaces respectivas. Inclui também o modelo de todo o controle e do sistema CC no EMTDC, com comprovação de validação.

1.3.30.4 Esta ferramenta deverá ser capaz de representar, com suficiente detalhe, os sistemas CA inversor e retificador.

1.3.30.5 Deverão ser fornecidas gratuitamente, licenças relativas ao EMTDC, com validade de 10 anos, em até 120 dias a partir da assinatura do contrato de concessão, nas seguintes quantidades e duração:

− ONS : 10 por 10 anos;

− EPE : 2 por 10 anos.

1.3.30.6 A TRANSMISSORA deverá efetuar todas as simulações necessárias para demonstrar, a satisfação do ONS, o desempenho adequado da ferramenta de simulação do elo CC, em conjunto com as redes CA.

1.3.31 TREINAMENTO

1.3.31.1 A TRANSMISSORA deverá realizar, sem custo adicional, treinamento do pessoal do ONS e da EPE. Esse treinamento deverá abranger o conhecimento específico dos equipamentos e da ferramenta de simulação mencionada no item 1.3.30.

1.3.31.2 A TRANSMISSORA deverá detalhar, em até 30 dias após a assinatura do contrato de concessão, a programação dos treinamentos a serem ministrados.

1.3.31.3 Este treinamento será composto de, no mínimo: − TUTORIAL em sala de aula sobre sistemas HVDC, considerando o sistema proposto pela

TRANSMISSORA, nos escritórios do ONS, com duração mínima de 40 horas (50 pessoas);

− Treinamento de pessoal de operação, no Rio de Janeiro e Brasília, num total de 5 turmas, com 10 pessoas cada;

− Treinamento, no Rio de Janeiro, de utilização da ferramenta de simulação (10 pessoas).

1.3.32 ACOMPANHAMENTO DE ESTUDOS E DE COMISSIONAMENTO

1.3.32.1 A TRANSMISSORA deverá providenciar, sem custos de deslocamento e de estadia para o ONS e a EPE, o acompanhamento dos estudos de definição do sistema, na fase do projeto básico, incluindo os estudos de desempenho, a serem realizados em simuladores(10 pessoas).

1.3.32.2 A TRANSMISSORA deverá providenciar, sem custos de deslocamento e de estadia para o ONS, o acompanhamento do comissionamento dos equipamentos, com foco especial no

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controle, (5 pessoas),

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1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

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

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

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

1.4.3 REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO Todo COMPONENTE, exceção feita aos barramentos, deve ser protegido localmente por dois SISTEMAS DE PROTEÇÃO completamente independentes.

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

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ajustes devem ser informados ao OPERADOR NACIONAL DE SISTEMA ELÉTRICO - ONS, sempre que solicitado.

1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO

1.4.4.1 Geral O SISTEMA DE PROTEÇÃO de LINHA DE TRANSMISSÃO compreende o conjunto de relés, equipamentos e acessórios instalados nos terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO, necessários e suficientes para a detecção e eliminação, de forma seletiva, de todos os tipos de faltas – com ou sem resistência de falta - e de outras condições anormais de operação. No caso de utilização de compensação série, o SISTEMA DE PROTEÇÃO deve ser adequado para a manutenção dos requisitos exigidos no parágrafo anterior. Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ser selecionados de acordo com as características da LINHA DE TRANSMISSÃO a ser protegida. LINHAS DE TRANSMISSÃO curtas (SIR > 4) não devem utilizar esquemas de proteção com funções ajustadas em subalcance. SISTEMAS DE PROTEÇÃO compostos por relés de distância devem ter as seguintes funções: a) Funções de distância (21/21N)2 para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra, com temporizadores independentes por zona; b) Função de sobrecorrente direcional de neutro (67N), com unidades instantâneas e temporizadas para complementação da proteção de distância para faltas a terra independentes das funções de medição de distância; c) Função para a detecção de faltas que ocorram durante a energização da LINHA DE TRANSMISSÃO (50LP - switch onto fault); e d) Função para detecção de oscilações de potência e bloqueio das unidades de distância (68OSB). Se a PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA for realizada por relés de distância, o esquema de teleproteção deve atender aos seguintes requisitos: a) A seleção da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar em conta o SISTEMA de telecomunicação utilizado, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento relativo da LINHA DE TRANSMISSÃO, acoplamentos magnéticos com outras LINHAS DE TRANSMISSÃO e a existência de compensação série; b) A unidade instantânea da proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67 N) deve atuar incorporada ao esquema de teleproteção selecionado; c) Em esquemas de teleproteção por sobrealcance devem ser utilizadas lógicas de bloqueio temporário para evitar operação indevida durante a eliminação seqüencial de faltas em LINHA DE TRANSMISSÃO paralelas (transient blocking);

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

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d) Os esquemas de teleproteção do tipo permissivo por sobrealcance devem ter lógicas para a devolução de sinal de disparo (echo) e para proteção de terminais com fraca alimentação (weak infeed). As PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS devem detectar faltas entre fases e entre fases e terra, para 100% da extensão da LINHA DE TRANSMISSÃO protegida, sem retardo de tempo intencional. As PROTEÇÕES GRADATIVAS OU IRRESTRITAS devem ser compostas por relés de distância (21/21N), para defeitos entre fases e fase-terra e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N). Devem atender aos requisitos já mencionados e possibilitar efetiva PROTEÇÃO DE RETAGUARDA para a LINHA DE TRANSMISSÃO protegida e para o barramento remoto, mantida a coordenação com a proteção dos COMPONENTES adjacentes. Terminais de LINHAS DE TRANSMISSÃO conectados a barramentos com arranjos do tipo disjuntor e meio ou anel devem ter função para proteção do trecho de LINHA DE TRANSMISSÃO que permanece energizado quando a chave isoladora da LINHA DE TRANSMISSÃO estiver aberta e seus disjuntores fechados (stub bus protection).

1.4.4.2 Adequação do SISTEMA DE PROTEÇÃO das extremidades de uma LINHA DE TRANSMISSÃO

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

1.4.4.3 LINHAS DE TRANSMISSÃO com tensão nominal igual ou superior a 345 kV O SISTEMA DE PROTEÇÃO de LINHA DE TRANSMISSÃO deve ser redundante: cada terminal de LINHA DE TRANSMISSÃO deve ter PROTEÇÃO PRINCIPAL E PROTEÇÃO ALTERNADA, composta por conjuntos de proteção – relés, equipamentos de telecomunicações, relés auxiliares de demais acessórios – independentes. O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de abertura dos disjuntores de todos os terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO, não deve exceder a 100 ms. Todo desligamento tripolar em um terminal de LINHA DE TRANSMISSÃO ocasionado pela atuação de proteção deve gerar um comando a ser transferido para outro terminal, via esquema

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de transferência direta de disparo, para efetuar o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto. A lógica de recepção deve discriminar os desligamentos para os quais é desejado o religamento da LINHA DE TRANSMISSÃO daqueles para os quais o religamento deve ser bloqueado. As PROTEÇÕES PRINCIPAL E ALTERNADA devem ter função para proteção por perda de sincronismo (78) baseada na taxa de variação no tempo da impedância medida, com as seguintes características: a) Ajustes das unidades de impedância e do temporizador independentes; b) Seleção do modo de disparo na entrada (trip on way in) ou na saída (trip on way out) da característica de medição; e c) Bloqueio do disparo para faltas assimétricas, preferencialmente por corrente de seqüência de fase negativa. As PROTEÇÕES PRINCIPAL E ALTERNADA de todos os terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO devem ter proteção trifásica para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal. Os elementos instantâneos devem operar somente para sobretensões que ocorram simultaneamente nas três fases e os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três fases.

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

característica de medição; e (c) Bloqueio do disparo para faltas assimétricas. Quando a LINHA DE TRANSMISSÃO tiver reator diretamente conectado ou quando características locais ou de equipamento assim o exigirem – por exemplo, em barramentos isolados a SF6 (gás hexafluoreto de enxofre) – a atuação da proteção do reator ou do equipamento deve comandar o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto da LINHA DE TRANSMISSÃO (transferência de disparo) . Todos os terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO devem ter proteção trifásica para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes

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de 1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal. Os elementos instantâneos devem operar apenas para sobretensões que ocorram simultaneamente nas três fases e os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três fases.

1.4.4.5 Esquemas de religamento automático

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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• Permitir o fechamento do disjuntor com temporização ajustável, após verificar que os seus terminais estão sincronizados (sistema em anel), e a diferença entre as tensões dos dois terminais (módulo e ângulo de fase) está dentro dos limites ajustados;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

aterramento do transformador/autotransformador; e • Funções de sobretensão de seqüência zero (59G) vinculada ao enrolamento terciário ligado

em delta, para alarme de faltas à terra; A PROTEÇÃO INTRÍNSECA deve possuir as seguintes funções e características: • Função para detecção de faltas internas que ocasionem formação de gás (63) ou aumento

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

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

e urgência). A atuação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO deve atender à seguinte filosofia: (g) As PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS e as funções para detecção de faltas internas

no transformador/autotransformador de potência integrantes da PROTEÇÃO INTRÍNSECA devem comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador/autotransformador de potência;

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

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

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

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

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

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

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

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

aterramento do transformador/autotransformador; e

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

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

de pressão interna (20);

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

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

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

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

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

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

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

1.4.6 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES EM DERIVAÇÃO Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de todos os tipos de faltas internas - para a terra, entre fases ou entre espiras - em reatores monofásicos ou trifásicos, com neutro em estrela aterrada, conectados nas LINHAS DE TRANSMISSÃO ou em barramentos. Todo reator deve dispor de três conjuntos independentes de SISTEMA DE PROTEÇÃO: • PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA; • PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA; • PROTEÇÃO INTRÍNSECA (de acordo com a recomendação de seu fabricante). O tempo total de eliminação de faltas - incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores pela PROTEÇÃO RESTRITA - não deve exceder a 100 ms para reatores de tensão nominais iguais ou superiores a 345 kV ; A PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve ter função diferencial (87R) para cada fase; A PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA deve possuir as seguintes funções e características: • Função de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase e terra (50/51) e de neutro

(50/51N) localizada no lado da LINHA DE TRANSMISSÃO ou do barramento do reator; e • Função de sobrecorrente temporizada de neutro (51N) ou de terra (51G) localizada no lado

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

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

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

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

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

• No caso de reatores diretamente conectados a LINHA DE TRANSMISSÃO, as PROTEÇÕES UNITÁRIA OU RESTRITA ou GRADATIVA OU IRRESTRITA e as funções de disparo das PROTEÇÕES INTRÍNSECAS devem comandar a abertura e o bloqueio do(s) disjuntor(es)

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locais e enviar comando para abertura dos disjuntores remotos, bloqueio do fechamento desses disjuntores e para o bloqueio dos esquemas de religamento automático dos disjuntores do terminal de LINHA DE TRANSMISSÃO (transferência de disparo); e

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

1.4.7 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE COMPENSADORES ESTÁTICOS Faltas elétricas, falhas ou operações anormais que possam submeter os equipamentos a danos devem ser detectadas, e os equipamentos com defeito, falha, ou sobrecarregados devem ser retirados de operação ou ter suas sobrecargas controladas. Se ocorrerem faltas elétricas, falhas ou operações anormais, pelo menos duas proteções devem operar. Cada proteção deve ter seu caminho de atuação duplicado. Para cada caso de falha, deve haver atuação de uma proteção unitária ou restrita, de alcance limitado, e de uma proteção de retaguarda lenta ou menos sensível. Para os casos em que a filosofia de proteção unitária e retaguarda não puder ser aplicada, a proteção deve ser duplicada. A proteção do compensador estático deve ser coordenada com as proteções do lado CA. Deve ser possível testar as proteções, durante a operação normal, sem afetar a operação do compensador estático.

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

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500 ms, para barramentos de tensões nominais iguais ou superiores a 345 kV, e a 600 ms, para os níveis de tensão nominais inferiores. O SISTEMA DE PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve ter as seguintes funções e características: a. Ter proteção com princípio diferencial, por sobrecorrente diferencial percentual ou alta

impedância (87), ou comparação de fase, para cada uma das três fases; b. Ser alimentado por enrolamentos secundários, independentes dos transformadores de

corrente; c. Ter imunidade para os diferentes níveis de saturação dos transformadores de corrente, com

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

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

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

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

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

bloqueio; c. Comandar, para a eliminação da falha, a abertura e o bloqueio do fechamento do número

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

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

1.4.10 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO O SISTEMA DE PROTEÇÃO de banco de capacitores em derivação deve levar em consideração a potência, o nível de tensão, a configuração do banco e as características das unidades capacitivas. O tempo total de eliminação de faltas no circuito entre o barramento e o banco de capacitores, – incluindo o tempo de operação dos relés de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura do disjuntor –, não deve exceder a 150 ms. O SISTEMA DE PROTEÇÃO deve ter as seguintes funções e características: a. Função de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase (50/51) e de neutro (50/51N),

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

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

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

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

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

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

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

abertura e bloqueio de todos os disjuntores do banco de capacitores;

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

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

1.4.11 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE Os bancos de capacitores série devem ser protegidos de acordo com a recomendação de seu fabricante e a norma IEC 143 “Series capacitors for power systems — Part 2 Protective equipment for series capacitor banks”. Devem ter, no mínimo, as seguintes proteções atuando sobre relés de bloqueio próprios: a. Proteção para ressonância subsíncrona; b. Proteção para desequilíbrio de corrente; c. Proteção para sobrecorrente no centelhador (gap) ou MOV (Metal Oxide Varistor); d. Proteção para descargas à plataforma; e e. Proteção para sobrecarga.

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

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

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

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

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

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

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

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

- Atuação trifásica ou por fase; - Curva característica de tempo inversa; - Possibilidade de inversão da direcionalidade; - Facilidade de ajuste quanto ao ponto de atuação em termos de potência (W) ou corrente

(A); - Dotado de saídas independentes para alarme e desligamento com reset local e remoto; - Interface com fibra óptica.

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

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

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

intervalos de 0,01 Hz; - Exatidão de ± 0,005 Hz do valor ajustado; - A operação da unidade deverá ser bloqueada por subtensão, ajustável de 40 % a 80 %

da - tensão nominal; - Cada unidade deve ser fornecida com funções para alarme e desligamento; - A atuação dessa unidade só deve ser possível após um período de avaliação não inferior

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

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

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- Interface com fibra óptica. Devem ser disponibilizados os seguintes dados para ligação ao controlador lógico programável (CLP) do SISTEMA: • Entradas analógicas:

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

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

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

- Indicação da atuação da proteção. • Saídas de controle: Dois contatos para comando de abertura por disjuntor. Caso os estudos pré-operacionais desenvolvidos pelo ONS, por ocasião da entrada em operação do empreendimento, não indicar a necessidade de instalação de SEP, a TRANSMISSORA fica liberado desse fornecimento imediato. Essa liberação fica condicionado ao seu fornecimento, durante todo o período de concessão do empreendimento, sem direito a receita adicional, se assim for recomendado pelo ONS, em função de necessidades sistêmicas. Se o empreendimento em questão estiver em área com SEP em operação, a TRANSMISSORA deverá verificar a necessidade de compatibilização de SEP a ser implantado com o existente.

1.4.13 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE CORRENTE CONTÍNUA

1.4.13.1 Os seguintes requisitos e condições devem ser observados: (a) Faltas elétricas, falhas ou operações anormais que possam submeter os equipamentos a

danos devem ser detectadas, e os equipamentos com defeito, falha, ou sobrecarregados devem ser retirados de operação ou ter suas sobrecargas controladas.

(b) Se ocorrerem faltas elétricas, falhas ou operações anormais, pelo menos duas proteções devem operar.

(c) Cada proteção deve ter seu caminho de atuação duplicado. (d) As proteções devem ter zonas de superposição. Para cada caso de falha, deve haver

atuação de uma proteção unitária ou restrita, de alcance limitado, e de uma proteção de retaguarda lenta ou menos sensível. Para os casos em que a filosofia de proteção unitária e retaguarda não puder ser aplicada, a proteção deve ser duplicada.

(e) A proteção do lado CC deve ser coordenada com as proteções do lado CA. (f) Deve ser possível testar as proteções, durante a operação normal, sem afetar a

transmissão do elo CC.

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(g) Para os casos de pólo formado por dois ou mais conversores em série, as proteções de conversor devem desligar apenas o conversor defeituoso e manter os demais em operação normal.

(h) Em caso de falha total de telecomunicação entre estações conversoras, as proteções devem garantir que o conversor ou pólo continue protegido contra falhas.

(i) As proteções da estação conversora e as proteções entre estações conversoras devem ser coordenadas para eliminação de possível defeito com o mínimo de desligamento.

(j) A proteção de linha CC deve ser ativa apenas no terminal que estiver funcionando como retificador e permitir de 1 até 4 religamentos, sendo 3 com tensão plena e o último com tensão reduzida (70 a 80% da tensão nominal). Deve permitir qualquer combinação do número de religamentos com tensão plena, isto é, 1 plena com uma reduzida; 2 plenas com uma reduzida ou 3 plenas com uma reduzida. O último religamento deve ser efetivado sempre com tensão reduzida. Essa proteção não deve operar para falha de comutação na inversora.

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1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE

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

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

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

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

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

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

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

1.5.2 REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES

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

valores de engenharia; b. Filtragens; c. Substituições por resultados do estimador de estado;

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

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

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

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

1.5.2.2 Interligação de dados

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

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

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

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

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

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

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

ONS e as instalações, não sendo aceitável o uso de CD, exceto quando acordado com o ONS;

• Exigem taxas de transferências de dados relativamente altas, com períodos de aquisição menores ou iguais a 2 (dois) segundos;

• Em virtude de suas características, podem requerer equipamentos especiais nas instalações para a recepção de telecomandos e a aquisição e transferência das informações para o ONS;

• Excepcionalmente, mediante acordo firmado caso a caso com o ONS, essas interligações poderão ser compartilhadas com as interligações utilizadas para atender aos requisitos das funções tradicionais de supervisão e controle, desde que atendidos todos os requisitos de CAG.

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

determinado centro de operação do ONS;

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• Transportarem informações com períodos de aquisição que variam de poucos segundos a vários minutos e, em alguns casos, ações de controle;

• Abrangem um grande volume de dados; • Conectam as instalações, CD ou centros de operação do agente aos centros de operação

do ONS. c. As interligações para atender à SOE, caracterizam-se por transportar as informações de

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

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

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

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

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

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

1.5.3 REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À REDE DE OPERAÇÃO

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Este item define os requisitos de supervisão e controle necessários às funções de supervisão e controle do ONS, aplicáveis aos equipamentos pertencentes à rede de operação. Os requisitos necessários à função de seqüenciamento de eventos são objetos de um item à parte.

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

b. Interligações para atender aos requisitos do CAG.

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

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

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

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

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

• Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar em todas as LINHAS DE TRANSMISSÃO;

• Corrente em uma das fases em ampere nos terminais de todas as LINHAS DE TRANSMISSÃO;

• 1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV de cada terminal de LINHA DE TRANSMISSÃO;

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• Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar e corrente em uma das fases em ampéres de todos os enrolamentos de transformadores/autotransformadores;

• Potência trifásica reativa em Mvar de todos os equipamentos de compensação reativa dinâmicos, tais como compensadores síncronos e compensadores estáticos controláveis;

• Posição de tape de transformadores/autotransformadores equipados com comutadores sob carga. Casos excepcionais de não disponibilização desta informação poderão ser admitidos apenas mediante inviabilidade técnica comprovada;

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

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

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

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

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

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

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

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h. Aos alarmes de temperatura de enrolamento e óleo de transformadores/autotransformadores e reatores;

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

transmissão de corrente contínua, devem ser coletadas e transferidas para os centros de operação: - Modo de controle da potência por pólo: síncrono ou assíncrono (potência ou corrente); - Estados relativos ao controle de seqüência: partida e parada dos conversores

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.5.3.5 Requisitos de qualidade da informação

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

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

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

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

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

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

1.5.3.5.3 Banda morta e varredura de integridade. Os protocolos que transmitem medições analógicas por exceção devem ter uma banda morta e varredura de integridade definidas em comum acordo entre o ONS e o agente. As definições obtidas nestes acordos não devem prejudicar a exatidão das medidas, conforme definido acima.

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Enquanto um acordo formal não for firmado entre o ONS e o agente, a UTR e/ou SSCL devem ser configurados com um valor inicial de banda morta de 0,1% do fundo de escala, ou do último valor lido e deve suportar varreduras de integridade com períodos menores ou iguais a 30 (trinta) minutos.

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

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

1.5.4 REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(i) disparo por sobretemperatura do óleo;

(ii) disparo por sobretemperatura do enrolamento.

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

(i) disparo da proteção de gás;

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

(iii) disparo da válvula de alívio de pressão;

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

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

1.5.4.3 Reatores: (a) Grupo “A”:

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

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

(i) disparo da proteção de sobretemperatura do óleo;

(ii) disparo da proteção de sobretemperatura do enrolamento.

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

(i) disparo da proteção de gás;

(ii) disparo da válvula de alívio de pressão;

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

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

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

(1) disparo da proteção de sobretensão;

(2) disparo dos relés de bloqueio.

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

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

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

(1) disparo por sobretensão;

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

(3) disparo da proteção para perda de sincronismo;

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

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

(b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem “Atuação da proteção da linha de transmissão – Outras funções” (1) disparo da proteção principal de fase;

(2) disparo da proteção alternada de fase;

(3) disparo da proteção principal de neutro;

(4) disparo da proteção alternada de neutro;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(5) partida do religamento automático.

1.5.4.6 Barramentos: (a) Grupo “A”:

(1) disparo da proteção de sobretensão;

(2) disparo dos relés de bloqueio.

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

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

(1) disparo da proteção de sobretensão;

(2) disparo da proteção de subfreqüência;

(3) disparo dos relés de bloqueio.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

abaixador, reatores e capacitores:

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

(2) Para os equipamentos controlados por tiristor:

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

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

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

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

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

1.5.4.9 Disjuntores: (a) Grupo “A”:

(1) mudança de posição;

(2) disparo da proteção de falha do disjuntor;

(3) disparo dos relés de bloqueio.

(b) Grupo “C”:

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(1) disparo da proteção de discordância de pólos;

(2) alarme de fechamento bloqueado;

(3) alarme de abertura bloqueada;

(4) alarme de sobrecarga do disjuntor central.

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

Todos os disparos e alarmes.

1.5.4.11 Geradores: (a) Grupo “A”:

(1) disparo da proteção de sobretensão;

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

(3) disparo da proteção de sobrefreqüência/subfreqüência;

(4) disparo da proteção de perda de sincronismo;

(5) disparo dos relés de bloqueios.

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

(2) disparo da proteção diferencial do transformador elevador;

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

(4) disparo da proteção diferencial de fase dividida;

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

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

(7) disparo da proteção de retaguarda;

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

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

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

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

(12) disparo da proteção de desbalanço de tensão;

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

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

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

(1) disparo da proteção de sobrecarga;

(2) disparo dos relés de bloqueio.

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

(2) disparo da proteção do centelhador;

(3) disparo da proteção de desbalanço de tensão;

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

1.5.4.13 Sistemas de transmissão em corrente contínua:

1.5.4.13.1 Para os equipamentos componentes dos conversores, incluindo o(s) transformador(es) e reatores:

(a) Grupo “A”: Disparo das proteções intrínsecas dos equipamentos, conforme especificado para o respectivo equipamento.

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

(1) disparo do relé de bloqueio do conversor;

(2) disparos da proteção de sobretensão CA;

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

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

(2) disparos por sobrecorrente do conversor;

(3) disparos por falha de comutação;

(4) disparos por ângulo de retardo excessivo;

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

(6) disparos da supervisão das válvulas;

(7) disparo da proteção diferencial CC;

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

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

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

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

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

(2) disparos da proteção da linha CC;

(3) disparo da proteção de sobrecorrente CC;

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

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

(6) atuação da proteção duplo monopolar.

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

(2) disparos da proteção de sobretensão CC;

(3) disparos da proteção de mínima tensão CC;

(4) disparo da proteção para operação desequilibrada;

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

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

(7) disparo da proteção do filtro CC.

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

Disparo da supervisão de corrente na linha do eletrodo.

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

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

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

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

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

1.5.4.14 Requisitos de qualidade dos eventos

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

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

1.5.4.14.3 Requisitos As UTR ou os SISTEMAS de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de armazenar informações para o seqüenciamento de eventos com uma resolução entre eventos menor ou igual a 5 (cinco) ms. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento deve ser menor ou igual 1 (um) ms. Valores de resolução e/ou de exatidão menores que esse podem ser

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estabelecidos pelo ONS em conjunto com os agentes, desde que venha a ser comprovada a sua viabilidade no tocante à disponibilidade de recursos tecnológicos a custos adequados. A base de tempo utilizada para o registro da seqüência de eventos deve ser o relógio de tempo da UTR/SSCL, cujas características são apresentadas no item 1.5.2.1-“Requisitos Gerais”. A relação de eventos apresentada anteriormente deste documento está baseada numa filosofia de proteção padrão. Os agentes podem utilizar diferentes filosofias e tecnologias, desde que atendam ao disposto nos requisitos de proteção. Cabe ao agente mapear, sempre que aplicável, os eventos aqui apresentados com aqueles efetivamente implementados na instalação. Cabe também ao agente a implementação de processamentos e/ou combinação de sinais na instalação que venham a ser necessários para a disponibilidade dos sinais aqui requeridos.

1.5.5 ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS A supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico, estando hoje na região de Coletora Porto Velho e Araraquara 2, estruturada em um sistema hierárquico com SISTEMAS de supervisão e controle instalados em três Centros de Operação do ONS, quais sejam: • Centro Regional de Operação Norte/Centro-Oeste – COSR-NCO; • Centro Regional de Operação Sudeste – COSR-SE • Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico - CNOS. Esta estrutura é apresentada de forma simplificada, para fins meramente ilustrativos, na figura a seguir, sendo que a TRANSMISSORA deverá prover as interconexões de dados entre o Centro de Operação do ONS (exceto o CNOS) e cada um dos SISTEMAS de supervisão das subestações envolvidas, devidamente integrados aos existentes.

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CPV(2)

COSR-NCO(1)

CNOS(1)

Recursos existentes

Recursos a serem instalados

Legenda:(1) Centros de operação utilizados pelo ONS:

CNOS - Centro Nacional de Operação do Sistema ElétricoCOSR-SE – Centro Regional de Operação SudesteCOSR-NCO – Centro Regional de Operação Norte/Centro-Oeste

(2) Ampliação de supervisão e controle em subestação existente CPV - Subestação Coletora Porto Velho AR2 - Subestação Araraquara 2(4) Recursos de supervisão e controle em subestação existente

CPV(4)

AR2(2)

COSR-SE(1)

AR2(4)

CAG CAG

Figura 7 – Arquitetura de interconexão com o ONS.

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Observa-se na figura acima que a interconexão com o Centro do ONS se dá através das seguintes interligações de dados.

Para o atendimento aos requisitos de supervisão e controle dos equipamentos das subestações Coletora Porto Velho e Araraquara 2: • Interconexão com os Centros Regionais de Operação Norte/Centro-Oeste (COSR-

NCO) e Sudeste (COSR-SE) Para o atendimento aos requisitos do CAG da subestação Araraquara 2, com medição

localizada nos terminais de 500 kV dos transformadores conversores: • Interconexão com os Centros Regionais de Operação Sudeste e Norte/Centro-Oeste

Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros do ONS poderá se dar por meio de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos para supervisão e controle e telecomunicações. Neste edital, este centro é genericamente chamado de “Concentrador de Dados”. Neste caso, a estrutura dos centros apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e os COSR-NCO e COSR-SE do ONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação. A figura a seguir ilustra uma possível configuração. Destaca-se que apesar do uso de um centro local, requer-se o canal dedicado para a transferência dos dados de CAG.

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Figura 8 – Arquitetura alternativa de interconexão com o ONS.

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

Qualquer agente que compartilhe de uma instalação (subestação) existente deve fornecer os recursos adicionais mencionados a seguir, ao agente proprietário da subestação. O agente de transmissão concessionário da nova instalação deve prover aos centros de operação do agente concessionário das subestações existentes Coletora Porto Velho e Araraquara 2, a supervisão remota dos equipamentos que venham a ser instalados, conforme requisitos apresentados no subitem “Requisitos para a Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”, com exceção dos requisitos para CAG e controle de tensão. Em adição à supervisão remota, todos os equipamentos a serem instalados devem ser supervisionados em nível local segundo a filosofia adotada pela CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO de tais subestações, devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos SISTEMAS de supervisão e controle já instalados nestas subestações. A arquitetura e os requisitos básicos dos SISTEMAS Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) das EMPRESAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO das subestações são apresentados nos documentos “Relatórios das Características e Requisitos Básicos das Instalações”, item 2.2, referentes a estas subestações. Na eventualidade do sistema da TRANSMISSORA entrar em operação antes da instalação dos SDSCs em implantação nas Subestações existentes, o mesmo deverá ser projetado para operação independente e prevendo posterior integração aos referidos SDSCs. O agente de transmissão é responsável pela instalação e operacionalização de todos os equipamentos e SISTEMAS necessários para viabilizar estas interligações de dados. O protocolo adotado para comunicação com o centro de operação do concessionário da subestação deve ser configurado conforme determinado pelo concessionário proprietário da subestação. Alternativamente à instalação de novos recursos de supervisão e controle, o agente de transmissão, mediante prévio acordo com os agentes concessionários das instalações existentes, poderá optar pela expansão dos recursos de supervisão e controle disponíveis, desde que atendidos todos os requisitos de supervisão e controle. O agente de transmissão deve prever testes de conectividade entre o SSCL/UTR e o SISTEMA de supervisão e controle do centro de operação do agente concessionário da subestação, de forma a garantir a coerência das bases de dados deste SISTEMA e o perfeito funcionamento dos protocolos utilizados.

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

1.5.7.1 Geral Os recursos de supervisão e controle fornecidos pelos agentes ao ONS, para atender aos requisitos apresentados neste edital, devem ter sua disponibilidade e qualidade medidas pelo ONS, na fase operacional, através dos conceitos e critérios estabelecidos a seguir. A avaliação destes recursos será feita por UTR, SSCL, CD e agente, conforme estabelecido e com base na disponibilidade e a qualidade dos recursos de supervisão e controle por ele

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fornecidos, de acordo com o centro de operação designado pelo ONS, incluindo os equipamentos de interface com os SISTEMAS de comunicação. Esta avaliação será feita através de índices agregados por UTR, CD e por agente, de forma ponderada pelo número recursos implantados e liberados para a operação em relação ao número total que deveriam ser disponibilizados, se aplicados os critérios apresentados neste Edital. Não serão computados nos índices os tempos de indisponibilidade causados por: a. Indisponibilidade de equipamentos nos centros de operação do ONS; b. Atividades de aprimoramento constantes do plano de adequação das instalações dos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.5.7.3 Conceito de qualidade dos recursos de supervisão e controle

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

transformador/autotransformador: - Corrente nominal; - Tensão nominal em kV; - Potência aparente nominal em MVA; - Reatância indutiva em porcentagem (primário-secundário, primário-terciário e

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

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

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

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

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

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

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

1.5.8.2 Requisitos para teste de conectividade da(s) interconexão(ões) e testes ponto a ponto Todos os agentes com equipamentos com telessupervisão pelo ONS devem prever testes de conectividade entre os seus SSCL, UTR e o(s) SSCL do(s) centro(s) de operação designado(s) pelo ONS. Além do teste da conectividade, devem ser previstos testes ponto a ponto da nova instalação ou AMPLIAÇÃO DA REDE BÁSICA com o(s) centro(s) do ONS, conforme programação a ser

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previamente acordada com o ONS, de forma a garantir a coerência das bases de dados desses SISTEMAS e o perfeito funcionamento dos protocolos utilizados Estes testes devem ser efetuados entre o SSCL/UTR, da instalação de origem dos dados, e o SSC do centro designado pelo ONS. Os testes devem ser programados de comum acordo entre o agente e o ONS, observando-se que: a. Para novas instalações ou AMPLIAÇÕES DA REDE BÁSICA, devem estar concluídos pelo

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

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

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1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES

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

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

ou supervisão (stand alone);

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- Ser dotado de automonitoramento e autodiagnóstico contínuos.

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

1.6.4 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES

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

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

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

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

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

residual); - Três tensões da LINHA DE TRANSMISSÃO (três fases ou duas fases e a tensão residual);

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

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

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

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

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

1.6.4.4 Autotransformadores, transformadores e transformadores conversores, cujo nível mais alto de tensão nominal é igual ou superior a 345 kV

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

transformadores de três enrolamentos e transformadores ou autotransformadores de interligação;

- Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento.

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

1.6.4.5 Autotransformadores, transformadores e transformadores conversores cujo nível mais alto de tensão nominal é inferior a 345 kV

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

transformadores de três enrolamentos e transformadores/autotransformadores de interligação;

- Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento.

As seguintes grandezas digitais devem ser supervisionadas:

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- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA; - Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA; - Desligamento pelas proteções de neutro, para cada ponto de aterramento; - Desligamento pelas PROTEÇÕES INTRÍNSECAS

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

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

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

1.6.4.7 Compensadores estáticos de reativos (CER) Deverão ser registradas as seguintes grandezas analógicas:

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

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

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

Deverão ser registradas as seguintes grandezas digitais:

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

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

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

1.6.4.8 Bancos de capacitores em derivação As seguintes grandezas analógicas devem ser registradas: - Corrente das três fases do banco;

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- Tensões fase-neutro das três fases do banco, caso não supervisionadas no barramento; - Corrente ou tensão de desequilíbrio do banco.

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

1.6.4.9 Bancos de capacitores série As seguintes grandezas analógicas devem ser registradas: - Corrente das três fases do banco; - Corrente do “gap” ou do Metal Oxide Varistor (MOV); - Corrente de descarga para plataforma.

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

1.6.4.10 Elo de corrente contínua As seguintes grandezas analógicas devem ser registradas: - Corrente CC do polo medida entre a linha e o reator de alisamento - Tensão CC do polo medida entre a linha e o reator de alisamento - Ângulo de disparo α (alfa) - Ângulo de extinção gama - Ia, Ib e Ic nos lados Y e delta do transformador conversor - Va, Vb e Vc nos lados Y e delta do transformador conversor - Vneutro (tensão na linha do eletrodo apenas para o Elo CC) em todos os pontos

necessários - Ineutro (corrente no eletrodo apenas para o Elo CC) em todos os pontos necessários - Id_order - Vd_order A TRANSMISSORA responsável pela construção do 1º Elo CC ou do 2º Elo CC da alternativa de corrente contínua, deverão prever a necessidade de medição de correntes adicionais quando da operação conjugada com outro bipolo, na forma descrita no item 1.3 deste Anexo Técnico.

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As seguintes grandezas digitais devem ser registradas: - Falha de comutação; - Falta na linha CC; - Proteção do polo; - Bloqueio do polo; - Partida do polo; - di/dt - Disparo do RDP do terminal remoto; - Disparo do RDP da própria SE;

1.7

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REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES

1.7.1 REQUISITOS GERAIS

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

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

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

tendo como valor a média aritmética dos últimos 12 meses.

1.7.1.2 Qualidade

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

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

- Lado de recepção: -2,0 ± 0,5 dBr.

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

dados).

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

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

- Lado de recepção: 0 ± 0,5 dBr.

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

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

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

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- Latência (round trip): ≤ 140 ms;

- Variação estatística do retardo: ≤ 20 ms;

- Taxa de perda de pacotes: < 1%.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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meio de linha(s) de transmissão ou outro equipamento de função transmissão, com a(s) subestação(ões) deste lote. Em caso de indisponibilidade programada de quaisquer serviços de comunicação de dados ou de voz de interesse do ONS e/ou dos demais agentes interligados, a TRANSMISSORA deve manter entendimentos com o ONS e/ou os Centros de Operação das demais TRANSMISSORAS envolvidas.

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

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

1.7.2.1 Teleproteção para LINHAS DE TRANSMISSÃO com tensão nominal igual ou superior a 345 kV

Nos esquemas de teleproteção devem ser utilizados equipamentos de teleproteção e telecomunicações independentes e redundantes para a PROTEÇÃO PRINCIPAL E ALTERNADA, preferencialmente com a utilização de meios físicos de transmissão

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

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

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

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

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

telefonia comutada e apresentando, no mínimo, classe C.

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1.7.3.2 Com centro de operação local Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado para atendimento às subestações envolvidas, deverão ser previstos: a. Entre o Centro de Operação Local e as subestações envolvidas

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

- Serviço de telefonia para comunicação de voz, podendo ser discado via SISTEMA de telefonia comutada e apresentando, no mínimo, classe C.

b. Entre o Centro de Operação Local e os Centros de Operação das demais TRANSMISSORAS envolvidas. - Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem

comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, classe A. Em decorrência da alta disponibilidade exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.

c. Entre o Centro de Operação Local e o Centro Regional de Operação do ONS: - Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem

comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, classe A. Em decorrência da alta disponibilidade exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.

1.7.3.3 Sem centro de operação local Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado para atendimento às subestações envolvidas, deverão ser previstos: a) Entre cada uma das subestações e os respectivos Centros de Operação dos agentes

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

comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, classe A. Em decorrência da alta disponibilidade exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.

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

comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, classe A. Em decorrência da alta disponibilidade exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.

1.7.3.4 Outros

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Adicionalmente, deverá ser fornecido um SISTEMA de comunicação móvel (comunicação de voz) que possa cobrir toda a extensão das LINHAS DE TRANSMISSÃO e as subestações envolvidas, para apoio às equipes de manutenção em campo. Para comunicação com os centros de operação do ONS e centros de operação dos demais agentes com os quais se relaciona, a TRANSMISSORA deve dispor de serviço de telefonia comutada classe C, no mínimo, em seu centro de operação local próprio ou contratado para suporte às atividades das áreas de normatização, pré-operação, pós-operação e apoio e coordenação dos serviços de telecomunicações. Para comunicação com o escritório central do ONS, a TRANSMISSORA deve dispor de serviço de telefonia comutada classe C, no mínimo, em seu centro de operação local próprio ou contratado para suporte às atividades das áreas de planejamento e programação da operação.

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

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

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

envolvidas; - Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e os computadores de

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

comunicação do Centro Regional de Operação do ONS.

1.7.4.3 Sem centro de operação local Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de um Centro de Operação Local, devem ser previstos os seguintes serviços de comunicação de dados: - Entre cada subestação envolvida e o computador de comunicação do Centro de Operação

do agente Interligado correspondente;

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- Entre cada subestação envolvida e o computador de comunicação do Centro Regional de Operação do ONS.

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

1.7.4.4 Recursos de comunicação de dados para a Rede de Registro de Perturbações Para a aquisição de dados de registro de perturbação devem ser previstos dois ramais telefônicos DDR (discagem direta ao ramal) e ligados a modem para conexão ao Concentrador Central de Dados de Registro de Perturbações da TRANSMISSORA ou diretamente aos RDP localizados nas subestações envolvidas, para acesso pelo ONS ou outros Agentes autorizados. Soluções alternativas que permitam o acesso via rede de dados poderão ser admitidas, uma vez assegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos aos circuitos acima especificados.

1.7.4.5 Outros serviços de comunicação de dados Para suporte às atividades de normatização, pré-operação, pós-operação, planejamento da operação, programação da operação, administração de serviços e encargos da transmissão e demais sistemas de apoio disponibilizados pelo ONS para os agentes, a TRANSMISSORA deve dispor de meio de acesso à Internet, dimensionado de forma a suportar o carregamento imposto pelo conjunto dessas atividades, através de serviço de comunicação de dados classe B. Soluções alternativas que permitam a comunicação via outros tipos de redes de dados poderão ser admitidas, uma vez assegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos aos serviços acima especificados.

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1.8 DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESTE ANEXO TÉCNICO

1.8.1 ESTUDOS PARA O LADO CA Seja qual for a configuração proposta, básica ou alternativa, a TRANSMISSORA deve realizar, no mínimo, os seguintes estudos para o lado CA:

• Fluxo de potência, rejeição de carga e energização na freqüência fundamental; • Estudos de autoexcitação; • Estudos de fluxo de potência nos barramentos das subestações; • Estudos de transitórios de religamento e rejeição de carga; • Estudos de transitórios de energização de transformadores; • Estudos de manobra de bancos de capacitores shunt e filtros; • Estudos de tensão de restabelecimento transitória (TRT) dos disjuntores; • Estudos de ressonância subsíncrona; • Estudos de dimensionamento dos compensadores estáticos(se houver); • Estudo de coordenação de isolamento das subestações.

Esses estudos devem demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critérios da EPE, nos relatórios de estudos indicados no subitem 2.1.1, aos critérios e requisitos estabelecidos nesse item. Ressalta-se que a TRANSMISSORA deve analisar também o ano de entrada em operação do empreendimento, utilizando a base de dados disponibilizada pelo ONS e pela EPE em suas páginas na Internet, www.ons.org.br e www.epe.gov.br, respectivamente. Os estudos de transitórios eletromagnéticos deverão ser desenvolvidos na ferramenta ATP (Alternative Transients Program). A TRANSMISSORA deverá disponibilizar à ANEEL os casos base de cada um desses estudos, no formato do programa ATP, em meio digital, para fins de registro na base de dados de estudos. A especificação do conjunto das características elétricas básicas dos diversos equipamentos integrantes deste empreendimento deverá levar em conta os resultados dos estudos supra mencionados.

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1.8.2 TENSÃO OPERATIVA A tensão eficaz entre fases de todas as barras do sistema interligado, em todas as situações de intercâmbio e cenários avaliados, deve situar-se na faixa de valores listados na Tabela 1.8, que se refere às condições operativas normal (regime permanente) e de emergência (contingências simples em regime permanente nos estudos que definiram a configuração básica ou alternativa).

Tabela 1.8 – Tensão eficaz entre fases admissível (kV).

Nominal Condição

operativa normal Condição operativa de emergência

Barras com carga Demais barras

230 218 a 242 218 a 242 207 a 242

500 500 a 550 500 a 550 475 a 550

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

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

Tabela 1.9 – Tensão eficaz entre fases admissível na extremidade das linhas de transmissão após manobra (kV).

Tensão nominal Tensão dinâmica Tensão sustentada 230 218 a 322 218 a 253 500 500 a 700 500 a 600

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

1.8.3.2 Religamento tripolar das linhas de transmissão De acordo com os requisitos estabelecidos no item 1.3, cabe à TRANSMISSORA demonstrar que a operação do elo CC não inviabiliza o religamento tripolar rápido, das linhas CA que

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chegam as subestações Araraquara 2 e Coletora Porto Velho. Deve ser considerada a possibilidade de religamento tripolar, pelos dois terminais, em todas as linhas de transmissão. Deve ser avaliado o religamento com aplicação de defeito ao longo da linha, respeitando-se o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede de 500 kV e de 150 ms para a rede de 230 kV. Devem ser respeitadas às máximas tensões fase-terra e fase-fase admissíveis ao longo da linha de transmissão, bem como as energias dos pára-raios de linha associados.

1.8.3.3 Religamento monopolar De acordo com os requisitos estabelecidos no item 1.3, cabe à TRANSMISSORA demonstrar que a operação do elo CC não inviabiliza o religamento monopolar rápido (até 500 ms), das linhas CA que chegam as subestações Araraquara 2 e Coletora Porto Velho: A TRANSMISSORA responsável pelo Lote LF-HB deverá contactar as TRANSMISSORAS responsáveis pelos lotes LA-CC e LE-CC, para obter as informações necessárias aos estudos e que dizem respeito aos equipamentos das linhas de transmissão que chegam as subestações, Coletora Porto Velho e Araraquara 2, tais como, entre outros, parâmetros das linhas incluindo os acoplamentos. Deve ser seguido o seguinte procedimento: • Identificar qual enquadramento de tempo deverá ser considerado (< 500 ms ou >500 ms), o

que poderá ser feito a partir da simulação da situação prévia a entrada do elo CC, com os equipamentos de mitigação existentes, informados pela TRANSMISSORA responsável pelas instalações.

• Utilizar o critério correspondente (a) ou (b) descritos a seguir. Deve ser apresentada pela TRANSMISSORA a simulação no tempo (com o programa ATP), considerando toda a seqüência de eventos, com o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede de 500 kV e de 150 ms para a rede de 230 kV. (a) Critério com Tempo Morto de 500 ms

A Figura 1.8 deve ser utilizada para a avaliação da probabilidade de sucesso da extinção do arco secundário. São considerados, como pontos de entrada, o valor eficaz do último pico da corrente de arco secundário (em Ampères) e o valor do primeiro pico da tensão de restabelecimento transitória (em kVp). Um religamento monopolar, para ser considerado como sendo de boa probabilidade de sucesso para faltas não mantidas, deve ser caracterizado pelo par de valores (V, I) localizado no interior da curva ilustrada na Figura 1.8.

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Primeiro Pico da TRV (kV)

0 10 20 30 40 50 60 0

50

100

150

200

Iarc(rms)

Zona de Provável Extinção do Arco

Figura 1.8 – Curva de referência para análise da extinção da corrente de arco secundário, considerando-se tempo

morto de 500 ms.

(b) Critério com Tempo Morto superior a 500 ms Para avaliação do sucesso do religamento monopolar com tempo morto superior a 500 ms, deve ser considerada a curva de referência da Figura 1.9, que relaciona o tempo morto necessário para a extinção do arco secundário com o valor eficaz do último pico da corrente de arco, da forma proposta a seguir:

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Figura 1.9 – Curva de referência - Tempo Morto para Extinção do Arco Secundário X Valor eficaz da Corrente

de Arco Secundário, para tensões até 765 kV

1.8.3.4 Rejeição de carga Devem ser atendidas sem violação dos critérios de desempenho as situações de rejeição de carga avaliadas para a configuração básica ou alternativa. Devem ser avaliadas rejeições com e sem aplicação de defeito monofásico ao longo da linha, respeitando-se o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede igual ou acima de 345 kV e de 150 ms para a rede abaixo de 345 kV. Deve ser avaliada também a rejeição sem aplicação de falta prévia, com a ocorrência de curto-circuito posterior à rejeição, no instante de máxima tensão. A TRANSMISSORA deverá avaliar a rejeição nos dois sentidos, com fluxos o mais próximo possível da capacidade da linha em análise, mesmo que os casos operativos indiquem fluxos mais baixos. Em caso de circuitos duplos deverá ser considerada a possibilidade de rejeição dupla em condições de fluxo máximo nos dois sentidos.

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

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sobre outras linhas de transmissão existentes.

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

1.8.5.1 Estudos de Tensão Transitória de Restabelecimento (TRT) Esses estudos transitórios têm por objetivo quantificar as solicitações as quais estarão sujeitos os diversos disjuntores, no pátio CA, integrantes deste empreendimento. Os disjuntores interligadores de barra do pátio de 500 kV poderão vir a manobrar linhas das usinas de Jirau(cerca de 100 km) ou Santo Antonio(cerca de 5 km), que se interligarão a SE Coletora Porto Velho, dependendo da disposição física da subestação. Compreendem as avaliações de TRT as seguintes condições de manobra: • Abertura de defeito terminal trifásico à terra e trifásico não aterrado, sendo o ponto de

aplicação da falta no barramento ou saída de linha; • Abertura de defeito terminal monofásico sendo o ponto de aplicação da falta no barramento

ou saída de linha; • Abertura de defeito quilométrico; • Abertura em discordância de fases. Deverá ser identificado a mais crítica solicitação de

tensão através dos pólos do disjuntor imposta pela rede para abertura em discordância de fases;

• Abertura de linha a vazio. Essa situação deve ser simulada na freqüência fundamental e com tensão de pré-manobra igual à máxima tensão operativa da rede (1,05 ou 1,10 dependendo do nível de tensão), com aplicação de falta monofásica e abertura das fases sãs. Os estudos de abertura de linha a vazio devem levar em conta a necessidade de atendimento ao requisito descrito no item 1.3.2.1 m). Caso a região do sistema onde o disjuntor será instalado esteja sujeita a sobrefreqüências em regime dinâmico a simulação de abertura de linha a vazio deverá levar em conta a máxima sobrefreqüência identificada nos estudos

1.8.5.2 Estudos de energização de transformadores A descrição abaixo diz respeito a estudos padrão de dimensionamento dos equipamentos associados à manobra de energização de transformadores. No caso deste lote se aplica a energização dos transformadores conversores. Esses estudos têm por objetivo identificar as solicitações de corrente e tensão impostas à rede e aos equipamentos próximos pela manobra de energização dos transformadores. Devem ainda demonstrar que os transformadores podem ser energizados em situações de rede completa e degradada, pelos seus dois terminais e para toda a faixa de tensão operativa. Estão incluídas neste escopo as situações de recomposição de rede. Os estudos compreendem avaliações de energização em vazio, com e sem falta aplicada,

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considerando os recursos de controle de sobretensões disponíveis, tais como, disjuntores com resistores de pré-inserção e/ou dispositivos de manobra controlada. Deve ser levado em conta o fluxo residual do transformador. Devem ser avaliados também o montante de energia a ser absorvido pelos pára-raios do transformador e a necessidade de utilização dos mecanismos de controle de sobretensões supramencionados, bem como as correntes inrush. Para a realização desses estudos, os transformadores devem ser modelados considerando a sua curva de saturação e a impedância especificada no documento da TRANSMISSORA que define as características elétricas básicas dos equipamentos principais do empreendimento. No caso de indisponibilidade da curva de saturação real do equipamento, poderá ser utilizada curva típica, desde que sejam feitas parametrizações quanto ao joelho e à reatância de núcleo de ar, alterando-se esses valores no sentido de verificar os seus efeitos sobre os resultados dos estudos. Por fim, devem ser avaliadas as TRTs nos disjuntores que manobram os transformadores conversores.

1.8.5.3 Estudos de manobra de bancos de capacitores e filtros Esses estudos compreendem avaliações de energização e de aplicação e eliminação de defeito. Têm por objetivo identificar a necessidade de especificação de reatores em série com o banco de capacitores, com a finalidade de minimizar os efeitos dos transitórios de tensão e de corrente aos níveis de suportabilidade da instalação, evitar atuações indevidas da proteção e evitar possíveis ressonâncias com a rede para harmônicas produzidas por elementos saturáveis. Os estudos devem verificar as sobretensões e as conseqüentes solicitações de energia sobre os pára-raios próximos, e a necessidade de utilização de disjuntores com dispositivos de manobra controlada. Estes estudos deverão identificar também as solicitações, entre outras de TRT, às quais ficarão sujeitos os disjuntores responsáveis pelas manobras dos filtros de capacitores durante situações extremas de “forced isolation”, durante bloqueios e rejeições completas do back-to-back e/ou bipolos de corrente contínua.

1.8.6 ESTUDOS DE RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA Esses estudos devem ser efetuados sempre que existam bancos de capacitores série eletricamente próximos a usinas térmicas, tendo por objetivo principal investigar os fenômenos de auto-excitação (efeito gerador de indução e interação torcional) e de torques transitórios nos eixos do conjunto turbina-gerador. No caso de existência de equipamentos com controladores de ação rápida como CERs ou back-to-back, ou bipolos CC (caso deste lote LF-HB), nas vizinhanças das usinas térmicas, deve também ser investigada a possibilidade da interação desse controle vir a amplificar os modos de oscilação do eixo do conjunto turbina-gerador. Esses fenômenos devem ser investigados por meio de ferramentas de simulação de transitórios eletromagnéticos (ATP), considerando a representação completa da máquina, com o eixo do conjunto turbina-gerador representado por um sistema multi-massa mola. Deve também ser

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considerada, quando necessária, a análise no domínio da freqüência (modelo linearizado do eixo turbina gerador)

1.8.7 ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES Esses estudos têm por objetivo identificar as correntes máximas em regime permanente as quais estão sujeitos os barramentos (incluindo os vãos interligadores de barras) e os equipamentos das subestações, de forma a prover os subsídios necessários à determinação da corrente nominal dos equipamentos e barramentos das subestações. Os seguintes aspectos devem ser levados em conta nas avaliações: - Condições normal e emergência (n-1) de operação do sistema, com os valores máximos dos fluxos em linhas que se conectam às subestações em análise, tanto para o ano de entrada em operação como para o ano horizonte de planejamento; - Condição degradada das subestações em análise, com indisponibilidade de um equipamento ou mesmo de um trecho do barramento, para as condições, normal e emergência (n-1) do sistema; - Evolução prevista da topologia da subestação.

1.8.8 ESTUDOS RELACIONADOS COM OS ELOS CC E SUA INTERAÇÃO COM A REDE CA Esses estudos têm por objetivo demonstrar o desempenho adequado dos elos HVDC (sistemas bipolares de transmissão e conversoras back-to-back) em condições de regime permanente, dinâmico e transitório, atendendo aos requisitos estabelecidos no item 1.3 e outros itens, incluindo também, entre outros, os estudos descritos no item 2 para a alternativa básica.. Nos casos de equipamentos CA relacionados com as conversoras, são válidas também as descrições dos estudos dos itens 1.8.2 a 1.8.7, quando aplicável. Exemplo: energização de transformadores conversores.

1.8.8.1 Estudos de definição dos parâmetros do circuito principal: Tem por finalidade apresentar os cálculos para definição dos parâmetros dos conversores, dos transformadores conversores, dos OLTC (on-load tap changers), tamanhos dos blocos reativos (filtros, capacitores, reatores etc.). Estes estudos devem levar em conta as tolerâncias de fabricação dos equipamentos, tais como, transformadores e sistemas de medição de tensão e de corrente.

1.8.8.2 Estudo de potência reativa Tem por finalidade indicar a estratégia a ser usada para controlar o intercâmbio de reativos com o sistema, considerando o fator de potência definido neste anexo e o esquema de chaveamento de equipamentos de compensação reativa durante o ciclo diário de carga e após condições de rejeição de carga, bem como a definição de compensação reativa dinâmica (controlável) eventualmente necessária. Deverão ser consideradas as configurações de rede completa e degradada, para todos os níveis de carga, e para os diferentes cenários de fluxo nas interligações nacionais, desde o ano de entrada em operação até o ano horizonte de planejamento definido nos relatórios EPE.

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1.8.8.3 Estudo de sobretensões a freqüência fundamental Tem por finalidade identificar as sobretensões de manobra de bancos de capacitores e filtros, rejeição de carga, bloqueio dos conversores etc, e os meios para limitar estas sobretensões aos valores requeridos. Estes estudos devem demonstrar que a modularização adotada para os filtros e outros blocos de reativos, atende ao requisito de variação de tensão admissível no sistema CA , após manobra destes elementos, estabelecido no item 1.3.6.2 deste anexo técnico. Estes estudos também devem demonstrar que o desligamento dos filtros e capacitores, após bloqueio da conversora, será possível e suficiente para a redução das sobretensões no sistema CA a níveis aceitáveis.

1.8.8.4 Estudos de curto-circuito nos pólos das linhas HVDC Tem por finalidade identificar as medidas necessárias para evitar que um curto circuito pólo-terra, de qualquer natureza e em qualquer posição ao longo da linha CC ou na chegada a conversora, ocasione a saída do outro pólo da LT por sobretensões induzidas superiores a suportabilidade dos isoladores. Este estudo deve, entre outras coisas, avaliar a eventual necessidade de utilização de capacitores de surto, de forma a atenuar a frente de onda e adequar a reflexão da onda decorrente da aplicação do curto.

1.8.8.5 Estudos de sobrecorrentes transitórias em válvulas e outros equipamentos; Tem por finalidade demonstrar que as válvulas tiristoras e demais equipamentos em série com a mesma, estão adequadamente dimensionadas para suportar as solicitações transitórias advindas de curto circuitos, falhas de comutação etc... Este estudo deve demonstrar que a válvula está dimensionada para suportar um curto, em qualquer localização, pelo tempo máximo de abertura do disjuntor dos transformadores conversores. Deve também ser avaliado o impacto da falha da abertura do disjuntor pela proteção principal, considerando a abertura pela proteção de retaguarda.

1.8.8.6 Estudo de coordenação de isolamento Tem por finalidade de mostrar as bases para definição dos níveis de isolamento das conversoras e equipamentos exteriores e a aplicação de pára-raios, incluindo as solicitações nos mesmos. Estes estudos devem demonstrar também que os tiristores estarão devidamente protegidos pelos pára-raios das válvulas (com os BOD como backup), considerando bypassados os tiristores redundantes. Estes estudos devem considerar as máximas sobretensões de manobra, bem como as máximas sobretensões produzidas por descargas atmosféricas que podem se propagar até os equipamentos.

1.8.8.7 Estudos de desempenho dos filtros CA

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Tem por finalidade demonstrar que o desempenho dos filtros CA atende ao disposto no item 1.3 deste anexo técnico. Devem ser atendidos todos os requisitos, condições operativas e configurações de rede externa relacionados no item 1.3.8.1. O submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede conceitua os indicadores tanto das distorções harmônicas individuais, quanto a distorção de tensão harmônica total (DTHT), bem como estabelece os limites a serem respeitados. Ressalta-se que a TRANSMISSORA será responsável pelo desempenho dos filtros durante a vida útil das conversoras. Caso sejam utilizadas margens de segurança, em função das incertezas do planejamento futuro, as mesmas deverão ser explicitadas. Desta forma cabe a TRANSMISSORA a determinação dos envelopes de impedância harmônica das redes CA para cada conversora de seu elo. Ressalta-se que os envelopes, mencionados no relatório EPE-DEE-RE-071/2008-rev0, são apenas um indicativo preliminar da rede externa.

(a) Cada conversora deverá fazer o cálculo de desempenho harmônico desconsiderando outras conversoras e seus equipamentos de compensação reativa e filtros associados conectados na mesma barra.

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

(c) Estes envelopes não devem incluir quaisquer filtros ou compensação reativa localizada nos barramentos das subestações terminais, a saber, Coletora Porto Velho ou Araraquara 2. Os envelopes devem ser determinados na forma recomendada pela última versão do documento CIGRÉ / IEC PAS 62001, considerando diagramas setoriais ou circulares.

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

(e) No cálculo das distorções harmônicas individuais devem ser determinados vetorialmente os pontos dos envelopes que maximizam as tensões harmônicas nas barras da conversora, considerando a existência dos filtros e da compensação reativa da própria conversora.

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

(g) Os valores máximos das tensões harmônicas na barra da conversora deverão ser calculados considerando os valores máximos das correntes harmônicas injetadas pelas conversoras da TRANSMISSORA, os quais deverão ser calculados para cada harmônica considerando as faixas operativas possíveis de ângulos de disparo das

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válvulas, faixa operativa de tensões CA, níveis de corrente CC, tolerâncias de fabricação de transformadores conversores, tensão de seqüência negativa, faixa de tapes dos transformadores conversores etc.

No que se refere à Interferência Telefônica cujos requisitos encontram-se no item 1.3.9.3, deste anexo, a TRANSMISSORA deverá apresentar os estudos e as providências a serem tomadas no sentido de assegurar o atendimento a este requisito.

1.8.8.8 Estudos de definição de rating dos filtros CA e da compensação reativa Tem por finalidade demonstrar que o dimensionamento do rating dos filtros CA, tanto em regime permanente quanto em regime transitório, atende ao disposto no item 1.3 deste anexo técnico. Nos estudos devem ser atendidos todos os requisitos, condições operativas e configurações de rede externa relacionados no item 1.3.7. Devem ser informadas nos estudos, de regime permanente e transitório, as margens adotadas e os valores nominais do projeto para cada elemento que compõe o equipamento (ratings de corrente e tensão). É de total responsabilidade da TRANSMISSORA a determinação do rating necessário de seus equipamentos, para todo o período de concessão. Apesar disso este item apresenta algumas sugestões de como encaminhar os estudos de dimensionamento. Deve ser levada em conta a presença ou não (o que for mais crítico) das demais conversoras da alternativa CC de transmissão, com seus filtros nas barras da SE Coletora Porto Velho 500 e 230 kV e da SE Araraquara 500 kV, bem como a existência de harmônicos provenientes da rede CA externa, com base nos limites globais definidos pelo submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede. Adicionalmente deverá considerar a eventual presença de um CER na SE Araraquara 500 kV, -120/+250 Mvar com seus filtros e elementos reativos.

1.8.8.8.1 Regime permanente Devem ser apresentados estudos de dimensionamento dos elementos dos filtros (reatores, resistores e capacitores) e da compensação reativa manobrável, demonstrando que os mesmos foram dimensionados para suportar as máximas correntes e tensões harmônicas, considerando as hipóteses levantadas e os resultados obtidos. Os estudos deverão demonstrar que os filtros não serão desligados pelas proteções de overrating (sobrecarga) durante condições operativas normais e de contingências simples (N-1) da rede externa na primeira vizinhança das conversoras, com um filtro, de cada tipo, fora de operação. Nas avaliações das impedâncias dos filtros devem ser consideradas as dessintonías possíveis, incluindo tolerâncias de fabricação, variação de capacitância por temperatura, variações de freqüência da rede, erros de ajuste de sintonia por discretização de elementos de ajuste e tolerâncias dos instrumentos de medição, etc. Para avaliar ressonâncias entre filtros devem ser consideradas dessintonias opostas entre eles, quando fisicamente possível.

1.8.8.8.2 Regime transitório

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Os estudos devem justificar que os filtros e a compensação reativa devem suportar as sobretensões e sobrecorrentes de condições transitórias, incluindo entre outras: a) início e eliminação de curtos-circuitos na conversora, com bloqueio das válvulas durante o curto-circuito, b) energização dos transformadores conversores com fluxo residual, e de outros próximos.

1.8.8.9 Estudos de desempenho dos filtros CC Tem por finalidade demonstrar que o desempenho dos filtros CC atende ao disposto no item 1.3 deste anexo técnico. Devem ser consideradas as interferências, por indução, diretas ou secundárias, em linhas de telecomunicação, bem como interações com o próprio controle da transmissão HVDC. Os estudos devem demonstrar que:

(a) as correntes harmônicas nas linhas CC e linhas de eletrodo, mantém os níveis de interferências em linhas de telecomunicação em operação na data de comissionamento do elo CC, abaixo dos limites das normas correspondentes;

(b) os filtros CC, em conjunto com outros elementos das conversoras, evitarão que induções de 60 Hz de linhas CA paralelas a LT CC, caso existam, produzam entrada significativa de corrente de freqüência fundamental nas pontes conversoras, que possam produzir problemas de instabilidade harmônica, afetando o controle do elo HVDC.

1.8.8.10 Estudos de definição de rating dos filtros CC Tem por finalidade demonstrar que o dimensionamento do rating dos filtros CC atende ao disposto no item 1.3 deste anexo técnico. Devem ser informadas nos estudos, de regime permanente e transitório, as margens adotadas e os valores nominais do projeto para cada elemento (ratings de corrente e tensão).

1.8.8.10.1 Regime permanente Devem ser apresentados estudos de dimensionamento dos elementos dos filtros (reatores, resistores e capacitores), demonstrando que os mesmos foram dimensionados para suportar as máximas correntes e tensões harmônicas a que possam vir a ser submetidos.

1.8.8.10.2 Regime transitório Os estudos devem demonstrar que os filtros CC estão dimensionados para suportar as piores sobretensões e sobrecorrentes de todas as condições transitórias a que possam vir a ser submetidos.

1.8.8.11 Estudos de desempenho em regime permanente, transitório e dinâmico do Elo CC; Estes estudos têm por finalidade demonstrar o atendimento ao itens deste anexo técnico que estabelecem os limites conceituais para interação dos controles e do próprio Elo CC propriamente dito com a rede CA – Rede Básica. Estes estudos devem demonstrar que o controle projetado é adequado para todas as condições operativas previstas e para as situações

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de mudanças entre os modos de operação disponíveis. Devem contemplar as diversas situações que ocorrerão no sistema real, incluindo estabilidade transitória, estabilidade dinâmica, modulação de potência ativa e reativa do elo para estabilizar os sistemas CA, controle de freqüência, variações rápidas de potência etc. Devem também identificar as medidas necessárias a evitar interações indevidas entre controles de elos CC diferentes, elos CC e back-to-back, elos CC e CER eletricamente próximos. Estes estudos devem ser feitos com os programas usualmente utilizados no SIN, a saber, Anarede (fluxo de potência), ANATEM (estabilidade eletromecânica) e ATP (transitórios eletromagnéticos), este último com modelo detalhado dos controles a ser entregue pela TRANSMISSORA ao ONS, bem como o manual correspondente e os testes de validação com o Simulador CC analógico.

1.8.8.12 Estudo de oscilações sub-síncronas Tem por finalidade determinar eventuais requisitos de controle, que devam ser incorporados ao controle dos sistemas HVDC, para evitar que a interação entre as conversoras e os equipamentos dos sistemas CA, sujeitem unidades geradoras ligadas às barras CA próximas a esforços torcionais elevados. Esses fenômenos devem ser investigados por meio de ferramentas de simulação de transitórios eletromagnéticos (ATP), considerando a representação completa da máquina, com o eixo do conjunto turbina-gerador representado por um sistema multi-massa-mola. Deve também ser considerada, quando necessária, a análise no domínio da freqüência (modelo linearizado do eixo turbina gerador) Os modelos utilizados devem ser disponibilizados ao ONS.

1.8.8.13 Estudos de desempenho em regime dinâmico e transitório, em Simulador CC analógico do elo HVDC, para verificar as condições mais críticas encontradas nos estudos do item 1.8.8.11.

Estes estudos devem ser acompanhados pelo ONS.

1.8.8.14 Estudos de interferência em sistemas de comunicação por onda portadora (power line carrier);

1.8.8.15 Estudo de rádio-interferência (RI) e de Ruído Audível;

1.8.8.16 Estudos de interferências TVI, microondas, VHF e UHF, incluindo sistemas de navegação aérea na proximidade de aeroportos;

1.8.8.17 Estudos de definição dos requisitos dos sistemas de comunicações.

1.8.8.18 Estudos para definição das malhas de terra das subestações conversoras, dos eletrodos de terra e das linhas de eletrodo.

Estes estudos devem estar baseados em medições de resistividade no campo, as quais devem ser também apresentadas.

1.8.8.19 Estudo das proteções das conversoras e da linha de transmissão CC, incluindo a coordenação das proteções CC e CA, bem como as interações com os controles das conversoras;

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1.8.8.20 Estudos de confiabilidade e disponibilidade

1.8.8.21 Estudos de perdas e eficiência;

1.8.8.22 Estudos de coordenação da proteções;

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2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO

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

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO

2.1.1 RELATÓRIOS

Nº EMPRESA DOCUMENTO

EPE-DEE-RE-055/2008-r0 Análise do sistema de integração dos aproveitamentos hidrelétricos do rio Madeira e reforços no SIN – Detalhamento das alternativas – 6 de março de 2008

EPE-DEE-RE-070/2008-R0 Detalhamento da alternativa de referência – relatórios R2 - Estudos para Definição das Características Básicas do Sistema de Transmissão de Integração das Usinas do Madeira – Alternativa CC - 30 de abril de 2008

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

EXISTENTES

Nº EMPRESA DOCUMENTO

EETS_RE_001/2008 Versão: 00 Revisão: 00 Data: 30/04/2008

Relatório R4 - Sistema de Transmissão Associado à AHE Rio Madeira - Trecho Porto Velho (RO) / Cuiabá (MT).

R4 S/nº. - Furnas Relatório R4 – Transmissão do Madeira – SE Araraquara 2

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3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO

3.1 GERAL

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

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL

Nº EMPRESA DOCUMENTO

ELETRONORTE - EEMT_RE_002/2008

Linha de Transmissão Porto Velho (RO) / Araraquara (SP) e Subestações Associadas Trecho Porto Velho (RO) / Cuiabá (MT), de 29 de abril de 2008

Furnas sem número – Abril2008

Relatório de Caracterização e Análise Sócio Ambiental para a LT Porto Velho – Araraquara e subestações associadas Volumes I e II Volume II – Trecho Cuiabá - Araraquara

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4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS

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

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA

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

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES CC E CA

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

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

• Desenho de locação das instalações. • Diagrama unifilar. • Desenho de arquitetura das construções: plantas, cortes e fachadas. • Arranjo geral dos pátios: planta e cortes típicos. • Arranjo dos sistemas de blindagem e aterramento. • Características técnicas dos equipamentos CC e CA 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. • Descrição do projeto dos eletrodos e das linhas dos eletrodos, incluindo desenhos,

memórias de cálculo e especificação dos equipamentos a serem utilizados • Memória de cálculo das válvulas e de seus sistemas de refrigeração • Descrição detalhada dos controles do bipolo e do Máster Control, incluindo detalhamento

dos modos de operação e do procedimento de troca entre modos operativos

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EDITAL DE LEILÃO NO 007/2008-ANEEL ANEXO 6F-HB – LOTE LF-HB – INTEGRAÇÃO DO MADEIRA

VOL. III - Fl. 1247 de 1276

4.3 PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE ELETRODO

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• Tipos de fundações: critérios de dimensionamento e desenhos dimensionais; • Cabos condutores: características; • Cadeias de isoladores: coordenação eletromecânica, desenhos e demais características;

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VOL. III - Fl. 1248 de 1276

• Contrapeso: características, material, método e critérios de dimensionamento; • Ferragens, espaçadores e acessórios: descrição, ensaios de tipo, características físicas e

desenhos de fabricação; 4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES:

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

sistemas propostos.

4.5 PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO:

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

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VOL. III - Fl. 1249 de 1276

5 CRONOGRAMA

A TRANSMISSORA deve apresentar cronograma de implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO pertencentes a sua concessão, conforme modelos apresentados nas tabelas A e B deste ANEXO 6F-HB, 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 50 (cinqüenta) meses. A ANEEL poderá solicitar a qualquer tempo a inclusão de outras atividades no cronograma. A TRANSMISSORA deve apresentar mensalmente, à fiscalização da ANEEL, Relatório do andamento da implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, em meio ótico e papel.

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VOL. IV - Fl. 1250 de 1276

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 48 49 50 1 PROJETO BÁSICO 2 ASSINATURA DE CONTRATOS 2.1 EPC – Estudos, projetos e construção 2.2 CCT – Acordo Operativo 2.3 CCI – Acordo Operativo 2.4 CPST 3 IMPLANTAÇÃO DO TRAÇADO 4 LOCAÇÃO DE TORRES 5 DECLARAÇÂO DE UTILIDADE PUBLICA 6 LICENCIAMENTO AMBIENTAL 6.1 Termo de Referência 6.2 Estudo de Impacto Ambiental 6.3 Licença Prévia 6.4 Licença de Instalação 6.5 Autorização de Supressão de Vegetação 6.6 Licença de Operação 7 PROJETO EXCUTIVO 8 AQUISIÇÕES 8.1 Pedido de Compra 8.2 Estruturas 8.3 Cabos e Condutores 9 OBRAS CIVIS 9.1 Canteiro de Obras 9.2 Fundações 10 MONTAGEM 10.1 Montagem de Torres 10.2 Lançamento de Cabos 11 ENSAIOS DE COMISSIONAMENTO 12 OPERAÇÃO COMERCIAL OBSERVAÇÕES: DATA DE INÍCIO DURAÇÃO DATA DE CONCLUSÃO

ASSINATURA CREA No

ENGENHEIRO REGIÃO

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VOL. IV - Fl. 1251 de 1276

5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B)

NOME DA EMPRESA SUBESTAÇÂO

DATA

No

DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA OBRA

Meses 1 2 3 4 48 49 50

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

Compensadores de Reativos)

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

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

Compensadores de Reativos)

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

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

OBSERVAÇÕES:

DATA DE CONCLUSÃO DURAÇÃO DA OBRA ENGENHEIRO ASSINATURA

CREA No

REGIÃO