ANEXO 6 CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS GERAIS … · edital de leilÃo nº 02/2017-aneel anexo 6 – especificaÇÕes tÉcnicas gerais. vol. iii – pág. 1 de 77 . anexo

EDITAL DE LEILÃO Nº 02/2017-ANEEL ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS

VOL. III – Pág. 1 de 77

ANEXO 6

CARACTERÍSTICAS E

REQUISITOS TÉCNICOS GERAIS DAS

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO OBJETO DO LEILÃO Nº 02/2017



ÍNDICE

1. DESCRIÇÃO ..................................................................................................................... 9

1.1. DESCRIÇÃO GERAL ....................................................................................................................... 9

1.2. DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS ................................................................................................ 9

1.3. REQUISITOS GERAIS ..................................................................................................................... 9

2. LINHAS DE TRANSMISSÃO AÉREAS – LTA ................................................................ 10

2.1. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS – PARÂMETROS ELÉTRICOS ...........................10

2.2. REQUISITOS ELÉTRICOS .............................................................................................................10 2.2.1. DEFINIÇÃO DA FLECHA MÁXIMA DOS CONDUTORES ............................................................................10 2.2.2. CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS ........................................................................10 2.2.3. APLICAÇÃO DE CABOS PARA-RAIOS COM FIBRA ÓTICA – OPGW .........................................................10 2.2.4. PERDA JOULE NOS CABOS PARA-RAIOS ............................................................................................11 2.2.5. DESEQUILÍBRIO ..............................................................................................................................11 2.2.6. TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA ...........................................................................................................11 2.2.7. COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO .....................................................................................................11 2.2.8. COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO ....................................................... ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO. 2.2.9. TRAVESSIA DE LINHAS DE TRANSMISSÃO EXISTENTES ........................................................................12

2.3. REQUISITOS MECÂNICOS ............................................................................................................12

2.4. REQUISITOS ELETROMECÂNICOS .............................................................................................12

3. LINHAS DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEAS – LTS ................................................. 13

3.1. REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................13


3.3. REQUISITOS ELÉTRICOS .............................................................................................................13 3.3.1. CAPACIDADE DE CORRENTE DAS BLINDAGENS METÁLICAS ................................................................13 3.3.2. PERDAS NO CONDUTOR, NA BLINDAGEM E NO DIELÉTRICO ................................................................13 3.3.3. TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA ..........................................................................................................13 3.3.4. COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO .....................................................................................................13 3.3.5. EMISSÃO ELETROMAGNÉTICA – CAMPO MAGNÉTICO .........................................................................13 3.3.6. DESEQUILÍBRIO ..............................................................................................................................13

3.4. REQUISITOS MECÂNICOS ............................................................................................................14 3.4.1. CONFIABILIDADE ............................................................................................................................14 3.4.2. CARGAS MECÂNICAS SOBRE OS CABOS E ESTRUTURAS ..................... ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO. 3.4.3. MATERIAL DE ENVOLTÓRIA DOS CABOS ............................................. ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO.

4. LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE SUBTERRÂNEA – LTAS ........................................................................................................ 14



4.3. REQUISITOS ELÉTRICOS – TRECHO AÉREO.............................................................................14



4.4. REQUISITOS MECÂNICOS – TRECHO AÉREO ...........................................................................14

4.5. REQUISITOS ELETROMECÂNICOS – TRECHO AÉREO .............................................................14

4.6. REQUISITOS ELÉTRICOS – TRECHO SUBTERRÂNEO ..............................................................14

4.7. REQUISITOS MECÂNICOS – TRECHO SUBTERRÂNEO ............................................................14

4.8. REQUISITOS ELETROMECÂNICOS – TRECHO SUBTERRÂNEO ........ ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO.

5. SUBESTAÇÕES .............................................................................................................. 15

5.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS .............................................................................................................15

5.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ..............................15

5.3. CAPACIDADE DE CORRENTE ......................................................................................................15 5.3.1. CORRENTE EM REGIME PERMANENTE ..............................................................................................15 5.3.2. ATERRAMENTO ..............................................................................................................................16

5.4. SUPORTABILIDADE ......................................................................................................................16 5.4.1. TENSÃO EM REGIME PERMANENTE ...................................................................................................16 5.4.2. ISOLAMENTO SOB POLUIÇÃO ...........................................................................................................16 5.4.3. PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS ..............................................................................16

5.5. EFEITOS DE CAMPOS ...................................................................................................................16 5.5.1. EFEITO CORONA ............................................................................................................................16 5.5.2. RÁDIO INTERFERÊNCIA ...................................................................................................................17 5.5.3. CAMPOS ELÉTRICO E MAGNÉTICO ....................................................................................................17

5.6. INSTALAÇÕES ABRIGADAS ........................................................................................................17

6. EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO ............................................................................ 18

6.1. DISJUNTORES ...............................................................................................................................18

6.2. SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO ..............................18

6.3. PARA-RAIOS ..................................................................................................................................19

6.4. TRANSFORMADORES DE CORRENTE E POTENCIAL ...............................................................19

6.5. UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA ....................................................................19 6.5.1. ENERGIZAÇÃO DE UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA ........................................................19 6.5.2. COMUTAÇÃO DE DERIVAÇÃO EM CARGA ...........................................................................................19 6.5.3. CONDIÇÕES OPERATIVAS ...............................................................................................................19 6.5.4. CAPACIDADE DE CARREGAMENTO ....................................................................................................20 6.5.5. IMPEDÂNCIA ..................................................................................................................................22 6.5.6. PERDAS ........................................................................................................................................22 6.5.7. NÍVEL DE RUÍDO ............................................................................................................................23

6.6. REATORES EM DERIVAÇÃO ........................................................................................................23 6.6.1. TENSÃO NOMINAL .....................................................................................................................23 6.6.2. TOLERÂNCIAS ................................................................................................................................23 6.6.3. ESQUEMAS DE ATERRAMENTO ........................................................................................................23 6.6.4. PERDAS ........................................................................................................................................23 6.6.5. REGIME DE OPERAÇÃO ...................................................................................................................23



6.6.6. CARACTERÍSTICA V X I....................................................................................................................23 6.6.7. VIDA ÚTIL ......................................................................................................................................23

6.7. REQUISITOS COMPLEMENTARES AOS FUNCIONAIS PARA TRANSFORMADORES E REATORES EM DERIVAÇÃO .....................................................................................................................24

6.8. TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO .....................................................................................24

6.9. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE .............................................................................................24 6.9.1. CARACTERÍSTICAS GERAIS .............................................................................................................25 6.9.2. REQUISITOS DOS VARISTORES DOS EQUIPAMENTOS DE COMPENSAÇÃO REATIVA SÉRIE ......................25 6.9.3. DEMONSTRAÇÃO DO ATENDIMENTO AOS REQUISITOS .......................................................................25

6.10. BANCO DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ..............................................................................25 6.10.1. CARACTERÍSTICAS GERAIS .............................................................................................................25

6.11. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS – CER .............................................................25 6.11.1. CONDIÇÕES GERAIS .......................................................................................................................26 6.11.2. AJUSTE DO SISTEMA DE CONTROLE.................................................................................................27 6.11.3. TEMPOS DE ELIMINAÇÃO DE DEFEITO ..............................................................................................27 6.11.4. FREQUÊNCIA .................................................................................................................................27 6.11.5. CICLO DE SOBRECARGA .................................................................................................................27 6.11.6. DESEMPENHO DO CER ..................................................................................................................28 6.11.7. DESEMPENHO HARMÔNICO .............................................................................................................29 6.11.8. CONDIÇÕES GERAIS PARA O DESEMPENHO HARMÔNICO ...................................................................29 6.11.9. AVALIAÇÃO DA PERFORMANCE DOS FILTROS ....................................................................................30 6.11.10. AVALIAÇÃO DO RATING DOS FILTROS: ..............................................................................................31 6.11.11. MODELOS PARA PROGRAMAS COMPUTACIONAIS ..............................................................................31

6.12. COMPENSADOR SÍNCRONO ........................................................................................................32 6.12.1. CONDIÇÕES GERAIS .......................................................................................................................32 6.12.2. DISPONIBILIDADE ...........................................................................................................................32 6.12.3. INÉRCIA .........................................................................................................................................32 6.12.4. REQUISITOS DO CONJUNTO SÍNCRONO E TRANSFORMADOR ELEVADOR .............................................33 6.12.5. REQUISITOS DE EXCITAÇÃO ............................................................................................................33 6.12.6. REQUISITOS DE CONTROLE .............................................................................................................33 6.12.7. DESEMPENHO DURANTE FALTAS .....................................................................................................34

6.13. EQUIPAMENTOS LOCALIZADOS EM ENTRADAS DE LINHA ....................................................34 6.13.1. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA EM VAZIO ...............................................................34 6.13.2. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA SOB CARGA EM TERMINAIS COM CAPACITORES SÉRIE 34

6.14. REQUISITOS PARA OS SERVIÇOS AUXILIARES DE CORRENTE CONTÍNUA E DE CORRENTE ALTERNADA PARA SUBESTAÇÕES ...................................................................................34

6.14.1. ALIMENTAÇÃO EM CORRENTE CONTÍNUA PARA OS SISTEMAS DE PROTEÇÃO, SUPERVISÃO E CONTROLE .34 6.14.2. ALIMENTAÇÃO EM CORRENTE CONTÍNUA PARA OS SISTEMAS DE TELECOMUNICAÇÕES ..........................34 6.14.3. ALIMENTAÇÃO EM CORRENTE ALTERNADA ........................................................................................35 6.14.4. TESTES DE MANUTENÇÃO ...............................................................................................................35

7. SISTEMAS DE PROTEÇÃO............................................................................................ 36

7.1. DEFINIÇÕES BÁSICAS ..................................................................................................................36



7.2. REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES ...............................................................................................................................37

7.3. REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO .........................................................................................37

7.4. LINHA DE TRANSMISSÃO ............................................................................................................37 7.4.1. GERAL ..........................................................................................................................................37 7.4.2. COMPATIBILIZAÇÃO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO. 7.4.3. LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV .... ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO. 7.4.4. LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL DE 230 KV ................ ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO. 7.4.5. LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU INFERIOR A 138 KV ... ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO. 7.4.6. ESQUEMAS DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO .....................................................................................37 7.4.7. FUNÇÃO PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO .................................................................................37

7.5. REQUISITOS PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO MANUAL. ............................................37

7.6. UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA ....................................................................37 7.6.1. UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO NOMINAL É IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV ........................................... ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO. 7.6.2. UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO NOMINAL É 230 KV ................................................................................... ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO.

7.7. TRANSFORMADORES DE ATERRAMENTO ................................................................................37

7.8. REATORES EM DERIVAÇÃO ........................................................................................................37

7.9. BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ............................................................................37

7.10. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE .............................................................................................37

7.11. BANCOS DE FILTROS ...................................................................................................................37

7.12. COMPENSADOR ESTÁTICO .........................................................................................................38 7.12.1. TODO COMPENSADOR ESTÁTICO DEVE DISPOR DOS SEGUINTES SISTEMAS DE PROTEÇÃO INDEPENDENTES: .......................................................................................... ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO.

7.13. COMPENSADORES SÍNCRONOS .................................................................................................38

7.14. BARRAMENTOS COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 138 KV ...........................38

7.15. FALHA DE DISJUNTOR COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 138 KV ................38

7.16. SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO .......................................................................................38 7.16.1. OS RELÉS IEDS DEVEM: ............................................................................................................39 7.16.2. OS CLPS DEVEM: .......................................................................................................................39 7.16.3. OS DISPOSITIVOS ESPECÍFICOS DEVEM: ..............................................................................39

8. SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ................................................................ 40

8.1. INTRODUÇÃO ................................................................................................................................40

8.2. REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES .....................40 8.2.1. REQUISITOS GERAIS ......................................................................................................................40 8.2.2. INTERLIGAÇÃO DE DADOS ...............................................................................................................40 8.2.3. RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES ..................................................................40



8.3. REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À REDE DE OPERAÇÃO ................................................................................................................................41

8.3.1. INTERLIGAÇÃO DE DADOS ...............................................................................................................41 8.3.2. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA A SUPERVISÃO DO SISTEMA ELÉTRICO ..........................................41 8.3.3. INFORMAÇÕES E TELECOMANDOS REQUERIDOS PARA O CONTROLE AUTOMÁTICO DE GERAÇÃO (CAG)41 8.3.4. REQUISITOS DE QUALIDADE DA INFORMAÇÃO ...................................................................................41 8.3.5. PARAMETRIZAÇÕES ........................................................................................................................41

8.4. REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS .........................................................41 8.4.1. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS ................................................41 8.4.2. REQUISITOS DE QUALIDADE DOS EVENTOS ......................................................................................41

8.5. ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO. ..........................................................................................................................................41

8.6. REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO DE EQUIPAMENTOS DA REDE DE SUPERVISÃO E NÃO INTEGRANTES DA REDE DE OPERAÇÃO ................................................................................................42

8.7. REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DA(S) INSTALAÇÃO(ÕES) (SUBESTAÇÃO(ÕES)) COMPARTILHADA(S) DA REDE DE OPERAÇÃO. ..............................................42

8.8. AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ..................................................................................................................................................42

8.9. REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ......................................................................................................................42

8.10. REQUISITOS MÍNIMOS PARA UNIDADES DE MEDIÇÃO DE FASORES (PMU) E REDE DE SINCROFASORES DOS AGENTES ............................................................................................................42

8.10.1. DEFINIÇÕES ..............................................................................................................................42 8.10.2. REQUISITOS GERAIS ................................................................................................................42 8.10.3. TIPOS DE MEDIÇÃO ..................................................................................................................43 8.10.4. EXATIDÃO DA MEDIÇÃO ...........................................................................................................43 8.10.5. IDADE DO DADO ........................................................................................................................43 8.10.6. TAXA DE ENVIO DAS MEDIÇÕES SINCROFASORIAIS ............................................................44 8.10.7. ENTREGA DOS DADOS .............................................................................................................44 8.10.8. PROTOCOLO DE COMUNICAÇÃO ............................................................................................44 8.10.9. IEDS ............................................................................................................................................44 8.10.10. RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE SINCROFASORES DOS AGENTES .......... ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO. 8.10.11. AQUISIÇÃO E INSTALAÇÃO DAS PMUS ..................................... ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO.

9. REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ...... 46


9.2. REQUISITOS FUNCIONAIS ...........................................................................................................46

9.3. REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES 46

9.4. REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ....................................................46 9.4.1. TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV ............46 9.4.2. TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL INFERIOR A 345 KV ..... ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO.



9.4.3. BARRAMENTOS ..............................................................................................................................46 9.4.4. TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO NOMINAL É IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV ..............................................................................................................................46 9.4.5. TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO NOMINAL É INFERIOR A 345 KV ....................................................................................... ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO. 9.4.6. REATORES EM DERIVAÇÃO. ............................................................................................................46 9.4.7. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE ....................................................................................................46 9.4.8. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS (CER) .........................................................................46 9.4.9. BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ........................................ ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO. 9.4.10. COMPENSADORES SÍNCRONOS .......................................................................................................47

10. REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ....................... 48

10.1. REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................48 10.1.1. DISPONIBILIDADE ...........................................................................................................................48 10.1.2. QUALIDADE ...................................................................................................................................48 10.1.3. REQUISITOS DE CONFIGURAÇÃO DE VOZ E DE DADOS. .......................................................................48 10.1.4. SISTEMA DE ENERGIA .....................................................................................................................48 10.1.5. SUPERVISÃO .................................................................................................................................48 10.1.6. INFRAESTRUTURA ..........................................................................................................................49 10.1.7. ÍNDICES DE QUALIDADE ...................................................................................................................49 10.1.8. CONTATO TÉCNICO ........................................................................................................................49

10.2. REQUISITOS TÉCNICOS DOS CANAIS PARA TELEPROTEÇÃO ..............................................49

10.3. TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV ...................................................................................................................................49

10.4. TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO DE 230 E 138 KV .. ERRO! INDICADOR NÃO DEFINIDO. 10.5. REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ ...................................................49

10.5.1. ENTRE SUBESTAÇÕES ADJACENTES .................................................................................................49 10.5.2. COM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL .................................................................................................49 10.5.3. SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL .................................................................................................50 10.5.4. OUTROS ........................................................................................................................................50

10.6. REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS ..............................................51 10.6.1. SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA SUPERVISÃO E CONTROLE ............................................51 10.6.2. COM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL .................................................................................................51 10.6.3. SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL .................................................................................................51 10.6.4. RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ...................52 10.6.5. OUTROS SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS ..............................................................................52 10.6.6. RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE MEDIÇÃO SINCROFASORIAL 52

11. DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESTE ANEXO TÉCNICO ...................................................................................................... 53

11.1. TENSÃO OPERATIVA ....................................................................................................................54

11.2. SOBRETENSÃO ADMISSÍVEL PARA ESTUDOS A 60 HZ ...........................................................55

11.3. CRITÉRIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS A 60 HZ .........................56



11.3.1. ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA ..................................................................................................56 11.3.2. ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ....................................................................................56 11.3.3. REJEIÇÃO DE CARGA ......................................................................................................................57 11.3.4. ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ...............57

11.4. CRITÉRIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS DE MANOBRA ...................................................................................................................................................58

11.4.1. ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ....................................................................................58 11.4.2. RELIGAMENTO TRIPOLAR DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO .....................................................................58 11.4.3. RELIGAMENTO MONOPOLAR ............................................................................................................58 11.4.4. CRITÉRIO COM TEMPO MORTO DE 500 MS .......................................................................................59 11.4.5. CRITÉRIO COM TEMPO MORTO SUPERIOR A 500 MS..........................................................................60 11.4.6. REJEIÇÃO DE CARGA ......................................................................................................................61 11.4.7. ESTUDOS DE TENSÃO DE RESTABELECIMENTO TRANSITÓRIA (TRT) ...................................................62 11.4.8. ESTUDOS DE ENERGIZAÇÃO DE TRANSFORMADORES .........................................................................62 11.4.9. ESTUDOS DE MANOBRA DE BANCOS DE CAPACITORES .......................................................................63 11.4.10. MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE ATERRAMENTO ................................................................................................................................63

11.5. OUTROS ESTUDOS .......................................................................................................................63 11.5.1. ESTUDOS DE RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA .......................................................................................63 11.5.2. ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DOS COMPENSADORES ESTÁTICOS ..........................63 11.5.3. ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DA COMPENSAÇÃO SÉRIE...............................................................65

12. DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ................................................ 67

12.1. ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA ....................................................................................67

12.2. PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES ....................................................................................67

12.3. PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO .................................................................68

12.4. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ....................................................69

12.5. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE ...........................................69

12.6. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO ......................................................................69

12.7. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL ................................................70

12.8. PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO ........................................................................................70



1. DESCRIÇÃO

1.1. DESCRIÇÃO GERAL

Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos gerais das instalações de transmissão objeto deste Leilão. As características específicas constarão nos Anexos Técnicos de cada lote.

1.2. 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 nos anexos técnicos específicos de cada lote. Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE e ANATEM/ANAT0, no site da Empresa de Pesquisa Energética – EPE (www.epe.gov.br).

1.3. REQUISITOS GERAIS

O projeto, a fabricação e a construção das linhas de transmissão, dos equipamentos e das subestações terminais devem estar em conformidade com as últimas revisões das normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT, no que for aplicável. Na inexistência de normas da ABNT, esses devem estar em conformidade com as últimas revisões das normas da International Electrotechnical Commission – IEC, American National Standards Institute – ANSI ou National Electrical Safety Code – NESC, nessa ordem de preferência, salvo onde expressamente indicado neste Edital. Os requisitos estabelecidos no Edital aplicam-se ao pré-projeto, aos projetos básico e executivo bem como às fases de fabricação, inspeção, construção, montagem, manutenção e operação do empreendimento. É de responsabilidade da TRANSMISSORA obter os dados, inclusive os descritivos das condições meteorológicas, ambientais e geomorfológicas da região de implantação, a serem adotados na elaboração do projeto básico, bem como nas fases de construção, manutenção e operação das instalações. É de responsabilidade e prerrogativa da TRANSMISSORA o dimensionamento e especificação dos equipamentos e instalações de transmissão que compõem o Serviço Público de Transmissão, objeto desta licitação, de forma a atender aos requisitos técnicos do Edital e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reservas. Não será permitida a redução de confiabilidade e/ou disponibilidade, ainda que implique em outros benefícios para o SIN. Entre as alterações não permitidas, estão a redução do número de vãos em subestações e a implementação de circuito duplo de linha de transmissão, quando forem especificados circuitos simples.

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



2. LINHAS DE TRANSMISSÃO AÉREAS – LTA

2.1. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS – PARÂMETROS ELÉTRICOS

O desempenho sistêmico do conjunto formado pela LTA e sua compensação reativa série e/ou paralela deve ser similar ao do conjunto considerado na configuração básica. Esse desempenho é caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta dinâmica em regime normal e nas situações de contingência apresentadas na documentação técnica relativa ao empreendimento, contida nos anexos específicos.

2.2. REQUISITOS ELÉTRICOS

2.2.1. DEFINIÇÃO DA FLECHA MÁXIMA DOS CONDUTORES

Atender ao item 7.1 do Submódulo 2.4 - Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede. Em conformidade com o estabelecido na REN 191/2005, a uma LTA estão associados valores de capacidade operativa sazonal de longa e curta duração nas condições de operação verão-dia, verão-noite, inverno-dia e inverno-noite. Nos processos operativos, em regime normal de operação e em condições de emergência, o ONS utilizará os valores de capacidade operativa sazonal de longa e curta duração das LTA, as quais serão adotadas como valores mínimos de operação. O ONS, a partir da metodologia estabelecida na REN 191/2005 e detalhada na Nota Técnica ONS NT 094/2016 – “Metodologia para cálculo da capacidade sazonal de projeto de linhas de transmissão a serem licitadas”, disponível no portal do ONS – www.ons.org.br – determinou as Capacidades Operativas Sazonais de longa e curta duração, que constam dos Anexos Técnicos específicos. Nas travessias aéreas de rios navegáveis a TRANSMISSORA deve considerar, no cálculo do espaçamento condutor - espelho d´água, o maior mastro de embarcação previsto para o rio em questão, informado oficialmente pela capitania dos portos, e a cota da cheia máxima do rio no ponto de travessia. Os anteprojetos das grandes travessias de rio devem fazer parte do projeto básico com, no mínimo, as seguintes informações: (a) Desenho da travessia incluindo: perfil do terreno, estruturas de travessia (tipo, altura nominal

e locação no perfil), comprimento do vão, catenárias dos cabos condutor e para-raios, espaçamentos entre cabos e condutor - espelho d’água, altura do mastro, cota da cheia máxima, temperatura de referência do cabo condutor, detalhes da cadeia de isoladores.

(b) Relatório técnico contendo: premissas adotadas, dados dos cabos e estruturas e cálculo do espaçamento condutor - espelho d’água.

2.2.2. CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS E CADEIAS DE ISOLADORES

Atender ao item 7.2 do Submódulo 2.4 - Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede.

2.2.3. APLICAÇÃO DE CABOS PARA-RAIOS COM FIBRA ÓTICA – OPGW

A aplicação de cabos para-raios com fibra ótica em linhas de transmissão deve ser feita com base nas seguintes regras: (a) No caso de nova LTA



As novas linhas de transmissão devem ser projetadas com pelo menos um cabo para-raios do tipo Optical Ground Wire – OPGW, com no mínimo 6 pares de fibra.

(b) No caso de LTA existente, a ser seccionada, que já possui OPGW Se a LTA a ser seccionada já possuir OPGW, o(s) novo(s) trecho(s) de linha, originado(s) a partir do seccionamento da linha existente, deve(m) ter, também, OPGW com confiabilidade e capacidade de transmissão de dados iguais ou superiores ao do OPGW existente.

(c) No caso de LTA existente, a ser seccionada, que não possui OPGW Se a LTA a ser seccionada não possuir OPGW, a TRANSMISSORA deve dimensionar e implantar um arranjo de OPGWs para o menor trecho de linha que surge entre o ponto de seccionamento e as subestações terminais da linha existente. Esse arranjo de OPGWs deve ter confiabilidade e capacidade de transmissão de dados para suprir, ao menos, as necessidades operativas de comunicação, supervisão e proteção desse menor trecho de linha. O(s) novo(s) trecho(s) de LTA, entre o ponto de seccionamento da linha existente e a nova subestação terminal, já deve(m) ser projetado(s) e implantado(s) com OPGW.

2.2.4. PERDA JOULE NOS CABOS PARA-RAIOS

Atender ao item 7.4.4 do Submódulo 2.4 - Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede.

2.2.5. DESEQUILÍBRIO


2.2.6. TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA

A tensão máxima operativa da linha de transmissão para a classe de tensão correspondente está indicada na Tabela 2-1.

TABELA 2-1 - TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA

Classe de tensão [kV] Tensão máxima operativa [kV] 69 72,5 88 92,4

138 145 230 242 345 362 440 460 500 550 525 550 765 800

2.2.7. COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO

Atender ao item 7.6 do Submódulo 2.4 Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede. O desempenho das LTA quanto a descargas atmosféricas informado no projeto básico é obtido por simulação a partir dos dados de geometria da estrutura típica, distância fase-terra para cálculo do nível de isolamento, nível ceráunico da região e distribuição da resistência de aterramento das estruturas. Diferentemente das demais variáveis, basicamente determinísticas e de fácil comprovação, a distribuição da resistência de aterramento das estruturas é intrinsicamente aleatória



e dependente da região atravessada pela LTA e dá origem ao relatório do sistema de aterramento que define os procedimentos a serem adotados no campo durante a medição de resistividade dos solos da região atravessada pelas linhas de transmissão e durante a medição da resistência de aterramento das estruturas. No sentido de trazer mais solidez à verificação da conformidade do empreendimento aos requisitos estabelecidos no presente Anexo Técnico, na fase de inserção das características técnicas das instalações de transmissão como efetivamente implantadas no SAGIT – Sistema de Análise e Gerenciamento de Instalações de Transmissão – a TRANSMISSORA deverá apresentar ao ONS, nessa fase, os resultados das medições de resistência de aterramento das estruturas e reavaliar o desempenho das linhas de transmissão com base nos valores informados no SAGIT.

2.2.8. EMISSÃO ELETROMAGNÉTICA

Atender ao item 7.7 do Submódulo 2.4 Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede.

2.2.9. TRAVESSIA DE LINHAS DE TRANSMISSÃO EXISTENTES


2.3. REQUISITOS MECÂNICOS

Atender ao item 8 do Submódulo 2.4 - Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede.

2.4. REQUISITOS ELETROMECÂNICOS




3. LINHAS DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEAS – LTS


Os cabos isolados, a serem utilizados em linhas subterrâneas, devem possuir camadas e materiais que impeçam a penetração e migração de umidade no seu interior. Devem ter capa externa que previna e evite a sua perfuração por térmitas (cupins) e possíveis danos por corrosão da blindagem metálica e à isolação com a penetração de umidade.


O desempenho sistêmico do conjunto formado pela LTS e sua compensação reativa série e/ou paralela deve ser similar ao do conjunto considerado na configuração básica. Esse desempenho é caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta dinâmica em regime normal e nas situações de contingência apresentadas na documentação técnica relativa ao empreendimento, contidos nos anexos específicos.

3.3. REQUISITOS ELÉTRICOS

3.3.1. CAPACIDADE DE CORRENTE DO CONDUTOR


3.3.2. CAPACIDADE DE CORRENTE DAS BLINDAGENS METÁLICAS


3.3.3. PERDAS NO CONDUTOR, NA BLINDAGEM E NO DIELÉTRICO


3.3.4. TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA


3.3.5. COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO


3.3.6. EMISSÃO ELETROMAGNÉTICA

Atender ao item 10.6 do Submódulo 2.4 - Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede. O campo magnético sobre os cabos subterrâneos e a um metro acima da superfície do solo deve ser igual ou inferior aos valores regulamentados pela Resolução Normativa 398 de 23 de março de 2010 da ANEEL, para o público em geral.

3.3.7. DESEQUILÍBRIO DE TENSÃO




3.4. REQUISITOS MECÂNICOS

Atender ao item 11 do Submódulo 2.4 - Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede. 4. LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE

SUBTERRÂNEA – LTAS


Os cabos isolados, a serem utilizados no trecho subterrâneo, devem possuir camadas e materiais que impeçam a penetração e migração de umidade no seu interior. Nas regiões onde existe a presença de térmitas (cupins), os cabos isolados devem ter capa externa que previna e evite a sua perfuração por esses insetos e possíveis danos por corrosão da blindagem metálica e à isolação com a penetração de umidade.


O desempenho sistêmico do conjunto formado pela LTAS e sua compensação reativa série e/ou paralela deve ser similar ao do conjunto considerado na configuração básica. Esse desempenho é caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta dinâmica em regime normal e nas situações de contingência apresentadas na documentação técnica relativa ao empreendimento, contidos nos anexos específicos.

4.3. REQUISITOS ELÉTRICOS – TRECHO AÉREO

Atender ao item 2.2 deste anexo técnico.

4.4. REQUISITOS MECÂNICOS – TRECHO AÉREO


4.5. REQUISITOS ELETROMECÂNICOS – TRECHO AÉREO


4.6. REQUISITOS ELÉTRICOS – TRECHO SUBTERRÂNEO

Atender ao item 3.3 deste anexo técnico. O religamento da LTAS deve ser mantido se o trecho aéreo for predominante em extensão, no caso de novo empreendimento, ou se esse recurso operativo já for previsto na LTA a ser convertida em LTAS.

No caso de se permitir o religamento em LTAS, deve ser avaliado o tempo de retardo do mesmo.

4.7. REQUISITOS MECÂNICOS – TRECHO SUBTERRÂNEO




5. SUBESTAÇÕES

5.1. 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 Anexo Técnico específico de cada lote. 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. Deverá ser previsto espaço adicional, externo e contíguo à casa de comando da TRANSMISSORA, com área no mínimo igual à utilizada para a construção desta. Este espaço ficará reservado para expansões futuras da casa de comando da TRANSMISSORA ou alternativamente para eventuais novas casas de comando de outras transmissoras, quando da implantação de novas instalações de transmissão. O Módulo Geral é composto pelos custos diretos de: terreno, cercas, terraplenagem, drenagem, grama, embritamento, arruamento, iluminação do pátio, proteção incêndio, sistema abastecimento de água, sistema de esgoto, malha de terra, canaletas principais, acessos, edificações, serviço auxiliar, área industrial, sistema de ventilação e ar condicionado, sistema de comunicação, sistema de ar comprimido e canteiro de obras. Os serviços auxiliares, sistema de água, sistema de 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 havendo impedimento que a transmissora atenda às suas necessidades de forma autônoma, observando sempre a adequada prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica, Cláusula Terceira do Contrato de Concessão.

5.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES


5.3. CAPACIDADE DE CORRENTE

5.3.1. CORRENTE EM REGIME PERMANENTE

Atender ao item ao 7.2 do Submódulo 2.3 - Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede.

Os barramentos da subestação 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, conforme estudo definido no item 11.3.4.

No caso de subestação existente, se a máxima corrente verificada for inferior à capacidade do barramento, o trecho de barramento associado a esse empreendimento deve 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 corrente nominal dos equipamentos (disjuntores, seccionadoras, TCs e bobinas de bloqueio) a TRANSMISSORA deve identificar as correntes máximas a que poderão ser submetidos, desde a data de entrada em operação até o ano horizonte de planejamento, por meio dos estudos de fluxo de potência descritos no item 11 deste anexo.

A corrente nominal dos equipamentos de vãos de linha deve ser no mínimo igual à corrente de curta duração da respectiva linha.

A corrente nominal dos equipamentos de vãos de unidades de transformação deve ser no mínimo igual à corrente de sobrecarga por 4 (quatro) horas do equipamento, conforme item 6.5.4 (d) deste anexo técnico.

A corrente nominal dos equipamentos do vão interligador de barras (disjuntor, seccionadoras e TCs, nos arranjos de barramentos BD4 ou 5 chaves e BPT) deve ser, no mínimo, igual ao maior valor dentre as correntes determinadas para os demais vãos.

Para os módulos de manobra utilizados nos arranjos de barramento DJM, Anel e BD duplo disjuntor a determinação da corrente nominal de seus equipamentos deve também considerar as indisponibilidades de equipamentos, pertencentes ou não a este empreendimento, pois estas podem submeter os equipamentos remanescentes a valores de correntes ainda mais elevados que os determinados para o equipamento diretamente ligado ao referido módulo de manobra.

5.3.2. ATERRAMENTO


5.4. SUPORTABILIDADE

5.4.1. TENSÃO EM REGIME PERMANENTE

Atender ao item 7.5.1 do Submódulo 2.3 - Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede e ao item 6.13 do presente anexo técnico.

5.4.2. ISOLAMENTO SOB POLUIÇÃO


5.4.3. PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS


Caso existam edificações, as mesmas devem atender às prescrições da Norma Técnica NBR 5419.

5.5. EFEITOS DE CAMPOS

5.5.1. EFEITO CORONA




5.5.2. RÁDIO INTERFERÊNCIA


5.5.3. CAMPOS ELÉTRICO E MAGNÉTICO

Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de março de 2010.

5.6. INSTALAÇÕES ABRIGADAS

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



6. EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO

6.1. DISJUNTORES

Atender ao item 8.5 do Submódulo 2.3 - Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede e aos tópicos a seguir.

(a) 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.

(b) 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 de subestações do anexo específico de cada lote. Relações de assimetria superiores à indicada no item de capacidade de curto-circuito do anexo específico de cada lote poderão ser necessárias, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 11 deste anexo.

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

(d) Os disjuntores devem ser especificados para operar quando submetidos às solicitações de manobra determinadas nos estudos previstos no item 11.

(e) 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 frequência de 60 Hz, para os disjuntores dos pátios de 500 kV. Os correspondentes valores para os demais pátios são 345 kV: 507 kV, 230 kV: 339 kV, 138 kV: 203 kV e 69 kV: 102 kV à frequência de 60 Hz. Valores superiores a estes podem ser necessários, caso os estudos definidos no item 11 assim o determinem.

(f) 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. Isto se deve à possibilidade de elevada assimetria da corrente de curto-circuito suprida por geradores.

6.2. SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO

Atender ao item 8.6 do Submódulo 2.3 - Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede. Estes equipamentos devem atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas no item 11.4.10. As seccionadoras devem ser especificadas preferencialmente para a mesma corrente nominal utilizada pelos disjuntores do mesmo empreendimento, aos quais estejam associadas. Todas as entradas de linhas de transmissão deverão contar com lâminas de terra ou chaves de aterramento. Não é permitida a utilização de aterramentos temporários. 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. Caso os estudos transitórios identifiquem valores superiores aos normalizados, as lâminas de aterramento deverão ser especificadas para atender a estas solicitações.



Esses equipamentos devem ser dimensionados considerando a relação X/R do ponto do sistema onde serão instalados.

6.3. PARA-RAIOS

Atender ao item 8.7 do Submódulo 2.3 - Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede. Os para-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 11 deste anexo. 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 para-raios escolhido para posterior utilização no empreendimento.

6.4. TRANSFORMADORES DE CORRENTE E POTENCIAL

Atender ao item 8.8 (transformadores de potencial) ou 8.9 (transformadores de corrente) do Submódulo 2.3 - Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede. 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. 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 de subestações do anexo específico de cada lote. Fatores de assimetria superiores ao indicado no item anterior poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 11 deste anexo técnico.

6.5. UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA

6.5.1. ENERGIZAÇÃO DE UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA

Devem ser atendidas as determinações do item 8.1.1 da Revisão 2016.12 do Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede.

6.5.2. COMUTAÇÃO DE DERIVAÇÃO EM CARGA


6.5.3. CONDIÇÕES OPERATIVAS

Devem ser atendidas as determinações do item 8.1.4 da Revisão 2016.12 do Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede. As unidades de transformação devem ser capazes de operar nas condições estabelecidas na norma ABNT NBR 5416 e na Resolução Normativa ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de 2005, resguardado o direito de adicional financeiro devido a sobrecargas que ocasionem perda adicional de sua vida útil, em conformidade com os procedimentos da Resolução Normativa ANEEL nº 513, de 16 de setembro de 2002.



Deve ser possível energizar as unidades de transformação sem restrições, tanto pelo enrolamento primário quanto pelo secundário, para toda a faixa de tensões operativas, o que deve ser demonstrado pelos estudos de manobra definidos no item 11. As unidades de transformação devem ser adequadas para operação em paralelo nos respectivos terminais de alta e baixa tensão. A unidade de transformação de potência deve ser capaz de suportar o perfil de sobre-excitação em vazio a 60 Hz, de acordo com a Tabela 6-1.

TABELA 6-1 - SOBRE-EXCITAÇÃO EM VAZIO A 60 HZ, EM QUALQUER DERIVAÇÃO DE OPERAÇÃO

Período Tensão (pu da tensão de derivação) 10 (dez segundos 1,35

20 (vinte) segundos 1,25 1 (um) minuto 1,20

8 (oito) minutos 1,15

6.5.4. CAPACIDADE DE CARREGAMENTO

(a) Referências normativas Os requisitos funcionais a serem atendidos por novas unidades de transformação de potência, no que diz respeito aos procedimentos para aplicação de carga e à capacidade de carregamento, que balizam o relacionamento entre a transmissora e o ONS, estão regulados através das resoluções normativas da ANEEL REN 191-2005 e 513-2002. Por sua vez, o dimensionamento e fabricação devem ser feitos conforme as normas técnicas brasileiras, a NBR 5416 e 5356 da ABNT. Além do ensaio de aquecimento normal, deve ser realizado ensaio de elevação de temperatura em sobrecarga para comprovar se a elevação de temperatura é compatível com o atendimento aos requisitos funcionais descritos no presente Edital, com o regime de carregamento pretendido e com a expectativa de vida útil de 35 (trinta e cinco) anos regulamentada. A descrição detalhada do ensaio, bem como recomendações específicas relativas à capacidade de carregamento de uma unidade de transformação constam da Nota Técnica ONS NT 038/2014 – “Ensaio de elevação de temperatura de transformadores em sobrecarga”, disponível no portal do ONS – www.ons.org.br. (b) Vida útil As unidades de transformação de potência devem ser dimensionadas para expectativa de vida útil de 35 (trinta e cinco) anos, conforme Resolução Normativa da ANEEL no 474/2012 e ser especificadas com papel termoestabilizado ou de classe térmica superior. Tal requisito deve ser levado em conta também na gestão da manutenção, atribuição da transmissora. A formulação para a modelagem das temperaturas e a avaliação do envelhecimento devem seguir o modelo da IEC 60076-7. O critério a ser adotado para avaliação da vida útil deve ser o do valor do grau de polimerização remanescente da isolação igual a 200 (150.000 h). (c) Subsídios para elaboração da especificação para fabricação da unidade de transformação É atribuição da transmissora a especificação para fabricação da unidade de transformação, de forma que sejam atendidos os requisitos funcionais estabelecidos nos anexos técnicos dos editais de leilão e nos procedimentos de rede. A especificação para fabricação pode levar em conta, entre outros, os seguintes aspectos:



• Temperatura ambiente média máxima (temperatura máxima segundo NBR 5356) do local de implantação da unidade de transformação; e

• Carregamento típico em regime permanente da unidade de transformação em questão, função da quantidade total de unidades de transformação em paralelo no mesmo barramento até o horizonte de planejamento da subestação.

É responsabilidade da transmissora a gestão da unidade de transformação, do ponto de vista de rotinas de manutenção, de forma a possibilitar o atendimento aos requisitos funcionais. (d) Temperatura ambiente A avaliação da expectativa de vida da unidade de transformação deve ser feita considerando temperatura ambiente média da região, majorada pela elevação de temperatura local devido ao ambiente da subestação. Por sua vez, a avaliação das temperaturas máximas atingidas internamente à unidade deve ser feita considerando a temperatura média máxima da região, também majorada pela elevação de temperatura local devido ao ambiente da subestação (temperatura máxima segundo NBR 5416). Tais valores deverão ser no mínimo 30°C e 40°C, respectivamente, conforme estabelecido na NBR 5356-2. Valores superiores, a critério da transmissora, deverão constar da especificação de compra do transformador, a ser considerada pelo fabricante em seu projeto. (e) Limites de temperatura A unidade de transformação deve ser dimensionada para que, na temperatura ambiente média máxima (temperatura máxima segundo NBR 5356) para efeito de dimensionamento (mínimo de 40°C), a temperatura do topo do óleo, do ponto mais quente do enrolamento e de outras partes metálicas sem contato com celulose seja inferior aos valores estabelecidos na Tabela 6-2.

TABELA 6-2 - TEMPERATURAS LIMITE (°C) (PARA TEMPERATURA AMBIENTE DE 40°C OU SUPERIOR)

Tipo de carregamento Temperaturas limite (°C)

Óleo Ponto mais quente do enrolamento

Outras partes metálicas sem contato com celulose

Ensaio de 1,2 pu por 4 horas 110 130 160 Ensaio de 1,4 pu por meia hora 110 140 180

(f) Situações de carregamento para dimensionamento O dimensionamento da unidade de transformação de potência deve ser feito considerando dois ciclos de carga de referência: ciclo de carga normal e ciclo de sobrecarga. A expectativa de vida nessa condição composta deve ser de 35 (trinta e cinco) anos. A unidade de transformação deve ser dimensionada para que possa operar continuamente desde sua entrada em operação e por 90% dos dias ao longo da vida útil de 35 (trinta e cinco) anos com carregamento de 100% da potência nominal. A unidade de transformação deve ser dimensionada para que, em condição de sobrecarga, possa operar nas condições descritas a seguir sempre que solicitada pelo ONS desde sua entrada em operação e por um tempo máximo acumulado de 10% dos dias ao longo da vida útil de 35 (trinta e cinco) anos, totalizando 3,5 (três e meio) anos. • Carregamento de 120% da potência nominal por período de 4 (quatro) horas do seu ciclo diário

de carga para a expectativa de perda de vida útil estabelecida nas normas técnicas de carregamento de unidades de transformação. A referida sobrecarga de 20% deve poder ser alcançada para qualquer condição de carregamento da unidade de transformação no seu ciclo diário de carga, inclusive com carregamento prévio de 100% da sua potência nominal.



• Carregamento de 140% da potência nominal por período de 30 (trinta) minutos do seu ciclo diário de carga para a expectativa de perda de vida útil estabelecida nas normas técnicas de carregamento de unidades de transformação. A referida sobrecarga de 40% deve poder ser alcançada para qualquer condição de carregamento da unidade de transformação no seu ciclo diário de carga. Uma vez que o carregamento de 140% decorre de uma contingência não prevista, por segurança, a unidade de transformação deve ser dimensionada considerando que os carregamentos de 120% e 140% possam ocorrer dentro do mesmo ciclo diário, mesmo que não tenha havido intervalo de tempo entre ocorrências suficiente para que entre o primeiro e o segundo carregamentos a temperatura tenha se estabilizado, como ilustrado na Figura 6-1. O carregamento de 140% refere-se ao ciclo de carregamento em condição de emergência de curta duração, será utilizado em situações de contingência no SIN como último recurso operativo antes do corte de carga e, portanto, não é considerado historicamente no âmbito do planejamento.

• Carregamento (%)

Tempo (hora)

100

120

140

24

4h 0,5h

FIGURA 6-1 – CICLO DE SOBRECARGA PARA DIMENSIONAMENTO

6.5.5. IMPEDÂNCIA

Devem ser atendidas as determinações do item 8.1.5 da Revisão 2016.12 do Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede. O valor da impedância entre o enrolamento primário e secundário deve ser compatível com o sugerido nos estudos de sistema, disponibilizados na documentação anexa a este Edital. Esses estudos devem ser detalhados pela TRANSMISSORA quando da execução do projeto básico, observando-se, no entanto, o valor máximo estabelecido no item 8.1.5.1 da Revisão 2016.12 do Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede, ou seja, 14% referenciados à temperatura de 75°C, válido para unidades transformadoras de potência. No caso específico de unidades transformadoras defasadoras, a impedância deve ser dimensionada de acordo com as necessidades do conjunto impedância-defasagem angular, de forma a prover o desempenho previsto nos estudos de sistema.

6.5.6. PERDAS




As perdas totais referenciadas no item 8.1.6.2 da Revisão 2016.12 do Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede devem ser entendidas como perdas na tensão e frequência nominais para a operação primário-secundário. Além disso, não são aplicáveis a transformadores utilizados em compensadores estáticos.

6.5.7. NÍVEL DE RUÍDO


6.6. REATORES EM DERIVAÇÃO

6.6.1. TENSÃO NOMINAL

Devem ser atendidas as determinações do item 8.2.2.1 da Revisão 2016.12 do Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede.

6.6.2. TOLERÂNCIAS


6.6.3. ESQUEMAS DE ATERRAMENTO


6.6.4. PERDAS


6.6.5. REGIME DE OPERAÇÃO

Devem ser atendidas as determinações dos itens 8.2.2.4 e 8.2.2.5 da Revisão 2016.12 do Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede.

6.6.6. CARACTERÍSTICA V X I

A curva de saturação do reator deve ser linear até um valor de tensão de no mínimo 1.4 pu.

6.6.7. VIDA ÚTIL

Os reatores em derivação submetidos ao regime de operação estabelecido no presente documento devem ser especificados para a expectativa de vida útil de 36 (trinta e seis) anos, conforme Resolução Normativa ANEEL nº 474/2012. Devem ser especificados com papel termoestabilizado ou de classe térmica superior. Tais requisitos devem ser levados em conta também na gestão da manutenção, atribuição da transmissora. Em caso de reatores de linha, a sua exposição às tensões estabelecidas na Tabela 6-10, durante a operação em vazio por uma hora da linha onde estão instalados, não deve alterar a expectativa de vida supra mencionada.



A formulação para a modelagem das temperaturas e a avaliação do envelhecimento devem seguir o modelo da IEC 60076-7. O critério a ser adotado para avaliação da vida útil deve ser o do valor do grau de polimerização remanescente da isolação igual a 200 (150.000 h). A avaliação da expectativa de vida deve ser feita considerando temperatura ambiente média da região, majorada pela elevação de temperatura local devido ao ambiente da subestação. Essa temperatura deverá ser no mínimo igual a 30°C, conforme estabelecido na NBR 5356-2. Valor superior, a critério da transmissora, deverá constar da especificação de compra do reator, a ser considerada pelo fabricante em seu projeto.

6.7. REQUISITOS COMPLEMENTARES AOS FUNCIONAIS PARA TRANSFORMADORES E REATORES EM DERIVAÇÃO

Os requisitos funcionais estabelecidos no presente Anexo Técnico e nos procedimentos de rede consolidam o atendimento à função prevista no planejamento da expansão. A conformidade do empreendimento a tais requisitos funcionais é comprovada pela transmissora na fase de apresentação do projeto básico e consolidada com a aprovação das características do empreendimento como efetivamente implantado, (“como construído”, sistema SAGIT), como estabelecido no Submódulo 2.1 dos Procedimentos de Rede. Desde que atendidos os requisitos funcionais, a especificação para dimensionamento e fabricação de transformador ou reator a ser adquirido pela transmissora é prerrogativa desta, que deve garantir o que foi acordado com o ONS no que se refere às condições operativas à que a unidade poderá ser submetida ao longo de sua vida útil. No sentido de estimular a isonomia entre diferentes fornecedores nacionais e internacionais, dentro de padrões de confiabilidade equivalentes, com o objetivo de manter equilibrado o mercado; estabelecer condições mínimas de competitividade no ambiente de modicidade tarifária, sem causar desequilíbrios na busca pelo menor custo das instalações do SIN; aumentar a disponibilidade e confiabilidade das instalações, levando em conta as especificidades das aplicações no Brasil; e garantir a qualidade e maior vida útil das instalações elétricas, é conveniente consolidar a experiência acumulada no setor na especificação de transformadores e reatores com o estabelecimento de requisitos complementares aos requisitos funcionais. Entretanto, diferentemente dos requisitos funcionais, o atendimento aos requisitos complementares deve ser comprovado pelo fabricante à transmissora e estar disponível para apresentação ao ONS durante toda a vida útil do transformador ou reator, caso o ONS o solicite. Apenas em situações excepcionais, a conformidade do empreendimento aos requisitos complementares aos funcionais deve ser comprovada pela transmissora na fase de apresentação do projeto básico e consolidada com a aprovação das características do empreendimento como efetivamente implantado. Tais situações estão explicitadas claramente no Anexo Técnico específico de cada Lote, caso aplicável. O conjunto de requisitos complementares aos funcionais consta da Nota Técnica ONS NT 097/2016 – “Requisitos técnicos complementares aos requisitos funcionais para transformadores e reatores do SIN”, disponível no portal do ONS – www.ons.org.br.

6.8. TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO

A TRANSMISSORA deve verificar os requisitos que deverão ser atendidos pelo(s) transformador(es) de aterramento junto à(s) concessionária(s) que se conectarão às subestações sob sua responsabilidade.

6.9. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE



6.9.1. CARACTERÍSTICAS GERAIS

Devem ser atendidas as determinações do item 8.2.3 da Revisão 2016.12 do Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede. A reatância capacitiva total do banco deve ser calculada com base no percentual de compensação da linha estabelecido no Anexo Técnico específico do lote e no comprimento da linha resultante do projeto proposto pela TRANSMISSORA; A TRANSMISSORA deverá explicitar a corrente de swing adotada no projeto do banco série, justificando o valor adotado com base em avaliações dinâmicas; A capacidade de sobrecarga deve atender à norma ou a valores superiores, quando os estudos de planejamento da expansão da transmissão assim o indicarem; A TRANSMISSORA deve dimensionar o banco série e seu esquema de proteção considerando o ano de entrada em operação e o ano horizonte de planejamento, fazendo uso dos dados disponibilizados pela EPE e pelo ONS; O banco de capacitores série fixos não deve contribuir para instabilizar a resposta da rede para as frequências subsíncronas advindas de sua implantação na região onde será instalado.

6.9.2. REQUISITOS DOS VARISTORES DOS EQUIPAMENTOS DE COMPENSAÇÃO REATIVA SÉRIE


6.9.3. DEMONSTRAÇÃO DO ATENDIMENTO AOS REQUISITOS

A TRANSMISSORA deve apresentar no Projeto Básico: (a) Memória de cálculo do dimensionamento dos diversos componentes do Main Circuit (b) Descrição do comportamento térmico do banco após aplicação de uma sequência de faltas

e da atuação do by-pass, incluindo a curva de aquecimento/resfriamento do banco; (c) Estudo de dimensionamento do MOV do banco série e da definição dos ajustes de by-pass

por corrente ou energia, a ser realizado no programa ATP (Alternative Transients Program); (d) Modelos de transitórios eletromagnéticos para a representação do banco série no programa

ATP, em meio digital, e com a documentação necessária. Estes modelos deverão ser apresentados em uma versão padrão do fornecedor no projeto básico e posteriormente, para os estudos pré-operacionais, na versão definitiva e fidedigna do equipamento fornecido;

(e) Estudos de ressonância subsíncrona, estabilidade eletromecânica e transitórios eletromagnéticos.

6.10. BANCO DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO

6.10.1. CARACTERÍSTICAS GERAIS


6.11. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS – CER



6.11.1. CONDIÇÕES GERAIS

(a) O sistema de controle do compensador estático não pode comprometer o desempenho do SIN, tanto em operação normal como em contingências, emergências e operação degradada, para regimes permanente e transitório.

(b) O compensador estático não deve propiciar o surgimento de condições de ferrorressonância, nem de saturação assimétrica de núcleos de transformadores.

(c) Para qualquer cálculo de harmônicos e filtros devem ser consideradas as tolerâncias de fabricação das impedâncias dos transformadores elevadores dos CERs, incluindo diferenças entre fases, bem como os valores especificados de tensão de sequência negativa da rede e da faixa de variação da frequência fundamental.

(d) O controle do CER deve ser concebido de forma a evitar hunting com controles de outros CERs eletricamente próximos. As operações do sistema de controle de elementos manobráveis e/ou comutadores automáticos de transformadores (do compensador estático ou externos), não devem dar origem a oscilações intermitentes (huntings) entre estes elementos, nem entre nenhum deles e o controle do compensador. Caso necessário, devem ser disponibilizados pelo fabricante do CER recursos para aquisição, tratamento lógico e envio de sinais para outros CERs eletricamente próximos, de forma a possibilitar a coordenação de sua atuação.

(e) O controle do compensador estático deve ser concebido de forma a contribuir para minimizar as perturbações no sistema elétrico, durante uma falta. O controle deve ser dimensionado considerando a necessidade de atuação do esquema de religamento monopolar.

(f) O controle do CER deve permitir a entrada de sinais de grandezas elétricas adicionais, tais como fluxo de potência ativa e frequência, com o objetivo de modular, se necessário, a potência reativa do CER no sentido de amortecer oscilações de tensão, oscilações de potência na rede elétrica. No entanto, o controle do CER deve manter um comportamento estável, sem perturbar a operação do sistema, em condições de oscilações subsíncronas.

(g) O controle do CER deve ser projetado de tal forma a não comprometer a estabilidade de tensão da rede elétrica. Para tanto, deve identificar a sensibilidade da tensão da rede elétrica à variação da susceptância do CER, e adotar medidas corretivas no sentido de evitar condições de instabilidade.

(h) O sistema de controle deverá dispor: de uma malha de otimização (ganho adaptativo) de ganho do CER (controlador

proporcional-integral) de forma a garantir que o ganho esteja adequado ao nível de curto-circuito do ponto de conexão. Esta malha deverá definir um novo ganho com uma certa frequência de atualização a ser ajustável (por exemplo, a cada 30 minutos ou uma hora) e após contingências no SIN que afetem o CER;

(i) de uma malha de controle da estabilidade (controlador de estabilidade) do CER por meio de um redutor de ganho do controlador PI de forma a permitir que o CER se adeque aos novos pontos de operação do sistema após uma perturbação, onde a potência de curto-circuito do ponto de conexão possa ter sido reduzida. Deve ser demonstrado o desempenho do compensador estático para a operação em condições nominais e degradadas por meio de estudos, com programas de transitórios eletromagnéticos e de estabilidade transitória e dinâmica, a serem elaborados pelo agente transmissor.



(j) Todos os equipamentos integrantes do CER deverão ser dimensionados para suportar solicitações de curto-circuito na barra de conexão da Rede Básica, definidas para a subestação onde serão instalados.

(k) Deve ser possível ajustar a inclinação da rampa do controle do CER de forma contínua dentro da faixa de tensão operativa em regime permanente.

(l) Deverá ser fornecido na etapa de projeto básico a memória de cálculo com o dimensionamento do circuito principal do compensador estático.

6.11.2. AJUSTE DO SISTEMA DE CONTROLE

A potência de curto-circuito trifásica máxima no barramento de conexão no ano de entrada em operação e a potência de curto-circuito mínima para o mesmo ano em condição de rede degradada deverão ser informadas pela TRANSMISSORA ao fabricante, com a finalidade de permitir o ajuste adequado do sistema de controle do compensador estático.

6.11.3. TEMPOS DE ELIMINAÇÃO DE DEFEITO

O projeto deve considerar os seguintes tempos de eliminação de falta:

TABELA 6-3 - TEMPOS DE ELIMINAÇÃO DE DEFEITOS (MS)

Tensão(kV) Sem falha de disjuntor

Com falha de disjuntor

765 80 200 525 e 500 100 250

440 100 250 345 100 400 230 150 500 138 150 500

138 (*) 450 750 88 (*) 450 750 69 (*) 800 1000

(*) sem teleproteção

6.11.4. FREQUÊNCIA

O CER deverá ser dimensionado para operar nas seguintes condições de frequência: Faixa de Frequência em Regime Permanente: 60 Hz ± 0,2 Hz Faixa de Variação Transitória de Frequência (a) 56 a 59,8 Hz por 20 segundos (b) 60,2 a 66 Hz por 20 segundos

A faixa de operação em regime permanente deverá ser utilizada para cálculos de desempenho de equipamentos e as faixas de operação transitória para o cálculo dos valores de capacidade (rating).

6.11.5. CICLO DE SOBRECARGA

O CER deverá ser capaz de suportar as seguintes condições de operação em sobrecarga:

TABELA 6-4 – TENSÃO X TEMPO

Tensão (pu) Tempo



1,80 50 ms (Ind) 1,40 200 ms (Ind) 1,30 1 s (Ind) 1,20 10 s (Ind)

1,05(1) Contínuamente (Cap/Ind) Nota 1: Para as tensões de operação de 500 ou 525 kV, o ciclo deverá prever a operação continua para 550 kV (1,10 pu de 500 kV).

O CER deverá suportar o ciclo de sobretensão/sobrecarga indutiva, a partir do regime permanente, totalmente indutivo, observando ainda as seguintes condições:

(a) Sem que haja disparo protetivo da válvula de tiristores produzido pelas sobretensões de bloqueio dos tiristores (turn-off overshoot);

(b) Sem que a temperatura de junção dos tiristores supere a máxima temperatura de junção admitida no projeto;

(c) Sem que haja limitação no ângulo de disparo do(s) TCR(s) (reator controlado a tiristores).

6.11.6. DESEMPENHO DO CER

A resposta ao degrau do CER deverá apresentar, no mínimo, o seguinte desempenho:

TABELA 6-5 – RESPOSTA DO CER

Parâmetros Valor Response time (rise time): 90% do valor final 33 ms Settling time: ±5% do valor final 100 ms Overshoot: sem exceções 30%

Esta resposta deve ser atingida para qualquer tensão dentro da faixa operativa, para qualquer condição da rede externa ao CER. O tempo de resposta do controle do CER é avaliado considerando a variação da tensão medida do ponto de conexão do CER, após as filtragens, com o estatismo do controle ajustado em zero.

6.11.7. ESTRATÉGIA DE SUBTENSÃO

O CER deve dispor de uma estratégia de subtensão que possibilite o bloqueio do CER (operação em zero Mvar) quando da ocorrência de faltas o seu desbloqueio no momento adequado, minimizando as oscilações de tensões decorrentes desse processo. De forma a tornar o “bloqueio” do CER (operação em zero Mvar) mais eficiente e eficaz tanto em sistemas fortes (alta potência de curto-circuito), quanto em sistemas fracos (baixa potência de curto-circuito) é importante que sejam disponibilizadas, pelo menos, duas formas distintas de se formar o sinal que espelha a tensão da rede vista do terminal de alta tensão para o controle do CER, a saber: a. Tensão de sequência positiva do sistema (alta tensão); b. Tensão do sistema (alta tensão) medida através da seleção de mínimos das três fases da

tensão CA da rede; Em ambos os casos, o procedimento de medição de tensão deve ser rápida o suficiente para propiciar a possibilidade de uma resposta adequada em condições de falta remota. A seleção de qual processo de medição de tensão utilizar será feita nos estudos pré-operacionais em função das características elétricas do sistema de transmissão. Esse ajuste deve poder ser realizado/parametrizado no console do operador.



6.11.8. DESEMPENHO HARMÔNICO

Definições:

(a) Distorção de tensão harmônica individual

hV=D (em %)

(b) Distorção de tensão harmônica total (DTHT) é a raiz quadrada do somatório quadrático das tensões harmônicas de ordens 2 a 30:

∑ 2hV=DTHT

(em %), onde:

1

hh v

v100V = ⇒ tensão harmônica de ordem h em porcentagem da fundamental

hv ⇒ tensão harmônica de ordem h (V)

1v ⇒ tensão fundamental nominal (V)

6.11.9. CONDIÇÕES GERAIS PARA O DESEMPENHO HARMÔNICO

Devem-se considerar, para a avaliação do desempenho harmônico do CER (Compensador Estático de Reativos), as seguintes condições e requisitos:

(a) A determinação do envelope de impedância harmônica da rede CA deve considerar os diversos cenários de evolução da rede ao longo do período de concessão, nas configurações relativas aos patamares de carga leve, média e pesada. A TRANSMISSORA poderá representar cargas, devendo demonstrar, a adequação do modelo de carga adotado. Preferencialmente a carga deverá ser representada onde ela está concentrada, ou seja, principalmente na distribuição primária. O envelope total poderá ser subdividido em subenvelopes de harmônicos sucessivos. Além dos harmônicos do grupo deverão ser incluídos em cada subenvelope o harmônico imediatamente superior e imediatamente inferior as ordens harmônicas do grupo, com a finalidade de garantir a intersecção entre os conjuntos.

(b) Os envelopes de impedância harmônica devem ser determinados considerando-se a metodologia do setor circular (anular), ou seja, estes envelopes devem ser definidos pelos seus raios máximo e mínimo e ângulos máximo e mínimo. Estes lugares geométricos devem ser submetidos à aprovação do ONS, antes de serem incluídos no contrato de fornecimento do CER, como forma de garantir que o projeto dos filtros se baseie em envelopes válidos.



Figura 6-2 – Setor Circular (Anular) – Plano de admitâncias, com os vetores representativos

da rede interna (Yih), da rede externa (Ybh) e o resultante Yhmin, visto do ponto de acoplamento comum (PAC).

Não serão aceitas, regiões poligonais simples ou múltiplas, ou que quaisquer pontos da nuvem obtida pelas simulações sejam excluídos da área prevista para os filtros.

(c) Deve ser considerada a necessidade de atendimento ao desempenho harmônico, para as configurações de rede completa e (n-1) da rede CA.

(d) A TRANSMISSORA deve manter para todas as etapas de implementação do presente lote, 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 TCRs.

(e) Deve ser considerada a possibilidade de operação da rede CA com um desbalanço máximo de sequência negativa de 2,0%. Nos casos de filtros ativos ou passivos de sintonia automática, devem ser considerados os erros de controle.

As instalações da TRANSMISSORA deverão ainda: (f) 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 onde se localiza o CER, conforme estabelecido no Submódulo 2.8 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. O agente deverá instalar um equipamento de monitoração contínua, que utilize métodos e equipamentos de medição autorizados pelo ONS.

(g) Não permitir que as correntes harmônicas nas linhas CA conectadas ao CER, produzam interferências em linhas telefônicas em operação na data de comissionamento do CER, acima dos limites das normas correspondentes.

6.11.10. AVALIAÇÃO DA PERFORMANCE DOS FILTROS

A tabela a seguir define os limites de distorção harmônica individual (D) na barra de conexão a serem atendidos pela TRANSMISSORA, considerando o CER como o único gerador de harmônicos.



TABELA 6-6 – LIMITES DE DISTORÇÃO HARMÔNICA INDIVIDUAL

6.11.11. AVALIAÇÃO DO RATING DOS FILTROS:

Para a definição do rating dos elementos dos filtros, a TRANSMISSORA deverá avaliar as harmônicas externas ao seu CER (background harmonics), considerando os valores limites globais apresentados na tabela a seguir, que impliquem nos piores valores de corrente e tensão nos componentes dos filtros, respeitando o limite global de DTHT.

TABELA 6-7 – LIMITES GLOBAIS DE TENSÃO EXPRESSOS EM PORCENTAGEM DA TENSÃO FUNDAMENTAL

V < 69 kV V ≥ 69 kV

ÍMPARES PARES ÍMPARES PARES ORDEM VALOR(%) ORDEM VALOR(%) ORDEM VALOR(%) ORDEM VALOR(%) 3, 5, 7 5% 3, 5, 7 2%

2, 4, 6 2% 2, 4, 6 1% 9, 11, 13 3% 9, 11, 13 1,5%

≥8 1% ≥8 0,5% 15 a 25 2% 15 a 25 1%

≥27 1% ≥27 0,5% DTHT = 6% DTHT = 3%

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.

6.11.12. MODELOS PARA PROGRAMAS COMPUTACIONAIS

Deverão ser encaminhados à ANEEL os modelos computacionais dos compensadores estáticos a serem utilizados em estudos de sistemas, conforme tabela abaixo:

TABELA 6-8 - MODELOS DE PROGRAMAS COMPUTACIONAIS

Aplicação Programa computacional Observação Estudo de fluxo de carga

Anarede – desenvolvido pelo Cepel

Estudos de transitórios eletromecânicos

Anatem – desenvolvido pelo Cepel

Estudos de transitórios eletromagnéticos

ATP - Alternative Transients Program

O grau de detalhamento do modelo deve ser definido pelo fabricante, de modo a

13,8 kV ≤ V < 69 kV V ≥ 69 kV ÍMPARES PARES ÍMPARES PARES

ORDEM VALOR(%) ORDEM VALOR(%) ORDEM VALOR(%) ORDEM VALOR(%) 3 a 25 1,5 3 a 25 0,6

todos 0,6 todos 0,3 ≥27 0,7 ≥27 0,4

DTHTS95% = 3 DTHTS95% = 1,5



permitir a análise do desempenho do CER frente a surtos de manobra.

Os modelos devem ser acompanhados de documentação detalhada, incluindo todo o material relativo a sua descrição, filosofia e aferição em relação ao equipamento real. Ressalta-se que os estudos pré-operacionais, que são realizados até 6 meses antes da entrada em operação dos equipamentos, já devem dispor destas modelagens, devidamente testadas, para as suas avaliações. Ressalta-se que a indisponibilidade da modelagem do equipamento, devidamente testada e documentada, pode vir a ser um impeditivo para a sua entrada em operação.

6.12. COMPENSADOR SÍNCRONO

O compensador síncrono deverá ter as seguintes características e ou requisitos:

6.12.1. CONDIÇÕES GERAIS

(a) A alimentação dos serviços auxiliares deve atender o Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede.

(b) O nível de ruído audível deve ser adequado para que o conjunto dos síncronos não excedam o limite de 85 DBA na área externa do entorno dos síncronos.

(c) O síncrono deve suportar qualquer condição de ressonância que possa ocorrer na barra de conexão, caso haja conversores tais como Elo CC, back-to-back ou conversores de geradores eólicos sem desligar e sem falhas internas, o que deverá ser comprovado mediante estudos de avaliação de ressonâncias para as harmônicas produzidas pelas conversoras, sobre o conjunto dos síncronos, dos filtros e da rede. Deve ser considerado que essas conversoras poderiam não dispor de filtros para harmônicos de baixa ordem, inferiores à 11ª harmônica.

(d) O compensador síncrono deve atender as normas ABNT, IEC e IEEE, nesta ordem, onde aplicável.

(e) O compensador síncrono deve atender os requisitos gerais para máquinas síncronas (hidráulicas ou térmicas) estabelecidos nos Procedimentos de Rede, quando aplicável e não exista requisito especifico neste anexo técnico sobre esse tema.

6.12.2. DISPONIBILIDADE

Atender a disponibilidade mínima de 98%, considerando saídas programadas e forçadas.

6.12.3. INÉRCIA



O compensador síncrono deverá ser dimensionado para ter inércia mínima correspondente de 2,2 segundos.

6.12.4. REQUISITOS DO CONJUNTO SÍNCRONO E TRANSFORMADOR ELEVADOR

(a) A reatância total do conjunto síncrono com o seu transformador deve ser menor ou igual a 0,30 pu na base da máquina.

(b) As perdas do conjunto síncrono mais o seu transformador elevador devem ser inferiores a 3% da potência nominal com qualquer nível de potência reativa gerada até a potência nominal. Nestas perdas de potência deve ser considerado o consumo de serviços auxiliares relativo a cada síncrono, para refrigeração etc.

(c) O transformador elevador do síncrono deve ser especificado com faixa de tapes suficiente para atender toda a excursão de reativos do compensador síncrono, medidos na barra de alta tensão, para qualquer condição de carga, com rede completa ou alterada e considerando a faixa de tensão operativa.

(d) Os compensadores síncronos devem também permanecer operando adequadamente durante qualquer subtensão ou sobretensão originadas na rede CA externa, seja, por rejeição de carga ou geração, seja por eliminação de faltas com ou sem religamentos, desde que a tensão e a frequência da rede se encontrem dentro das faixas operativas exigida pelos Procedimentos de Rede para máquinas síncronas de usinas hidrelétricas.

6.12.5. REQUISITOS DE EXCITAÇÃO

(a) A excitação deve ser alimentada mediante PMG (permanent magnet generator) no eixo do síncrono, de forma a tornar a tensão de excitação independente das quedas de tensão na subestação. Outras alternativas podem ser propostas, mediante comprovação de que em situação de faltas próximas aos terminais do síncrono, não haverá comprometimento do desempenho do sistema de excitação.

(b) Atender aos requisitos para sistemas de excitação de geradores definidos no Submódulo 3.6, dos Procedimentos de Rede, exceto no que se refere a potência ativa. Estes requisitos incluem os valores de teto da tensão de excitação. A velocidade de resposta da excitação deve ser a maior permitida pelo estado da arte para máquinas síncronas. A excitatriz deve ser estática com IGBTs ou Tiristores, permitindo a variação contínua da corrente de excitação entre máximo positivo e negativo.

(c) A TRANSMISSORA deverá informar e justificar os máximos limites transitórios de potência reativa sobre-excitado e sub-excitado, em função do tempo.

6.12.6. REQUISITOS DE CONTROLE

(a) Deve ser possível o controle de cada síncrono (caso haja mais de um), de forma individual, bem como do conjunto dos síncronos, tanto de forma manual quanto automática, a escolha do operador.

(b) Deve possuir interface que possibilite o controle por parte de outros equipamentos tais como Controle Mestre de subestação, em caso de instalações de elo CC.

(c) Ter sistema de partida suave que permita sincronizar em menos de 5 minutos e de frear no máximo em 30 minutos, com regeneração.

(d) O controle do síncrono deve permitir o controle de tensão da sua barra de alta tensão ou de outra barra próxima mediante line drop compensation.



(e) O controle do síncrono deve permitir a entrada e saídas dos sinais que sejam necessários para operação conjunta com uma eventual conversora HVDC próxima.

(f) O controle do síncrono deve permitir o controle dos reativos do fluxo de potência de linhas de transmissão próximas, se for solicitado pelo operador.

(g) O sistema de controle deverá ter redundância adequada, bem como sistema automático de detecção de falhas de unidades de controle e troca automática a unidades sãs.

(h) Após parada do síncrono por problemas externos (blackout) o sistema de controle deverá reiniciar a operação do síncrono em forma automática imediatamente após voltar as condições adequadas na rede CA externa.

6.12.7. DESEMPENHO DURANTE FALTAS

Os compensadores síncronos devem satisfazer os requisitos definidos no Submódulo 3.6 dos Procedimentos de Rede, referentes à capacidade de suportar queda de tensão durante curtos-circuitos na rede CA externa (under-voltage ride through capability), incluindo religamentos monofásicos e trifásicos de linhas de transmissão, com ou sem sucesso. Em casos de ilhamentos com inversores HVDC, os compensadores síncronos devem continuar operando, permitindo a alimentação da carga local pelo inversor, com controle de frequência mediante o próprio inversor e sistema de comunicação adequado.

6.13. EQUIPAMENTOS LOCALIZADOS EM ENTRADAS DE LINHA

6.13.1. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA EM VAZIO

Atender ao item 7,5,2 da Revisão 2016.12 do Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede.

6.13.2. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA SOB CARGA EM TERMINAIS COM CAPACITORES SÉRIE

Caso o banco de capacitores série esteja conectado à subestação terminal da linha de transmissão, os equipamentos adjacentes a este banco e conectados à linha de transmissão, tais como, reatores em derivação, transformadores de corrente, transformadores de potencial e para-raios, deverão ser especificados para a máxima tensão em regime permanente associada à elevação de tensão no referido banco causada pela máxima corrente especificada para o mesmo.

6.14. REQUISITOS PARA OS SERVIÇOS AUXILIARES DE CORRENTE CONTÍNUA E DE CORRENTE ALTERNADA PARA SUBESTAÇÕES

6.14.1. ALIMENTAÇÃO EM CORRENTE CONTÍNUA PARA OS SISTEMAS DE PROTEÇÃO, SUPERVISÃO E CONTROLE

Devem ser atendidas as determinações do item 8.10.1 - Revisão 2016.12 do Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede.

6.14.2. ALIMENTAÇÃO EM CORRENTE CONTÍNUA PARA OS SISTEMAS DE TELECOMUNICAÇÕES




6.14.3. ALIMENTAÇÃO EM CORRENTE ALTERNADA


6.14.4. TESTES DE MANUTENÇÃO




7. SISTEMAS DE PROTEÇÃO

7.1. DEFINIÇÕES BÁSICAS

Componente do sistema de potência ou componente: é todo equipamento ou instalação delimitado por um ou mais disjuntores. 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 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. Proteção unitária ou restrita: destina-se a detectar e eliminar, seletivamente e sem retardo de tempo intencional, falhas que ocorram apenas no componente protegido. São exemplos os esquemas com comunicação direta relé a relé, os esquemas de teleproteção, as proteções diferenciais, os esquemas de comparação de fase etc. Proteção gradativa ou irrestrita: destina-se a detectar e eliminar falhas que ocorram no componente protegido e a fornecer proteção adicional para os componentes adjacentes. Em sua aplicação como proteção de retaguarda, sua atuação é coordenada com a atuação das proteções dos equipamentos adjacentes por meio de retardo de tempo intencional. São exemplos as proteções de sobrecorrente e as proteções de distância. Proteção de retaguarda: destina-se a atuar quando da eventual falha de outro sistema de proteção. Quando esse sistema está instalado no mesmo local do sistema de proteção a ser coberto, trata-se de retaguarda local; quando está instalado em local diferente daquele onde está o sistema de proteção a ser coberto, trata-se de retaguarda remota. Proteção principal: esquema de proteção composto por um sistema de proteção unitária ou restrita e um sistema de proteção gradativa ou irrestrita. Proteção alternada: esquema composto por um sistema de proteção unitária ou restrita e por um sistema de proteção gradativa ou irrestrita, funcionalmente idêntico à proteção principal e completamente independente desta. Proteção intrínseca: conjunto de dispositivos de proteção normalmente integrados aos equipamentos, tais como relés de gás, válvulas de alívio de pressão, sensores de temperatura, sensores de nível etc. SIR: relação entre a impedância de fonte e a impedância da linha de transmissão (SIR), é definida por meio da divisão da impedância da fonte atrás do ponto de aplicação de um relé pela impedância total da linha de transmissão protegida: SIR = ZS / ZL Onde, ZS = Impedância da Fonte e ZL = Impedância da linha de transmissão 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.



7.2. REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES


7.3. REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO


7.4. LINHA DE TRANSMISSÃO

7.4.1. GERAL


7.4.2. ESQUEMAS DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO


7.4.3. FUNÇÃO PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO


7.4.4. REQUISITOS PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO MANUAL


7.5. UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA


7.6. TRANSFORMADORES DE ATERRAMENTO

A TRANSMISSORA vencedora deste lote deverá atender os requisitos de proteção da DISTRIBUIDORA que detenha a concessão nos pontos de conexão das subestações desse empreendimento.

7.7. REATORES EM DERIVAÇÃO


7.8. BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO


7.9. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE


7.10. BANCOS DE FILTROS




7.11. ELOS DE CORRENTE CONTÍNUA


7.12. COMPENSADOR ESTÁTICO


7.13. COMPENSADORES SÍNCRONOS

(a) Os compensadores síncronos devem ser protegidos de acordo com a recomendação de seu fabricante e com a norma IEEE Std C37.102-1995 “IEEE Guide for AC Generator Protection”.

(b) Faltas elétricas, falhas ou operações anormais que possam submeter o compensador síncrono a danos devem ser detectadas, e o mesmo deve ser retirado de operação ou ter suas operações anormais controladas.

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

(d) Cada proteção deve ter seu caminho de atuação duplicado. (e) 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.

(f) A proteção do compensador síncrono deve ser coordenada com as proteções do lado CA.

7.14. BARRAMENTOS


7.15. FALHA DE DISJUNTOR


7.16. SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO

O Sistema Especial de Proteção - SEP, a ser definido nos estudos pré-operacionais do ONS, deve ser implementado por Relés IED (Intelligent Eletronic Device), Controladores Lógicos Programáveis (CLP), ou dispositivos específicos para processar emergências envolvendo o Sistema Interligado Nacional - SIN. Deve ser previsto um SEP para cada subestação. Os Relés IED, os CLPs e os dispositivos específicos devem ser funcionalmente independentes dos demais equipamentos do sistema de Proteção, Controle e Supervisão (SPCS) no que diz respeito ao desempenho das suas funções. Estas unidades devem estar conectadas ao sistema supervisório das subestações e dos Centros de Operação, somente para enviar informações pertinentes à atuação do SEP. As especificações descritas a seguir deverão ser previstas para a implantação do SEP e devem ser rigidamente observadas pela TRANSMISSORA.



7.16.1. OS RELÉS IEDS DEVEM:

(a) Possuir porta de comunicação com protocolos compatíveis com o sistema supervisório da subestação onde será implantado o SEP;

(b) Possuir portas de comunicação com protocolos compatíveis para conexão com outros Relés IEDs (locais e/ou remotos) inerentes ao SEP, e dedicadas à função;

(c) Possuir entradas analógicas de corrente, de tensão, entradas digitais e saídas digitais (desligamentos e alarmes) suficientes para as instalações previstas no respectivo lote, permitindo a ampliação dessas por necessidades de futuras;

(d) Possuir as funções Direcional de Potência (F.32), Subtenção (F.27), Sobretensão (F.59), Frequência (F.81), Sobrecorrente (F.50/51) e Subcorrente (F.37). Todas estas funções devem possuir parâmetros para atuações temporizadas e instantâneas;

(e) Apresentar tempo total de atuação menor ou igual a 200 ms, compreendidos entre a identificação da contigência e a tomada de ação.

7.16.2. OS CLPS DEVEM:

(a) Possuir porta de comunicação com protocolos compatíveis com o sistema supervisório da subestação onde será implantado o SEP;

(b) Possuir portas de comunicação com protocolos compatíveis para conexão com outros CLPs (locais e/ou remotos) inerentes ao SEP, e dedicadas à função;

(c) Possuir portas de comunicação para conexão com Muiltimedidores inerentes ao SEP; (d) Possuir entradas analógicas de corrente, de tensão, entradas digitais e saídas digitais

(desligamentos e alarmes) suficientes para as instalações previstas no respectivo lote, permitindo a ampliação dessas por necessidades de futuras;

(e) Apresentar tempo total de atuação menor ou igual a 200 ms, compreendidos entre a identificação da contingência e a tomada de ação.

7.16.3. OS DISPOSITIVOS ESPECÍFICOS DEVEM:

(a) Ser capazes de atender as necessidades definidas nos estudos pré-operacionais com os requisitos mencionados para os IEDs e CLPs relatados anteriormente.

Cabe ressaltar, que 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 liberada desse fornecimento imediato. Essa liberação fica condicionada 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 futuras. Se o empreendimento em questão estiver em área com SEP em operação, a TRANSMISSORA deverá comprovar a compatibilização de SEP a ser implantado com o existente.



8. SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE

8.1. 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:

(a) Requisitos gerais de supervisão e controle dos agentes, detalhados em requisitos gerais, interligação de dados, recursos de supervisão e controle dos agentes e, recursos de supervisão e controle para instalações teleassistidas.

(b) 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), requisitos de qualidade de informação e, parametrizações.

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

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

(e) Requisitos para a supervisão de equipamentos da rede de supervisão e não integrantes da rede de operação.

(f) Avaliação da disponibilidade e da qualidade dos recursos de supervisão e controle. (g) Requisitos de atualização das bases de dados dos sistemas de supervisão e controle do ONS. (h) Requisitos para medição sincrofasorial.

8.2. REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES

8.2.1. REQUISITOS GERAIS


8.2.2. INTERLIGAÇÃO DE DADOS


8.2.3. RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES


8.2.4. RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE PARA INSTALAÇÕES TELEASSISTIDAS




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

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

8.3.1. INTERLIGAÇÃO DE DADOS


8.3.2. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA A SUPERVISÃO DO SISTEMA ELÉTRICO


8.3.3. INFORMAÇÕES E TELECOMANDOS REQUERIDOS PARA O CONTROLE AUTOMÁTICO DE GERAÇÃO (CAG)


8.3.4. REQUISITOS DE QUALIDADE DA INFORMAÇÃO


8.3.5. PARAMETRIZAÇÕES


8.4. REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS

8.4.1. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS


8.4.2. REQUISITOS DE QUALIDADE DOS EVENTOS


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

Na implantação de nova subestação decorrente de seccionamento de linha de transmissão com a inclusão de novas entradas de linha devem-se adequar os sistemas de supervisão das entradas de linha nas subestações existentes, conforme requisitos apresentados no subitem “Requisitos para a Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”. Todos os equipamentos a serem instalados devem ser supervisionados segundo a filosofia adotada pela CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO de tais subestações, devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos sistemas de supervisão e controle já instalados nestas subestações.



Adicionalmente, a TRANSMISSORA deve prover ao centro de operação da concessionária de transmissão das subestações existentes, responsável pela operação e manutenção da LT seccionada, a supervisão remota referente à entrada da LT na nova subestação, conforme requisitos apresentados no subitem “Requisitos para a Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”.

8.6. REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO DE EQUIPAMENTOS DA REDE DE SUPERVISÃO E NÃO INTEGRANTES DA REDE DE OPERAÇÃO


8.7. REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DA(S) INSTALAÇÃO(ÕES) (SUBESTAÇÃO(ÕES)) COMPARTILHADA(S) DA REDE DE OPERAÇÃO.


8.8. AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE


8.9. REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE


8.10. REQUISITOS PARA MEDIÇÃO SINCROFASORIAL

8.10.1. DEFINIÇÕES

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

8.10.2. REQUISITOS GERAIS



(a) Atender ao exposto no submódulo 11.8, Sistema de Medição de Sincrofasores, além dos itens 6.11, 6.3.5 e 6.4 do submódulo 2.7, Requisitos Mínimos de Supervisão e Controle para a Operação.

(b) É responsabilidade do agente prover toda a infraestrutura da rede de telecomunicação para disponibilizar as medições sincrofasoriais realizadas pelas PMUs até os Concentradores de Dados Fasoriais localizados no Rio de Janeiro e em Brasília.

(c) Para a entrada em operação de novos empreendimentos é necessário que as medições sincrofasoriais necessárias sejam totalmente disponíveis, tenham sido completamente testadas e estejam aptas a operar, junto com os demais equipamentos do empreendimento.

(d) As PMUs devem atender aos requisitos de supervisão e controle exigidos pelo ONS, de acordo com o submódulo 13.2, Requisitos Mínimos de Telecomunicações.

8.10.3. TIPOS DE MEDIÇÃO

As PMUs deverão ser da classe de PMU de Medição. Deverão ser disponibilizadas as seguintes medições sincrofasoriais:

(a) Medição de tensão, módulo e ângulo das 3 fases de todos os terminais de linha indicados pelo ONS, integrantes da Rede de Operação. A medição de frequência e taxa de variação de frequência deverá se dar para apenas uma das fases, devendo ser escolhida a mesma fase que tem medição na barra da subestação da saída da linha de transmissão monitorada.

(b) Medição de módulo e ângulo das 3 fases das correntes de todos os terminais de linha indicados pelo ONS, pertencentes à Rede de Operação. Para cálculo dos sincrofasores de corrente, as PMUs deverão utilizar os sinais disponibilizados pelos enrolamentos dos TCs do Sistema de Proteção.

(c) Medição de módulo, ângulo, frequência e taxa de variação de frequência da fase da tensão da seção de barra onde o terminal de linha se conecta à Rede de Operação. Essas medições poderão ser obtidas através de canais disponíveis em PMU existente na SE sem necessidade de instalação de PMU adicional.

(d) Para os casos de barramento em anel, não haverá necessidade de se termedições de tensão dos TPs ligados ao barramento. Para esses casos, a medição de tensão da própria linha de transmissão é suficiente para questões de sincronismo.

(e) Para o cálculo dos sincrofasores de corrente as PMUs deverão utilizar os sinais disponibilizados pelos enrolamentos dos TCs de Proteção.

8.10.4. EXATIDÃO DA MEDIÇÃO

(a) Todas as medições de tensão devem ser efetuadas por equipamentos cuja classe de precisão garanta uma exatidão mínima de 1%. Enquanto as medições de corrente deverão ter uma exatidão mínima de 10%.

(b) Tais exatidões devem englobar toda a cadeia de equipamentos utilizados, tais como TPs, TCs, transdutores, fiação elétrica, etc.

(c) O TVE máximo admissível para uma medição sincrofasorial é de 1%.

8.10.5. IDADE DO DADO

Define-se como idade máxima do dado o tempo máximo decorrido entre o instante de ocorrência de seu valor na instalação e sua recepção no ONS. A idade máxima de uma medição sincrofasorial é de 500 milissegundos.



8.10.6. TAXA DE ENVIO DAS MEDIÇÕES SINCROFASORIAIS

As medições deverão ser enviadas sincronizadas por sinal de GNSS a uma taxa de 60 amostras por segundo, com estampa de tempo no padrão UTC (Universal Time Coordinate).

8.10.7. ENTREGA DOS DADOS

As medições deverão ser entregues ao ONS por meio de rede de telecomunicações, de responsabilidade do Agente.

8.10.8. PROTOCOLO DE COMUNICAÇÃO

(a) As medições poderão ser transportadas por meio dos protocolos de comunicação UDP/IP ou TCP/IP codificado em IEEE C37.118 v2011 com endereçamento Unicast ou Multicast. Caso o Agente decida utilizar o endereçamento Unicast, ele deverá prover 2 fluxos de dados para 2 IPs indicados pelo ONS. Caso o Agente escolha utilizar o endereçamento Multicast, ele deverá prover apenas 1 fluxo de dados para o IP indicado pelo ONS.

(b) O PMU deverá enviar o/s fluxo/s de dados para o ONS de maneira ininterrupta e sem solicitação (unsolicited communication), ou seja, a PMU do Agente deverá iniciar a transmissão ao PDC do ONS.

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

8.10.9. MONITORAÇÃO

Todos os circuitos de telecomunicações utilizados para o tráfego de medidas sincrofasoriais devem ser monitoráveis. Os protocolos SNMP e ICMP devem ser habilitados em ambos os roteadores de borda do Agente no circuito de telecomunicações estabelecido com o ONS.

8.10.10. AQUISIÇÃO E INSTALAÇÃO DAS PMUS

(a) O Agente de operação detentor do ativo no qual será feita a monitoração, deverá adquirir as PMUs e providenciar a sua instalação.

(b) O Agente deverá providenciar os canais de telecomunicação necessários à disponibilização dos sincrofasores das PMUs até os concentradores de dados no ONS.

8.10.11. IEDS

(a) Os IEDs com função PMU devem ter recursos que possibilitem a intervenção das equipes de manutenção sem desligamento de componentes primários. Os materiais e equipamentos a serem utilizados devem ser projetados, fabricados, montados e ensaiados em conformidade com as últimas revisões das normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT no que for aplicável, e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da International Electrotechnical Commission – IEC ou da American National Standards Institute – ANSI, nessa ordem de preferência.

(b) Todos os equipamentos e sistemas digitais devem atender aos requisitos das normas para compatibilidade eletromagnética aplicáveis nos graus de severidade adequados para instalação em subestações de extra-alta-tensão.

(c) Os IEDs que conterão a função PMU deverão ser passíveis de update de firmware para correção de bugs a qualquer momento quando solicitado pelo ONS. Os IEDs que possuirão a função PMU deverão ser independentes dos IEDs de Proteção.



8.10.12. TESTES DE VALIDAÇÃO DAS MEDIDAS SINCROFASORIAIS RECEBIDAS NO ONS

Todas as medidas recebidas de novas PMUs pelo ONS serão testadas e validadas em termos qualitativos e quantitativos, confrontando-se os novos valores com os valores das demais PMUs já validadas e em operação no SMSF (Sistema de Medição Sincronizada de Fasores), para que as mesmas sejam aceitas.

8.10.13. RELAÇÃO DE DOCUMENTOS PARA ACEITAÇÃO DAS PMUS

Os seguintes documentos são necessários para que o ONS possa iniciar o processo de análise qualitativo e quantitativo das PMUs do Agente: 1. Unifilar contendo o esquema elétrico da instalação das PMUs, TCs e TPs; 2. Dados dos TCs e TPs; 3. Dados dos equipamentos PMU: fabricante, modelo, versão de firmware/driver, ajuste/configuração, etc; 4. Linhas de Transmissão monitoradas pelas PMUs; 5. Relatório de ensaio do fabricante da PMU; 6. Arquivo de Configuração do Equipamento PMU.

8.11. OBRIGAÇÃO DE INSTALAÇÃO DE PMU

Para todos os circuitos de tensão igual ou superior a 345 kV deve ser instalada PMU em seus dois terminais.



9. REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES



9.2. REQUISITOS FUNCIONAIS


9.3. REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES


9.4. REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES

9.4.1. TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO


9.4.2. BARRAMENTOS


9.4.3. TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES


9.4.4. REATORES EM DERIVAÇÃO


9.4.5. BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO


9.4.6. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE


9.4.7. BANCOS DE FILTROS


9.4.8. ELOS DE CORRENTE CONTÍNUA


9.4.9. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS (CER)




9.4.10. COMPENSADORES SÍNCRONOS

As seguintes grandezas analógicas devem ser registradas: (a) Corrente das três fases. (b) Tensões das três fases. (c) Corrente de neutro, no caso de síncrono aterrado por baixa impedância, ou tensão de neutro, no caso

de síncrono aterrado por alta resistência. (d) Corrente de campo. (e) Sobretensão de campo.

As seguintes grandezas digitais devem ser registradas: (a) Todos os desligamentos do síncrono pelas suas proteções, inclusive pelos sistemas de refrigeração.



10. REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES


Os sistemas de telecomunicações das linhas de transmissão e subestações, integrantes deste lote, devem atender aos sistemas de comunicação de voz operativa e administrativa, teleproteção, supervisão e controle elétrico, supervisão de telecomunicações, controle de emergência, medição, faturamento e manutenção da linha de transmissão de energia elétrica, entre as subestações de energia elétrica envolvidas e destas aos centros de operação do sistema elétrico envolvidos.

10.1.1. DISPONIBILIDADE

Atender ao item 4.1 do Submódulo 13.2 - Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede

10.1.2. QUALIDADE

Atender ao item 4.2 do Submódulo 13.2 - Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede. (a) 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.

10.1.3. REQUISITOS DE CONFIGURAÇÃO DE VOZ E DE DADOS.


10.1.4. SISTEMA DE ENERGIA

O sistema de energia para todos os equipamentos de telecomunicações fornecidos deverá ter as seguintes características:

(a) Unidade de supervisão e, no mínimo, duas unidades de retificação. (b) Dois bancos de baterias. Em caso de falta de alimentação CA, cada banco de bateria deve ter

autonomia de no mínimo 10 (dez) horas, para atender à carga total dos equipamentos de telecomunicação da subestação.

(c) 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.

(d) As unidades de retificação deverão ter a capacidade de alimentar, simultaneamente, o banco de baterias em carga e todos os equipamentos de telecomunicações.

(e) O sistema de energia deverá estar dimensionado para uma carga adicional de pelo menos 30%.

10.1.5. 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.



10.1.6. INFRAESTRUTURA

A TRANSMISSORA será responsável pela total operacionalização dos sistemas de comunicações devendo ser prevista toda a infraestrutura necessária para implantação do sistema de telecomunicações, tais como: edificações, alimentação de corrente contínua, aterramento, bem como qualquer outra infraestrutura que se identificar necessária para o pleno funcionamento do sistema de telecomunicações.

10.1.7. 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 os demais agentes envolvidos, tais como, àquele(s) proprietário(s) de ativos de função transmissão localizados na(s) subestação(ões) deste lote e os demais que se interliguem, por 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 concessionárias que detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o empreendimento deste lote, a fim de obter a aprovação da solicitação de realização do serviço, para a data e horário convenientes.

10.1.8. CONTATO TÉCNICO

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

10.2. REQUISITOS TÉCNICOS DOS CANAIS PARA TELEPROTEÇÃO


10.3. TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO


10.4. 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.

10.4.1. ENTRE SUBESTAÇÕES ADJACENTES

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

(b) Serviço de telefonia para comunicação de voz, podendo ser discado via sistema de telefonia comutada e apresentando, no mínimo, Classe C.

10.4.2. 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 concessionárias que detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o empreendimento deste lote. • 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(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS, responsável(is) pela operação da região de instalação do empreendimento: • Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem

comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. O serviço Classe A, com o(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS, deve ser prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.

10.4.3. SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL

Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado para atendimento às subestações envolvidas, deverão ser previstos: (a) Entre cada uma das subestações e os respectivos Centros de Operação das demais

concessionárias que detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o empreendimento deste lote: • 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(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS, responsável(is) pela operação da região de instalação do empreendimento: • Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem

comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. O serviço Classe A, com o(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS, deve ser prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.

10.4.4. OUTROS

Adicionalmente, deverá ser fornecido um sistema de comunicação móvel (comunicação de voz) que possa cobrir toda a extensão das linhas de transmissão e as subestações envolvidas, para apoio às equipes de manutenção em campo.



Para comunicação com o(s) centro(s) de operação do ONS, responsável(is) pela operação da região de instalação do empreendimento, e Centros de Operação das demais concessionárias que detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o empreendimento deste lote, 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.

10.5. 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.

10.5.1. 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.

10.5.2. 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: (a) Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e as subestações

envolvidas. (b) Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e os computadores de

comunicação dos Centros de Operação dos agentes Interligados. (c) Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e o computador de

comunicação do(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS responsável(is) pela operação da região de instalação do empreendimento. O serviço Classe A com o(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS deve ser prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.

10.5.3. SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL

Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de um Centro de Operação Local, devem ser previstos os seguintes serviços de comunicação de dados: • Entre cada subestação envolvida e o computador de comunicação do Centro de Operação

do agente Interligado correspondente. • Entre cada subestação envolvida e o computador de comunicação do Centro Regional de

Operação do ONS. O serviço Classe A com o Centro Regional de Operação do ONS deve



ser prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.

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

10.5.4. 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.

10.5.5. 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.

10.5.6. RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE MEDIÇÃO SINCROFASORIAL

Deverão ser fornecidos os serviços de dados atendendo a classes A estabelecida no item 4.1.1 do submódulo 13.2 - Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede. Atender ao item 4.2 do submódulo 13.2 - Revisão 2016.12 dos Procedimentos de Rede.



11. DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESTE ANEXO TÉCNICO

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

(a) Estudos de regime permanente: • Fluxo de potência. • Rejeição de carga e energização na frequência fundamental. Exceto para: Linhas de transmissão em 230 kV sem compensação série ou “shunt” e com

comprimento menor do que 100 km. Linhas de transmissão em 345 kV sem compensação série ou “shunt” e com

comprimento menor do que 70 km. Linhas de transmissão em 440 e 500/525 kV sem compensação série ou

“shunt” e com comprimento menor do que 50 km. • Fluxo de potência nos barramentos das subestações. • Curto-circuito e determinação de X/R para os barramentos e disjuntores do

empreendimento. (b) Estudos de transitórios de manobra de religamento tripolar. (c) Estudos de rejeição de carga.

Para linhas de transmissão com compensação série, de qualquer nível de tensão e qualquer comprimento.

Linhas de transmissão em qualquer nível de tensão com comprimento igual ou maior do que 100 km

(d) Estudos de religamento monopolar de linhas de transmissão e/ou de dimensionamento de reatores de neutro, considerando a faixa operativa de frequências de 56 a 66 Hz.

(e) Estudos de manobras de chaves seccionadoras de linha com lâminas de aterramento – em caso de linhas de transmissão em circuito duplo ou do paralelismo entre linhas de transmissão na mesma faixa de passagem.

(f) Estudos de transitórios de energização de linhas de transmissão. (g) Estudos de transitórios de energização de transformadores. (h) Estudos de tensão de restabelecimento transitória (TRT) dos disjuntores.

Abertura de faltas terminais - Para qualquer nível de tensão e qualquer topologia envolvida no lote. Para todos os disjuntores envolvidos no empreendimento.

Abertura em discordância de fase - Aplica-se a topologias específicas e a TRANSMISSORA deve avalia-la. Seja para se justificar tecnicamente a não necessidade do estudo ou para efetuá-lo de fato e apresentar os resultados.

Abertura em vazio - Aplica-se à abertura de um ou de dois trechos de linha de transmissão em série (separados por subestações com arranjo de disjuntor e meio ou anel) que englobem uma extensão total de pelo menos 150 km.



(i) Estudos de manobra de bancos de capacitores em derivação. (j) Estudos de coordenação de isolamento das subestações. Para subestações

novas ou pátios em nova tensão em subestações existentes. (k) Estudos específicos quando são utilizados equipamentos com eletrônica de

potência: Estudos de dimensionamento do circuito principal dos bancos de capacitores

série. Estudos de dimensionamento dos compensadores estáticos de reativos -

CER. (l) Estudos especiais - Quando necessários, estes estudos serão solicitados no item

de características específicas do anexo técnico específico do lote. Esses estudos devem demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critérios da EPE, nos relatórios de estudos indicados nos anexos técnicos específicos de cada lote, e aos critérios e requisitos estabelecidos nesse item. A TRANSMISSORA deve certificar-se de que os parâmetros das linhas a serem avaliados pelos estudos de transitórios eletromagnéticos são aqueles definidos pelos estudos de coordenação de isolamento das linhas elaborados pela TRANSMISSORA. Ressalta-se que a TRANSMISSORA deve analisar o empreendimento para o ano de entrada em operação, utilizando a base de dados disponibilizada pelo ONS em sua página na internet, www.ons.org.br. Para estudos no horizonte do planejamento, a base de dados disponibilizada pela EPE em sua página na internet, www.epe.gov.br. 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 TRANSMISSORA deverá considerar na elaboração dos estudos as orientações do documento “Diretrizes para a Elaboração de Projetos Básicos para Empreendimentos de Transmissão”, disponibilizado pelo ONS em sua página na Internet: www.ons.org.br/biblioteca_virtual/livro_diretrizestransmissao.aspx. A especificação do conjunto das características elétricas básicas dos diversos equipamentos integrantes deste empreendimento deverá levar em conta os resultados dos estudos supra mencionados.

11.1. TENSÃO OPERATIVA

A tensão eficaz entre fases de todas as barras do sistema interligado, em todas as situações de intercâmbio e cenários avaliados, deve situar-se na faixa de valores listados na Tabela 11-1 que se refere às condições operativas normal e de emergência (contingências simples) nos estudos que definiram a configuração básica ou alternativa.

TABELA 11-1 – TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL (KV)

Tensão nominal do sistema (kV)

Condição operativa normal (kV)

Condição operativa de emergência (kV)

69 66 a 72,5 62 a 72,5

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

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



Tensão nominal do sistema (kV)

Condição operativa normal (kV)

Condição operativa de emergência (kV)

88 84 a 92,4 79 a 92,4

138 131 a 145 124 a 145

230 218 a 242 207 a 242

345 328 a 362 311 a 362

440 418 a 460 396 a 460

500 ou 525 500 a 550 475 a 550

765 690 a 800 690 a 800

Notas: Nas análises de contingências devem ser observados:

(a) Os limites de tensão identificados como condição operativa normal, nas barras de conexão à rede básica de agentes de distribuição e de consumidores livres ou potencialmente livres.

(b) Os limites de tensão identificados como condição operativa de emergência, nas demais barras da rede básica.

11.2. SOBRETENSÃO ADMISSÍVEL PARA ESTUDOS A 60 HZ

A máxima tensão nos regimes permanente e dinâmico nas extremidades 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 subsequentes) devem situar-se dentro dos limites constantes da Tabela 11-2 abaixo.

TABELA 11-2 – SOBRETENSÕES EFICAZES ENTRE FASES MÁXIMAS ADMISSÍVEIS NA EXTREMIDADE DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO APÓS MANOBRA (KV)

Tensão nominal de operação

Tensão dinâmica máxima

sem elementos saturáveis

Tensão dinâmica máxima

com elementos saturáveis

Máxima tensão sustentada

em vazio por uma hora

(kV) (kV) (kV) (kV) 138 203 193 152 230 339 322 253 345 507 483 398 440 645 616 506

500 ou 525 770 735 600 765 1120 1070 800



11.3. CRITÉRIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS A 60 HZ

11.3.1. ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA

Avaliam os níveis de tensão nos barramentos e os carregamentos nas linhas, transformadores e demais componentes da rede de transmissão, para múltiplas condições de carga (mínima, leve, média e máxima), de topologia e de despacho de geração. Devem abranger, além da condição operativa normal, a análise de contingências de linhas, transformadores e outros equipamentos do sistema elétrico, com o objetivo de se definirem ações para que o SIN opere sem perda de carga e sem violações inadmissíveis dos limites de tensão e de carregamento. Caso faça parte do empreendimento a inclusão de novos transformadores, deve ser demonstrado pela Transmissora que a faixa de tapes especificada é adequada para o controle de tensão da região em análise. Estes estudos de fluxo de potência devem ser efetuados com a principal finalidade de comprovar que a entrada em operação das novas instalações de transmissão, na configuração efetivamente disponível em sua entrada em operação e durante o horizonte operativo (até o último ano do Plano de Ampliação e Reforços vigente), não importará em restrições a operação da rede. Os estudos deverão também identificar a eventual necessidade de compensação reativa adicional. Por fim, tendo em vista a característica de dimensionamento de equipamentos dos estudos apresentados na fase do projeto básico, algumas investigações no horizonte do planejamento poderão vir a ser necessárias, como por exemplo, identificar as tensões máximas, em regime permanente, as quais ficarão sujeitos os equipamentos situados na conexão do banco de capacitores série a linha ou a subestação.

11.3.2. ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO

Os estudos de energização visam definir as estratégias a serem adotadas nas manobras programadas de forma a evitar a ocorrência de sobretensões acima da suportabilidade dos equipamentos associados à manobra programada. Devem também identificar se a compensação reativa fixa é adequada à manobra de energização da linha associada. Devem ser consideradas as seguintes premissas:

(a) Adotar configurações que resultem nas solicitações mais severas para o sistema analisado, com o menor número de unidades geradoras sincronizadas (menor potência de curto-circuito a montante da manobra).

(b) Adotar o status “em operação” para toda a compensação reativa indutiva fixa em derivação, existente no trecho a ser analisado.

(c) Adotar o status “fora de operação” para toda a compensação reativa indutiva manobrável em derivação, existente no trecho a ser analisado, verificando-se o efeito de ligar essa compensação, quando necessário.

(d) Adotar o status “disponível” para qualquer fonte controlada de potência reativa, como compensadores estáticos e/ou síncronos, verificando-se as consequências da indisponibilidade desses equipamentos, com o objetivo de liberar o maior número possível de configurações para a operação.

As sobretensões no instante imediatamente após a manobra (t0+) não deverão ultrapassar os valores de Tensão Máxima com/sem elementos saturáveis da Tabela 11-2(sobretensão dinâmica).



A sobretensão sustentada não deverá ser superior ao limite máximo estabelecido na Tabela 11-1 para a classe de tensão do empreendimento em análise. Devem ser apresentados, para cada configuração analisada, os valores de tensão nas barras de interesse para os instantes t0-, t0+ e no regime permanente posterior a manobra.

11.3.3. REJEIÇÃO DE CARGA

Estes estudos de carga visam identificar a eventual existência de restrições à operação do sistema, de forma a não ocorrerem sobretensões acima da suportabilidade dos equipamentos como consequência da ocorrência de aberturas intempestivas em um dos terminais das linhas em análise. Devem ser consideradas as seguintes premissas:

(a) Adotar configurações que resultem nas solicitações mais severas para o sistema analisado, como, por exemplo, o maior fluxo possível na linha onde está sendo avaliada a rejeição associado a menor potência de curto-circuito a montante da abertura.

(b) Adotar o status “em operação” para toda a compensação reativa indutiva fixa em derivação, existente no trecho a ser analisado.

(c) Adotar o status “fora de operação” para toda a compensação reativa indutiva manobrável em derivação, existente no trecho a ser analisado, verificando-se o efeito de ligar essa compensação, quando necessário.

(d) Adotar o status “disponível” para qualquer fonte controlada de potência reativa, como compensadores estáticos e/ou síncronos, verificando-se as consequências da indisponibilidade desses equipamentos, com o objetivo de liberar o maior número possível de configurações para a operação.

As sobretensões no instante imediatamente após a manobra (t0+) não deverão ultrapassar os valores de Tensão Máxima com/sem elementos saturáveis da Tabela 11-2 (sobretensão dinâmica). A sobretensão sustentada não deverá ser superior ao limite máximo estabelecido na Tabela 11-2, para a classe de tensão do empreendimento em análise. Devem ser apresentados, para cada configuração analisada, os valores de tensão nas barras de interesse para os instantes t0-, t0+ e no regime permanente posterior a manobra.

11.3.4. 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:

(a) 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.

(b) 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.

(c) Evolução prevista da topologia da subestação.



11.4. CRITÉRIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS DE MANOBRA

11.4.1. ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO

A energização das linhas de transmissão deve ser viável em todos os cenários avaliados, atendido o critério de tensão em condições operativas normais. Em particular, deve ser prevista a possibilidade de energização nos dois sentidos, considerando, inclusive, o sistema degradado, por conta de possíveis manobras de recomposição. Devem ser avaliadas energizações com e sem aplicação de defeito ao longo da linha, respeitando-se o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede igual ou acima de 345 kV e de 150 ms para a rede abaixo de 345 kV. Devem ser respeitadas as premissas, definidas nos estudos de coordenação de isolamento das linhas de transmissão, elaborados pela TRANSMISSORA, quanto às máximas tensões fase-terra e fase-fase admissíveis ao longo da LT. Os para-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia advinda da manobra de energização. Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos, elaborados pela TRANSMISSORA, devem levar em conta os resultados dos estudos em epigrafe, bem como as características dos equipamentos de controle de sobretensões considerados nestes estudos.

11.4.2. RELIGAMENTO TRIPOLAR DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO

Deve ser prevista a possibilidade de religamento tripolar, por ambos os 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 igual ou acima de 345 kV e de 150 ms para a rede abaixo de 345 kV. Devem ser respeitadas as premissas, definidas nos estudos de coordenação de isolamento das linhas de transmissão, elaborados pela TRANSMISSORA, quanto às máximas tensões fase-terra e fase-fase admissíveis ao longo da LT. Os para-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia advinda da manobra de religamento tripolar. Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos, elaborados pela TRANSMISSORA, devem levar em conta os resultados dos estudos em epigrafe, bem como as características dos equipamentos de controle de sobretensões considerados nestes estudos.

11.4.3. RELIGAMENTO MONOPOLAR

Deve ser prevista a possibilidade de religamento monopolar da linha de transmissão. Cabe à TRANSMISSORA a viabilização técnica do religamento monopolar, conforme o seguinte procedimento: (a) Priorizar as soluções técnicas no sentido de garantir uma probabilidade adequada de sucesso

na extinção do arco secundário em tempos inferiores a 500 ms critério estabelecido no item 11.4.4.



(b) Somente nos casos em que for demonstrada, por meio da apresentação de resultados de estudos, a inviabilidade técnica de atender tal requisito, a TRANSMISSORA poderá optar pela utilização do critério definido no item 11.4.5, para tempos de extinção superiores a 500 ms.

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

(d) A TRANSMISSORA deve evitar soluções que possam colocar em risco a segurança do sistema elétrico, tais como a utilização de chaves de aterramento rápido em terminais de linha adjacentes a unidades geradoras, onde a ocorrência de curtos-circuitos devidos ao mau funcionamento de equipamentos e sistemas de proteção e controle possa causar severos impactos à rede.

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

11.4.4. CRITÉRIO COM TEMPO MORTO DE 500 MS

A Figura 11-1 deve ser utilizada para a avaliação da probabilidade de sucesso da extinção do arco secundário. São considerados, como pontos de entrada, o valor eficaz do último pico da corrente de arco secundário (em Ampères) e o valor do primeiro pico da tensão de restabelecimento transitória (em kVp). Um religamento monopolar, para ser considerado como sendo de boa probabilidade de sucesso para faltas não mantidas, deve ser caracterizado pelo par de valores (V, I) localizado no interior da curva ilustrada na Figura 11-1.

Primeiro Pico da TRV (kV)

0 10 20 30 40 50 60 0

50

100

150

200

Iarc(rms)

Zona de Provável Extinção do Arco

FIGURA 11-1 – CURVA DE REFERÊNCIA PARA ANÁLISE DA EXTINÇÃO DA CORRENTE DE ARCO SECUNDÁRIO, CONSIDERANDO-SE TEMPO MORTO DE 500 MS

A TRANSMISSORA deve dimensionar os seus equipamentos de forma a tentar obter uma corrente máxima de arco secundário de 50 A e com TRV, dentro da “zona provável de extinção”, o que indica uma probabilidade razoável de sucesso na extinção do arco secundário. A demonstração do atendimento deste critério deve ser oferecida pela TRANSMISSORA por meio de estudos de transitórios eletromagnéticos, considerando, inicialmente, a não utilização de quaisquer métodos de mitigação.



Caso estas simulações demonstrem a improbabilidade da extinção dos arcos secundários dentro do tempo de 500 ms, novas simulações devem ser efetuadas, considerando a utilização de métodos de mitigação. Apenas no caso dessas novas simulações demonstrarem não ser possível atender ao requisito da Figura 11-1, poderá a TRANSMISSORA optar pela utilização do critério definido no item 11.4.5.

11.4.5. 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 11-2, que relaciona o tempo morto necessário para a extinção do arco secundário com o valor eficaz do último pico da corrente de arco, da forma proposta a seguir:

(a) A TRANSMISSORA deve refazer os estudos de transitórios de forma a viabilizar o menor valor possível de corrente de arco, utilizando, inicialmente, apenas os meios de mitigação convencionais. Caso estes não se mostrem suficientes, outros meios de mitigação poderão ser considerados. Em qualquer caso, os tempos mortos a serem considerados nos ajustes para definição do tempo para religamento do disjuntor devem ser aqueles definidos pela curva da Figura 11-2 para a corrente encontrada;

(b) Nessa avaliação, devem ser consideradas, preferencialmente, soluções de engenharia que não demandem equipamentos que requeiram fabricação especial.

Nos casos em que os tempos mortos definidos de acordo com a alínea a acima forem iguais ou superiores a 1,75 segundos, a TRANSMISSORA deve avaliar a viabilidade técnica da adoção de medidas de mitigação não usuais, tais como chaves de aterramento rápido, entre outras, procurando o menor tempo morto possível, sem exceder 1,75 segundos. Notas: Quando da adoção de chaves de aterramento rápido a extinção do arco pode ocorrer mesmo com correntes mais elevadas que as indicadas nesse critério. Nesse caso, a TRANSMISSORA deve demonstrar a extinção do arco, de forma independente da Figura 11-2. A adoção de solução que demande tempo morto superior a 500 ms fica condicionada à demonstração, pela TRANSMISSORA, por meio de estudos dinâmicos, que a mesma não compromete o desempenho do SIN.

FIGURA 11-2 – CURVA DE REFERÊNCIA - TEMPO MORTO PARA EXTINÇÃO DO ARCO SECUNDÁRIO X VALOR EFICAZ DA CORRENTE DE ARCO SECUNDÁRIO, PARA TENSÕES ATÉ 765 KV



Os estudos de religamento monopolar têm por objetivo não apenas avaliar a extinção do arco secundário, mas também prover as informações necessárias ao correto dimensionamento do isolamento do neutro do reator de linha, nos casos em que for necessária a utilização de um reator de neutro. Dessa forma, deve também ser apresentada pela TRANSMISSORA a simulação no tempo (com o programa ATP), considerando toda a sequência de eventos, com 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. Para as linhas dotadas de reatores em derivação, incluindo-se eventuais reatores de neutro, deverá ser verificado o desempenho para a faixa de frequência dinâmica permissível para o sistema (56 Hz a 66 Hz) de forma a certificar que não haverá problemas de ressonância entre os reatores e a linha de transmissão durante o religamento monopolar. As simulações devem identificar as solicitações de dissipação de energia nos para-raios de linha e nos para-raios do reator de neutro, quando for o caso. Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos, elaborado pela TRANSMISSORA, deve levar em conta os resultados desses estudos.

11.4.6. 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. Em todos os casos supra mencionados os para-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia resultante da 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 de 500 kV e de 150 ms para a rede de 230 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 em ambos os sentidos, com fluxos o mais próximo possível da capacidade da linha em análise. Em caso de circuitos duplos deverá ser considerada a possibilidade de rejeição de ambos circuitos em condições de fluxo máximo nos dois sentidos. Em todos os casos supra mencionados os para-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia resultante da rejeição de carga.



11.4.7. ESTUDOS DE TENSÃO DE RESTABELECIMENTO TRANSITÓRIA (TRT)

Esses estudos transitórios têm por objetivo quantificar as solicitações as quais estarão sujeitos os diversos disjuntores integrantes deste empreendimento. Compreendem as avaliações de TRT as seguintes condições de manobra:

(a) Abertura de defeito terminal trifásico à terra e trifásico não aterrado, sendo o ponto de aplicação da falta no barramento ou saída de linha.

(b) Abertura de defeito terminal monofásico sendo o ponto de aplicação da falta no barramento ou saída de linha.

(c) Abertura de defeito quilométrico. (d) Abertura em discordância de fases. Deverá ser identificada a condição mais crítica de

solicitação de tensão através dos polos do disjuntor imposta pela rede para a abertura do disjuntor em discordância de fases.; Ressalta-se que a solicitação de abertura durante defasagens angulares “sistêmicas” inferiores a 180º podem, eventualmente, ocasionar solicitações superiores, em kV, aquelas definidas em norma para a condição de abertura em oposição de fases, para os disjuntores para aquela classe de tensão e com fator de 1º polo normalizado. Nestes casos pode ser necessário um maior refinamento da modelagem, o que pode em algumas situações levar a necessidade de investigações, de caráter dinâmico (ANATEM), do contexto (tensão e ângulo) no qual se dará a efetiva abertura do disjuntor.

(e) Abertura de linha a vazio. Essa situação deve ser simulada no programa ATP, com as fontes ajustadas para na frequência fundamental (60 Hz) 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 6.1 (i). Caso a região do sistema onde o disjuntor será instalado esteja sujeita a sobrefrequências em regime dinâmico a simulação de abertura de linha a vazio deverá levar em conta a máxima sobrefrequência identificada nos estudos.

11.4.8. ESTUDOS DE ENERGIZAÇÃO DE TRANSFORMADORES

Esses estudos têm por objetivo identificar as solicitações de corrente e tensão impostas à rede e aos equipamentos próximos pela manobra de energização dos transformadores. Devem ainda demonstrar que os transformadores podem ser energizados em situações de rede completa e degradada, pelos seus dois terminais e para toda a faixa de tensão operativa. Estão incluídas neste escopo as situações de recomposição de rede. Os estudos compreendem avaliações de energização em vazio, com e sem falta aplicada, considerando os recursos de controle de sobretensões disponíveis, tais como, disjuntores com resistores de pré-inserção e/ou dispositivos de manobra controlada. Deve ser levado em conta o fluxo residual do transformador. Devem ser avaliados também o montante de energia a ser absorvido pelos para-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.

11.4.9. ESTUDOS DE MANOBRA DE BANCOS DE CAPACITORES

Esses estudos compreendem avaliações de energização e de aplicação e eliminação de defeito e têm por objetivo identificar a necessidade de especificação de reatores em série com o banco de capacitores, com a finalidade de minimizar os efeitos dos transitórios de tensão e de corrente aos níveis de suportabilidade da instalação, evitar atuações indevidas da proteção e evitar possíveis ressonâncias com a rede para harmônicas produzidas por elementos saturáveis. Os estudos devem verificar as sobretensões e as consequentes solicitações de energia sobre os para-raios próximos, e a necessidade de utilização de disjuntores com dispositivos de manobra controlada.

11.4.10. MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE ATERRAMENTO

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

11.5. OUTROS ESTUDOS

11.5.1. 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 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 considerada, quando necessária, a análise no domínio da frequência (modelo linearizado do eixo turbina gerador).

11.5.2. ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DOS COMPENSADORES ESTÁTICOS

Esses estudos têm por finalidade demonstrar o atendimento aos requisitos estabelecidos no item 6.11 deste anexo.

a) Cálculo de perdas:



A TRANSMISSORA deverá apresentar, ainda na etapa de projeto básico, um estudo de cálculo das perdas, incluindo todos os elementos do CER, a saber:

• TCRs: Válvulas, reatores dosTCRs e “damping reactors” • TSCs: Válvulas e capacitores • Filtros (capacitores e reatores); • Transformador; • Serviços auxiliares, ar condicionado etc • Refrigeração das válvulas (bombas e motores de ventilação); • Barras e condutores elétricos; • Outros

Este estudo tem por finalidade demonstrar o atendimento ao requisito de perdas do CER especificado neste anexo, devendo também fornecer como saída uma curva de perdas em kW x potência reativa injetada pelo CER no ponto de conexão em Mvar.

b) Estudos de dimensionamento, desempenho e “rating” dos filtros;

A TRANSMISSORA deverá apresentar, ainda na etapa de projeto básico, o projeto de dimensionamento dos filtros do CER, elaborado pelo fabricante do equipamento.

• Rating dos Filtros É de total responsabilidade da TRANSMISSORA a determinação do rating necessário de seus equipamentos, para todo o período de concessão. O estudo tem por finalidade demonstrar que o dimensionamento do rating dos filtros CA, tanto em regime permanente quanto em regime transitório, atende ao disposto neste anexo. 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).

• Regime Permanente 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, com um filtro, de cada tipo, fora de operação. Nas avaliações das impedâncias dos filtros devem ser consideradas as dissintonias possíveis, incluindo tolerâncias de fabricação, variação de capacitância por temperatura, variações de frequência da rede, erros de ajuste de sintonia por discretização de elementos de ajuste e tolerâncias dos instrumentos de medição, etc.

• Regime Transitório Os estudos devem justificar que os filtros e a compensação reativa devem suportar as sobretensões e sobrecorrentes de condições transitórias, incluindo entre outras: i) início e eliminação de curtos-circuitos, ii) energização dos transformadores do CER e de transformadores de potência próximos, considerando fluxo residual.

• Desempenho dos Filtros Tem por finalidade demonstrar que o desempenho dos filtros CA atende ao disposto neste anexo. 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.



Cabe a TRANSMISSORA a determinação dos envelopes de impedância harmônica das redes CA: (a) 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.

(b) 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 ou do ONS.

(c) No cálculo das distorções harmônicas individuais devem ser determinados vetorialmente os pontos dos envelopes que maximizam as tensões harmônicas na barra de alta do transformador do CER.

(d) Nas avaliações das impedâncias dos filtros devem ser consideradas as máximas dessintonias possíveis, considerando tolerâncias de fabricação, variação de capacitância por temperatura, variações de frequência da rede, erros de ajuste de sintonia por discretização de elementos de ajuste e tolerâncias dos instrumentos de medição etc.

(e) Os valores máximos das tensões harmônicas na barra de alta do transformador do CER deverão ser calculados considerando os valores máximos das correntes harmônicas injetadas pelo CER.

No que se refere à Interferência Telefônica, a TRANSMISSORA deverá apresentar os estudos e as providências a serem tomadas no sentido de assegurar o atendimento às especificações deste Anexo Técnico.

11.5.3. ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DA COMPENSAÇÃO SÉRIE

Dois tipos de relatórios são esperados sobre a compensação série: (a) Memória de cálculo do dimensionamento do banco série. (b) Demonstração de atendimento aos requisitos de faltas estabelecidos neste anexo.

O primeiro deles tem foco no equipamento propriamente dito e deve definir as características técnicas e valores nominais de todos os elementos que fazem parte do banco série, incluindo circuitos de amortecimento, gaps, disjuntores de by-pass, resistores, indutores, capacitores, diagramas unifilares do banco, coordenação de isolamento, constantes de tempo de resfriamento e aquecimento, MOVs etc... O segundo diz respeito ao dimensionamento dos MOVs. Por meio da simulação de faltas em diversos pontos da rede, as suportabilidades de tensão e de corrente para os varistores devem ser definidas. Tanto faltas monofásicas como trifásicas devem ser aplicadas e o sistema deve ser representado, até pelo menos duas barras de distância, antes que se aplique o equivalente da rede, seja a 60 Hz, seja um circuito síntese da rede CA. Devem ser consideradas situações de rede completa e rede (n-1) com foco especial para os casos nos quais o trecho em paralelo está fora de serviço. A metodologia prevê:

(a) Avaliação de faltas externas. (b) Avaliação de faltas internas.



Estabelecimento dos níveis de ajuste do by-pass, tanto para corrente quanto para energia;

Os seguintes conceitos devem estar claros no documento: (a) EEXT: Energia no pior caso de falta externa onde o by-pass não deve atuar. (b) EINT: Energia no pior caso de falta interna. (c) ISET – Máximo valor de ajuste de corrente, que dispara a atuação do by-pass. (d) ESET – Máximo valor de ajuste de energia, que dispara a atuação do by-pass. (e) Margem de Ajuste – Relação entre o valor de disparo do by-pass por energia e o

valor de energia máximo calculado para falta externa (ESET/EEXT). Margem de segurança: Este valor (%) deve ser acrescido à energia total dos MOVS e

deve ter sido definido pelo documento de aquisição do equipamento pela Transmissora.

• Redundância de capacidade instalada de energia – Diferença entre o total de energia instalada dos MOVs e o valor máximo teórico de solicitação obtido por simulações.

Devem ser levados, na definição da energia final, a diferença de distribuição de corrente entre as colunas dos MOVs, overshoots, atrasos na atuação do gap, imprecisões e a modularização das pastilhas em série e em paralelo de acordo com os padrões adotados pelo fabricante. Devem ser simulados tanto os cenários de entrada em operação quanto os de configuração final de planejamento, passando pelas etapas de implementação do empreendimento. Os níveis protetivos dos MOVs devem levar em conta não só a experiência do fabricante mas também a corrente de swing efetivamente calculada, em programas de estabilidade, pela Transmissora para este tronco de transmissão. Os níveis de compensação devem atender ao disposto neste anexo técnico e devem considerar os parâmetros por km reais da linha que está sendo concebida e implantada neste lote.



12. DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS

Conforme previsto no Edital e para fins de verificação da conformidade com os requisitos técnicos exigidos, a TRANSMISSORA deve apresentar para aprovação da ANEEL o Projeto Básico das instalações deste lote. A TRANSMISSORA deve encaminhar ao ONS, com cópia para SCT/ANEEL, toda a documentação do Projeto Básico em meio magnético ou ótico.

12.1. ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA

A TRANSMISSORA deve apresentar os relatórios dos estudos apresentados no item 11. (a) Estudos de regime permanente:

Fluxo de potência Rejeição de carga Energização de linhas Curto-circuito Dinâmicos Fluxo de potência em barramentos

(b) Estudos de transitórios eletromagnéticos: Modelagem da rede Energização de linhas de transmissão Religamento tripolar Religamento monopolar Energização de transformadores Rejeição de carga Tensão de restabelecimento transitória

Curto-circuito terminal Curto-circuito quilométrico Abertura de linha de transmissão em vazio Abertura em discordância de fases

Tensões e correntes induzidas em lâminas de terra de seccionadoras Coordenação de isolamento Integração dos estudos de manobra e de coordenação de isolamento das estruturas

da LT (c) Estudos específicos que se utilizam de eletrônica de potência:

Dimensionamento dos compensadores estáticos. Dimensionamento da compensação série.

(d) Outros estudos: Ressonância subsíncrona. Auto-excitação.

12.2. PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES

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

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



(c) Desenho de locação das instalações. (d) Diagrama unifilar simplificado. (e) Diagrama unifilar de proteção, medição e controle. (f) Desenho de arquitetura das construções: plantas, cortes e fachadas. (g) Arranjo geral dos pátios: planta e cortes típicos. (h) Arranjo dos sistemas de blindagem e aterramento. (i) Características técnicas dos equipamentos (reatores, transformadores, disjuntores

seccionadoras, TC, TP, bancos de capacitores, unidades de compensação série, compensadores estáticos de reativos, para-raios, bobinas de bloqueio, etc.).

(j) Descrição dos sistemas previstos para proteção, comando, supervisão e telecomunicações, inclusive diagramas esquemáticos.

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

(l) Dimensionamento dos barramentos e das interligações entre equipamentos e correspondentes capacidades de corrente em condição normal e em emergências.

(m) Alimentação dos serviços auxiliares em corrente contínua 125 Vcc. (n) Alimentação dos serviços auxiliares em corrente alternada 13,8 kV.

12.3. PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO

Os documentos de projeto básico das linhas de transmissão devem apresentar: (a) Parâmetros elétricos da linha de transmissão (b) Capacidade de corrente do condutor e dos cabos para-raios (c) Distâncias de segurança (d) Perdas Joule nos cabos (e) Desequilíbrios de tensão (f) Coordenação de isolamento das estruturas Isolamento à tensão máxima operativa Isolamento a manobras Desempenho a descargas atmosféricas

(g) Emissão eletromagnética Corona visual Rádio-interferência Ruído audível Campo elétrico Campo magnético

(h) Parâmetros meteorológicos e estudo dos ventos aplicados ao projeto básico (i) Cargas mecânicas sobre os cabos (j) Cargas mecânicas sobre as estruturas – Hipóteses de carregamento (k) Memória de cálculo do suporte predominante (l) Fadiga mecânica dos cabos



(m) Requisitos para cantoneiras das torres de transmissão (n) Fundações (o) Série de estruturas (p) Planta do traçado das linhas (q) Informações sobre cruzamentos com outras linhas de transmissão da Rede Básica (r) Informações sobre grandes travessias de rios (s) Projeto do seccionamento de linhas de transmissão da Rede Básica

12.4. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES

Os documentos de projeto básico de telecomunicação devem apresentar: (a) Descrição sumária dos sistemas de telecomunicações. (b) Descrição sumária do sistema de energia (alimentação elétrica). (c) Diagramas de configuração dos sistemas de telecomunicações. (d) Diagramas de configuração do sistema de energia. (e) Diagramas de canalização. (f) Comentários sobre as alternativas de provedores de telecomunicações prováveis e

sistemas propostos.

12.5. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE

Os documentos de projeto básico de supervisão e controle devem apresentar: (a) Sistema de supervisão e controle das instalações Requisitos gerais Interligação de dados Dimensionamento dos sistemas utilizados Elenco de informações a serem supervisionadas

(b) Sistema de supervisão pelos agentes proprietários das subestações (c) Sistema de supervisão pelo ONS Requisitos básicos para a supervisão dos equipamentos Arquitetura da interconexão com o ONS Requisitos para o cadastramento dos equipamentos

(d) Disponibilidade e avaliação de qualidade (e) Sistema para teste de conectividade da(s) interconexão(ões)

12.6. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO

Os documentos de projeto básico de proteção devem apresentar: (a) Sistema de proteção da linha de transmissão

Esquemas de proteção utilizados Esquemas de religamento Geral



Religamento tripolar Religamento monopolar Relés verificadores de sincronismo (b) Sistema de proteção de transformador

Esquemas de proteção utilizados Sincronização manual Lado de alta tensão Lado de baixa tensão (c) Sistema de proteção de barramentos (d) Sistema de proteção de reatores shunt (e) Sistema de proteção de bancos de capacitores em derivação (f) Sistema de proteção de bancos de capacitores série (g) Sistema de proteção para falha de disjuntor (h) Sistema de proteção de compensador estático (i) Sistemas Especiais de Proteção

12.7. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL

Os documentos de projeto básico de oscilografia digital devem apresentar: (a) Descrição funcional (b) Disparo do registrador digital de perturbações (c) Sincronização de tempo (d) Requisitos de compatibilidade eletromagnética (e) Características dos sinais de entrada e saída (f) Capacidade de registro de ocorrências (g) Requisitos de comunicação (h) Requisitos mínimos de registro

12.8. 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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ANEXO 6 CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS GERAIS … · edital de leilÃo nº 02/2017-aneel anexo 6 – especificaÇÕes tÉcnicas gerais. vol. iii – pág. 1 de 77 . anexo