ANEXO 6D LOTE D 1 – Mapa eletrogeográfico de parte do sistema Nordeste. A Figura 2 apresenta o diagrama unifilar simplificado das instalações que são objeto dessa licitação

EDITAL DE LEILÃO NO 003/2006-ANEEL ANEXO 6D – LOTE D – LT IBICOARA – BRUMADO II – 230 KV

VOL. III - Fl. 366 de 725

ANEXO 6D

LOTE D

LINHA DE TRANSMISSÃO 230 kV IBICOARA – BRUMADO II

SUBESTAÇÃO IBICOARA – 500/230 kV E 230/138 kV

CARACTERÍSTICAS

E REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS

DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO



ÍNDICE 1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES.................................................................369

1.1 INTRODUÇÃO.....................................................................................................................369 1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL.............................................................................................................369 1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA ......................................................................................................370 1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS............................................................................................371 1.1.4 REQUISITOS GERAIS ...........................................................................................................371

1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO................................................................................................373 1.2.1 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS.................................................................................373 1.2.2 REQUISITOS ELÉTRICOS ......................................................................................................373 1.2.3 REQUISITOS MECÂNICOS .....................................................................................................376 1.2.4 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS...........................................................................................378

1.3 SUBESTAÇÕES ..................................................................................................................380 1.3.1 REQUISITOS GERAIS ...........................................................................................................380 1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS..........................................................................................381

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO..................................................386 1.4.1 GERAL..............................................................................................................................386 1.4.2 PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO...............................................................................387 1.4.3 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES/ AUTOTRANSFORMADORES .................................393 1.4.4 PROTEÇÃO DE BARRAS EXISTENTES DE 500 KV IBICOARA E DE 230 KV BRUMADO II .......................395 1.4.5 PROTEÇÃO DAS NOVAS BARRAS DE 230 E 138 KV DE IBICOARA...................................................395 1.4.6 PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR ...................................................................................396 1.4.7 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO.......................................................................................396

1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE........................................................................399 1.5.1 INTRODUÇÃO.....................................................................................................................399 1.5.2 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DAS INSTALAÇÕES.....................................................399 1.5.3 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS SUBESTAÇÕES...............................407 1.5.4 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE PELO ONS ..............................................................409 1.5.5 REQUISITOS DE DISPONIBILIDADE E AVALIAÇÃO DE QUALIDADE.....................................................412 1.5.6 REQUISITOS PARA TESTE DE CONECTIVIDADE DA(S) INTERCONEXÃO(ÕES)......................................416

1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL ..................................417 1.6.1 ASPECTOS GERAIS.............................................................................................................417 1.6.2 DESCRIÇÃO FUNCIONAL.......................................................................................................417 1.6.3 DISPARO DO REGISTRADOR DIGITAL DE PERTURBAÇÕES.............................................................418 1.6.4 SINCRONIZAÇÃO DE TEMPO..................................................................................................418 1.6.5 REQUISITOS DE COMPATIBILIDADE ELETROMAGNÉTICA...............................................................419 1.6.6 CARACTERÍSTICAS DOS SINAIS DE ENTRADA E SAÍDA..................................................................419 1.6.7 CAPACIDADE DE REGISTRO DE OCORRÊNCIAS ..........................................................................420 1.6.8 REQUISITOS DE COMUNICAÇÃO.............................................................................................420 1.6.9 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO.......................................................................................421

1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES .....................................423



1.7.1 REQUISITOS GERAIS ...........................................................................................................423 1.7.2 REQUISITOS PARA A TELEPROTEÇÃO ......................................................................................424 1.7.3 REQUISITOS PARA CANAIS DE VOZ ..........................................................................................425 1.7.4 REQUISITOS PARA TRANSMISSÃO DE DADOS.............................................................................426

1.8 DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESSE ANEXO TÉCNICO............................................................................................................................428

1.8.1 TENSÃO OPERATIVA............................................................................................................428 1.8.2 CRITÉRIOS PARA AS CON DIÇÕES DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO .................428 1.8.3 CRITÉRIOS PARA MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE ATERRAMENTO...............................................................................................................................431 1.8.4 CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE DISJUNTORES..................................................432

2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO.............................433

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ...............................................................433 2.1.1 RELATÓRIOS......................................................................................................................433

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES ..................................................................................................................................434

2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES....................................................................................434 2.3.1 SUBESTAÇÃO IBICOARA .......................................................................................................434 2.3.2 SUBESTAÇÃO BRUMADO II....................................................................................................434

3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO .............................................................................435

3.1 GERAL ...............................................................................................................................435

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL .........................................................................................435

4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS .....................................................436

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA............................................................................436

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES............................................................................436

4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO ..............................................................436 4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO...........................................................................................................436 4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS. .............................................................................437

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: ..................................................................438

5 CRONOGRAMA....................................................................................................................439

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A)..................................440

5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B) ...................................................441



1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

1.1 INTRODUÇÃO

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL

Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos da linha de transmissão em 230 kV Ibicoara – Brumado II, com 105 km, de extensão e instalações vinculadas, integrantes do Sistema de Transmissão da Região Nordeste. A Figura 1, a seguir, apresenta o diagrama eletrogeográfico da região.

Zebu

Narandiba

FunilFunilFunilFunilFunil

Pedra do CavaloPedra do CavaloPedra do CavaloPedra do CavaloPedra do Cavalo

ItapebiItapebiItapebiItapebiItapebi

USI Paulo Afonso IVUSI Paulo Afonso IVUSI Paulo Afonso IVUSI Paulo Afonso IVUSI Paulo Afonso IV

VeracelVeracelVeracelVeracelVeracel

Rio das ÉguasRio das ÉguasRio das ÉguasRio das ÉguasRio das Éguas

Juazeiro IIJuazeiro IIJuazeiro IIJuazeiro IIJuazeiro II

MatatuMatatuMatatuMatatuMatatu

OlindinaOlindinaOlindinaOlindinaOlindina

Senhor do Bonfim IISenhor do Bonfim IISenhor do Bonfim IISenhor do Bonfim IISenhor do Bonfim II

SapeaçuSapeaçuSapeaçuSapeaçuSapeaçuSanto Antônio de JesusSanto Antônio de JesusSanto Antônio de JesusSanto Antônio de JesusSanto Antônio de Jesus

TombaTombaTombaTombaTomba

US. FunilUS. FunilUS. FunilUS. FunilUS. Funil

U. ItapebiU. ItapebiU. ItapebiU. ItapebiU. Itapebi

Brumado IIBrumado IIBrumado IIBrumado IIBrumado II

Bom Jesus da Lapa IIBom Jesus da Lapa IIBom Jesus da Lapa IIBom Jesus da Lapa IIBom Jesus da Lapa IIBom Jesus da LapaBom Jesus da LapaBom Jesus da LapaBom Jesus da LapaBom Jesus da Lapa

BarreirasBarreirasBarreirasBarreirasBarreiras

Cícero DantasCícero DantasCícero DantasCícero DantasCícero Dantas

EunápolisEunápolisEunápolisEunápolisEunápolis

Governador MangabeiraGovernador MangabeiraGovernador MangabeiraGovernador MangabeiraGovernador Mangabeira

IbicoaraIbicoaraIbicoaraIbicoaraIbicoara

IrecêIrecêIrecêIrecêIrecê

MINAS GERAISMINAS GERAISMINAS GERAISMINAS GERAISMINAS GERAIS

BAHIABAHIABAHIABAHIABAHIA

TOCANTINSTOCANTINSTOCANTINSTOCANTINSTOCANTINS

PIAUÍPIAUÍPIAUÍPIAUÍPIAUÍMARANHÃOMARANHÃOMARANHÃOMARANHÃOMARANHÃO

GOIÁSGOIÁSGOIÁSGOIÁSGOIÁS

Figura 1 – Mapa eletrogeográfico de parte do sistema Nordeste.

A Figura 2 apresenta o diagrama unifilar simplificado das instalações que são objeto dessa licitação. O detalhamento desse empreendimento se encontra no relatório EPE/GET-NE-R2-001.2006 Estudos para Definição das Características Básicas da LT 230 kV Ibicoara-Brumado II – Março de 2006, disponibilizado na documentação de referência.



6DSHDoX,ELFRDUD

N9

%UXP DGR,,N9

N9

N9

N9

%RP - HVXVGD

/ DSD

0 9 $

[ 0 9 $

)XQLON9

N9

N9

6WR$QWRQLRGH- HVXV

Figura 2 – Diagrama Unifilar Simplificado do Lote D

1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA

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

TABELA 1 – LINHAS DE TRANSMISSÃO

Origem Destino Circuito km Ibicoara Brumado II Simples 230 kV 105

TABELA 2 – SUBESTAÇÕES

Subestação Tensão (kV) Empreendimentos principais 500 1 Conexão de autotransformador em arranjo de barramento tipo

disjuntor e meio 500 1 interligação de barras 500 (3+1) autotransformadores monofásicos de 100 MVA cada um de

relação 500/230 kV 230 1 Conexão de autotransformador em arranjo de barra dupla,

disjuntor simples a 4 chaves 230 2 Conexões de transformadores em arranjo de barra dupla,

disjuntor simples a 4 chaves

230 2 Transformadores trifásicos de 55 MVA cada um de relação 230/138 kV, com LTC.

230 1 Interligador de barras



138 2 Conexões de transformadores em arranjo de barra dupla, disjuntor simples a 4 chaves

Ibicoara

138 1 Interligador de barras Brumado II 230 1 Entrada de linha em arranjo de barra dupla, disjuntor simples a 4

chaves

A configuração básica supracitada se constitui na alternativa de referência. Os requisitos técnicos deste ANEXO 6D caracterizam o padrão de desempenho mínimo a ser atingido por qualquer solução proposta. Este desempenho deverá ser demonstrado mediante justificativa técnica comprobatória.

A utilização pelo empreendedor de outras soluções, que não a de referência, fica condicionada à demonstração de que a mesma apresente desempenho elétrico equivalente ou superior àquele proporcionado pela alternativa de referência.

No entanto, nesta proposta de configuração alternativa, a TRANSMISSORA NÃO tem liberdade para modificar:

• Níveis de tensão (somente CA);

• As localizações das subestações Ibicoara e Brumado II;

• Distribuição de fluxo de potência em regime permanente.

O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nas Tabelas 1 e 2. Estão incluídos no empreendimento os equipamentos terminais de manobra, proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, ainda que não expressamente indicados neste ANEXO 6D.

Nas subestações de Ibicoara e Brumado, a TRANSMISSORA deverá realizar obras de infraestrutura, descritas na Função Transmissão: Módulo Geral, Anexo da Resolução Normativa ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de 2005, necessárias à ampliação destas subestações entre outras, execução, adequação ou complementação de terraplenagem, malha de terra, e drenagem se necessário .

1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS

Os dados de sistema utilizados nos estudos em regime permanente e transitório, efetuados para a definição da configuração básica estão disponibilizados, conforme documentação relacionada no item 2.1 deste ANEXO 6D.

Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE, ANATEM e NH2.

Os dados relativos aos estudos de transitórios eletromagnéticos estão disponíveis no formato do programa ATP.

1.1.4 REQUISITOS GERAIS

O projeto e a construção das linhas de transmissão 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 e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da International Electrotechnical Commission IEC, American National Standards Institute ANSI ou National Electrical Safety Code NESC, nesta ordem de preferência, salvo onde expressamente indicado.



Os requisitos aqui estabelecidos aplicam-se ao pré-projeto, aos projetos básico e executivo bem como às fases de construção, manutenção e operação do empreendimento. Aplicam-se ainda ao projeto, fabricação, inspeção, ensaios e montagem de materiais, componentes e equipamentos utilizados no empreendimento.

É de responsabilidade da TRANSMISSORA obter os dados, inclusive os descritivos das condições ambientais e geomorfológicas da região de implantação, a serem adotados na elaboração do projeto básico, bem como nas fases de construção, manutenção e operação das instalações.

É de responsabilidade e prerrogativa da TRANSMISSORA o dimensionamento e especificação dos equipamentos e instalações de transmissão que compõem o Serviço Público de Transmissão, objeto desta licitação, de forma a atender este ANEXO 6D e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reserva.



1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO

1.2.1 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS

1.2.1.1 Parâmetros elétricos

A impedância vista dos terminais de cada trecho de linha de transmissão, composta por suas impedâncias e admitâncias de seqüências positiva e zero e também por seu grau de compensação série e/ou paralela, deve possibilitar que seu desempenho sistêmico seja similar ao da configuração básica, caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta dinâmica em um conjunto de situações em regime normal e sob contingências apresentados nos estudos documentados nos relatórios listados no item 2.

1.2.1.2 Capacidade de corrente

A linha de transmissão em 230 kV Ibicoara – Brumado II deve ter a capacidade operativa de longa duração informada pela EPE – Empresa de Pesquisa Energética, 753 A.

Com base na temperatura do projeto básico da linha de transmissão, o empreendedor deve disponibilizar uma capacidade operativa de curta duração, admissível durante condição de emergência, conforme regulamento da ANEEL.

A capacidade de corrente de longa duração corresponde ao valor de corrente de projeto da linha de transmissão e deve atender às diretrizes fixadas pela norma técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora. A capacidade de corrente de curta duração refere -se às condições de emergência estabelecidas na norma técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora.

1.2.2 REQUISITOS ELÉTRICOS

1.2.2.1 Definição da flecha máxima dos condutores

A linha de transmissão deve ser projetada de acordo com as prescrições da Norma Técnica NBR 5422, da ABNT, de forma a preservar, em sua operação, as distâncias de segurança nela estabelecidas. Devem ser previstas a circulação das capacidades de longa e de curta duração na linha de transmissão e a ocorrência simultânea das seguintes condições climáticas:

(a) temperatura máxima média da região;

(b) radiação solar máxima da região; e

(c) brisa mínima prevista para a região, desde que não superior a um metro por segundo.

Na operação em regime de longa duração, devem ser preservadas as distâncias de segurança correspondentes, estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT, e mantida a temperatura dos condutores igual ou inferior à temperatura de projeto.

Na operação em regime de curta duração, devem ser preservadas as distâncias de segurança correspondentes, estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT. As linhas de transmissão para cuja classe de tensão essa norma não estabeleça valores de distâncias de segurança devem ser projetadas segundo as prescrições contidas no NESC, em sua edição de 2002.

Em condições climáticas comprovadamente mais favoráveis do que as estabelecidas acima, a linha de transmissão pode ser solicitada a operar com carregamento superior à capacidade de longa ou



curta duração, desde que as distâncias de segurança, conforme definidas nos itens acima, sejam respeitadas.

Os acessórios, conexões e demais componentes que conduzem correntes deverão ser especificados com capacidade de condução de corrente correspondente àquela que resulte no limite térmico do condutor nas condições climáticas acima.

A linha de transmissão deve ser projetada de sorte a não apresentar óbices técnicos à instalação de monitoramento de distâncias de segurança, uma vez que, a qualquer tempo, pode vir a ser solicitada pela ANEEL sua implantação.

1.2.2.2 Capacidade de corrente dos cabos pára-raios

Nas condições climáticas estabelecidas no item 1.2.2.1, os cabos pára-raios – conectados ou não à malha de aterramento das subestações terminais e à resistência de pé de torre de cada estrutura – devem ser capazes de suportar, sem dano, durante o período de concessão da linha de transmissão, a circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em qualquer estrutura por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda. Deve-se considerar níveis de curto-circuito de 40 kA na subestação 500 kV e de 31,5 kA nas subestações de 230 kV e 138 kV.

1.2.2.3 Perda Joule nos cabos condutor e pára-raios

A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento da linha de transmissão deve ser igual ou inferior à da configuração básica, como segue:

§ Linha de Transmissão 230 kV Ibicoara – Brumado II, para freqüência nominal de 60 Hz e para a temperatura de 50 C, deve ser igual ou inferior à da configuração básica, de 0,0794 Ω/km.

A perda Joule nos cabos pára-raios deve ser inferior a 10% das perdas no cabo condutor para qualquer condição de operação.

1.2.2.4 Desequilíbrio

As linhas de transmissão de comprimento superior a 100 km devem ser transpostas com um ciclo completo de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total.

Caso a linha de transmissão não seja transposta, o desequilíbrio de tensão de seqüências negativa e zero deve estar limitado a 1,5%, em vazio e a plena carga.

1.2.2.5 Tensão máxima operativa

A tensão máxima operativa da linha de transmissão, mencionada nos itens subseqüentes, está limitada ao limite dos valores descritos na Tabela 3.

TABELA 3 – TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA

Classe de tensão [kV] Tensão máxima operativa [kV] 138 145 230 242 500 e 525 550



1.2.2.6 Coordenação de isolamento (a) Isolamento à tensão máxima operativa

Para dimensionar o isolamento da linha de transmissão para tensão máxima operativa deve-se considerar: • as características de contaminação da região, conforme classificação contida na

publicação IEC 815; • a distância específica de escoamento deve atender ao especificado nos itens 4 e 5

daquela norma, limitada a um mínimo de 14 mm/kV eficazes fase-fase; e • o balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento com período de retorno de, no

mínimo, 30 (trinta) anos.

Deve ser mantida a distância mínima para evitar descarga à tensão máxima operativa entre qualquer condutor da linha e objetos situados no limite da faixa de servidão, tanto para as condições sem vento como para as velocidades de vento e ângulos de balanço dos cabos e cadeias nas condições especificadas na NBR 5422.

(b) Isolamento para manobras

O risco de falha em manobras de energização e religamento deve estar limitado aos valores constantes da Tabela 4.

TABELA 4 - O RISCO MÁXIMO DE FALHA EM MANOBRAS DE EN ERGIZAÇÃO E RELIGAMENTO

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

Energização 10 – 3 10 – 4 Religamento 10 – 2 10 – 3

(c) Desempenho a descargas atmosféricas

Para o nível de 230 kV, o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser inferior ou, no máximo, igual a dois desligamentos por 100 km por ano.

Não poderá haver desligamentos por descargas atmosféricas diretas nos cabos condutores para o perfil de terreno predominante da região.

1.2.2.7 Emissão eletromagnética

Os efeitos tratados abaixo devem ser verificados à tensão máxima de operação da linha conforme Tabela 3.

(a) Corona visual A linha de transmissão, com seus cabos e acessórios, bem como as ferragens das cadeias de isoladores, quando submetida à tensão máxima operativa, não deve apresentar corona visual por 90% do tempo para as condições atmosféricas predominantes na região atravessada pela linha de transmissão.

(b) Rádio-interferência A relação sinal/ruído no limite da faixa de servidão, quando a linha de transmissão estiver submetida à tensão máxima operativa, deve ser, no mínimo, igual a 24 dB, para 50% do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deve ser o nível mínimo de sinal na região atravessada pela linha de transmissão, conforme norma DENTEL ou sua sucedânea.



(c) Ruído audível

O ruído audível no limite da faixa de servidão, quando a linha de transmissão estiver submetida à tensão máxima operativa, deve ser, no máximo, igual a 58 dBA em qualquer uma das seguintes condições não simultâneas: durante chuva fina (<0,00148 mm/min); ou durante névoa de 4 (quatro) horas de duração; ou durante os primeiros 15 (quinze) minutos após a ocorrência de chuva.

(d) Campo elétrico

Quando a linha de transmissão estiver submetida à tensão máxima operativa, o campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão deve ser inferior ou igual a 5,0 kV/m.

Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos.

(e) Campo magnético

O campo magnético na condição de carregamento máximo e no limite da faixa de servidão deve ser inferior ou igual a 67 A/m, equivalente à indução magnética de 83 µT.

Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos.

1.2.3 REQUISITOS MECÂNICOS

1.2.3.1 Confiabilidade

O projeto mecânico da linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60826 – International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines.

O nível de confiabilidade do projeto eletromecânico, expresso pelo período de retorno do vento extremo, deve ser compatível com um nível intermediário entre os níveis 2 e 3 preconizados na IEC 60826. Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 150 anos para linha de transmissão de tensão nominal igual ou inferior a 230 kV.

1.2.3.2 Parâmetros de vento

Para o projeto mecânico de uma linha de transmissão, os carregamentos oriundos da ação do vento nos componentes físicos da linha de transmissão devem ser estabelecidos a partir da caracterização probabilística das velocidades de vento da região, com tratamento diferenciado quanto ao tipo de tormenta: tormentas frontais (EPS – extended pressure systems) e tormentas elétricas (TS – thunderstorms) para as regiões onde esses fenômenos são previstos.

Os parâmetros explicitados a seguir devem ser obtidos a partir de dados fornecidos por estações anemométricas selecionadas adequadamente para caracterizar a região atravessada pela linha de transmissão:

(a) Média e coeficiente de variação (em porcentagem) das séries de velocidades máximas anuais de vento a 10 m de altura, com tempos de integração da média de 3 (três) segundos e 10 (dez) minutos.

(b) Velocidade máxima anual de vento a 10 m de altura, com período de retorno correspondente ao vento extremo, como definido no item 1.2.3.1, e tempos de integração para o cálculo da média de 3 (três) segundos e 10 (dez) minutos. Se o número de anos da série de dados de



velocidade for pequeno, na estimativa da velocidade máxima anual deve ser adotado, no mínimo, um coeficiente de variação compatível com as séries mais longas de dados de velocidades de ventos medidas na região.

(c) Coeficiente de rajada para a velocidade do vento a 10 m de altura, referenciado ao tempo de integração da média de 10 (dez) minutos.

(d) Coeficiente de rugosidade do terreno do local das medições.

1.2.3.3 Cargas mecânicas sobre os cabos.

O cabo deve ser dimensionado para suportar três estados de tracionamento - básico, de tração normal e de referência -, definidos a partir da combinação de condições climáticas e de idade do cabo como se segue.

(a) Estado básico

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

• Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial deve ser limitada a 50 % da tração de ruptura do cabo.

• Para condições de vento extremo, como definido no item 1.2.3.1, a tração axial deve ser limitada a 70 % da tração de ruptura do cabo.

(b) Estado de tração normal (EDS everyday stress)

• No assentamento final, à temperatura média, sem vento, o nível de tracionamento médio dos cabos deve atender ao indicado na norma NBR 5422. Além disso, deve ser compatível com o desempenho mecânico no que diz respeito à fadiga ao longo da vida útil da linha de transmissão conforme será abordado no item 1.2.3.4.

(c) Estado de referência

• A distância mínima do condutor ao solo deve ser verificada sem considerar a pressão de vento atuante.

1.2.3.4 Fadiga mecânica dos cabos

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

É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a elaboração de estudos, o desenvolvimento e a aplicação de sistema de amortecimento para prevenção de vibrações eólicas e efeitos relacionados com a fadiga dos cabos, de forma a garantir que estes não estejam sujeitos a danos ao longo da vida útil da linha de transmissão.

A solicitação aos cabos deve ser dimensionada de forma compatível com seu tipo e sua formação.

1.2.3.5 Cargas mecânicas sobre as estruturas

O projeto mecânico de uma linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60826. Além das hipóteses previstas na IEC, é obrigatória a introdução de hipóteses de carregamento que reflitam tormentas elétricas. Devem ser previstas necessariamente as cargas a que as estruturas estarão submetidas nas condições mais desfavoráveis de montagem e manutenção, inclusive em linha viva.



Para o caso de uma linha de transmissão construída com estruturas metálicas em treliça, as cantoneiras de aço-carbono ou microligas laminadas a quente devem obedecer aos requisitos de segurança estabelecidos na Portaria nº 243 do Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial – INMETRO, publicada no Diário Oficial da União, de 17 de dezembro de 2002.

1.2.3.6 Fundações

No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura a suas fundações devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Essas solicitações, calculadas com as cargas de projeto da torre, considerando suas condições particulares de aplicação – vão gravante, vão de vento, ângulo de desvio, fim de linha de transmissão e altura da torre, passam a ser consideradas cargas de projeto das fundações.

As fundações de cada estrutura devem ser projetadas estrutural e geotecnicamente de forma a adequar todos os esforços resultantes de cada torre às condições específicas de seu próprio solo de fundação.

As propriedades físicas e mecânicas do solo de fundação de cada estrutura devem ser determinadas de forma reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo. Tal determinação deve ser realizada a partir das seguintes etapas:

• Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da linha com a conseqüente elaboração do plano de investigação geotécnica.

• Estabelecimento dos parâmetros geomecânicos a partir do reconhecimento do subsolo com a caracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativa e quantitativamente

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

No cálculo das fundações, devem ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que influenciem o estado do solo de fundação, seja no aspecto de sensibilidade, de expansibilidade, seja de colapsividade, levando-se em conta a sazonalidade..

A definição do tipo de fundação, bem como o seu dimensionamento estrutural e geotécnico, deve considerar os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade de suporte do solo à compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica.

1.2.4 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS

1.2.4.1 Descargas atmosféricas

Os cabos pára-raios de qualquer tipo e formação devem ter desempenho mecânico frente a descargas atmosféricas igual ou superior ao do cabo de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8”.

Todos os elementos sujeitos a descargas atmosféricas diretas da super-estrutura de suporte dos cabos condutores e cabos pára-raios, incluindo as armações flexíveis de estruturas tipo Cross-Rope, Trapézio ou Chainette, não devem sofrer redução da suportabilidade mecânica original após a ocorrência de descarga atmosférica. As cordoalhas de estruturas estaiadas mono-mastro ou V protegidas por cabos pára-raios estão isentas deste requisito.



1.2.4.2 Corrosão eletrolítica

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

1.2.4.3 Corrosão ambiental

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



1.3 SUBESTAÇÕES


1.3.1.1 Informações básicas

A TRANSMISSORA deve desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição das características e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que os mesmos serão conectados ao sistema existente.

Todos os equipamentos devem ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado.

Nas subestações, a configuração básica deve contemplar equipamentos com características elétricas básicas similares ou superiores às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos listados no item 2. O dimensionamento dos novos equipamentos deve considerar as atuais e futuras condições a serem impostas pela configuração prevista pelo planejamento da expansão do Sistema Interligado da Região Nordeste.

Devem ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações das subestações existentes Ibicoara e Brumado II, conforme especificado nos documentos listados no item 2.

Nas subestações Ibicoara e Brumado II, a TRANSMISSORA deve considerar a necessidade, entre outras, da execução, adequação ou complementação de terraplenagem, malha de terra, drenagem superficial e construção de cercas delimitadoras na área de ampliação destas subestações.

1.3.1.2 Arranjo de barramentos

O arranjo de barramentos da Subestação 500 kV Ibicoara é do tipo barra dupla em anel com previsão de evoluir para disjuntor e meio – DJM. O arranjo de barramentos da Subestação Brumado II é barra de operação com barra de transferência, com possibilidade de evoluir para barra dupla, disjuntor simples a 4 chaves. A nova conexão à Subestação 500 kV Ibicoara deve atender à configuração acima mencionada. A nova conexão à Subestação 230 kV Brumado II deve ser do tipo barra dupla, disjuntor simples a 4 chaves.

1.3.1.3 Capacidade de corrente

(a) Corrente em regime Permanente

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

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.

Os equipamentos das entradas de linha devem suportar valor de corrente correspondente ao limite térmico dos condutores (temperatura do condutor 90ºC) da respectiva linha de transmissão, nas condições climáticas indicadas no item 1.2.2.1. Ao valor de corrente devem ser acrescentadas margens de segurança em função da circulação de correntes harmônicas e de sobrecargas definidas nas normas aplicáveis.



Para o dimensionamento dos equipamentos deve ser considerado que indisponibilidades de equipamentos podem submeter os remanescentes a valores de correntes superiores aos da condição acima especificada.

(b) Capacidade de curto-circuito

Os equipamentos e demais instalações das Subestações Ibicoara e Brumado II devem suportar nível de curto-circuito de 40 kA em 500 kV e 31,5 kA para os níveis de 230 kV e 138 kV.

(c) Sistema de Aterramento

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

1.3.1.4 Suportabilidade

(a) Tensão em regime permanente

O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos para a condição de operação em regime permanente deve considerar o valor máximo de tensão de 145 kV para a tensão 138 kV, de 242 kV para a tensão 230 kV e de 550 kV para 500 e 525 kV.

(b) Isolamento sob poluição

As instalações devem ser isoladas de forma a atender, sobretensão operativa máxima, às características de poluição da região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815 – Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions.

(c) Proteção contra descargas atmosféricas

O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deve ser dimensionado de forma a assegurar um risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 anos.

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

Caso existam edificações, as mesmas devem atender às prescrições da Norma Técnica NBR5419.

1.3.1.5 Efeitos de campos

(a) Efeito corona

Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não devem apresentar efeito corona visual em 90 % do tempo para as condições atmosféricas predominantes na região da subestação. A tensão mínima fase-terra eficaz para início e extinção de corona visual a ser considerada no projeto para os pátios em 500 kV é de 350 kV e para os pátios 230 kV é de 161 kV.

(b) Rádio interferência

O valor da tensão de rádio interferência externa à subestação não deve exceder 2.500 µV/m a 1.000 kHz, com 1,1 vezes a tensão nominal do sistema.

1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS

1.3.2.1 Disjuntores



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

(b) O tempo máximo de interrupção para disjuntores de classe de tensão igual ou superior a 345 kV deve ser de 2 ciclos e para os de 230 kV, de 3 ciclos.

(c) Os disjuntores devem ser capazes de efetuar as operações de manobra listadas no item 1.8.4.

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

(e) Caberá à nova TRANSMISSORA fornecer disjuntores com resistores de pré-inserção, quando necessário.

(f) O disjuntor deve manobrar linhas a vazio sem reacendimento do arco.

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

(h) 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. Em caso de disjuntores localizados nas proximidades de usinas geradoras que possam acarretar a ocorrência de “zeros atrasados”, o disjuntor deve ser capaz de interromper nestas condições a corrente de defeito;

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

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

(k) Os disjuntores utilizados na manobra de reatores devem ser capazes de abrir pequenas correntes indutivas.

1.3.2.2 Secionadoras, lâminas de terra e chaves de aterramento

Estes equipamentos devem atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas no item 1.8.3.

As lâminas de terra e chaves de aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 62271-102.

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

1.3.2.3 Pára-raios

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

1.3.2.4 Transformadores de corrente e potencial



As características dos transformadores de corrente e potencial, como: número de secundários, relações de transformação, carga, exatidão, etc., devem satisfazer as necessidades dos sistemas de proteção e de medição das grandezas elétricas e medição de faturamento, quando aplicável.

Os transformadores de corrente devem ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e os de potencial devem ter enrolamentos secundários individuais e serem próprios para instalação externa.

Os núcleos de proteção dos transformadores de corrente devem possuir classe de desempenho TPY ou TPZ, conforme estabelecido na Norma IEC 44-6 1992 (Instrument transformers - part 6: Requirements for protective current transformers for transient performance), considerando a constante de tempo primária (relação X/R) do ponto de instalação e o ciclo de religamento previsto, para que esses núcleos não saturem durante curtos-circuitos e religamentos rápidos

1.3.2.5 Unidades Transformadoras de Potência

Deve ser prevista a instalação inicial de um banco trifásico formado por autotransformadores monofásicos de 500/v3 kV para 230/v3 kV e potência de 300 MVA (3 x 100 MVA), mais uma unidade monofásica reserva de 100 MVA, na Subestação Ibicoara. Deve ser prevista também a instalação inicial de dois bancos trifásicos de 230 kV para 138 kV e potência de 55 MVA cada banco, na Subestação Ibicoara. As unidades transformadoras devem possuir estágios de refrigeração capazes de atender os procedimentos para aplicação de cargas estabelecidos na norma ABNT NBR 5416.

(a) Potência Nominal

A potência nominal do autotransformador 500/230 kV da Subestação Ibicoara é de 300 MVA (3 x 100 MVA) e dos transformadores trifásicos 230/138 kV da Subestação Ibicoara é de 55 MVA cada, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tape especificado.

(b) Comutação

O comutador de derivação em carga deve ser projetado, fabricado e ensaiado de acordo com a publicação IEC-214 On Load Tap Changers.

Os transformadores devem ser providos de comutadores de derivação em carga. A TRANSMISSORA definirá o enrolamento onde serão instalados os comutadores, cuja atuação deve ser no sentido de controlar a tensão no barramento 138 kV.

Deve ser especificada a faixa de derivações de tape de no mínimo ± 10% da tensão nominal, em degraus de 0,8625 kV, sendo um tape central e 32 derivações adicionais, 16 para cima e 16 para baixo.

(c) Condições operativas

Os transformadores devem ser capazes de operar nas condições de sobrecarga estabelecidas na NBR 5416 e na Resolução Normativa ANEEL nº 191, de 12.12.2005.

Os transformadores devem ser capazes de operar com as suas potências nominais, em regime permanente, para toda a faixa operativa de tensão da rede básica, tanto no primário quanto no secundário, com ou sem comutadores de derivações, sejam eles em carga ou não. Caso os transformadores possuam comutadores de derivações, em carga ou não, eles devem poder operar para a referida faixa operativa, em todas as posições dos comutadores.



Deve ser possível energizar as unidades transformadoras sem restrições, tanto pelo enrolamento primário quanto pelo secundário, para toda a faixa de tensão operativa.

As unidades transformadoras devem ser adequadas para operação em paralelo nos terminais 230 kV e 138 kV.

Cada unidade transformadora de potência deve ser capaz de suportar o perfil de sobreexcitação em vazio a 60 Hz, de acordo com a Tabela 5, em qualquer derivação de operação.

TABELA 5 - SOBREEXCITAÇÃO EM VAZIO A 60 HZ, EM QUALQUER DERIVAÇÃO

Período (segundos) Tensão de derivação (pu)

10 1,35

20 1,25

60 1,20

480 1,15

(d) Impedâncias

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. Estes estudos devem ser detalhados pela TRANSMISSORA quando da execução do projeto básico, observando-se, no entanto, o valor de impedância máxima de 14 % na base nominal das unidades transformadoras, salvo quando indicado pelos estudos. Os valores de impedância devem estar referenciados à temperatura de 75 °C.

(e) Perdas

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

(f) Ligação dos enrolamentos

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

(g) Nível de ruído

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

(h) Unidade reserva

Deverá ser prevista a instalação de unidades reservas, quando indicado na configuração básica.

1.3.2.6 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.

1.3.2.7 Equipamentos localizados em entradas de linhas

Equipamentos localizados nas extremidades de linha e que possam ficar energizados após a manobra da mesma no terminal em vazio, tais como reatores de linha, disjuntores, secionadores e transformadores de potencial, deverão ser dimensionados para suportar por uma hora as sobretensões à freqüência industrial de acordo com a Tabela 6 abaixo:

TABELA 6 – TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL NA EXTREMIDADE DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO APÓS MANOBRA (KV)

Tensão nominal Tensão sustentada 230 253



1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

1.4.1 GERAL

Cada equipamento primário, exceção feita aos barramentos, deve ser protegido por, no mínimo, dois conjuntos de proteção completamente independentes. Acrescenta-se, quando aplicável, a proteção própria ou intrínseca dos equipamentos.

Os sistemas de proteção são identificados como:

(a) Proteção principal e proteção alternada - quando as mesmas forem funcionalmente idênticas;

(b) Proteção unitária e proteção de retaguarda - quando as mesmas forem funcionalmente diferentes.

Os sistemas de proteção devem ser constituídos, obrigatoriamente, de equipamentos discretos e dedicados para cada componente da instalação (transformador, barramento etc) e linhas de transmissão, podendo os mesmos ser do tipo multifunção.

Todos os relés de proteção deverão utilizar tecnologia digital numérica.

Os sistemas de proteção deverão ser integrados no nível da instalação, permitindo o acesso local e remoto aos ajustes, registros de eventos, grandezas de entrada e outras informações pertinentes de cada um dos sistemas ou relés de proteção. A arquitetura e protocolos utilizados não devem impor restrições à integração de novos equipamentos, nem à operação da instalação.

Todos os equipamentos e sistemas digitais devem possuir automonitoramento e autodiagnóstico, com bloqueio automático de atuação por defeito, sinalização local e remota de falha ou defeito.

Todos os sistemas de proteção devem admitir a falha ou defeito de um componente sem que isto acarrete a degradação do seu desempenho final.

Os transformadores de corrente deverão ser dispostos na instalação de forma a permitir a superposição de zonas de proteções unitárias de equipamentos primários adjacentes.

A proteção dos equipamentos deve ser concebida de maneira a não depender de proteção de retaguarda remota no sistema de transmissão. Nos casos de barramentos é admitida, excepcionalmente, proteção de retaguarda remota quando da indisponibilidade de sua única proteção.

Os conjuntos de proteção principal e alternada (ou unitária e de retaguarda) deverão ser alimentados por bancos de baterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independentes, além de possuírem independência a nível físico de painel, fonte auxiliar e todo e qualquer recurso que possam compartilhar.

As proteções deverão possuir saídas para acionar disjuntores com dois circuitos de disparo independentes e para acionamento monopolar e/ ou tripolar.

As informações de corrente e tensão para cada sistema de proteção (principal e alternada ou unitária e de retaguarda) deverão ser obtidas de núcleos independentes de transformadores de corrente e de secundários diferentes de transformadores de potencial.

As proteções alimentadas por transformadores de potencial devem possuir supervisão de tensão para bloqueio de operação indevida e alarme por perda de potencial.



Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos esquemas dos conjuntos de proteção, teleproteção, religamento automático e sincronismo, de forma a indicar qualquer anormalidade que possa implicar em perda da confiabilidade operacional do sistema de proteção.

Todos os sistemas de proteção e equipamentos associados deverão atender às normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instalação em subestações de Extra Alta Tensão (EAT).

Os Sistemas de Proteção devem atender aos requisitos existentes de sensibilidade, seletividade, rapidez e confiabilidade operativa, de modo a não deteriorar o desempenho do sistema elétrico em condições de regime ou durante perturbações.

1.4.2 PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO

Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios, instalados em todos os terminais da linha de transmissão, necessários e suficientes para a detecção e eliminação de todos os tipos de faltas (envolvendo ou não impedância de faltas) e outras condições anormais de operação na linha de transmissão, realizando a discriminação entre faltas internas e externas à linha protegida.

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

Cada terminal de linha de transmissão deve ser equipado com dois conjuntos independentes de proteção, do tipo proteção principal e proteção alternada, totalmente redundantes, cada um deles provendo completa proteção unitária e de retaguarda, ambos adequados para a proteção da linha de transmissão em que forem instalados.

O sistema de proteção deve ser seletivo e adequado para a detecção e eliminação de todo tipo de falta ao longo da linha de transmissão.

As proteções unitárias ou restritas, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada, devem ser capazes de realizar, individualmente e independentemente, a detecção e eliminação de faltas entre fases e entre fase e a terra para 100 % da extensão da linha protegida, sem retardo de tempo intencional.

O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas, incluindo o tempo de abertura dos disjuntores de todos os terminais da linha e da teleprote ção, não deve exceder a 100 ms.

Os conjuntos de proteção principal e alternada devem permitir a correta seleção das fases defeituosas para comandar o desligamento do disjuntor de forma mono ou tripolar. É vedada a utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero para a seleção de fases.

No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as seguintes funções e características:

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

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

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



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

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

• Esquema permissivo de transferência de disparo por subalcance (PUTT);

• Esquema permissivo de transferência de disparo por sobrealcance (POTT);

• Esquema de desbloqueio por comparação direcional (DCU);

• Esquema de bloqueio por comparação direcional (DCB);

• Esquema de transferência de disparo direta (DUTT).

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

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

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

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

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

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

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

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

• Elementos de medição para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra (21/21N) com, pelo meno s, três zonas diretas e uma reversa. As unidades de medição deverão apresentar sobrealcance transitório máximo de 5 % para defeitos sólidos com máxima componente exponencial;

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

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




No caso de terminais conectados a barras com arranjos do tipo disjuntor e meio ou em anel, deve ser prevista lógica para proteção do trecho da linha que permanecer energizado quando a respectiva chave isoladora estiver aberta (linha fora de serviço), estando o(s) disjuntor(es) da linha fechado(s) (“stub bus protection”).

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

As proteções principal e alternada devem possuir esquema para disparo por perda de sincronismo (78) baseada na taxa de variação no tempo da impedância medida, com as seguintes características:

• ajustes das unidades de impedância e do temporizador independentes;

• seleção do modo de disparo na entrada (trip on way in) ou na saída (trip on way out) da característica de medição; e

• bloqueio do disparo para faltas assimétricas, preferencialmente por corrente de seqüência de fase negativa.

Todo terminal de linha de transmissão deve possuir proteção principal e alternada para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado, com ajustes independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal.

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

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

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

1.4.2.2 Proteção Unitária e Proteção de Retaguarda - Linha de Transmissão em 230 kV

Cada terminal de linha de transmissão deve ser equipado com dois conjuntos independentes de proteção do tipo proteção unitária e proteção de retaguarda, adequadas para a proteção da linha de transmissão em que for instalada.

O sistema de proteção deve ser seletivo e adequado para a detecção e eliminação de todo tipo de falta ao longo da linha de transmissão.

O conjunto de proteção unitária deve ser capaz de realizar, individualmente e independentemente, a eliminação de faltas entre fases e entre fases e terra, para 100 % da extensão da linha de transmissão protegida, sem retardo de tempo adicional.

O conjunto de proteção de retaguarda deve ser capaz de realizar, individualmente e independentemente, a eliminação de faltas entre fases e entre fases e terra, sem retardo de tempo intencional, para a maior extensão possível da linha de transmissão protegida, considerando os limites de exatidão dos ajustes dos relés e outras características da linha de transmissão.



O tempo total de eliminação de faltas pela proteção unitária não deve exceder a 150 milissegundos. A proteção de retaguarda deve permitir a eliminação de todos os tipos de faltas, mantida a coordenação com as proteções dos equipamentos adjacentes.

Os conjuntos de proteção unitária e retaguarda devem permitir a seleção para comandar o desligamento de forma mono ou tripolar.

• É vedada a utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero para a seleção de fases.

Em caso de opção pela utilização de proteções principal e alternada nestes níveis de tensão, deverão ser aplicados os requisitos do item 1.4.2.1.

No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as seguintes funções e características:

• Elementos de medição para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra (21/21N) com, pelo menos três zonas diretas e uma reversa e temporizadores independentes para cada zona. As unidades de medição deverão apresentar sobrealcance transitório máximo de 5 % para defeitos sólidos com máxima componente expone ncial;

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

• Permitir a adequada eliminação de faltas que ocorram durante a energização da linha de transmissão, mesmo quando a alimentação de potencial para a proteção seja proveniente de divisor capacitivo de potencial instalado na linha de transmissão (“line pick-up”);


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

• Esquema permissivo de transferência de disparo por subalcance (“PUTT”);

• Esquema permissivo de transferência de disparo por sobrealcance (“POTT”);

• Esquema de desbloqueio por comparação direcional (“DCU”);

• Esquema de bloqueio por comparação direcional (“DCB”);

• Esquema de transferência de disparo direto (“DUTT”).

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

• A determinação da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar em conta o sistema de telecomunicação previsto, o número de terminais da linha de transmissão, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento da linha de transmissão, a existência de acoplamentos magnéticos com outras linhas de transmissão e a existência ou não de compensação série na linha de transmissão;

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



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

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

• No esquema de transferência direta de disparo (DUTT) deve ser previsto recurso para permitir o desligamento do disjuntor remoto, quando ocorrer falha de algum canal de telecomunicação (lógica para operação monocanal);

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

A proteção de retaguarda deve ser gradativa, composta por relés de distância para fases e para fase-terra (21/21N), complementada por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N), atendendo aos mesmos requisitos dos relés de distância da proteção principal.

No caso de utilização de relés de distância para as proteções unitárias e de retaguarda, as unidades instantâneas da proteção de retaguarda, em conjunto com as unidades em sobrealcance da proteção de retaguarda do outro terminal, podem ser utilizadas para formar um esquema de teleproteção, compartilhando o mesmo equipamento de telecomunicação exigido para a proteção unitária.

Quando necessário ou aplicável, o desligamento em um terminal da linha de transmissão deve gerar um sinal a ser transferido para o terminal remoto, via esquema de transferência direta de disparo, para efetivar o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto. A lógica da recepção deverá discriminar os desligamentos para os quais é desejado o religamento da linha de transmissão daqueles para os quais o religamento deve ser bloqueado.

Todo terminal de linha de transmissão deve possuir proteção para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal:

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

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

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

1.4.2.3 Esquemas de religamento

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

(a). Requisitos gerais

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



Na posição “tripolar” qualquer ordem de disparo iniciada por proteção deverá desligar os três pólos do disjuntor e iniciar automaticamente o religamento tripolar.

Na posição “monopolar”, o desligamento e o religamento dos dois terminais da linha deverão ser monopolares para curtos-circuitos fase-terra e tripolares para os demais tipos de curtos-circuitos.

Caso não haja sucesso no ciclo de religamento o desligamento deverá ser tripolar (por exemplo: curto-circuito permanente).

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

Os relés de religamento deverão possuir temporizadores independentes com possibilidade de ajuste de tempo morto, para religamento monopolar e tripolar.

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

A proteção a ser fornecida deverá ter meios para, opcionalmente, realizar o religamento automático somente quando da ocorrência de curtos–circuitos monofásicos internos.

O esquema de verificação de sincronismo deve supervisionar todo comando de fechamento tripolar de disjuntores, sendo composto por unidade de verificação de sincronismo e por unidades de subtensão e sobretensão.

(b). Esquema de religamento tripolar

Os esquemas de religamento automático tripolar são para atuação exclusiva após a eliminação de faltas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser iniciados quando de aberturas manuais de disjuntores, operação de funções de proteção temporizadas, operação do Sistema Especial de Proteção, falhas em barras, falhas em disjuntores, recepção de transferência de disparo contínuo do terminal remoto, atuação das proteções de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo ou, quando for o caso, por atuações das proteções dos reatores de linha ou transformadores.

Qualquer um dos terminais da linha de transmissão poderá ser selecionado para ser o primeiro terminal a religar (“LÍDER“), e deverá religar depois de transcorrido o tempo morto. O outro terminal (“SEGUIDOR”) deverá ser religado por meio de um relé verificador de sincronismo. Para permitir a seleção do terminal que será religado em primeiro lugar, ambos os terminais deverão ser equipados com esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo.

O terminal “LÍDER” deverá religar somente se não houver tensão na linha. O terminal “SEGUIDOR” deverá religar somente após a verificação de sincronismo e havendo nível de tensão adequado do lado da linha de transmissão. O relé de verificação de sincronismo deverá monitorar o ângulo e o escorregamento entre as tensões a serem sincronizadas.

(c). Esquema de religamento monopolar

Os esquemas de religamento automático monopolar são para atuações exclusivas após a eliminação de faltas fase-terra por proteções de alta velocidade ou instantâneas. Estes esquemas de religamento automático não deverão ser iniciados pelas mesmas funções descritas no item anterior.



As proteções deverão ser dotadas de esquemas de seleção de fases adequados a cada aplicação para prover a abertura monopolar para os defeitos monofásicos internos à linha de transmissão. Em caso de utilização de proteções de distância, as unidades de seleção de fases utilizadas deverão ser independentes das unidades de partida e medida da proteção.

Durante o período de operação com fase aberta imposto pelo tempo morto do religamento monopolar, deverão ser bloqueadas as funções direcionais de sobrecorrente de seqüências negativa e zero de alta sensibilidade, associadas a esquemas de teleproteção baseados em lógicas de sobrealcance, caso necessário. Durante este período de tempo, qualquer ordem de disparo para o disjuntor como, por exemplo, vinda das outras fases, deverá ser tripolar, cancelando o religamento da linha de transmissão.

(d). Relés verificadores de sincronismo

Os relés verificadores de sincronismo utilizados nos esquemas de religamento tripolar deverão permitir o ajuste do tempo de religamento, considerando a contagem de tempo desde a abertura do disjuntor e incluindo os tempos mortos típicos para a respectiva classe de tensão. Além disso, deverão possibilitar ajustes da diferença de tensão, defasagem angular, diferença de freqüência e permitir a seleção das seguintes condições para fechamento do disjuntor:

• barra viva - linha morta;

• barra morta - linha viva;

• barra viva – linha viva; e

• barra morta - linha morta.

1.4.3 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES/ AUTOTRANSFORMADORES

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

1.4.3.1 Transformadores/autotransformadores com tensão nominal igual ou superior a 345 kV

Os transformadores devem dispor de três conjuntos de proteção:

• Proteção principal;

• Proteção alternada;

• Proteção intrínseca.

O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores associados ao autotransformador pelas proteções unitárias, não deve exceder a 120 milissegundos.

As funções diferenciais dos conjuntos de proteção Principal e Alternada devem utilizar os transformadores de corrente localizados nas buchas e a outra os transformadores de corrente externos, respectivamente (se superpondo com as proteções dos barramentos adjacentes).

As proteções unitárias integrantes dos conjuntos de proteção Principal e Alternada devem possuir as seguintes funções e características:



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

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

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

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

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

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

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

A proteção intrínseca deve possuir as seguintes funções e características:

• Proteção por acúmulo ou detecção de gás, (tipo Buchholz ou similar, 63), pressão súbita de óleo ou gás (válvula de segurança ou similar, 63V), ambas promovendo o desligamento do autotransformador através de relé de bloqueio (86T);

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

1.4.3.2 Transformadores/autotransformadores com tensão nominal inferior a 345 kV

O transformador/autotransformador deve dispor de três conjuntos de proteção:

• Proteção unitária;

• Proteção de retaguarda;

• Proteção intrínseca.

O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores associados ao transformador pelas proteções unitárias, não deve exceder a 150 milissegundos.

A proteção unitária deve possuir as seguintes funções e características:

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

• A proteção unitárias deve atuar sobre relé de bloqueio (86T), para comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador.



A proteção de retaguarda deve possuir as seguintes funções e características atuando nos disjuntores através de relés de disparo de alta velocidade:

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

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

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

A proteção intrínseca deve possuir as seguintes funções e características:

• Proteção por acúmulo ou detecção de gás (tipo Buchholz ou similar, 63), pressão súbita de óleo ou gás (válvula de segurança ou similar, 63V), ambas promovendo o desligamento do transformador através de relé de bloqueio (86T);

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

1.4.4 PROTEÇÃO DE BARRAS EXISTENTES DE 500 KV IBICOARA E DE 230 KV BRUMADO II

Deverão ser previstos os equipamentos e esquemas associados necessários à integração da nova entrada de autotransformador ao esquema de proteção diferencial de barras existente na subestação 500 kV de Ibicoara.

Para a subestação 230 kV de Brumado II a proteção diferencial de barra deverá ser trocada uma vez que a proteção existente não comporta essa ampliação. Os requisitos do item 1.4.5 deverão ser atendidos pela nova proteção de barras.

Deverão ser utilizados núcleos de transformador de corrente independentes e dedicados para cada proteção diferencial, sendo vedada a utilização de transformadores de corrente auxiliares.

1.4.5 PROTEÇÃO DAS NOVAS BARRAS DE 230 E 138 KV DE IBICOARA

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

O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas no barramento não deve ser superior a 150 ms para os barramentos com nível de tensão igual ou inferior a 230 kV, incluindo o tempo de operação do relé de proteção de barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores.

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

As proteções dos barramentos devem ser estáveis (não atuar) para faltas externas aos barramentos, mesmo quando ocorra a saturação de transformador de corrente.

As proteções dos barramentos não devem operar indevidamente no caso de abertura de circuito secundário de transformador de corrente, sinalizando este tipo de ocorrência.



Deve ser seletiva, desligando apenas os disjuntores conectados à seção defeituosa do barramento, mesmo no caso de arranjos de barramento com configuração variável por manobra de seccionadoras.

A proteção do barramento deve atuar nos disjuntores através de relés auxiliares rápidos e em relés de bloqueio (86B), para bloquear o fechamento dos mesmos.

1.4.6 PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR

Todo disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor, consistindo de relés detectores de corrente, temporizadores e relés de bloqueio, com as seguintes características:

• Partida pela atuação de todas as proteções que atuam sobre o disjuntor protegido;

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

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

• Possuir sensores ajustáveis de sobrecorrente de fases e terra, ajustáveis e temporizadores ajustáveis.

O tempo total para a eliminação de faltas pela proteção para falha de disjuntores não deve ser superior a 250 ms, para o nível de tensão igual ou superior a 345 kV, e 300 ms para o nível de tensão inferior a 345 kV.

Os sistemas de proteção para falha de disjuntores associados a equipamentos tais como autotransformadores e reatores, devem permitir a inicialização por meio de sinais da operação de proteções mecânicas ou referentes a outras faltas, onde não existam níveis de corrente suficientes para sensibilizar as unidades de supervisão de sobrecorrente do esquema de falha de disjuntor. Nestes casos, devem ser previstas lógicas de paralelismo entre os contatos representativos de estado dos disjuntores e os contatos das unidades de supervisão de corrente, de forma a viabilizar a atuação do esquema de falha de disjuntor para todos os tipos de defeitos, inclusive aqueles não capazes de sensibilizar os relés de supervisão de corrente do referido esquema.

A proteção para falha de disjuntores deve comandar a abertura do menor número de disjuntores adjacentes ao disjuntor defeituoso, suficientes para a eliminação da falha, promovendo, quando necessário, a transferência de disparo direta para o disjuntor do terminal remoto.

A proteção de falha de disjuntor deverá ser dedicada e possibilitar a integração aos esquemas de falha de disjuntores existentes.

No caso de barramentos com configuração variável por manobra de chaves seccionadoras, a proteção para falha de disjuntor deve ser seletiva para todas as configurações, de modo a desligar apenas a seção de barra necessária ao isolamento do disjuntor em falta.

1.4.7 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO

O Sistema Especial de Proteção - SEP deverá ser implementado por Unidades de Controle Digital (UCD), específico para processar emergências envolvendo o Sistema Interligado Nacional - SIN.

Deverá existir um SEP para cada subestação do sistema de 230 kV e 500 kV.



As características descritas a seguir são específicas para o SEP e deverão ser rigidamente observadas pela TRANSMISSORA:

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

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

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

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

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

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

As seguintes funções deverão ser desempenhadas pelas UCDs:

• Função Direcional de Potência (para as linhas):

Atuação trifásica ou por fase;

Curva característica de tempo inversa;

Possibilidade de inversão da direcionalidade;

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

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

Interface com fibra óptica.

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

Atuação por fase;

Característica de tempo definido;

Ajuste contínuo da função 27 na faixa de 0,3 a 0,8 da tensão nominal e da função 59 de 1,1 a 1,6 da tensão nominal;

Exatidão melhor que 2%;


• Função de Sub e Sobrefreqüência:



Possuir 04 estágios de freqüência independentes;

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

Exatidão de ± 0,005 Hz do valor ajustado;

A operação da unidade deverá ser bloqueada por subtensão, ajustável de 40 % a 80 % da tensão nominal;

Cada unidade deverá ser fornecida com funções para alarme e desligamento;

A atuação dessa unidade só deverá ser possível após um período de avaliação não inferior a 3 (três) ciclos, de forma a eliminar eventuais atuações indevidas provocadas por componente aperiódica ou outros transitórios na onda de tensão;

O tempo máximo de rearme dessa unidade deverá ser de 50 ms;

O erro máximo admissível para cada temporizador será de ± 5 %;

Circuitos de medição e saída independentes por estágios de atuação;


Deverão ser disponibilizados os seguintes dados para ligação ao CLP do sistema:

• Entradas analógicas:

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

Tensão em todas as seções de barramento.

• Entradas digitais:

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

Indicação da atuação da proteção.

• Saídas de controle:

Dois contatos para comando de abertura por disjuntor.



1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE

1.5.1 INTRODUÇÃO

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

Os requisitos de supervisão e controle foram divididos em:

1.5.1.1 Requisitos de supervisão e controle das instalações, detalhados em: • Requisitos gerais;

• Interligação de dados;

• Dimensionamento dos sistemas utilizados;

• Critérios para a operação e manutenção dos recursos de supervisão e controle;

• Elenco de informações a serem supervisionadas;

1.5.1.2 Requisitos de supervisão pelo Agente proprietário das subestações existentes;

1.5.1.3 Requisitos de supervisão e controle pelo ONS, divididos em: • Requisitos básicos de supervisão, normalmente atendidos por um SSCL (Sistema de

Supervisão e Controle Local) ou UTR (Unidade Terminal Remota) convencional;

• Arquitetura da interconexão com o ONS;

• Requisitos para o cadastramento dos equipamentos;

1.5.1.4 Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade;

1.5.1.5 Requisitos para teste de conectividade da(s) interconexão(ões);

1.5.2 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DAS INSTALAÇÕES

1.5.2.1 Requisitos gerais

A construção da Linha de Transmissão 230 kV Ibicoara – Brumado II e das subestações associadas envolve, a instalação de um conjunto de equipamentos que inclui entradas de linhas, em subestações existentes pertencentes à Concessionária COELBA (Subestação Brumado II) e TSN (Subestação Ibicoara).

Em função disto, todos os equipamentos a serem instalados pela TRANSMISSORA devem ser supervisionados a nível local segundo a filosofia, critérios e padrões adotados pela empresa proprietária de tais subestações, devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) existentes ou que serão futuramente instalados pelo atual proprietário.

A arquitetura e os requisitos básicos destes Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) são sucintamente apresentados nos documentos “Características e Requisitos Básicos das Instalações”, referentes às Subestações Ibicoara e Brumado II.



Na época da elaboração do Workstatement a TRANSMISSORA receberá os documentos detalhados dos requisitos de hardware, funcionais e de projeto dos SDSCs, padrões do ONS e da TSN e COELBA. Estes documentos estão disponíveis a princípio para consulta, a qualquer momento na TSN, COELBA e ONS.

Na eventualidade do sistema da TRANSMISSORA entrar em operação antes da instalação dos SDSCs em implantação nas Subestações existentes, o mesmo deverá ser projetado para operação independente e prevendo posterior integração aos referidos SDSCs.

Em adição à supervisão local, os equipamentos elétricos devem permitir a supervisão remota pelos seguintes Centros de Operação:

• Centros do agente proprietário da subestação existente de Ibicoara:

Centro de Operação Local da TSN, COL, pertencente à TSN, localizado em Sapeaçu, BA;

• Centros do agente proprietário da subestação existente de Brumado II:

Centro de Operação da COELBA, COS_CELBA, pertencente à COELBA, localizado em Salvador, BA;

• Centro do ONS:

Centro Regional de Operação Nordeste, COSR-NE, localizado na cidade de Recife – PE.

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

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

• Nas subestações existentes, integração funcional com os Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) existentes, visando troca de informações;

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

• Interconexão aos Centros Regionais da TSN e COELBA, para as subestações pertencentes às respectivas empresas, conforme indicado no item “Requisitos de supervisão pelos agentes proprietários das subestações existentes”. Esta interconexão deve ser feita utilizando o protocolo já implementado nestes centros.

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

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

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



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

Nota Importante:

No caso de interposição de um centro de operação, neste edital denominado de concentrador de dados, na rota de comunicação com algum dos centros de operação do ONS, TSN e COELBA, a configuração do protocolo deve permitir que tais centros identifiquem o estado operacional do concentrador e, adicionalmente, o concentrador de dados deve ser capaz de identificar o estado operacional de todos os sistemas hierarquicamente a ele subordinados e transferir estas informações para os correspondentes centros, conforme o caso. Adicionalmente, no caso de adoção de concentradores de dados, a comunicação com o ONS deve ser feita usando-se o protocolo ICCP, em vez de IEC ou DNP.

Devem ser efetuadas, às custas da TRANSMISSORA, as modificações de hardware e software e demais serviços necessários nos Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) existentes nas subestações para permitir a completa supervisão dos equipamentos elétricos a partir das interfaces homem máquina (IHMs) existentes nas salas de controle local das subestações. A quantidade e tipos de pontos supervisionados devem ser similares ao dos sistemas existentes.

Alternativamente à instalação de novos recursos de supervisão e controle, a TRANSMISSORA, mediante prévio acordo com as empresas proprietárias das instalações existentes, pode optar pela expansão dos recursos de supervisão e controle disponíveis, desde que atendidos todos os requisitos especificados neste item de “Sistemas de Supervisão e Controle” e no de “Requisitos Técnicos do Sistema de Telecomunicações a ser Implantado”.

1.5.2.2 Interligação de dados As interligações de dados necessárias para atender aos requisitos de supervisão e controle aqui especificados devem ser direcionadas aos Computadores de Comunicação que atendem ao Sistema de Supervisão e Controle dos centros citados neste edital.

(a) Conceito de interligação de dados

Será considerado como interligação de dados o conjunto de equipamentos e sistemas que se interpõe entre o ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo e cada um dos centros citados neste edital.

Este conjunto poderá abranger, entre outros, os seguintes equipamentos:

• Sistemas de Supervisão e Controle Locais – SSCLs e Unidades Terminais Remotas – UTRs que venham a ser instalados nas subestações Ibicoara e Brumado II;

• Sistemas que eventualmente se interponham entre as subestações Ibicoara e Brumado II e os computadores de comunicações do COSR-NE, COL-TSN e COS-COELBA, designados genericamente neste documento por “Concentradores de Dados”;

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

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



Será por meio destas interligações de dados que a TRANSMISSORA disponibilizará os recursos de supervisão e controle citados neste edital ao ONS, TSN e COELBA. As mesmas interligações de dados utilizadas para atender aos requisitos de supervisão e controle devem ser utilizadas para a disponibilização da seqüência de eventos.

É requerido que a TRANSMISSORA seja responsável pela instalação e operacionalização de todos os equipamentos e sistemas necessários para implantar as interligações de dados com os centros de operação aqui citados. Como é requerido que a interface entre os equipamentos da TRANSMISSORA e os citados centros seja a entrada dos computadores de comunicação dos centros, de acordo com o critério estabelecido acima, isto inclui a implantação destas conexões e também inclui a instalação de sistemas de comunicação, de modems, e/ou de roteadores e outros equipamentos que se fizerem necessários em todos os terminais das conexões de dados.

(b) Conceito de recurso de supervisão e controle

Entenda-se como recurso de supervisão e controle dos Agentes como sendo o conjunto formado por: • Ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo, que pode abranger

transformadores de potencial, transformadores de corrente, transdutores, relés de interposição, e outros equipamentos;

• Interligação de dados, ou seja, o conjunto de equipamentos e sistemas que se interponham entre o ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo e os computadores de comunicação do centro de operação do ONS.

1.5.2.3 Dimensionamento dos sistemas utilizados É, também, responsabilidade da TRANSMISSORA:

• O dimensionamento de todos os sistemas utilizados para atender aos requisitos aqui apresentados, incluindo o sistema de telecomunicações. Os enlaces de dados das UTRs/SSCLs com o(s) computador(es) de comunicação devem ser dedicados.

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

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

(a) Requisitos gerais

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



É importante lembrar que existirão dois tipos de programa de intervenção no sistema de medição: • Intervenção para eliminação de problemas identificados pelos Centros: manutenção

corretiva;

• Intervenção para cumprir programa de manutenção preventiva da TRANSMISSORA.

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

1.5.2.5 Elenco de informações a serem supervisionadas Como requisito geral de supervisão e controle, devem ser supervisionados todos os equipamentos que venham a ser instalado nas subestações, sejam elas novas ou existentes. As informações coletadas nestas subestações devem ser transferidas para os centros de operação indicados neste edital conforme abaixo especificado:

(a) Telemedições

• Todas as medições deverão ser feitas de forma individualizada e transferidas periodicamente aos centros de operação;

• O período de transferência deve ser parametrizável por centro, devendo os sistemas ser projetados para suportar períodos de pelo menos 4 segundos;

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

Módulo de tensão fase-fase em kV em todas as entradas de linha (uma medição por entrada de linha, por exemp lo: tensão fase-fase A-B);

Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar em todas as entradas de linha;

Corrente de uma das fases em Ampère em todos os terminais de linha de transmissão (por exemplo: Ia);

Freqüência em Hz em todos os barramentos envolvidos.

Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar e corrente em Ampère do primário e secundário de transformadores;

Posição de tap de transformadores equipados com comutadores sob carga, desde que tecnicamente viável.

• Todas as medições de tensão devem ter uma exatidão mínima de 1 % e as demais de 2,0 %. Tal exatidão deve englobar toda a cadeia de equipamentos utilizados, tais como: transformadores de corrente, de tensão, transdutores, conversores analógico / digital, etc.

(b) Indicação de estado

• Todas as indicações de estado devem ser coletadas com selo de tempo com exatidão melhor que 1 ms e reportadas por exceção aos centros de operação;



• O selo de tempo a ser transmitido aos centros de operação indicados neste edital deve ser aquele definido quando da aquisição do dado pela unidade de aquisição e controle (UAC), não sendo aceitável sua posterior alteração.

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

• Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de identificar e armazenar o selo de tempo das indicações de estado com uma resolução mínima de 1 milissegundo entre eventos;

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

• As seguintes indicações de estado devem ser coletadas e transferidas para os centros de operação:

Posição de todas as chaves e disjuntores utilizados para a conexão de todos os equipamentos, incluindo-se chaves de aterramento e de by-pass;

Indicação de atuação dos disjuntores pela proteção ou por ação do operador;

Relés de bloqueio;

Estado dos comutadores sob carga (em automático, remoto ou manual), se aplicável;

Alarme de temperatura de enrolamento e óleo de unidades transformadoras e reatores.

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

(c) Cada unidade de aquisição e controle (UAC) deve ter um relógio e calendário interno para prover precisamente o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cada operação de registro de variação de estado. Estes relógios internos devem possuir circuitos de sincronismo a partir de um sinal com data absoluta obtida de um sistema GPS, sistema este incluído no objeto deste edital, de forma a garantir que a supervisão e controle das diversas instalações sejam feitos dentro de uma mesma base de tempo. O sistema deverá ser projetado de forma que a exatidão seja melhor que 1 milissegundo.

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

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

(f) Quando, caso a caso, acordado algum processamento prévio, as informações devem dispor de indicadores de qualidade informando, pelo menos:

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



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

(g) Informações para o seqüenciamento de eventos

• Resolução e exatidão

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

• Conjunto de Informações

Sempre que existentes, as informações indicadas abaixo, armazenadas pelos sistemas de supervisão e controle das instalações, devem ser transferidas ao COSR-NE, conforme apropriado, contendo o instante da atuação do evento, sendo que pontos adicionais poderão ser incluídos durante desenvolvimento do projeto executivo:

• Linha de Transmissão:

Partida da proteção principal de fase (por fase);

Disparo da proteção principal de fase;

Partida da proteção alternada de fase (por fase);

Disparo da proteção alternada de fase;

Partida da proteção principal de neutro (por fase);

Disparo da proteção principal de neutro;

Partida da proteção alternada de neutro (por fase);

Disparo da proteção alternada de neutro;

Partida do religamento automático;

Disparo por sobretensão;

Alarme de bloqueio por oscilação de potência;

Disparo da proteção para perda de sincronismo;

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

Alarme de transmissão de sinal de transferência de disparo da teleproteção;

Alarme de recepção de sinal de desbloqueio / bloqueio ou sinal permissivo da teleproteção;

Disparo por recepção de sinal de transferência de disparo da teleproteção;

Alarme de bloqueio por falha de fusível;

Disparo da 2ª zona da proteção de distância;





Disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro temporizada;

Disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro instantânea;

Disparo do relé de bloqueio.

• Barramento

Disparo da proteção diferencial (por fase);

Disparo da proteção de sobretensão;


• Disjuntor

Alarme de mudança de posição;

Alarme de falta de alimentação nos circuitos de abertura e fechamento;

Disparo da proteção de discordância de pólos;

Alarme de fechamento bloqueado;

Alarme de abertura bloqueada;

Alarme de fechamento automático por mínima pressão sistema de isolação;

Alarme de baixa pressão sistema de extinção de arco;

Alarme de baixa pressão sistema de acionamento;

Alarme de recarga de ar insuficiente;

Disparo da proteção de falha do disjuntor;

Alarme de sobrecarga do disjuntor central;


• Transformadores / Autotransformadores:

Disparo da proteção de sobrecorrente do comutador sob carga;

Disparo por sobretemperatura do óleo;

Disparo por sobretemperatura do enrolamento;

Disparo da proteção de gás;

Alarme da proteção de sobretensão de seqüência zero para o enrolamento terciário em ligação delta;

Alarme de falha no sistema de ventilação forçada;

Alarme de discrepância de posição de derivação (quando da operação paralela);

Alarme de bloqueio de comutador de derivações;

Disparo da válvula de alívio de pressão;



Disparo da proteção de gás do comutador de derivações;

Disparo da proteção diferencial (por fase);

Disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro (por enrolamento);

Disparo do relé de bloqueio;

(h) Idade do dado

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

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

• A idade máxima de um dado coletado periodicamente (por varredura) deve ser inferior à soma do tempo de varredura do mesmo adicionado de:

4 segundos em média;

10 segundos no máximo.

• A idade máxima de um dado de indicação de estado deve ser inferior a 8 segundos. Este requisito não se aplica quando ocorrer uma mudança de estado e o sistema de supervisão local estiver sob ciclo de integridade.

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

(i) Banda morta

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

1.5.3 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS SUBESTAÇÕES

A TRANSMISSORA deve prover aos Centros de Operação dos Agentes proprietários das subestações existentes, COL-TSN e COS-COELBA, a supervisão remota dos equipamentos que venham a ser instalados nas subestações Ibicoara e Brumado II, conforme requisitos apresentados no subitem 1.5.2.5 “Elenco de Informações a serem Supervisionadas”.

A figura a seguir apresenta uma visão simplificada dos requisitos de supervisão das subestações (instalações) objeto deste edital. Foi aqui colocada com objetivo meramente ilustrativo, no intuito de dar uma visão gráfica dos requisitos especificados no texto deste edital.



Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros do Agente proprietário das subestações (instalações) pode se dar por meio de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos neste item, “Sistemas de Supervisão e Controle”. Neste edital, este centro é genericamente chamado de “concentrador de dados”. Neste caso, a estrutura de centros apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e os Centros da TSN e COELBA, portanto, incluído no objeto desta licitação.

A figura a seguir ilustra uma possível configuração.

COL da TSN1

BDD3

Recursos a serem instalados

Recursos existentes Legenda: 1. Centros de Operação utilizados pelos proprietários das SE’s existentes:

COL-TSN – Centro de Operação local da TSN; COS-COELBA - Centro de Operação da COELBA;

3. Ampliações e implantações de supervisão e controle nas subestações: ICA – Subestação Ibicoara BDD – Subestação Brumado II 4. Recursos de supervisão e controle existentes nas subestações.

COS-COELBA1

ICA3

ICA4

Recursos existentes

BDD3



1.5.4 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE PELO ONS

1.5.4.1 Requisitos básicos para a supervisão dos equipamentos Os recursos básicos para a supervisão dos equipamentos que devem ser disponibilizados ao ONS estão descritos no item 1.5.2.5 “Elenco de Informações a serem Supervisionadas” e abrangem: • Telemedições com varredura de 4 segundos, período este parametrizável;

• Indicações de estado reportadas por exceção e com ciclo de integridade, também parametrizável; • Seqüência de eventos (SOE).

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

• Centro Regional de Operação Nordeste – COSR-NE; • Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico - CNOS.

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


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

controle que se interponha entre as instalações e os Centros da TSN e COELBA.

ICA BDD

ICA

CD1

COL da TSN1

Recursos existentes

COS-COELBA1

BDD



Observa-se na figura acima que a interconexão com o Centro do ONS se dá por meio de interligações de dados entre as subestações Ibicoara e Brumado II e o COSR-NE.

Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros do ONS poderá se dar por meio de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos neste item, “Sistemas de Supervisão e Controle” e no de “Requisitos Técnicos do Sistema de Telecomunicações a ser Implantado”. Neste edital, este centro é genericamente chamado de “Concentrador de Dados”. Neste caso, a estrutura dos centros apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e o COSR-NE do ONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação.

A figura a seguir ilustra uma possível configuração.

Recursos Existentes

CNOS1

COSR-NE1

ICA 3


Legenda: 1. Centros de Operação utilizados pelo ONS: - CNOS – Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico - COSR-NE – Centro Regional de Operação Nordeste 2. Ampliação de supervisão e controle em subestações existentes ICA – Subestação Ibicoara BDD – Subestação Brumado II 3. Recursos de supervisão e controle em subestações existentes

ICA2 BDD2

BDD 3



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

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

• Capacidade nominal em Mvar e a tensão nominal em kV, de todos os equipamentos estáticos de suporte de reativo que venham a ser utilizado, como capacitores, reatores, etc.,

• Impedância série de capacitores série;

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

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

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

Recursos existentes

CNOS

COSR-NE

CD1 Recursos a serem instalados

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

ICA

ICA

BDD

BDD



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

• No caso de interligações de dados diretas com UTRs, e se aplicável, parâmetros que permitam a conversão para valores de engenharia dos dados recebidos / enviados pelo Centro;

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

1.5.5 REQUISITOS DE DISPONIBILIDADE E AVALIAÇÃO DE QUALIDADE

1.5.5.1 Geral Os recursos de supervisão e controle providos pela TRANSMISSORA aos Centros de Operação citados neste edital, para atender aos requisitos também apresentados neste edital, deverão ter sua disponibilidade e qualidade medida por tais Centros de acordo com os conceitos e critérios a seguir estabelecidos.

A avaliação destes recursos será feita por ponto de medição ou de controle, ou seja, por unidade terminal remota, sistema de supervisão e controle local, concentrador de dados e TRANSMISSORA, conforme apropriado e com base na disponibilidade / qualidade dos recursos de supervisão e controle providos pelos mesmos, segundo visão dos centros de operação citados neste edital. Assim, serão avaliados conjuntamente os equipamentos de captação de dados ou de aplicação de comandos nas instalações e também todos os sistemas que se interponham entre tais equipamentos e o sistema computacional do referido centro, incluindo os equipamentos de interfaceamento com os sistemas de comunicação.

Esta avaliação será feita por meio de índices agregados por unidade terminal remota, concentrador de dados e para a TRANSMISSORA de forma ponderada pelo número recursos implantados e liberados para a operação em relação ao número total que deveriam ser disponibilizados se aplicados os critérios apresentados no subitem 1.5.2.5 – “Elenco de informações a serem supervisionadas”, deste Edital.

Não serão computados nos índices os tempos de indisponibilidade causados por indisponibilidade no centro de operação do ONS (COSR-NE).

1.5.5.2 Conceito de indisponibilidade de recursos de supervisão e controle Uma informação de quaisquer dos tipos especificados no subitem 1.5.2.5 – Elenco de informações a serem supervisionadas, deste anexo, é dita indisponível sempre que:

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

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

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



1.5.5.3 Conceito de qualidade dos recursos de supervisão e controle Uma informação de qualquer dos tipos especificados no subitem 1.5.2.5 – “Elenco de informações a serem supervisionadas”, deste anexo, é dita violando os critérios de qualidade quando:

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

• O indicador de qualidade sinalizar informação fora de varredura;

• No caso de informações analógicas, violar um dos seus respectivos limites de escala;

• Uma informação estiver comprovadamente inconsistente.

1.5.5.4 Indicadores

(a) Os indicadores abaixo apresentados serão usados para apurar os seguintes índices:

• Disponibilidade geral dos recursos providos pela TRANSMISSORA;

• Disponibilidade de cada concentrador de dado utilizado, se aplicável;

• Disponibilidade de cada unidade terminal remota ou sistema de supervisão e controle local;

• Qualidade geral dos recursos providos pela TRANSMISSORA;

• Qualidade de cada concentrador de dado utilizado, se aplicável;

• Qualidade de cada unidade terminal remota ou sistema de supervisão e controle local;

(b) Disponibilidade dos recursos de supervisão e controle agregado para a TRANSMISSORA e por unidade terminal remota e concentrador de dados [DRSij].

• Caracterização:

• Abreviatura: DRSij

• Objetivo: Avaliar, percentualmente, para a TRANSMISSORA e para uma determinada unidade terminal remota e concentrador de dados “i”, a disponibilidade agregada dos recursos de supervisão e controle fornecidos para a operação de determinado centro de operação “j”, no período de observação;

• Periodicidade de avaliação: Mensal;

• Unidade dimensional: Percentual;

• Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle;

• Agregação: Dos últimos 12 meses, para a TRANSMISSORA, por unidade terminal remota e concentrador de dados, apurados por centro de operação;

• Critério de disponibilidade: Os valores mínimos aceitáveis são:

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

• Para concentradores de dados e TRANSMISSORA: 99% em base anual;

• Dados necessários: Conforme equação;

• Equação:



ΣTzij

DRSij = z X 100

T X NPRSij

• Onde:

q T: Tempo total em minutos do período de apuração;

q Tzij: Soma dos períodos em que o recurso “z” da TRANSMISSORA ou da unidade terminal remota ou do concentrador de dados “i” ficou disponível durante o tempo total “T” para um determinado centro “j”;

Nota: Tzij = (T – TIzij)

• Onde:

TIzij: Soma dos períodos em que o ponto “z” da TRANSMISSORA ou da unidade terminal remota ou do concentrador de dados “i” ficou indisponível durante o tempo total, visto pelo centro “j”

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

(c) Qualidade dos recursos de supervisão e controle agregado para a TRANSMISSORA e por unidade terminal remota e concentrador de dados [QRSij].

• Caracterização:

• Abreviatura: QRSij

• Objetivo: Avaliar, percentualmente, para a TRANSMISSORA e para uma determinada unidade terminal remota, ou concentrador de dados “i”, a média dos tempos em os recursos de supervisão e controle fornecidos pelos mesmos para a operação de determinado Centro do ONS “j” não violaram o conceito de qualidade, no período de observação;

• Periodicidade de avaliação: Mensal;

• Unidade dimensional: Percentual;

• Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle;

• Agregação: Dos últimos 12 meses, para a TRANSMISSORA, por unidade terminal remota e concentrador de dados, apurados por centro de operação;

• Critério de qualidade: Os valores mínimos aceitáveis são:

• Para unidades terminais remotas ou sistemas de supervisão e controle local: 98,5%

• Para concentradores de dados e Agentes: 99%

• Dados necessários: Conforme equação;

• Equação:



ΣTqzij

QRSij = z X 100

Tq X NPRSqij

• Onde:

Tq: Tempo total em minutos do período de apuração;

Tqzij: Soma dos períodos em que o recurso “z” da TRANSMISSORA ou da unidade terminal remota ou do concentrador de dados “i” atendeu ao conceito de qualidade durante o tempo total “Tq”, quando visto pelo centro “j”;

• Nota: Tqzij = (Tq – Tnqzij)

• Onde:

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

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

1.5.5.5 Relatórios de análise e de avaliação da disponibilidade dos recursos de supervisão e controle

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

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

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

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

Pelo acima exposto, existirão dois tipos de relatórios:

• Relatório de Avaliação de Disponibilid ade e Qualidade: Emitido sempre que algum critério de disponibilidade e / ou qualidade for violado.

• Relatório de Ocorrência: Emitido nos demais casos.

1.5.5.6 Publicação dos relatórios de disponibilidade, qualidade e acionamento da TRANSMISSORA

Os relatórios finais devem ser emitidos com base nos relatórios elaborados pelos Agentes proprietários dos centros de operação e após equalização com a TRANSMISSORA e incluindo, se for o caso, recomendações para a correção de eventual anomalia.

Nos casos em que houver violaç ão dos critérios especificados neste edital, o Agente proprietário do centro de operação enviará os relatórios à ANEEL para a tomada das providências cabíveis, definidas em função da legislação vigente e dos contratos firmados com a TRANSMISSORA.



1.5.6 REQUISITOS PARA TESTE DE CONECTIVIDADE DA(S) INTERCONEXÃO(ÕES)

Devem ser previstos testes de conectividade entre o sistema de supervisão e controle local (SSCL)/unidade terminal remota (UTR) e o sistema de supervisão e controle do Centro de Operação do ONS, da TSN e COELBA, de forma a garantir a coerência das bases de dados destes sistemas e o perfeito funcionamento dos protocolos utilizados.

Os testes devem ser programados de comum acordo entre a TRANSMISSORA e o correspondente agente proprietário do centro de operação, observando-se:

• Devem estar concluídos pelo menos 10 dias úteis antes da operacionalização das novas instalações contempladas neste edital;

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

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



1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL

1.6.1 ASPECTOS GERAIS

O Sistema de Registro de Perturbações compõem dos seguintes subsistemas:

• Registradores Digitais de Perturbações (RDP) localizados nas subestações;

• Quando necessários, Concentrador de Dados Local e rede de comunicação para coleta e armazenamento dos dados dos diversos registradores instalados na subestação;

• Concentrador de Dados Central para a coleta e armazenamento dos dados oriundos das diversas subestações;

• Recursos de comunicação interligando o Concentrador de Dados Central aos Concentradores de Dados Locais das diversas subestações ou diretamente aos RDP, quando não for necessária a utilização de concentrador de dados local na subestação.

Os registros armazenados no concentrador de dados central deverão ser disponibilizados para acesso ao ONS por meio de servidor computacional conectado à INTERNET, utilizando o protocolo de transferência de arquivos FTP (RFC-959,“File Transfer Protocol”).

Os registros deverão ser disponibilizados ao ONS convertidos para o formato de dados descrito na NORMA ANSI / IEEE C37.111 “IEEE Standard Common Format for Transient Data Exchange (CONTRADE) for Power Systems”.

O subsistema de registro digital de perturbações nas subestações deve se constituir de um ou mais registradores digitais de perturbações (RDP), independentes das demais funções de proteção, controle ou supervisão, contemplando as seguintes funções:

• Aquisição e armazenamento de correntes e tensões (canais analógicos); • Aquisição e armazenamento de sinais digitais (canais digitais); • Localização de faltas em linha de transmissão;

• Comunicação para a transferência dos dados do RDP para o concentrador local ou independente, para acesso remoto desde o concentrador de dados central.

As funções acima devem permitir, quando da ocorrência de uma falta no sistema elétrico, a análise do comportamento, no tempo, das grandezas elétricas, do desempenho da proteção, além da indicação da distância em que a falta ocorreu.

Devem ser expandidos os sistemas de oscilografia existentes para os vãos acrescidos, ou a instalação de novos RDP, que deverão ser integrados aos sistemas de oscilografia existentes.

A TRANSMISSORA deve realizar a integração funcional de todos os equipamentos e softwares, e disponibilizar os softwares de comunicação, de configuração e ajuste e de conversação para o padrão COMTRADE (IEEE C37.111-1999). A integração funcional deve incluir os dispositivos de sincronização de tempo via GPS.

1.6.2 DESCRIÇÃO FUNCIONAL

Para realizar as funções de registro de perturbações, as grandezas elétricas (tensão e corrente) e os sinais digitais devem ser amostrados em intervalos de tempo regulares, atendendo aos requisitos de resposta de freqüência conforme especificados, convertidos para a forma digital e armazenados em memória.



Em situação normal, o RDP deve permanecer monitorando continuamente as grandezas analógicas e digitais. As amostras mais antigas devem ser sucessivamente recobertas por amostras mais recentes (buffer circular) mantendo sempre um quadro completo dos dados abrangendo um intervalo de tempo igual ao tempo de pré-falta ajustado.

Havendo o disparo do RDP os dados básicos relativos à perturbação são automaticamente arquivados em memória do próprio registrador. Durante a fase de armazenamento dos dados de falta os registradores devem continuar supervisionando as grandezas analógicas e digitais, de forma a não perder nenhum evento mesmo que este tempo seja muito pequeno.

Este processo deve continuar até que a situação se normalize, quando então as amostragens efetuadas devem passar a serem consideradas como dados de pós-falta, até que se esgote o tempo de pós-falta ajustado. O esgotamento do tempo de pós-falta configura o término da coleta de dados relativa àquela ocorrência.

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

Os cálculos necessários para a localização de faltas podem ser executados local ou remotamente.

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

Devem ser disponibilizados os softwares para fazer a transferência, a compactação/ descompactação dos dados, a conversão para formato padrão COMTRADE (IEEE C37.111-1999) e a interface de comunicação remota, bem como o software para ajustes e calibração do RDP.

O RDP deve conter rotinas de automonitoramento e autodiagnóstico contínuo.

A sincronização do tempo interno do RDP deve ser efetuada por dispositivo de sincronização via sinal de satélite (GPS).

1.6.3 DISPARO DO REGISTRADOR DIGITAL DE PERTURBAÇÕES

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

• Disparo por variação do estado da proteção;

• Disparo por violação de limites operacionais;

• Disparo por lógica digital;

• Disparo manual, local ou remotamente.

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

1.6.4 SINCRONIZAÇÃO DE TEMPO

Cada RDP deve possuir um relógio e calendário interno para prover o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cada operação de registro.



O RDP deve permitir a sincronização da base de tempo interna por meio de relógio externo, de forma a manter a exatidão em relação ao tempo do Sistema Global de Posicionamento por Satélites (GPS) com erro máximo inferior a 1 ms.

1.6.5 REQUISITOS DE COMPATIBILIDADE ELETROMAGNÉTICA

A TRANSMISSORA deve executar as medidas necessárias para proteger as entradas e saídas do RDP de emissões eletromagnéticas.

O RDP deverá atender as normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instalações de EAT.

1.6.6 CARACTERÍSTICAS DOS SINAIS DE ENTRADA E SAÍDA

As entradas digitais devem possuir erro máximo de tempo entre a atuação de qualquer sinal de entrada e o seu registro, inferior a 2ms.

As entradas analógicas devem possuir as seguintes características:

• Configuráveis para corrente e tensão;

• Possuir tempo de atraso, entre quaisquer canais, menor do que 1 grau elétrico, referido à freqüência de 60 Hz;

As entradas de tensão devem possuir as seguintes características:

CARACTERÍSTICAS GRANDEZAS

Tensão nominal (Vn) 115 e 115/ 3 V Faixa de medição 0 a 2,0 Vn Sobretensão permanente 2,0 Vn Faixa de resposta de freqüência com assimetria total + 1dB 1 a 1.000 Hz Erro de ângulo de fase ≤ 1,0 milissegundo Exatidão da amplitude do registro ≤ 2,0% Consumo da entrada ≤ 2,0 VA Resolução do dado menor ou igual a 1% a 60 Hz

Obs.: A exatidão e os erros de ângulo de fase acima mencionados referem-se à relação entre o sinal de entrada e ou seu registro em papel ou terminal de vídeo.



As entradas de corrente devem possuir as seguintes características:

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

1,5 s 50 milissegundos

Sobrecorrente: Permanente 1 segundo

2 In 20 In

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

≤ 1%

Faixa de resposta de freqüência com assimetria total + 1dB 1 a 1.000 Hz Consumo individual ≤ 2,0 VA

Obs.: A exatidão e os erros de ângulo de fase acima mencionados referem-se à relação entre o sinal de entrada e ou seu registro em papel ou terminal de vídeo.

As saídas digitais devem ser do tipo contato livre de tensão para sinalizar os seguintes eventos:

• defeito no sistema; • registrador disparado; • falha na comunicação remota; • 75% de sua capacidade de armazenar esgotada;

• indicação de estado de operação normal.

1.6.7 CAPACIDADE DE REGISTRO DE OCORRÊNCIAS

O RDP deve ter memória suficiente para armazenar dados referentes a, no mínimo, 30 (trinta) perturbações, com duração de 5 segundos cada perturbação, para o caso de várias faltas consecutivas dispararem o registrador.

O RDP deve ser capaz de registrar para cada falta ou perturbação no mínimo 160 ms de dados de pré-falta e o tempo de pós falta deve ser ajustável entre 100 e 5000 ms.

O registro de uma falta ou perturbação só deve ser interrompido na condição em que os sensores de partida estiverem desoperados e depois de transcorrido o tempo de pós-falta ajustado.

Se antes de encerrar o tempo de registro de uma perturbação ocorrer uma nova, o registrador deve iniciar um novo período de registro, não se levando em conta o tempo já transcorrido da anterior.

1.6.8 REQUISITOS DE COMUNICAÇÃO

O RDP deve possuir porta de comunicação serial padrão RS-232C para as funções de comunicação local e remota.

Nos locais com mais de um RDP, os mesmos deverão estar interligados por meio de rede exclusiva. Um microconcentrador cone ctado a esta rede realizará a função de comunicação com o nível hierárquico superior. Nos locais onde existe rede de oscilografia, os novos equipamentos deverão ser integrados à mesma.



A transferência remota dos dados poderá ocorrer por solicitação ou automaticamente, sendo que, durante a transferência devem ser previstos meios para a verificação da integridade dos mesmos. O descarte dos dados armazenados na memória interna só deverá ocorrer por solicitação.

O protocolo de comunicação deve ser aberto ao usuário e formalmente descrito de modo que, caso necessário, se possa conectar o RDP a outros sistemas digitais já existentes ou a serem desenvolvidos. Preferencialmente deve estar de acordo com o padrão da ISO.

1.6.9 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO

1.6.9.1 Terminais de linha de transmissão inferior a 345 kV

Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas:

• Correntes das três fases e corrente residual da linha de transmissão;

• Tensões das três fases e tensão residual da linha de transmissão.

Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas digitais:

• Desligamento pela proteção unitária de fases;

• Desligamento pela proteção retaguarda de fases;

• Desligamento pela proteção unitária de terra;

• Desligamento pela proteção retaguarda de terra;

• Desligamento pela proteção unitária de sobretensão;

• Desligamento pela proteção de retaguarda de sobretensão;

• Recepção de sinais de teleproteção;

• Transmissão de sinais de teleproteção;

• Atuação de bloqueio por oscilação de potência;

• Atuação de religamento automático;

• Atuação do esquema de falha de disjuntor;

• Desligamento pela proteção de barras, quando houver.

1.6.9.2 Barramentos

Deverão ser registradas, em cada seção de barramento, as seguintes grandezas digitais:

• Desligamento pela proteção – fase A;

• Desligamento pela proteção – fase B;

• Desligamento pela proteção – fase C.

1.6.9.3 Transformadores/Autotransformadores com tensão nominal igual ou superior a 345 kV


• Correntes das três fases do lado de AT;

• Correntes de três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de transformadores de três enrolamentos e transformadores ou autotransformadores de interligação;



• Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento.


• Desligamento pela proteção unitária principal;

• Desligamento pela proteção unitária alternada;

• Desligamento pela proteção de retaguarda principal;

• Desligamento pela proteção de retaguarda alternada;

• Desligamento pelas proteções de neutro principal;

• Desligamento pelas proteções de neutro alternada;

• Desligamento pelas proteções intrínsecas

1.6.9.4 Transformadores/autotransformadores com tensão nominal inferior a 345 kV


• Correntes das três fases do lado de AT;

• Correntes de três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de transformadores de três enrolamentos e transformadores ou autotransformadores de interligação;

• Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento.


• Desligamento pela proteção unitária;

• Desligamento pela proteção de retaguarda;

• Desligamento pelas proteções de neutro, para cada ponto de aterramento;

• Desligamento pelas proteções intrínsecas



1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES


O sistema de telecomunicações da linha de transmissão em 230 kV Ibicoara – Brumado II, deve atender aos sistemas de comunicação de voz operativa e administrativa, teleproteção, supervisão e controle elétrico, supervisão de telecomunicações, controle de emergência, medição, faturamento e manutenção da linha de transmissão de energia elétrica, entre as subestações de energia elétrica envolvidas e destas aos centros de operação do sistema elétrico envolvidos.

Os meios de comunicação para voz e dados devem atender aos seguintes requisitos:

• Serviço Classe A: igual ou superior a 99,98%, apurada mensalmente e tendo como valor de referência o somatório dos últimos 12 meses (devido à alta disponibilidade exigida, esse serviço normalmente é prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes);

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

• Circuitos de voz analógicos:

q Nível de sinal: ± 3 dB de variação em relação ao nível nominal

q Nível de ruído admissível: ≤ 40 dBm0

• Circuitos de dados analógicos:

q Nível de sinal: ± 3 dB de variação em relação ao nível nominal

q Nível de ruído admissível: ≤ 40 dBm0

q Taxa de erro: ≤ 50 bits / milhão, sem código de correção de erros, com seqüência pseudo-aleatória em teste com duração de 15 minutos.

• Circuitos de voz ou de dados digitais:

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

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

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

• Unidade de supervisão e, no mínimo, duas unidades de retificação;

• Dois bancos de baterias com autonomia total de no mínimo 12 horas, dimensionados para a carga total de todos os equipamentos de telecomunicações instalados;

• No caso de utilização de baterias do tipo chumbo-ácido, os bancos de baterias deverão estar acondicionados em ambiente especial, isolado das demais instalações e com sistema de exaustão de gases;



• As unidades de retificação deverão ter a capacidade de alimentar, simultaneamente, o banco de baterias em carga e todos os equipamentos de telecomunicações, com margem de mais 30% no dimensionamento.

Os equipamentos de telecomunicações devem ser supervisionados local e remotamente, devendo alarmar nas instalações anomalias dos principais equipamentos de telecomunicações, incluindo os equipamentos de suprimento de energia.

Os equipamentos digitais devem possuir telessupervisão, e permitir remotamente gerenciamento, autodiagnóstico e configuração.

A TRANSMISSORA será responsável pela total operacionalização dos enlaces de comunicação devendo ser prevista toda a infra-estrutura necessária para implantação do sistema de telecomunicações, tais como: edificações, alimentação de corrente contínua de 48 Vcc para suprimento dos equipamentos de telecomunicações com autonomia de no mínimo 12 horas na falta de CA, aterramento, bem como qualquer outra infra-estrutura que se identificar necessária para a plena funcionabilidade do sistema de telecomunicações.

A TRANSMISSORA será responsável pela manutenção dos índices de qualidade e de disponibilidade dos canais de dados e voz que se interligam com o ONS, TSN e COELBA.

Em caso de indisponibilidade programada de quaisquer canais de dados ou de voz de interesse do ONS, TSN e COELBA, a TRANSMISSORA deve manter entendimentos com o Centro de Operação destes agentes, para obter a aprovação do serviço solicitado em data e horário convenientes.

A TRANSMISSORA deverá indicar um contato técnico para tratar dos assuntos relacionados a telecomunicações com o ONS, TSN e COELBA.

1.7.2 REQUISITOS PARA A TELEPROTEÇÃO

Os equipamentos de telecomunicações para as funções de teleproteção devem ser dedicados e adequados para uso em instalações de transmissão de sistemas elétricos de potência.

Os equipamentos de teleproteção devem ter chaves de testes, a fim de que seja possível realizar intervenção nesses equipamentos sem ser necessário desligar a linha de transmissão.

É admissível a utilização de comunicação direta relé a relé por meio de fibra óptica, para a implementação dos esquemas de teleproteção utilizando unidades de distância, desde que mantida a independência dos meios de comunicação da proteção principal e da alternada.

A teleproteção deve manter a confiabilidade e a segurança de operação em condições adversas de relação sinal/ruído, sobretudo na ruptura de condutores da linha de transmissão sob falta.

1.7.2.1 Teleproteção para linhas de transmissão com tensão nominal igual ou superior a 345 kV

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

Cada equipamento de comunicação deve ter o número de canais necessários para o correto desempenho do esquema de teleproteção utilizado.

Os esquemas de transferência de disparo direto, em cada proteção, devem utilizar dois canais de comunicação. As saídas dos receptores de transferência de disparo devem ser ligadas em série, de



tal forma que ambos os receptores devem receber o sinal antes de executar o comando de disparo. Deve ser prevista lógica para permitir disparo, mesmo no caso da perda de um dos canais de comunicação.

Os canais de transferência de disparo devem permanecer permanentemente acionados quando da atuação de relés de bloqueio (quando da ocorrência de falha na abertura de disjuntores, atuação de proteções de reatores, proteções de sobretensão, etc.) e temporariamente acionados quando atuados pelas proteções de linha de transmissão. O esquema de recepção deve ter meios para diferenciar os sinais de transferência de disparo direto para os quais o religamento automático deve ser permitido, daqueles para os quais o religamento não deve ser permitido.

Nos esquemas de teleproteção, baseados em lógicas permissivas de sobrealcance, os comandos de cada proteção deverão ser acionados pelas unidades de medida de sobrealcance da proteção da linha. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas de comparação direcional por sinal de bloqueio, estes comandos serão acionados por unidades de medida reversas das proteções da linha. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas permissivas por subalcance, estes comandos serão acionados pelas unidades de medida de subalcance das proteções da linha.

Os canais de telecomunicação devem ser específicos para proteção, não compartilhados com outras aplicações. O tempo decorrido entre o envio do sinal em um terminal e seu recebimento no terminal oposto deve ser menor que 15ms, aí incluídos os tempos de operação dos relés auxiliares.

Deve ser previsto o registro de transmissão e recepção de sinais associados à atuação da teleproteção no sistema de registro de seqüência de eventos da instalação, visando a facilitar a análise de ocorrências pós-distúrbios.

1.7.2.2 Teleproteção paradas Linhas de transmissão com tensão nominal inferior a 345 kV

O equipamento de comunicação deve ter o número de canais necessários para o correto desempenho do esquema de teleproteção utilizado, atendendo aos demais requisitos definidos no subitem 1.7.2.1 acima.

1.7.3 REQUISITOS PARA CANAIS DE VOZ

1.7.3.1 A TRANSMISSORA deve prover canalização para telefonia full duplex, com sinalização sonora e visual, conforme definido a seguir, para comunicação operativa do sistema elétrico entre:

(a) As subestações envolvidas: Ibicoara e Brumado II – serviço no mínimo Classe B.

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

• Subestação Ibicoara - serviço de telefonia direta no mínimo Classe B;

• Subestação Brumado II - serviço de telefonia direta no mínimo Classe B;

• Centro de Operação Local da TSN – COL-TSN – serviço de telefonia direta Classe A;

• Centro Regional de Operação da COELBA, COS-COELBA– serviço de telefonia direta Classe A;

• Centro Regional de Operação Nordeste – COSR-NE, do ONS– serviço de telefonia direta Classe A.



(c) Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado, para atendimento às subestações Ibicoara e Brumado II deve-se prever um serviço de telefonia direta Classe A:

• Entre a Subestação Ibicoara e o Centro de Operação Local da TSN – COL-TSN;

• Entre a Subestação Brumado II e o Centro de Operação da COELBA – COS-COELBA; e

• Entre estas Subestações e o Centro Regional de Operação Nordeste – COSR-NE, do ONS.

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

1.7.4 REQUISITOS PARA TRANSMISSÃO DE DADOS

Os enlaces de dados abaixo especificados 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.

1.7.4.1 Enlaces para supervisão e controle

Para a supervisão e controle pelo ONS, TSN e COELBA, deverão ser fornecidos os seguintes enlaces de dados, atendendo ao serviço Classe A:

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

• Subestação Ibicoara;

• Subestação Brumado II;

• Computador de comunicação do Centro de Operação Local da TSN – COL-TSN;

• Computador de comunicação do Centro de Operação da COELBA – COS-COELBA;

• Computador de comunicação do Centro Regio nal de Operação Nordeste – COSR-NE do ONS.

(b) Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local:

• Enlace com o computador de comunicação do Centro de Operação Local da TSN – COL-TSN:

q Subestação Ibicoara; • Enlace com o computador de comunicação do Centro de Operação da COELBA – COS-

COELBA:

q Subestação Brumado II; • Enlaces com o computador de comunicação do Centro Regional de Operação Nordeste -

COSR-NE, do ONS:

q Subestação Ibicoara; q Subestação Brumado II;

• Estes enlaces deverão ser independentes de qualquer outro enlace de dados.



1.7.4.2 Outros enlaces de dados

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

Soluções alternativas que permitam o acesso via rede de dados poderão ser admitidas, uma vez assegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos aos enlaces acima especificados.



1.8 DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESSE ANEXO TÉCNICO

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

• Fluxo de potência, rejeição de carga e energização na freqüência fundamental;

• Estudos de transitórios de religamento, rejeição de carga e energização;

• Estudos de tensão transitória de restabelecimento;

• Estudo de coordenação de isolamento;

Esses estudos devem demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critérios da EPE e nos relatórios de estudos indicados no subitem 2.1.1 e aos critérios e requisitos estabelecidos nesse item.

Ressalta-se que a TRANSMISSORA deve analisar também o ano de entrada em operação do empreendimento, utilizando a base de dados disponibilizada pelo ONS no seu site (www.ons.org.br).

1.8.1 TENSÃO OPERATIVA

A tensão eficaz entre fases de todas as barras do sistema interligado, em todas as situações de intercâmbio e cenários avaliados deve situar-se na faixa de valores listados na Tabela 7 abaixo, que se refere às condições operativas normal (regime permanente) e de emergência (contingências simples em regime permanente nos estudos que definiram a configuração básica ou alternativa).

TABELA 7 - TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL (KV)

Condição operativa de emergência Nominal

Condição operativa normal

Barras com carga Demais barras

138 131 a 145 131 a 145 124 a 145

230 218 a 242 218 a 242 207 a 242

500/525 500 a 550 475 a 550 475 a 550

1.8.2 CRITÉRIOS PARA AS CON DIÇÕES DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO

1.8.2.1 Sobretensão admissível

A máxima tensão em regimes permanente e dinâmico na extremidade das linhas de transmissão após manobra (energização, religamento tripolar e rejeição de carga) deve ser compatível com a suportabilidade dos equipamentos das subestações terminais, dos isolamentos das linhas e das torres de transmissão.

A tensão dinâmica (tensão eficaz entre fases no instante imediatamente posterior à manobra dos disjuntores) e a tensão sustentada (tensão eficaz entre fases nos instantes subseqüentes) devem situar-se na faixa de valores constantes da Tabela 8 abaixo.



TABELA 8 – TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL NA EXTREMIDADE DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO APÓS MANOBRA (KV)

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

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

1.8.2.2 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 definido na Tabela 7.

Em particular, deve ser prevista a possibilidade de energização nos dois sentidos, considerando, inclusive, o sistema degradado, por conta de possíveis manobras de recomposição.

1.8.2.3 Religamento tripolar das linhas de transmissão

Deve ser prevista a possibilidade de religamento tripolar em todas as linhas de transmissão.

1.8.2.4 Religamento monopolar

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

• Priorizar as soluções técnicas no sentido de garantir uma probabilidade adequada de sucesso na extinção do arco secundário em tempos inferiores a 500 ms, de acordo com o critério estabelecido no item 1.8.2.4(a);

• Somente nos casos em que for demonstrada, por meio da apresentação de resultados de estudos, a inviabilidade técnica de atender tal requisito, a TRANSMISSORA poderá optar pela utilização do critério definido no item 1.8.2.4(b), para tempos de extinção superiores a 500 ms;

• 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.

• 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;

• 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.

(a) Critério com Tempo Morto de 500 ms

A Figura 3 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 3.



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 3 - CURVA DE REFERÊNCIA PARA ANÁLISE DA EXTIN ÇÃO 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 o requisito da Figura 3, poderá a TRANSMISSORA optar pela utilização do critério definido no item 1.8.2.4(b).

(b) Critério com Tempo Morto superior a 500 ms

Para avaliação do sucesso do religamento monopolar com tempo morto superior a 500 ms, deve ser considerada a curva de referência da Figura 4, 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 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 4 para a corrente encontrada;



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

Nos casos em que os tempos mortos definidos de acordo com a alínea a acima forem iguais ou superiores a 1,75 segundos, a TRANSMISSORA 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 4.

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 4 – CURVA DE REFERÊNCIA - TEMPO MORTO PARA EXTINÇÃO DO ARCO SECUNDÁRIO X VALOR

EFICAZ DA CORRENTE DE ARCO SECUNDÁRIO, PARA TENSÕES ATÉ 765 KV

1.8.2.5 Rejeição de carga

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

1.8.3 CRITÉRIOS PARA MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE ATERRAMENTO



As manobras de fechamento e abertura de seccionadores e de seccionadores de aterramento devem considerar as condições mais severas de tensões induzidas de linhas de transmissão existentes em paralelo, incluindo carregamento máximo e situações de ressonância.

Deverão ser avaliadas, sem considerar a aplicação de medidas operativas, os efeitos de eventuais induções ressonantes provocadas pela linha de transmissão objeto dessa licitação sobre outras linhas de transmissão existentes.

1.8.4 CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE DISJUNTORES

• Abertura de linha em vazio, com tensão da rede do lado fonte do disjuntor na freqüência de 66 Hz e com valor eficaz entre fases de 700 kV para disjuntores das classes de 525 e 500 kV; valor eficaz entre fases de 306 kV para disjuntores da classe 230 kV e valor eficaz entre fases de 184 kV para disjuntores da classe 138 kV. Será aceito freqüência inferior a 66 Hz desde que comprovada, a impossibilidade da sua ocorrência. Neste caso, o disjuntor deve ser capaz de operar na maior excursão de freqüência que estará sujeito a atuar.

• Deverá ser identificado o maior angulo para abertura em discordância de fases a que ficará sujeito o disjuntor, considerando as condições operativas mais desfavoráveis;

• Deverão ser avaliadas a abertura de defeito trifásico e bifásico não envolvendo terra, no barramento ou saída de linha;

• Deverão ser avaliadas a abertura de defeito trifásico e bifásico envolvendo a terra e monofásico, no barramento ou saída de linha;

• Deverá ser avaliada a abertura de defeito quilométrico;

• Deverá ser avaliada a situação crítica de X/R no ponto da rede onde os disjuntores estão instalados.

• Nas manobras de energização e de religamento de linhas de transmissão bem como na energização e abertura dos transformadores conectados à rede, deve-se observar os limites de suportabilidade de sobretensão dos equipamentos associados e a capacidade de absorção de energia dos pára-raios envolvidos.

Os critérios mencionados neste item devem subsidiar a definição dos requisitos para disjuntores definidos no item 1.3.2.1 deste anexo técnico.



2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO

Os relatórios de Estudos de Engenharia e Planejamento, elaborados pela EPE, e os documentos elaborados pela TSN e COELBA para as linhas de transmissão e para as subestações interligadas, estão relacionados a seguir.

Estes relatórios e documentos são partes integrantes do ANEXO 6D devendo suas recomendações ser adotadas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos para implantação das instalações.

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO

2.1.1 RELATÓRIOS

Nº EMPRESA DOCUMENTO

EPE/GET-NE-R1-001.2006 Revisão 1

EPE/GET-NE R1-001.2005. Estudos de Suprimentos às Cargas do Sul da Bahia considerando o atendimento a Brumado Março/2006

EPE/GET-NE-R2-001.2006 R2 – Estudo para Definição das Características Básicas da LT 230 kV Ibicoara – Brumado II – Março/2006



2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES

NºEMPRESA DOCUMENTO

EPE/GET-NE-COELBA R4-001.2006 Interligação da LT 230 kV Ibicoara – Brumado II R4 - Caracterização das Instalações Existentes na SE Brumado II – Março de 2006

TM 21 BL 98210 Rev 0 (TSN) Interligação da LT 230 kV Ibicoara – Brumado II R4 – Características das Instalações Existentes na SE Ibicoara

2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES

2.3.1 SUBESTAÇÃO IBICOARA

Nº TSN DESCRIÇÃO M21 BL 43000 Rev 0 Planta Geral

M21 BL 43204.02 Rev 2 Diagrama unifilar simplificado

M21BL4300102 Arranjo Físico – setor 500kV – Plana Geral

M21BL4300404 Arranjo Físico – setor 500kV – Corte A - A

M21BL4300504 Arranjo Físico – setor 500kV – Corte B - B

M21BL4320201 Diagrama Unifilar de Proteção e Mediação

2.3.2 SUBESTAÇÃO BRUMADO II

Nº FURNAS DESCRIÇÃO D-37463-A1 Rev 04 Arranjo Geral

D-37468-A1 Rev 07 Diagrama unifilar

D-37955-A1 Rev 03 Arranjo Geral – Planta de Situação



3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO

3.1 GERAL

A TRANSMISSORA deve implantar as INSTALAÇÕES DE TRA NSMISSÃO do LOTE D, observando a legislação e os requisitos ambientais aplicáveis.

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL

Nº EMPRESA DOCUMENTO EPE/GET-NE-R3-001.2006 R3 - Caracterização e Análise Sócio Ambiental da LT 230

kV Ibicoara – Brumado II – Março de 2006.



4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS

Conforme previsto no Edital, Volume I - item 4.7, e para fins de verificação da conformidade com os requisitos técnicos exigidos, a TRANSMISSORA deve apresentar à ANEEL para liberação o Projeto Básico das instalações, de acordo com o Relatório Diretrizes para Projeto Básico de Sistemas de Transmissão - DNAEE-ELETROBRAS e a itemização a seguir.

A TRANSMISSORA deve entregar 2 cópias de toda documentação do Projeto Básico em papel e em meio magnético ou ótico.

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA

A TRANSMISSORA deve apresentar os relatórios dos estudos apresentados no item 2.1.

Sempre que solicitado, a TRANSMISSORA deve comprovar mediante estudo que as soluções adotadas nas especificações e projetos das instalações de transmissão objeto deste anexo são adequadas.

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES

Os documentos de projeto básico da subestação devem incluir:

• Relação de normas técnicas oficiais utilizadas.

• Critérios de projeto para as obras civis, projeto eletromecânico, sistemas de proteção, comando, supervisão e telecomunicações, instalações de blindagem e aterramento, inclusive premissas adotadas.

• Desenho de locação das instalações.

• Diagrama unifilar.

• Desenho de arquitetura das construções: plantas, cortes e fachadas.

• Arranjo geral dos pátios: planta e cortes típicos.

• Arranjo dos sistemas de blindagem e aterramento.

• Características técnicas dos equipamentos e dos materiais principais.

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

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

4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO

Os documentos de projeto básico da linha de transmissão devem apresentar:

4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO

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



• Mapas (isótacas);

• Estações Anemométricas usadas;

• Velocidade Máxima Anual de vento a 10 m de altura e média de 3 segundos, tempo de retorno de 250 anos (para linha com tensão superior a 230 kV) e 150 anos (para linha com tensão igual ou inferior a 230 kV) e ,também, com média de 10 minutos;

• Média de Velocidade Máxima Anual de vento a 10 m de altura e média de 3 segundos, tempo de retorno de 250 anos (para linha com tensão superior a 230 kV) e 150 anos (para linha com tensão igual ou inferior a 230 kV) e, também, com média de 10 minutos;

• Coeficiente de variação da Velocidade Máxima Anual a 10 m de altura (em porcentagem);

• Coeficientes de rajadas a 10 m de altura e média de 10 minutos.

4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS.

• Relação de normas técnicas oficiais utilizadas;

• Memorial de cálculo dos suportes;

• Desenho da diretriz selecionada e suas eventuais interferências;

• Desenho da faixa de passagem, “clearances” e distâncias de segurança;

• Regulação mecânica dos cabos: características físicas, estados básicos e pressão resultante dos ventos;

• Suportes (estrutura metálica ou de concreto armado e ou especiais):

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

q Desenhos das silhuetas com as dimensões principais;

q Coeficientes de segurança;

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

q Esquemas de carregamentos e cargas atuantes;

q Cargas resultantes nas fundações.

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

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

• Tipos de fundações: critérios de dimensionamento e desenhos dimensionais;

• Cabos condutores: características;

• Cabos pára-raios: características;

• Cadeias de isoladores: coordenação eletromecânica, desenhos e demais características;

• Contrapeso: características, material, método e critérios de dimensionamento;



• Ferragens, espaçadores e acessórios: descrição, ensaios de tipo, características físicas e desenhos de fabricação;

• Vibrações eólicas:

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

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

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES:

• Descrição sumária dos sistemas de telecomunicações.

• Descrição sumária do sistema de energia (alimentação elétrica).

• Diagramas de configuração dos sistemas de telecomunicações.

• Diagramas de configuração do sistema de energia.

• Diagramas de canalização.

• Comentários sobre as alternativas de provedores de telecomunicações prováveis e sistemas propostos.



5 CRONOGRAMA

A TRANSMISSORA deve apresentar cronograma de implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO pertencentes a sua concessão, conforme modelos apresentados nas tabelas A e B deste ANEXO 6D, com a indicação de marcos intermediários, para as seguintes atividades não se restringindo a essas: licenciamento ambiental, projeto básico, topografia, instalações de canteiro, fundações, montagem de torres, lançamento dos cabos condutores e instalações de equipamentos, obras civis e montagens das instalações de Transmissão e das Subestações, e comissionamento, que permitam aferir, mensalmente, o progresso das obras e assegurar a entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL no prazo máximo de 22 (vinte e dois) meses.

A ANEEL poderá solicitar a qualquer tempo a inclusão de outras atividades no cronograma.

A TRANSMISSORA deve apresentar mensalmente, à fiscalização da ANEEL, Relatório do andamento da implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, em meio ótico e papel.

EDITAL DE LEILÃO NO 003/2006-ANEEL ANEXO 6D – LOTE D – LT IBICOARA –BRUMADO II – 230 KV


5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A) NOME DA EMPRESA:

LINHA DE TRANSMISSÃO: DATA: MESES No DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA IMPLANTAÇÃO 1 2 3 20 21 22 1 PROJETO BÁSICO 2 ASSINATURA DE CONTRATOS 2.1 EPC – Estudos, projetos e construção 2.2 CCT – Acordo Operativo 2.3 CCI – Acordo Operativo 2.4 Termo de Liberação 3 IMPLANTAÇÃO DO TRAÇADO 4 LOCAÇÃO DE TORRES 5 LICENCIAMENTO AMBIENTAL 5.1 Licença Prévia 5.2 Licença de Instalação 5.3 Licença de Operação 6 AQUISIÇÕES 7 OBRAS CIVIS E MONTAGEM 7.1 Canteiro de Obras 7.2 Faixa de Segurança 7.3 Fundações 7.4 Montagem de Torres 7.5 Lançamento de Cabos 8 ENSAIOS DE COMISSIONAMENTO 9 OPERAÇÃO COMERCIAL OBSERVAÇÕES: DATA DE INÍCIO

DATA DE CONCLUSÃO DURAÇÃO

ASSINATURA CREA No

ENGENHEIRO REGIÃO



5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B)

NOME DA EMPRESA SUBESTAÇÂO

DATA

Meses No

DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA OBRA 1 2 3 4 20 21 22

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

OBSERVAÇÕES:

DATA DE CONCLUSÃO DURAÇÃO DA OBRA CREA No ENGENHEIRO

ASSINATURA REGIÃO

Documents

ANEXO 6D LOTE D 1 – Mapa eletrogeográfico de parte do sistema Nordeste. A Figura 2 apresenta o diagrama unifilar simplificado das instalações que são objeto dessa licitação