ANEXO 7A EXPANSÃO DA INTERLIGAÇÃO SUL - SUDESTE ... · 1.4.2 Requisitos dos varistores dos equipamentos de compensação reativa série ... que pelos estudos iniciais era de 340

Edital de Leilão Nº 004/2000-ANEELANEXO 7A – Grupo A - Expansão da INTERLIGAÇÃO SUL-SUDESTE

PROCURADORIAGERAL/ANEEL VISTO VOL. IV - Fl. 1 de 192

ANEXO 7A

EXPANSÃO DA INTERLIGAÇÃO SUL - SUDESTE

CARACTERÍSTICAS

E

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS

DAS

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO



ÍNDICE1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES 4

1.1 INTRODUÇÃO................................................................................................................................................41.1.1 Descrição geral................................................................................................................ 41.1.2 Configuração Básica ....................................................................................................... 61.1.3 Dados de sistema utilizados ............................................................................................ 71.1.4 Requisitos gerais ............................................................................................................. 7

1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO..............................................................................................................................81.2.1 Indicadores elétricos........................................................................................................ 81.2.2 Indicadores Mecânicos.................................................................................................. 10

1.3 SUBESTAÇÕES ...........................................................................................................................................131.3.1 Requisitos gerais ........................................................................................................... 131.3.2 Requisitos dos equipamentos........................................................................................ 15

1.4 COMPENSAÇÃO SÉRIE.................................................................................................................................181.4.1 Informações básicas...................................................................................................... 181.4.2 Requisitos dos varistores dos equipamentos de compensação reativa série ................ 18

1.5 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO.................................................................................191.5.1 Geral.............................................................................................................................. 191.5.2 Proteções de linhas de transmissão.............................................................................. 191.5.3 Proteção de Unidades Transformadoras 500-345kV..................................................... 231.5.4 Proteção de reatores ..................................................................................................... 241.5.5 Proteção de Barras........................................................................................................ 241.5.6 Proteção para Falha de Disjuntor .................................................................................. 251.5.7 Proteção de Capacitores Série...................................................................................... 251.5.8 Sistemas Especiais de Proteção ................................................................................... 26

1.6 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE.....................................................................................................271.6.1 Introdução...................................................................................................................... 271.6.2 Requisitos de supervisão e controle das instalações .................................................... 271.6.3 Requisitos de supervisão pelos agentes proprietários das subestações....................... 331.6.4 Requisitos de supervisão e controle pelo ONS ............................................................. 351.6.5 Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade................................................ 40

1.7 SISTEMA DE MEDIÇÃO DE FATURAMENTO....................................................................................................451.7.1 Localização.................................................................................................................... 45

1.8 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL ...................................................................461.8.1 Aspectos gerais ............................................................................................................. 461.8.2 Descrição funcional ....................................................................................................... 461.8.3 Disparo do registrador digital de perturbações .............................................................. 471.8.4 Sincronização de Tempo............................................................................................... 471.8.5 Requisitos de compatibilidade eletromagnética............................................................. 471.8.6 Características dos sinais de entrada e saída ............................................................... 471.8.7 Capacidade de registro de ocorrências. ........................................................................ 481.8.8 Requisitos de comunicação........................................................................................... 49

1.9 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO .......................................501.9.1 Requisitos gerais ........................................................................................................... 501.9.2 Requisitos para a teleproteção ...................................................................................... 51



1.9.3 Requisitos para canais de voz....................................................................................... 521.9.4 Requisitos para transmissão de dados.......................................................................... 53

1.10 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA.....................................551.10.1 Tensão operativa........................................................................................................... 551.10.2 Requisitos de manobra associados às linhas de transmissão....................................... 551.10.3 Manobras de fechamento e abertura de secionadores e secionadores de aterramento 571.10.4 Requisitos de interrupção para os disjuntores............................................................... 571.10.5 Requisitos de manobra de unidades transformadoras .................................................. 57

2 ESTUDOS DE PLANEJAMENTO E ENGENHARIA RELATIVOS A EXPANSÃO DAINTERLIGAÇÃO SUL-SUDESTE - 500KV E SUBESTAÇÕES DE 500KV PERTENCENTES ÀINTERLIGAÇÃO 58

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO E A RESPECTIVA DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA DAINTERLIGAÇÃO SUL - SUDESTE ..........................................................................................................58

2.1.1 Relatórios ...................................................................................................................... 582.1.2 Dados Elétricos do Sistema Estudados......................................................................... 58

2.2 RELATÓRIOS DE CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS .........................................................................592.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES......................................................................................................60

2.3.1 SE BATEIAS - COPEL .................................................................................................. 602.3.2 SE IBIÚNA – FURNAS .................................................................................................. 61

3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO 63

3.1 GERAL .....................................................................................................................................................633.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL............................................................................................................63

4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS 64

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA .............................................................................................644.2 PROJETO BÁSICO DA SUBESTAÇÃO............................................................................................................644.3 PROJETO BÁSICO DOS TRECHOS DE LINHAS DE TRANSMISSÃO ...................................................................64

4.3.1 Relatório técnico............................................................................................................ 644.3.2 Normas e documentação de Projetos............................................................................ 65

5 CRONOGRAMA 66

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO ....................................................................675.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES........................................................................................68



1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

1.1 INTRODUÇÃO1.1.1 Descrição geral

Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos das instalações detransmissão integrantes da Expansão da Interligação Sul-Sudeste consistindo-se de uma linhade transmissão circuito duplo em 500kV, que interliga a Subestação de Bateias , de propriedadeda COPEL , localizada no Estado do Paraná à Subestação de Ibiúna , de propriedade deFURNAS, localizada no Estado de São Paulo, que visa reforçar a conexão entre os sistemaselétricos Sul e Sudeste-Centro-Oeste.

A Figura 1- Elos de Interligação, apresenta um diagrama simplificado dos principais elos dainterligação Sul-Sudeste atualmente.

FIGURA 1 ELOS DE INTERLIGAÇÃO

A Figura 2 - apresenta o mapa eletro-geográfico do sistema Sul-Sudeste., incluindo osempreendimentos associados à Expansão da Interligação Sul-Sudeste.

FIGURA 2- MAPA ELETRO-GEOGRÁFICO DO SISTEMA SUL-SUDESTE

Uruguai

113388kkVV223300kkVV

CCTTEEEEPP

SSUULL

SSUUDDEESSTTEE

CCOOPPEELL

EELLEETTRROOSSUULLIIvvaaiippoorrãã 550000kkVV

TTrraaffoo ddeeIIvvaaiippoorrãã22 xx 11665500MMVVAA550000//775500kkVV

IIvvaaiippoorrãã IIttaabbeerrááTTiijjuuccoo PPrreettoo

FFoozz

IIttaaiippuu

FFUURRNNAASS

ENERSUL

Argentina

550000 kkVV776655 kkVV



EXPANSÃOINTERLIGAÇÃOSUL SUDESTE



A Expansão da Interligação Sul-Sudeste compreende a implementação dos empreendimentoslistados no subitem 1.1.2 , consistindo basicamente em um circuito duplo de 500 kV Bateias -Ibiúna.

A implantação da Expansão da Interligação Sul-Sudeste, objeto do Leilão, compreende, também,a compensação reativa associada a esses circuitos, os seus equipamentos terminais demanobra, proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos,serviços e facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃOainda que não expressamente indicados neste ANEXO 7A.

1.1.2 Configuração Básica

A configuração básica é caracterizada pelos empreendimentos listados nas tabelas a seguir.As linhas de transmissão constam da Tabela 1, enquanto as subestações constam da Tabela 2,não estando incluídas as unidades reservas nos quantitativos nela apresentados.

TABELA 1 – LINHAS DE TRANSMISSÃO

Origem Destino Tensão (kV) Circuito Comprimento(km)Bateias Ibiúna 500 1° 328Bateias Ibiúna 500 2° 328

Nota: O estudo "Avaliação preliminar das caracteristícas técnicas ambientais do corredorpotencial para a LT 500 kV Bateias - Ibiúnas otimizou o comprimento da linha detransmissão para 328 km, que pelos estudos iniciais era de 340 km.

TABELA 2 – SUBESTAÇÕSE

Subestação Tensão (kV) Empreendimentos Principais Potência UnitáriaBateias 500 2 entradas de linha

2 interligações de barras6 reatores monofásicos de linha 45,3(1)

Ibiúna 500 1 pátio de subestação2 entradas de linha3 interligações de barras6 reatores monofásicos de linha 22,7(1)2 unidades transformadoras 750(3)2 conexões das unidades transformadoras2 bancos de capacitores série (2)

345 2 conexões das unidades transformadorasNotas:

1) A Potência Unitária dos reatores em MVAr referida a 500 kV.2) A potência dos capacitores série e o grau de compensação dos circuitos da LT

Ibiúnas - Bateias deverá ser definida de sorte a produzir a mesma distribuição defluxo em condição normal e durante emergências, conforme estudo apresentado noRelatório disponibilizado no item 2.1, para a corrente nominal de 2.200 A.

3) A potência das unidades transformadoras, em MVA, está referida à tensão de 500kV.4) Para o posicionamento dos equipamentos, consultar diagramas unifilares

disponibilizados.

A configuração básica supracitada e os requisitos técnicos deste Anexo 7A são os padrões dedesempenho mínimo para outras soluções, as quais deverão ser demonstradas mediantejustificativa técnica comprobatória.



1.1.3 Dados de sistema utilizados

Os dados de sistema utilizados nos estudos em regimes permanente e transitório efetuados paraa definição da configuração básica , estão disponibilizados conforme documentação relacionadano item 2

Os dados relativos aos estudos de regimes permanente e dinâmico estão disponíveis no formatodos programas digitais de simulação de rede ANATEM e ANAREDE, do CEPEL.

Os dados relativos aos estudos de transitórios eletromagnéticos estão disponíveis no formato doprograma digital ATP.

1.1.4 Requisitos gerais

O projeto e a construção das linhas de transmissão e das subestações terminais deverão estarem conformidade com as últimas revisões das normas da ABNT, no que for aplicável, e, na faltadestas, com as últimas revisões das normas da IEC, ANSI ou NEC, nesta ordem de preferência,salvo onde expressamente indicado.

Todas as condições ambientais locais necessárias à elaboração do projeto, às atividades deconstrução e à operação das instalações deverão ser obtidas pela TRANSMISSORA.

É de responsabilidade e prerrogativa da TRANSMISSORA o dimensionamento e especificaçãodos equipamentos e instalações de transmissão que compõem o Serviço Público deTransmissão, objeto desta licitação, de forma a atender este Anexo 7A e as práticas da boaengenharia, bem como a política de reserva.



1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO1.2.1 Indicadores elétricos

1.2.1.1 Parâmetros elétricos das linhas de transmissãoA reatância longitudinal de seqüência positiva da linha de transmissão deverá possibilitar adistribuição de fluxos de potência na interligação Sul - Sudeste, similar à configuração básicaapresentada nos estudos dos relatórios disponibilizados no item 2.1.

1.2.1.2 Carregamento das Linhas de TransmissãoOs circuitos deverão ser capazes de suportar, em regime permanente e durante emergências,corrente de 1.500 A e 2.600 A, respectivamente, sem que haja violação de qualquer critério dedesempenho.

1.2.1.3 Definição da flecha máxima dos condutores e dimensionamento dos cabos pára-raiosNo projeto de locação das estruturas e no dimensionamento dos cabos pára-raios da linha detransmissão, deverão ser adotadas as seguintes condições climáticas:• Temperatura máxima média da região;• Radiação solar máxima;• Brisa não superior a 1 m/s.

A definição da flecha máxima dos cabos condutores deverá ser feita de acordo com a NBR-5422, contemplando temperatura máxima média da região, radiação solar máxima, brisa nãosuperior a 1 m/s, para corrente máxima de 1.900 A.

No dimensionamento dos cabos pára-raios, deverão ser consideradas as mesmas condiçõesclimáticas utilizadas na definição das flechas máximas dos condutores, além das seguintescondições adicionais:• Níveis de corrente de curto-circuito de 40 kA em todas as subestações;• Possibilidade de que os cabos pára-raios dos trechos de linha sejam conectados à malha

de terra das subestações e aterrados em todas as estruturas;• Tempo de eliminação de defeito correspondente à proteção de retaguarda.

1.2.1.4 Compensação reativaA compensação reativa em derivação da configuração básica está apresentada na tabela 2.

A compensação reativa em derivação das linhas de transmissão deverá ser definida de formaque o conjunto formado pelas linhas e suas compensações atenda aos requisitos constantes noitem 1.10 e demais critérios constantes deste Anexo 7A.

Os dados, critérios e condições necessária para a análise da TRANSMISSORA encontram-senos documentos indicados no item 2,

1.2.1.5 Perda Joule nos cabos condutor e pára-raiosA resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento das linhas de transmissão, parafreqüência nominal de 60 Hz e para a temperatura de 75º C, deve ser igual ou inferior a daconfiguração básica: 0,028 Ω/km.

A perda total nos cabos pára-raios não deverá ser superior ao correspondente a dois caboscontínuos de aço galvanizado EAT de diâmetro 3/8”, aterrados em todas as estruturas e namalha de terra das subestações.



1.2.1.6 DesequilíbrioAs linhas de transmissão deverão ter um ciclo completo de transposição, de preferência comtrechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total.

1.2.1.7 Coordenação de isolamento(a) Desempenho a descargas atmosféricasNão poderá haver desligamentos por descargas diretas para o perfil de terreno predominante daregião.

O número de desligamentos por descargas atmosféricas não poderá ser superior a umdesligamento/100km/ano.

(b) Isolamento à tensão máxima operativaO isolamento das linhas de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionadoconsiderando as características de contaminação da região conforme classificação contida naPublicação IEC 815 – Guide for the selection of insulators in respect of polluted conditions.

O grau mínimo de poluição adotado deverá ser compatível com à distância de escoamentomínima de 25 mm/kV, referido à tensão máxima fase-terra.

O isolamento da linha de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionadoconsiderando balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento, com período de retorno de, nomínimo, 30 anos.

Deverá ser mantida distância mínima para evitar descarga à tensão máxima operativa entrequalquer condutor da linha e o limite da faixa de servidão, sob condição de flecha e balançomáximos, conforme indicado na NBR-5422.

(c) Isolamento a manobraO risco máximo de falha em manobras de energização e religamento deverá ser limitado aosvalores constantes da Tabela 3.

TABELA 3 – RISCO MÁXIMO DE FALHA A MANOBRAS DE ENERGIZAÇÃO E RELIGAMENTO

Risco de falha (adimensional)Manobra Entre fase e terra Entre fasesEnergização 10 – 3 10 – 4

Religamento 10 – 2 10 – 3

1.2.1.8 Efeitos de camposOs efeitos tratados abaixo deverão ser verificados à tensão máxima de operação da linha, qualseja, 550 kV.

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



(b) Rádio-interferênciaA relação sinal/ruído no limite da faixa de servidão, indicadora do nível de imunidade dos sinaisde rádio (RI), deverá ser no mínimo igual a 24 dB, considerando nível mínimo de sinal referido nanorma DENTEL, para 50 % das condições atmosféricas do ano.

(c) Ruído audívelO ruído audível (RA) no limite da faixa de servidão sob a tensão máxima operativa, durantecondição de chuva fina (<0,00148 mm/min) ou névoa de 4 horas de duração ou após osprimeiros 15 minutos de chuva, deverá ser no máximo igual a 58 dBA.

(d) Campo elétricoO campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão deverá ser 5 kV/m. Deve-seassegurar 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 magnéticoO campo magnético na condição de carregamento máximo e no limite da faixa de servidãodeverá ser inferior ou igual a 67 A/m, equivalente a indução magnética de 83 µT. Deve-seassegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma,não provoque efeitos nocivos a seres humanos.

1.2.2 Indicadores Mecânicos

1.2.2.1 Condições básicas para o projeto de regulação do cabo condutor.(a) Estado básico

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

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

• Para condições de vento extremo, a tração axial deverá ser limitada a 70% da tração deruptura do cabo.

(b) Estado de tração normal (EDS)

• No assentamento final, à temperatura média sem vento, com nível de tracionamentoconforme os valores indicados na Norma NBR-5422 (março de 1985).

(c) Estado de referência

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

1.2.2.2 Critérios para projeto mecânicoPara o projeto mecânico dos suportes das Linhas de Transmissão, os carregamentos oriundosda ação do vento nos componentes físicos da linha devem ser estabelecidos a partir dacaracterização probabilística das velocidades de vento da região com tratamento diferenciadoquanto ao tipo de tormenta ( tormentas frontais – “EPS extended pressure systems” e tormentaselétricas “TS Thunderstorms” ).



Para as estações anemométricas a serem consideradas no estudo, devem ser definidos osseguintes parâmetros:• Média e coeficiente de variação ( em porcentagem ) das séries de velocidades máximas

anuais de vento a 10m. de altura, com tempos de integração da média de 3 segundos e10 minutos;

• Velocidade máxima anual de vento a 10m. de altura, com período de retorno de 250 anos,tempos de integração da média de 3 segundos e 10 minutos. Se o número de anos dasérie de dados de velocidade for pequeno, na estimativa da velocidade máxima anualdeverá ser adotado no mínimo um coeficiente de variação compatível com as séries maislongas de dados de velocidades de ventos medidas na região;

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

• Coeficiente de rugosidade do terreno do local das medições.

O projeto mecânico da LINHA DE TRANSMISSÃO deverá ser desenvolvido segundo a IEC 826– “International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead TransmissionLines.

Além das hipóteses previstas na IEC, é obrigatória a introdução de hipóteses de carregamentoque reflitam tormentas elétricas “TS Thunderstorms”.

O projeto eletromecânico da LINHA DE TRANSMISSÃO deverá atender ao nível deconfiabilidade correspondente a um período de retorno igual ou superior a 250 anos, referente aum nível intermediário aos 2 e 3 preconizado na IEC 826.

1.2.2.3 Fadiga mecânica dos cabosSerá de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA o desenvolvimento e a aplicação desistemas para prevenção das vibrações e efeitos relacionados com a fadiga dos cabos.

Estudos de vibração e de sistema de amortecimento para fins de controle da fadiga dos cabosdeverão ser realizados, de forma a garantir a ausência de danos aos cabos da LINHA DETRANSMISSÃO, com elaboração de relatório técnico justificativo.

1.2.2.4 FundaçõesAs fundações de cada estrutura deverão ser projetadas estruturalmente e geotecnicamente deforma a adequar todos os esforços resultantes de cada torre às condições específicas de seupróprio solo de fundação.

As cargas nas fundações deverão ser calculadas para cada estrutura, individualmente, na suasituação real de carregamento, considerando suas condições particulares de aplicação: VãoGravante, Vão de Vento, Ângulo de desvio e Fim de LT, Altura da torre.

As propriedades físicas e mecânicas do solo de fundação de cada estrutura deverão serdeterminadas de forma reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, osparâmetros geomecânicos do solo, sendo executadas as seguintes etapas:



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

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

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

No cálculo das fundações deverão ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos queinfluenciem o estado do solo de fundação, quer no aspecto de sensibilidade, expansibilidade oucolaptividade levando-se em conta a sazonalidade.

A definição do tipo de fundação, seu dimensionamento estrutural e geotécnico deverão serexecutados levando em consideração os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidadesuporte do solo à compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se demétodos racionais de cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica.



1.3 SUBESTAÇÕES1.3.1 Requisitos gerais

1.3.1.1 Informações básicasA TRANSMISSORA deverá desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição dascaracterísticas e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que osmesmos serão conectados ao sistema existente.

Todos os equipamentos deverão ser especificados de forma a não comprometer ou limitar aoperação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistemainterligado. Também não devem ser utilizados equipamentos que inviabilizem o uso deequipamentos de outras tecnologias existentes ou de outros fornecimentos em futurasexpansões.

As novas instalações deverão ser compatíveis com as subestações existentes e demaisaspectos dos requisitos de equipamentos. Deverão ser observados os critérios e requisitosbásicos das instalações e equipamentos existentes nas subestações de Bateias e Ibiúna.conforme especificados nos documentos: GTS-IBN-S/SE-001 e GTS-BTA-S/SE-001,devendo serobservado na SE de Ibiúna todos os aspectos inerentes à conversora CC/CA.

Nas subestações existentes, a configuração básica contempla equipamentos comcaracterísticas elétricas básicas similares às dos existentes, as quais estão apresentadas nosdocumentos listados acima.

1.3.1.2 Arranjo dos pátiosO arranjo utilizado é do tipo disjuntor e meio no pátio da subestação de Bateias 500kV existente,bem como no pátio de 345kV e no futuro pátio de 500 kV da subestação de Ibiúna. Deverá serprevisto espaço físico para instalação de equipamentos de manobra de reatores em ambassubestações.

No horizonte final, prevê-se para o pátio de 500kV da Subestação de Ibiúna, 5 entradas delinhas, sendo 2(duas) para Bateias; 2(duas) para Campinas e !(uma) previsão futura.

1.3.1.3 Capacidade de corrente(a) Corrente em regime PermanentepO dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar valor máximo decorrente para a condição de operação em regime permanente constante da Tabela 4.

TABELA 4 - VALOR MÁXIMO DE CORRENTE EM REGIME PERMANENTETensão Nominal (kV) Corrente Máxima em

Regime Permanente (A)500 3150345 3150

(b) Capacidade de curto-circuitoOs equipamentos e demais instalações deverão ser adequados para suportar nível de curto-circuito nos barramentos dos pátios constantes da Tabela 5.



TABELA 5 - VALOR MÁXIMO DE CORRENTE DE CURTO-CIRCUITOTensão Nominal

(kV)Corrente Máxima deCurto-Circuito (kA)

500 40345 63

(c) Sistema de AterramentoO sistema de aterramento das subestações deverá atender ao critério de um sistemasolidamente aterrado.

1.3.1.4 Suportabilidade(a) Tensão em regime permanenteO dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar valor máximo detensão para a condição de operação em regime permanente constante da Tabela 6.TABELA 6 - VALOR MÁXIMO DE TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES EM REGIME PERMANENTE

Tensão Nominal(kV)

Tensão Máxima em RegimePermanente (kV)

500 550345 362

(b) Isolamento sob poluiçãoAs instalações deverão ser isoladas de forma a atender, sob tensão operativa máxima, àscaracterísticas 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 atmosféricasO sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deverá assegurarblindagem perfeita das instalações, para correntes superiores a 2 kA, e garantir risco de falhamenor ou igual a uma descarga por 50 anos.

Caso existam edificações, as mesmas deverão atender às prescrições da Norma TécnicaNBR5419.

1.3.1.5 Efeitos de campos(a) Efeito coronaOs componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não deverãoapresentar efeito corona em 90 % da condição de tempo bom. A tensão mínima para início e fimdo corona visual deverá assumir os valores da Tabela 7. A tensão de extinção de corona deverásituar-se acima da tensão máxima de operação.

TABELA 7- TENSÃO MÍNIMA PARA INÍCIO DO CORONA VISUALTensão Nominal (kV) Tensão Msal

(kVef fase-terra)500 350345 250



(b) Rádio interferênciaO valor da tensão de rádio interferência externa máxima para os equipamentos deverá ser de2500 µV/m a 1000Hz, na tensão fase-terra 550/√3kV e 362/√3kV.

1.3.2 Requisitos dos equipamentos

1.3.2.1 Unidades transformadorasDeverão ser previstas no mínimo duas unidades transformadoras de 750 MVA em Ibiúna. Porunidade transformadora, entenda-se: transformadores ou autotransformadores, trifásicos ou embancos de unidades monofásicas. As unidades deverão ser equipadas com comutador dederivações sob carga, cujos requisitos são definidos adiante, e com estágios de refrigeraçãocapazes de atender aos procedimentos para aplicação de cargas estabelecidos na norma ABNTNBR 5416.

A existência de enrolamentos terciários é de opção da TRANSMISSORA, devendo serdemonstrado que a sua ausência não prejudica o desempenho do sistema.

(a) ComutaçãoAs unidades transformadoras deverão ser providas de comutadores de derivação em carga. ATRANSMISSORA definirá o enrolamento onde serão instalados os comutadores, cuja atuaçãodeverá ser no sentido de controlar a tensão no barramento 345 kV.

Deverá ser prevista a possibilidade de operação com no mínimo 9 (nove) relações detransformação, igualmente espaçadas entre o valor eficaz mínimo entre fases de 472,5 kV emáximo de 577,5 kV no barramento 525 kV ou 310,5 kV e máximo de 379,5 no barramento de345 kV.

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

(b) DerivaçõesAs derivações fixas dos enrolamentos primários deverão corresponder às seguintes tensões:

(525 ± 10%): 577500 / 525000 / 472500 V.

(c) Condições OperativasAs unidades transformadoras deverão ser adequadas para operação em paralelo nos terminaisde 525kV e de 345kV.

d) ImpedânciasOs valores de impedância correspondentes à temperatura de 75 °C deverão ser limitados à faixade 10 a 12%, referidos à base de potência de transformação.

(e) PerdasOs valores das perdas totais (perdas no cobre mais perdas no ferro) em plena carga deverão serinferiores a 0,3 % da potência nominal das unidades transformadoras.



(f) Ligação dos enrolamentosOs enrolamentos primário e secundário das unidades transformadoras deverão ser conectadosem estrela, com neutro acessível para aterramento sólido.

(g) SobretensõesCada unidade transformadora deverá ser capaz de suportar o perfil de sobreexcitação em vazioa 60 Hz apresentado Tabela 8 na em qualquer derivação de operação (valores em pu da tensãode derivação).

TABELA 8- SOBREEXCITAÇÃO ADMISSÍVEL NAS UNIDADES TRANSFORMADORAS

Duração Tensão (pu)12 segundos 1,3530 segundos 1,251 minuto 1,208 minutos 1,15

1.3.2.2 ReatoresOs valores das perdas totais (perdas no cobre mais perdas no ferro) referidos à tensão de 550kV e à potência nominal, deverão ser inferiores a 0,3 % da potência nominal.

Os enrolamentos dos reatores deverão ser conectados em estrela, com neutro acessível paraaterramento sólido, por reatores ou resistores.

O isolamento do neutro deverá ser dimensionado para a conexão de reatores de neutro parapermitir religamento monopolar e eliminar ressonância de circuitos em paralelo.

A curva de magnetização deve ser linear até a tensão de 750kV kV.

1.3.2.3 DisjuntoresO ciclo de operação e religamento rápido dos disjuntores deverá atender aos requisitos dasnormas aplicáveis.

O tempo máximo de interrupção para os disjuntores de 500kV e 345 kV deve ser 2 ciclos.

Os disjuntores de 500 kV e 345 kV deverão ser capazes de efetuar as operações de manobralistadas no item 1.10.4.

Os disjuntores de 500 kV e 345 kV deverão ter dois circuitos de disparo independentes, lógicasde detecção de discrepância de pólos, acionamento tripolar e monopolar, bem como ciclo deoperação compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar emonopolar com uma única tentativa.

1.3.2.4 Secionadores, lâminas de terra e chaves de aterramentoEstes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazesde efetuar as manobras listadas no item 1.10.3.

As Lâminas de Terra e Chaves de Aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas decapacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a classe B da norma IEC1129.



1.3.2.5 Pára-raiosOs pára-raios deverão ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), sem centelhador,adequados para instalação externa. Deverá ser prevista a utilização de pára-raios na interfacecom o sistema existente (entrada de linha).

1.3.2.6 Transformadores de corrente e potencialAs características dos transformadores de corrente e potencial, como: número de secundários,relações de transformação, carga, exatidão, etc., deverão satisfazer as necessidades dossistemas de proteção e de medição.

Os transformadores de corrente deverão ter enrolamentos secundários em núcleos individuais eser próprios para instalação externa.

Os transformadores de potencial deverão ser do tipo capacitivo e serem próprios para instalaçãoexterna.

1.3.2.7 Instalações abrigadasTodos os instrumentos, painéis e demais equipamentos dos sistemas de proteção, comando,supervisão e telecomunicação deverão ser abrigados e projetados segundo as normasaplicáveis, de forma a garantir o perfeito desempenho destes sistemas e sua proteção contradesgastes prematuros.

Em caso de edificações, é de responsabilidade da TRANSMISSORA seguir as posturasmunicipais aplicáveis e as normas de segurança do trabalho.



1.4 COMPENSAÇÃO SÉRIE1.4.1 Informações básicas

A localização dos equipamentos de compensação reativa série da Expansão da Interligação Sul-Sudeste é apresentada na Tabela 2. A configuração básica admite como premissa que os doiscircuitos da linha de transmissão serão compensados em 55% da sua reatância.

O sistema de proteção e controle dos equipamentos associados considera a ocorrência de doistipos de faltas, a saber:• Falta interna: conforme Figura 3• Falta externa.

FIGURA 3- FALTA INTERNA

1.4.2 Requisitos dos varistores dos equipamentos de compensação reativa série

Todos os varistores dos equipamentos de compensação reativa série deverão ser à base deóxido metálico.

Os requisitos de energia dos varistores deverão ser definidos levando-se em consideração todosos cenários e intercâmbios previstos, da configuração inicial ao ano horizonte de planejamento.Estes requisitos deverão ser definidos pela TRANSMISSORA para a condição de falta externamais crítica, sendo verificada a condição com a linha paralela fora de serviço.

Será permitida a atuação de dispositivos de proteção dos varistores nas seguintes situações:• Faltas internas trifásicas, bifásicas ou monofásicas;• Falta externa eliminada em mais de 100 ms, trifásica, bifásica ou monofásica;• Faltas externas trifásicas, eliminadas em 100 ms, com religamento malsucedido de

somente um terminal que resultar na maior energia para o varistor sob cálculo, istoocorrendo em 600 ms e abertura deste terminal em 700 ms. (Tempos referidos ao instantede aplicação da falta).

Falta Interna=Faltas na linhacompensada pelo banco



1.5 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO1.5.1 Geral

Todos os relés de proteção deverão utilizar tecnologia digital numérica.

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

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 istoacarrete a degradação do seu desempenho final.

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

A proteção dos equipamentos deve ser concebida de maneira a não depender de proteção deretaguarda remota no sistema de transmissão.

As proteções principal e (alternada ou de retaguarda) deverão ser alimentadas por bancos debaterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independentes.

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

As informações de corrente e tensão para cada sistema de proteção Principal e (Alternada ouRetaguarda) deverão ser obtidas de núcleos de transformadores de corrente e secundários detransformadores de potencial diferentes.

Todos os sistemas de proteção e equipamentos associados deverão atender as normas decompatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instalaçãoem subestações de Extra Alta Tensão.

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

1.5.2 Proteções de linhas de transmissão

Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a deteçãoe eliminação de todos os tipos de faltas e outras condições anormais de operação nas linhas detransmissão, realizando a discriminação entre faltas internas e externas à linha protegida.

1.5.2.1 Esquemas de religamentoAs linhas de transmissão devem ser dotadas de esquema de religamento conforme filosofiadefinida a seguir:



1.5.2.1.1 Requisitos geraisO esquema de religamento deverá possibilitar a seleção do tipo e número de tentativas dereligamento, com duas possibilidades: tripolar e monopolar. Na posição “tripolar” qualquer ordemde disparo iniciada por proteção irá desligar os três pólos do disjuntor e iniciará o religamentotripolar. Na posição “monopolar”, caso haja um defeito fase-terra, o desligamento e o religamentodos dois terminais da linha deverão ser monopolares; nos demais tipos de curto-circuito odesligamento e o religamento deverão ser tripolares. Caso não haja sucesso no ciclo dereligamento (por exemplo, curto-circuito permanente) o desligamento será tripolar.

Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meiodeverá ser prevista a possibilidade de religamento em qualquer dos dois disjuntores associadosà linha. A colocação ou retirada de serviço, seleção do tipo de religamento e o disjuntor a religardeverá ser realizada por meio de chave seletora e/ou do sistema de supervisão e controle dasubestação.

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

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

A proteção a ser fornecida deverá ter meios para, opcionalmente, realizar somente o religamentoautomático quando da ocorrência de curtos–circuitos internos fase-terra.

O esquema de verificação de sincronismo deve supervisionar todo comando de fechamentotripolar de disjuntores, sendo composto por unidade de verificação de sincronismo e porunidades de subtensão e sobretensão.

1.5.2.1.2 Esquema de religamento tripolarOs esquemas de religamento automático tripolar são para atuação exclusiva após a eliminaçãode faltas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser iniciados quando deaberturas manuais de disjuntores, operação de funções de proteção temporizadas, falhas embarras, falhas em disjuntores, recepção de transferência de disparo direto do terminal remoto,atuação das proteções de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo e,quando for o caso, por atuações das proteções dos reatores de linha ou transformadores.

Qualquer um dos terminais da linha de transmissão poderá ser selecionado para ser o primeiroterminal a religar (“LÍDER“), e deverá religar após transcorrido o tempo morto. O outro terminal(“SEGUIDOR”) deverá ser religado através de um relé verificador de sincronismo. Para permitir aseleção do terminal que será religado em primeiro lugar, ambos os terminais deverão serequipados 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 detensão adequado do lado da linha de transmissão. O relé de verificação de sincronismo deverámonitorar o ângulo e o escorregamento entre as tensões a serem sincronizadas.

1.5.2.1.3 Esquema de religamento monopolarOs esquemas de religamento automático monopolares são para atuações exclusivas após aeliminação de faltas fase-terra por proteções de alta velocidade ou instantâneas. Estesesquemas de religamento automático não deverão ser iniciados pelas mesmas funções descritasmo item anterior.



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

Durante o período de operação com fase aberta imposto pelo tempo morto do religamentomonopolar, deverão ser bloqueadas as funções direcionais de sobrecorrente de seqüênciasnegativa e zero de alta sensibilidade, associadas a esquemas de teleproteção baseados emlógicas de sobrealcance, caso necessário. Durante este período de tempo, qualquer ordem dedisparo para o disjuntor, como por exemplo, vinda das outras fases, deverão ser tripolares e nãodeverão iniciar o religamento da linha.

1.5.2.1.4 Relés verificadores de sincronismoOs relés verificadores de sincronismo utilizados nos esquemas de religamento tripolar, deverãopermitir o ajuste do tempo de religamento, considerando a contagem de tempo desde a aberturado disjuntor e incluindo os tempos mortos típicos para a respectiva classe de tensão. Além dissodeverão possibilitar ajustes da diferença de tensão, defasagem angular, diferença de freqüênciae permitir a seleção das seguintes condições para fechamento do disjuntor:• barra viva - linha morta,• barra morta - linha viva,• barra viva – linha viva,• barra morta - linha morta.

1.5.2.2 Proteções Principal e AlternadaCada terminal de linha deve ser equipado com dois conjuntos independentes de proteção do tipoproteção principal e proteção alternada, totalmente redundante, cada um deles provendocompleta proteção primária e de retaguarda, ambas adequadas para a proteção da LT em quefor instalada, considerando ou não a utilização de compensação série.

As proteções primárias, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada devem sercapazes de realizar, individualmente e independentemente, a deteção e eliminação de faltasentre fases e entre fase e a terra para 100% da extensão da linha protegida, sem retardo detempo intencional.

O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas, incluindo o tempo de abertura dosdisjuntores de todos os terminais da linha não deve exceder a 100ms.

As proteções de retaguarda, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada devemser gradativas, compostas por relés de distância ou funções incluídas na proteçãoprincipal/alternada para defeitos entre fases e fase-terra (21/21N), com pelo menos 3 zonas deproteção da direção direta e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N) com unidadesinstantânea e temporizada.

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



No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as seguintesfunções 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 deverãoapresentar sobrealcance transitório máximo de 5% para defeitos sólidos com máximacomponente exponencial.

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

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

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

Se a proteção primária for realizada por relés de distância, a mesma deve se adequar, por meiode configuração de sua lógica, aos seguintes esquemas básicos de teleproteção:• Transferência de disparo permissivo por subalcance (PUTT);• Transferência de disparo permissivo por sobrealcance (POTT);• Bloqueio por comparação direcional (DCB).• Transferência de disparo direta (DTT).• Esquema híbrido (POTT, “weak-infeed”, “echo” )

A teleproteção deve atender aos seguintes requisitos:

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

• A proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N) deve atuar incorporada aoesquema de teleproteção utilizado.

• Em esquemas de teleproteção baseados em unidades de medida ajustadas emsobrealcance devem ser utilizadas lógicas de bloqueio para operação indevida durante aeliminação seqüencial de faltas nas linhas paralelas.

• Quando necessário, os esquemas devem possuir lógicas para a devolução de sinalpermissivo de disparo (“echo”) e para proteção de terminais com fraca alimentação (“weakinfeed”).

• No caso de utilização de esquema de transferência direta de desligamento (DTT), devemser previstos meios para permitir o desligamento do disjuntor remoto, quando ocorrer falhade algum canal de telecomunicação (operação mono-canal).

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

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 permanece energizado quando arespectiva chave isoladora estiver aberta (linha fora de serviço), estando o(s) disjuntor(es) dalinha fechado(s) (“stub bus”).



O sistema de proteção deve ser seletivo e adequado para a deteção e eliminação de todo tipo defalta ao longo da LT.

As proteções Principal e Alternada devem incluir esquema para disparo por perda desincronismo (78).

Todo terminal de LT deve possuir proteção Principal e Alternada para sobretensões (59), comelementos instantâneo e temporizado, com ajustes independentes ,e faixa de 1,1 a 1,6 Vnom.

As proteções de sobretensão instantâneas devem operar somente para eventos dinâmicos emque haja envolvimento das três fases, não podendo operar para sobretensões de manobras esurtos, onde não se verificam sobretensões simultaneamente nas três fases. As proteções desobretensão temporizadas devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma dastrês fases.

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

1.5.3 Proteção de Unidades Transformadoras 500-345kV

Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para aeliminação de todos os tipos de faltas internas ou externas que coloquem em risco a integridadedas unidades transformadoras.Todas as unidades transformadoras devem dispor de três conjuntos independentes de proteção,a saber:

(a) Proteção principal;(b) Proteção alternada;(c) Proteção de retaguarda.O tempo máximo total para a eliminação de faltas internas nas unidades transformadoras pelasproteções principal e alternada não deve exceder a 100 ms, incluindo o tempo de operação dorelé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores.

A proteção principal deve constar de:

(a) Proteção diferencial trifásica ou três unidades monofásicas (87P), com restrição para 2a e5a harmônicas e unidade diferencial instantânea ajustável.(b) Proteção intrínseca constando de disparo por pressão súbita (63), nas unidadestransformadoras que possuam tanque de expansão (conservador) e disparo por pressãoexcessiva no tanque, através de válvula de segurança (63V ).A proteção alternada deve utilizar relé diferencial trifásico ou três unidades monofásicas (87A),com restrição para 2a e 5a harmônicas e unidade diferencial instantânea ajustável.

As proteções principal e alternada devem atuar sobre relés de bloqueio (86T).

Não devem ser utilizados transformadores de correntes em paralelo na malha diferencial.

A proteção de retaguarda deve ser realizada por relés de sobrecorrente com unidadesinstantâneas e temporizadas para fases e terra (50/51,50/51N), vinculados a cada um dosenrolamentos da unidade transformadora.



No caso de enrolamentos terciários ligados em delta e conectados a sistema não aterrado, érecomendada a utilização de relé de sobretensão residual (59G), para a deteção de faltas entrefase e terra.

Toda unidade transformadora deve possuir proteção para sobrecarga implementada por relé desobrecorrente com elementos instantâneo e temporizado e temporizador adicional com faixa deajuste de 0 a 1 minuto.

A proteção intrínseca deve incluir, ainda, as seguintes funções:(a) Alarme de acúmulo de gás (63), nas unidades transformadoras que possuam tanque deexpansão (conservador);(b) Termômetro do óleo com sinalização de advertência e urgência (26);(c) Termômetro do enrolamento, com sinalização de advertência e urgência (49).

1.5.4 Proteção de reatores

Todo reator, além dos equipamentos de proteção intrínseca (relé de gás, válvula de disparo,etc.), deve dispor de dois conjuntos independentes de proteção:• proteção principal;• proteção de retaguarda.

O tempo máximo total para a eliminação de faltas internas no reator pela proteção principal nãodeve exceder a 100 ms, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares,o tempo de abertura dos disjuntores e o tempo de transferência de disparo para o terminalremoto.

A proteção principal do reator deve ser composta por relé diferencial trifásico ou 3 relésdiferenciais monofásicos.

É recomendável que a proteção diferencial utilize os TCs de cada uma das fases dos terminaisde AT e os TCs de cada uma das fases dos terminais de neutro do reator, proporcionandoproteção para faltas entre fases e entre fases e terra.

A proteção de retaguarda para faltas entre fases deve ser realizada por 3 relés de sobrecorrentecom elementos instantâneos e temporizados (50/51) ligados aos secundários dos TCs instaladosnos terminais de AT do reator e a proteção para faltas entre fase e terra deve ser realizada porrelé de sobrecorrente com elementos instantâneo e temporizado (50N/51N) ligado ao secundáriodo TC instalado no terminal de neutro do reator.

No caso de reatores instalados diretamente na LT, todos os conjuntos de proteção do mesmodevem atuar no(s) disjuntor(es) do terminal próximo da LT associada, e enviar transferênciadireta de disparo para o terminal remoto, promovendo o bloqueio do fechamento dos disjuntoreslocal e remoto.

1.5.5 Proteção de Barras

1.5.5.1 Proteção das barras 500kV da subestação Ibiúna 500kVCompreende o conjunto de equipamentos e acessórios, necessários e suficientes, para adetecção e eliminação de todos os tipos de falhas nos barramentos da subestação.



O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas no barramento não deve ser superior a100 ms, incluindo o tempo de operação do relé de proteção de barramento, dos relés auxiliares eo tempo de abertura dos disjuntores.

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

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

As proteções dos barramentos não devem operar indevidamente no caso de abertura de circuitosecundário de transformador de corrente.

1.5.5.2 Proteção de barras para as subestações Bateias 500kV e Ibiúna 345kVDeverão ser previstos os equipamentos e esquemas associados necessários à integração dasnovas entradas de linha aos esquemas de proteção diferencial de barras existentes, ou asubstituição das mesmas, nas subestações de Ibiúna e Bateias.

Deverão ser utilizados núcleos de transformador de corrente independentes e dedicados paracada proteção diferencial.

Onde existir proteções de barra com relés de alta impedância, as características magnéticas dostransformadores de correntes a serem acrescentados devem ser idênticas às dostransformadores de correntes existentes.

No caso de substituição dos esquemas existentes, deverâo ser atendidos os mesmos requisitosdescritos no item 1.5.5.1.

1.5.6 Proteção para Falha de Disjuntor

Todos os disjuntores da subestação deverão ser protegidos por esquema para falha de disjuntor.

O tempo total para a eliminação de faltas pela proteção para falha de disjuntores não deve sersuperior a 250 ms, incluindo os tempos de operação dos relés, dos relés auxiliares e de aberturados disjuntores.

A proteção para falha de disjuntores deve comandar a abertura do menor número de disjuntoresadjacentes ao disjuntor defeituoso, suficiente para a eliminação da falha, promovendo, quandonecessário, a transferência de disparo direta para o disjuntor do terminal remoto.

Nas subestações existentes, a proteção de falha de disjuntor deverá ser dedicada e possibilitar aintegração aos esquemas de falha de disjuntores existentes. Os sensores de sobrecorrentedevem ser ajustáveis na faixa de (0,1 a 2,0) x I n, e o temporizador na faixa 0 a 0,5s.

1.5.7 Proteção de Capacitores Série

Os bancos de capacitores série deverão ser protegidos de acordo com a recomendação de seufabricante, possuindo no mínimo as seguintes proteções:• Proteção para subharmônicas;• Proteção para desbalanço de tensão nas unidades capacitoras;



• Proteção térmica dos varistores;• Proteção para descarga na plataforma.

1.5.8 Sistemas Especiais de Proteção

1.5.8.1 Esquema de Controle de Emergência (ECE)A TRANSMISSORA deverá prever sinais adicionais de estados de chaves secionadoras edisjuntores, visando a possibilidades de instalação de Esquemas de Controle de Emergência

1.5.8.2 Esquema de Controle de Segurança (ECS)As Subestações de Bateias e Ibiúna estarão integradas ao Esquema de Controle e Segurança(ECS) para o Sistema Elétrico das Regiões Sul / Sudeste / Centro-Oeste Brasileiro.Deverão ser disponibilizados os seguintes dados para ligação aos CLPs do sistema:• Entradas analógicas:

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

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

− Indicação de estado com dois contatos de disjuntores, chaves secionadoras,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.



1.6 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE1.6.1 Introdução

Este item descreve os requisitos de supervisão e controle que deverão ser disponibilizados paraque seja assegurada a plena integração da supervisão e controle dos novos equipamentos àsupervisão dos equipamentos existentes, garantindo-se, com isto, uma operação segura e comqualidade do sistema elétrico interligado. Assim, é de responsabilidade da TRANSMISSORA aaquisição e instalação de todos os equipamentos, software e serviços necessários para aimplementação dos requisitos especificados neste item e para a implementação dos recursos detelecomunicações, cujos requisitos são descritos em item a parte.

Os requisitos de supervisão e controle foram divididos em:• Requisitos de supervisão e controle das instalações, detalhados em:

− Requisitos gerais;− Elenco de informações a serem supervisionadas.

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

− Requisitos básicos de supervisão, normalmente atendidos por um SSCL (sistemade supervisão e controle local) ou UTR (Unidade Terminal Remota) convencional:

− Requisitos que podem requerer sistemas dedicados: Informações para o Controle Automático de Geração (CAG); Informações com alta taxa de aquisição para detecção de perturbações.

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

1.6.2 Requisitos de supervisão e controle das instalações

1.6.2.1 Requisitos geraisO expansão da interligação Sul-Sudeste envolve a instalação de um conjunto de equipamentosque inclui entradas de linhas e unidades transformadoras, entre outros, nas subestaçõesexistentes de Bateias(COPEL) e Ibiúna(FURNAS).

Em função disto, todos os equipamentos a serem instalados pela TRANSMISSORA devem sersupervisionados, a nível local, segundo a filosofia adotada pelas empresas proprietárias de taissubestações , devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos Sistemas Digitais deSupervisão e Controle (SDSC’s) existentes.

O detalhamento dos Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSC’s) existentes nassubestações (instalações) envolvidas estão definidos nos documentos “Características eRequisitos Básicos das Instalações”, referentes às subestações de Bateias e Ibiúna.

Em adição a supervisão local, os equipamentos elétricos devem permitir a supervisão remotapelos seguintes centros de Operação:• Centro do Agente proprietário da Subestação de Bateias

− Centro de Operação do Sistema da COPEL, COS-COPEL, localizado em Curitiba,PR

• Centro do Agente proprietário da Subestação de Ibiúna− Centro de Operação Regional São Paulo, CTRS, de FURNAS, localizado em

Campinas, SP



• Centros do ONS:− Centro Regional de Operação Sudeste, COSR-SE, localizado no Rio de Janeiro, RJ− Centro de Operação do Sistema do Paraná, COS-PR, localizado em Curitiba, PR

Nota Importante:As funções de operação de parte do sistema elétrico do estado do Paraná foramcontratadas da COPEL pelo ONS. Este Centro é, fisicamente, o mesmo Centro deOperação do Sistema da COPEL. Assim sendo, os requisitos de supervisão aseguir apresentados para o COS-PR são atendidos pelos mesmos requisitosespecificados para o COS-COPEL. Tais requisitos foram aqui apresentados nointuito de dar uma completa visão da estrutura de supervisão montada pelo ONS.Exceção a este fato é a transferência de informações para o CAG, caso Ibiúnavenha a ser a instalação de interligação (ver item “Arquitetura da Interconexãocomo o ONS).

− Centro Regional de Operação Sul, COSR-S, localizado em Florianópolis, SC

Assim sendo, o atendimento aos requisitos de supervisão e controle requererá a instalação desistemas de supervisão nas instalações para:• A aquisição das informações necessárias à supervisão e controle local dos equipamentos

a serem implantados;• Nas subestações existentes, integração com os Sistemas Digitais de Supervisão e

Controle (SDSC’s) já instalados, visando a troca de informações;• Interconexão aos Centros do ONS conforme estabelecido no item “Requisitos de

Supervisão e Controle pelo ONS” e observando-se:− Centro Regional de Operação Sudeste, COSR-SE:

Para o atendimento dos requisitos básicos de supervisão: interconexãoutilizando o protocolo IEC 870-5-101;

Para o atendimento do CAG: interconexão dedicada através enlace de dadospara a transferência de sinais com modulação FSK.

− Centro de Operação do Sistema do Paraná: Ver interconexão ao COS-COPEL, aseguir;

− Centro Regional de Operação Sul: utilizando o protocolo IEC 870-5-101 ou o DNP3.0.

• Interconexão ao COS-COPEL e ao CTRS de FURNAS, conforme indicado no item“Arquitetura da Interconexão com os Agentes Proprietários das Subestações”. Estasinterconexões devem ser feitas utilizando o protocolo já implementado nestes centros.

Os protocolos adotados para comunicação com os centros de operação (ONS, COPEL eFURNAS) devem ser configurados de comum acordo com estes Agentes.

Adicionalmente, esta configuração deve permitir a tais centros identificar o estado operacionaldos sistemas de supervisão da TRANSMISSORA instalados nas subestações. Estasinformações serão modeladas como indicações de estado nas bases de dados destes centros deoperação.

Nota Importante:No caso de interposição de um centro de operação, neste edital denominado deconcentrador de dados, na rota de comunicação com algum dos centros de operação da



COPEL, FURNAS ou ONS, a configuração do protocolo deve permitir que tais centrosidentifiquem o estado operacional do concentrador e, adicionalmente, o concentrador dedados deve ser capaz de identificar o estado operacional de todos os sistemashierarquicamente a ele subordinados e transferir estas informações para oscorrespondentes centros, conforme o caso.

Deverão ser efetuadas, às custas da TRANSMISSORA, as modificações de hardware e softwaree demais serviços necessários nos Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSC’s)existentes nas subestações para permitir a completa supervisão dos equipamentos elétricos apartir das interfaces homem máquina (IHM’s) existentes nas salas de controle local dassubestações. A quantidade e tipos de pontos supervisionados deverão ser similares ao dossistemas existentes.

Também é requerido que a TRANSMISSORA seja responsável pela instalação eoperacionalização de todos os equipamentos e sistemas necessários para viabilizar a conexãocom os centros de operação aqui citados. Como requer-se que a interface entre osequipamentos da TRANSMISSORA e os citados centros seja a entrada digital dos computadoresde comunicação dos mesmos, isto inclui a instalação de sistemas de comunicação, de modemse/ou roteadores em todos os terminais das conexões de dados.

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

1.6.2.2 Elenco de informações a serem supervisionadasComo requisito geral de supervisão e controle, deverão ser supervisionados todos osequipamentos da TRANSMISSORA que venham a ser instalados nas subestações de Bateias eIbiúna. As informações coletadas nestas subestações deverão ser transferidas para os centrosde operação indicados neste edital conforme abaixo especificado: (a) Telemedições

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

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

• As seguintes medições deverão ser coletadas e transferidas para os centros de operação:− Módulo de tensão fase-fase em kV em todas as entradas de linha;− Módulo de tensão fase-fase em kV em todos os pontos de conexão entre a linha de

transmissão e a compensação série, sempre que aplicável;− Potência trifásica ativa em MW e reativa em MVAr em todas as entradas de linha,

medidas entre a linha e o reator de linha;− Potência trifásica ativa em MW e reativa em MVAr em todos os terminais de todos

os transformadores de potência que venham a ser instalados e que tenhamequipamentos a eles conectados (não estejam operando em vazio);

− Posição de tap de todos os transformadores equipados com comutadores sobcarga;

− Temperatura em ºC de enrolamento e óleo de todos os transformadores;− Corrente de fase em Ampère em todos os terminais de linha de transmissão e de



transformador;− Se aplicável, potência trifásica reativa em MVAr de todos os equipamentos de

compensação variável de reativo, tais como compensadores síncronos ecompensadores reativos estático controláveis;

− Temperatura em ºC dos enrolamentos e do óleo de cada reator de linha (por fase);− Freqüência em Hz de uma fase em todos os barramentos envolvidos;− Energia ativa e reativa nos pontos de interligação entre áreas de controle.

• Todas as medições de tensão devem ter uma exatidão mínima de 1% e as demais de1,5%. Tal exatidão deve englobar toda a cadeia de equipamentos utilizados, tais como:transformadores de corrente, de tensão, transdutores, conversores analógico/digital, etc.

(b) Indicação de estado

• Todas as indicações de estado deverão ser coletadas com selo de tempo com exatidão de1 ms e reportadas por exceção aos centros de operação;

• O selo de tempo a ser transmitido aos centros de operação indicados neste edital deveráser 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 avarreduras de integridade feitas pelos centros a ele conectados (do ONS, FURNAS eCOPEL) que podem ser cíclicas, com período parametrizável, tipicamente a cada 5minutos, ou por evento, como por exemplo uma reinicialização dos recursos de supervisãoe controle dos centros ou então sob demanda;

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

• Os relés de interposição deverão ser compatíveis com a resolução acima especificada;• As seguintes indicações de estado deverão ser coletadas e transferidas para os centros

de operação:− Posição de todas as chaves e disjuntores utilizados para a conexão de todos os

equipamentos, incluindo-se chaves de aterramento e de “by pass”;− Indicação genérica de proteção operada, informada por equipamento, tais como

linhas de transmissão, transformadores, reatores, capacitores série, etc;− Relés de bloqueio;− Alarme de temperatura de enrolamento (por fase) dos reatores de linha e

transformadores;− Alarmes de temperatura de óleo (por fase) dos reatores de linha e transformadores;

(c) Cada unidade de aquisição e controle (UAC) deverá ter um relógio e calendário internopara prover precisamente o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cadaoperação de registro de variação de estado. Estes relógios internos devem possuircircuitos de sincronismo a partir de um sinal com data absoluta obtida de um sistema GPS,de forma a garantir que a supervisão e controle das diversas instalações seja feita dentrode uma mesma base de tempo. O sistema deverá ser projetado de forma que a exatidãoseja melhor que 1 milissegundo.

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



(e) Todas as informações transferidas aos centros de operação dos Agentes citados nesteitem de sistemas de supervisão e controle devem ser dados brutos, conforme coletados a partirde transdutores ou relés de interposição, isto é, sem processamento prévio, exceto quandoexplicitamente acordado, caso a caso, com algum destes Agentes. Nestes casos, os indicadoresde qualidade deverão incluir pelo menos:

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

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

(f) Informações para o seqüenciamento de eventos:

• Resolução• Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de armazenar

informações para o seqüenciamento de eventos com uma resolução entre eventos melhorque 1 milissegundo. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento tambémdeverá ser melhor que 1 milissegundo, devendo ser considerados todos os tipos deatuação a serem definidos durante execução do projeto executivo.

• Conjunto de InformaçõesAs informações indicadas abaixo, armazenadas pelos sistemas de supervisão e controledas instalações, deverão ser transferidas, dependendo da instalação, ao COSR-SE,COSR-S, CTRS, e COS-COPEL, contendo o instante da atuação do evento, sendo quepontos adicionais poderão ser incluídos durante desenvolvimento do projeto executivo:− Transformadores/Autotransformadores:

Sobrecorrente no comutador sob carga; Sobretemperatura 2º estágio do óleo; Sobretemperatura 2º estágio por enrolamento; Proteção de gás 2º estágio; Proteção de sobretensão de seqüência zero para o enrolamento terciário em

ligação delta; Falha no sistema de ventilação forçada; Discrepância de posição de tap (quando da operação paralela); Bloqueio de comutador de tap; Válvula de alívio de pressão; Proteção de gás do comutador; Proteção diferencial por fase; Proteção de sobrecorrente de fase e neutro por enrolamento; Atuação do relé de bloqueio.

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

− Linha de Transmissão: Partida da proteção de fase principal por fase; Trip da proteção de fase principal;



Partida da proteção de fase suplementar por fase; Trip da proteção de fase suplementar; Partida da proteção de terra principal por fase; Trip da proteção de terra principal; Partida da proteção de terra suplementar por fase; Trip da proteção de terra suplementar; Partida do religamento automático; Atuação do esquema de falha dos disjuntores; Trip por sobretensão; Bloqueio por oscilação de potência; Trip por oscilação de potência; Teleproteção, transmissão de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo; Teleproteção, transmissão de transfer-trip; Teleproteção, recepção de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo; Teleproteção, recepção de transfer-trip; Bloqueio por falha de fusível; Atuação tempo – 2ª zona; Atuação tempo – 3ª zona; Atuação tempo – 4ª zona; Bloqueio por falha de fusível; Sobrecorrente direcional temporizado; Sobrecorrente direcional instantâneo; Atuação do relé de bloqueio.

− Barramento Proteção diferencial por fase; Proteção de subfreqüência; Proteção de sobretensão; Proteção de subtensão; Atuação do relé de bloqueio.

− Disjuntor Indicação de posição; Falta de alimentação nos circuitos de abertura e fechamento; Atuação da proteção de discordância de polos; Fechamento bloqueado; Abertura bloqueada; Fechamento automático por mínima pressão sistema de isolação; Baixa pressão sistema de extinção de arco (1º ao 3º estágio); Baixa pressão sistema de acionamento (1º ao 3º estágio); Recarga de ar insuficiente; Falha do disjuntor; Sobrecarga do disjuntor central; Atuação do relé de bloqueio.

− Registradores Digitais de Perturbação Partida e falha.

− Capacitores Série Proteção de sobrecarga; Proteção de subharmônica; Proteção de disparo de gap; Proteção de desbalanço; Proteção fuga de plataforma.



(g) Idade do dado

• Define-se como “idade máxima do dado” o tempo máximo decorrido entre o instante deocorrência de seu valor na instalação (processo) e sua recepção nos centros de operaçãodo ONS, COPEL e FURNAS

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

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

• 2 segundos em média;• 5 segundos no máximo.• A idade máxima de um dado de indicação de estado deve ser inferior a 4 segundos. Este

requisito não se aplica quando ocorrer uma mudança de estado e o sistema de supervisãolocal estiver sob ciclo de integridade.

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

(h) Banda mortaDependendo do protocolo de comunicações adotado, as informações analógicas poderãoser reportadas por exceção aos centros de operação aqui indicados. Nestes casos, o valoradotado para a banda morta utilizada no processo de filtragem deve ser definida decomum acordo entre o Agente proprietário do centro (ONS, FURNAS e COPEL) e aEmpresa TRANSMISSORA. Na falta de um acordo, o valor da banda morta deverá ser 0(zero).

1.6.3 Requisitos de supervisão pelos agentes proprietários das subestações

A TRANSMISSORA deve prover aos Centros de Operação dos Agentes proprietários dassubestações existentes a supervisão remota dos equipamentos que venham a ser instaladosconforme requisitos apresentados no sub-item “Elenco de Informações a seremSupervisionadas”, aplicados de acordo com os seguintes critérios:• Supervisão pelo Centro de Operação da COPEL, COS-COPEL:

− Subestação de BateiasOs requisitos devem ser aplicados a todos os equipamentos que venham a ser instadospela TRANSMISSORA;− Subestação de IbiúnaOs requisitos devem ser aplicados apenas ao barramento de 500 kV e a todos osterminais de equipamentos que a ele se conectem, incluindo os capacitores série e linhasde transmissão.

• Supervisão pelo Centro Regional de Operação São Paulo (CTRS) de FURNAS, localizadoem Campinas, SP:− Subestação de IbiúnaOs requisitos devem ser aplicados a todos os equipamentos que venham a ser instadospela TRANSMISSORA;− Subestação de Bateias:Os requisitos devem ser aplicados apenas ao barramento de 500 kV e a todos osterminais de equipamentos que a ele se conectem, incluindo os capacitores série e linhasde transmissão.



A figura a seguir apresenta uma visão simplificada dos requisitos de supervisão das subestações(instalações) objeto deste edital pelos Centros de Operação da COPEL e FURNAS. Foi aquicolocada com objetivo meramente ilustrativo, no intuito de dar uma visão gráfica dos requisitosespecificados no texto deste edital.

Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros dos Agentesproprietários das subestações (instalações) poderá se dar através de um Centro de Operaçãopróprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos osrequisitos descritos neste item, “Sistemas de Supervisão e Controle”. Neste edital, este centro égenericamente chamado de “concentrador de dados”. Neste caso, a estrutura de centrosapresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados numnível hierárquico situado entre as instalações e os centros da COPEL e FURNAS, portanto,incluído no objeto desta licitação. A figura a seguir ilustra uma possível configuração.

COSCOPEL1

Legenda:1) Centros de Operação utilizados pelos Agentes proprietários das

subestações:a) COS – Centro de Operação do Sistema da COPELb) CTRS – Centro de Operação Regional de São Paulo, de FURNAS

2) Ampliações de supervisão e controle em subestações existentes:a) PRBTA – Recursos de supervisão e controle na subestação de

Bateiasb) SPSTIN – Recursos de supervisão e controle na subestação de Ibiúna

3) Recursos de supervisão e controle existentes em subestações da COPEL eFURNAS.

4) Supervisão total5) Supervisão apenas do barramento de 500 kV

PRBTA2 SPSTIN2

CTRSFURNAS1

SPSTIN3

Recursos a serem instalados

Recursos existentes

445

PRBTA3



1.6.4 Requisitos de supervisão e controle pelo ONS

1.6.4.1 Requisitos básicos para a supervisão dos equipamentosOs recursos básicos para a supervisão dos equipamentos que devem ser disponibilizados aoONS estão descritos no item “Elenco de Informações a serem Supervisionadas” e abrangem:• Telemedições com varredura de 4 segundos, período este parametrizável;• Indicações de estado reportadas por exceção e com ciclo de integridade, também

parametrizável;• Seqüência de eventos (SOE).

1.6.4.2 Requisitos que podem requerer sistemas dedicados

1.6.4.2.1 Informações para o controle automático de geração(CAG)• As informações para o controle automático de geração, CAG, se constituem na medição

de potência ativa em MW em cada entrada de linha da subestação de Bateias, ou dasubestação de Ibiúna, conforme descrito no item “Arquitetura da Interconexão com oONS”, a seguir. Estas informações deverão ser transferidas para os Centros do ONS comos seguintes períodos de varredura parametrizáveis:

PRBTA SPSTIN


Recursos existentes

SPSTIN

COSCOPEL

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

1) CD – Concentrador de dados, nome genérico dado para um sistema desupervisão e controle que se interponha entre as instalações e os centros daCOPEL e FURNAS.

PRBTA

CD1

CTRSFURNAS



Para o COSR-SE:Período mínimo de 200 milissegundos (ms);

Para os demais Centros do ONS:Período mínimo de 2 segundos (s).

1.6.4.2.2 Informações com alta taxa de aquisição para detecção de perturbaçõesDeve ser enviada ao COS-PR e COSR-S a medição do módulo de tensão fase-fase em kV daentrada de linha de 500 kV da subestação de Bateias e ao COSR-SE a medição do módulo detensão fase-fase em kV da entrada de linha de Ibiúna (500 kV) ambas, coletadas e transferidascom um período de 200 ms (uma medição por subestação). Notar a alta taxa de transferênciadestas informações, que diferem da taxa normalmente utilizadas pela aquisição de dados normalque é, tipicamente, de 4 segundos.

1.6.4.3 Arquitetura da interconexão com o ONSA supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico,estando hoje, na região de Bateias e Ibiúna, estruturada em um sistema hierárquico comsistemas de supervisão e controle instalados em quatro Centros de Operação do ONS, quaissejam:• Centro Regional de Operação Sudeste – COSR-SE;• Centro de Operação do Paraná – COS-PR;• Notar que este é o Centro atualmente responsável pela operação da subestação de

Bateias e utiliza o mesmo sistema de supervisão e controle do COS-COPEL, uma vez quetrata-se de um Centro contratado pela ONS.

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

Esta estrutura é simplificadamente apresentada, para fins meramente ilustrativos, na figura aseguir, sendo que a TRANSMISSORA deverá prover as interconexões de dados entre o centrosde operação do ONS (exceto o CNOS) e cada um dos sistemas de supervisão das subestaçõesenvolvidas.



Observa-se na figura acima que a interconexão com os Centros do ONS se dá através dasseguintes interligações de dados:• Para o atendimento aos requisitos de supervisão dos equipamentos instalados na

subestação de Bateias:− Interligação com o Centro de Operação do Paraná – COSR-PR

Notar que esta interligação é a mesma que atende ao COS-COPEL, não necessitando, portanto,ser replicada.

− Interligação com o Centro Regional de Operação Sul – COSR-S.• Para o atendimento aos requisitos do Controle Automático de Geração – CAG:

− As informações para o CAG deverão ser coletadas na subestação de Bateias, umavez que o sistema de transmissão, objeto deste edital, interliga a área elétricacontrolada pelo Centro Regional de Operação Sudeste, COSR-SE (subestação deIbiúna), com a área que atualmente é controlada pelo Centro de Operação do

CNOS1

COSR-SE1

Legenda:1) Centros de Operação utilizados pelo ONS:

CNOS – Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico;COSR-SE – Centro Regional de Operação Sudeste.COS-PR – Centro de Operação do Paraná.COSR-S – Centro Regional de Operação Sul;

2) Ampliação de supervisão e controle em subestações existentes:PRBTA – Recursos de supervisão e controle na subestação de Bateias;SPSTIN – Recursos de supervisão e controle na subestação de Ibiúna.

3) CAG: Interligação dedicada com o COSR-SE para a transmissão deinformações associadas ao controle automático de geração.

4) Recurso já previsto quando da especificação do requisito de interligaçãocom o COS-COPEL

5) Recursos de supervisão e controle em subestações existentes.

PRBTA2


COS-PR

CAG3

COSR-S1

4

PRBTA SPSTIN

Recursos existentes

SPSTIN2



Paraná, COS-PR a qual, futuramente, poderá ser controlada pelo Centro Regionalde Operação Sul COSR-S (subestação de Bateias). Em virtude disto, estasinformações devem ser transmitidas, simultaneamente, aos: COSR-SE Notar as características especiais deste enlace, que poderá requerer canais

de dados dedicados por usar taxas de transferência de 200 ms commodulação FSK;

COS-PR, através do mesmo enlace de dados que atende aos requisitos desupervisão em tempo real.

COSR-S, através do mesmo enlace de dados que atende aos requisitos desupervisão em tempo real.

Nota: Supôs-se que o sistema de transmissão estará na área de controle do COSR-SE e,com isto, a subestação de interligação é Bateias. A proposta a ser encaminhada deveconsiderar que esta situação poderá se inverter, passando a subestação de Ibiúna a ser asubestação de interligação. Neste caso deverão ser previstos enlaces de Ibiúna quetransfiram as informações de intercâmbio para o CAG conforme especificado no item“Requisitos para o Controle Automático de Geração” para:

• COSR-SENotar as características especiais deste enlace, que poderá requerer canais de dadosdedicados por usar taxas de transferência de 200 ms com modulação FSK;

• COS-PRNotar que esta interligação pode ser a mesma que atende ao COS-COPEL, nãonecessitando, portanto, ser replicada, bastando, apenas, ser dimensionada para transferiras informações de intercâmbio conforme especificado;

• COSR-S− Para o atendimento aos requisitos de supervisão e controle dos equipamentos da

subestação de Ibiúna: Interconexão com o Centro Regional de Operação Sudeste – COSR-SE.

Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros do ONSpoderá se dar através de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado deterceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos neste item, “Sistemas deSupervisão e Controle” e no de “Requisitos Técnicos do Sistema de Telecomunicações a serImplantado”. 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 inserçãodo concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e os Centros doONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação. A figura a seguir ilustra uma possívelconfiguração, onde ressalta-se que é necessário manter o canal de dados para a transmissão damedição de CAG para o COSR-SE, dada a sua peculiaridade.



1.6.4.4 Requisitos para o cadastramento dos equipamentosAs informações cadastrais de todos os equipamentos que serão operados pelo ONS deverãoser encaminhadas ao mesmo com no mínimo 3 meses de antecedência da entrada emoperação. Estas informações devem incluir:

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

• Para cada um dos enrolamentos (primário, secundário e terciário) de cada transformador:− Corrente nominal;− Tensão nominal em kV;− Potência aparente nominal em MVA;− Reatância indutiva em porcentagem (primário-secundário, primário-terciário e

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

indutivas em percentagem acima especificadas;− Adicionalmente, para cada transformador, deverá ser informado o lado do

transformador onde está instalado o comutador sob carga, se utilizado, e arespectiva tabela de derivação, informada em kV e porcentagem, sendo que toda

CD1

CNOS

SPSTIN

COS-PR

Legenda:1) Em adição às siglas da figura anterior, utilizou-se:

CD – Concentrador de dados, nome genérico dado para um sistema desupervisão e controle que se interponha entre as instalações e oscentros do ONS


COSR-SE

CAG

COSR-S

PRBTA SPSTINRecursos existentes

PRBTA



vez que for alterado a posição do tap fixo, deverá ser fornecida relação das novasposições variáveis dos taps do transformador;

• Capacidade nominal em MVAr e a tensão nominal em kV, de todos os equipamentosestáticos de suporte de reativo que venham a ser utilizados, como capacitores, reatores,etc...,

• Impedância série de capacitores série;• Fornecimento dos diagramas unifilares de operação com a identificação de todos os

equipamentos de cada instalação;• Fornecimento dos diagramas com a localização da posição exata de todos os pontos de

medição, telessinalização e controle de cada instalação;• Todos os diagramas deverão ser fornecidos em papel e meio magnético, num padrão de

importação e exportação a ser previamente acordado entre o Agente e o ONS;• Relação, compatível com os requisitos de supervisão e controle aqui apresentados, dos

pontos de medição, telessinalização, controle, e SOE que trafegarão na interconexão (ouinterconexões) como o(s) sistema(s) de supervisão e controle do ONS, num formatocompatível com o protocolo adotado para a interconexão e organizada por SSCL/UTR econcentradores de dados, se utilizados;

• No caso de interligações de dados direta com UTR’s, e se aplicável, parâmetros quepermitam a conversão para valores de engenharia dos dados recebidos/enviados peloCentro;

• Sempre que aplicável, limites de escala, superior e inferior, para todos os pontosanalógicos supervisionados.

1.6.5 Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade

1.6.5.1 GeralOs recursos de supervisão e controle providos pela TRANSMISSORA para atender aosrequisitos apresentados neste edital deverão ter sua disponibilidade e qualidade medida deacordo com os conceitos e critérios a seguir estabelecidos.

A avaliação destes recursos será feita por ponto de medição ou de controle e com base na suadisponibilidade/qualidade vista pelos centros citados neste edital. Assim, serão avaliados, não sóos equipamentos de captação de dados nas instalações, como também todos os sistemas quese interponham entre tais equipamentos e o sistema computacional dos referidos centros,incluindo o sistema de comunicação e os equipamentos de interfaceamento com oscomputadores de comunicação (por exemplo modems).

A avaliação por recurso de supervisão e controle permitirá observar tanto telemedições eindicações de estado quanto o estado operacional de unidades terminais remotas, sistemas desupervisão e controle local e concentradores de dados, uma vez que o estado operacional detais equipamentos serão recebidos pelos Centros como indicações de estado.

Adicionalmente serão calculados índices agregados que darão uma visão geral dadisponibilidade e da qualidade dos recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA.

1.6.5.2 Conceito de indisponibilidade de recursos de supervisão e controleUma informação de qualquer dos tipos especificados neste edital é dita indisponível paraqualquer um dos centros sempre que:• O indicador de qualidade recebido junto com a informação indicar qualquer anormalidade,



como por exemplo:− Informação desativada na origem (instalação);− Informação inválida na origem;− Informação não atualizada;Notas:

1) Este caso não será considerado se o equipamento elétrico associado aoponto estiver em manutenção ou fora de operação por necessidades operativas e aTransmissora utilizar um destes indicadores, tipicamente “desativado na origem”,para sinalizar o fato.2) O indicador de qualidade “Manual” não caracteriza uma informação comoindisponível e sim com baixa qualidade, conforme descrito no item “Conceito deQualidade dos Recursos de Supervisão e Controle”.

• Uma informação analógica violar um dos seus respectivos limites de escala;• Uma informação de sinalização de estado estiver inconsistente.

Todos os pontos de SOE de um sistema de supervisão e controle ou de uma unidade terminalremota são ditos indisponíveis quando ocorrer um evento que deve disparar o registroseqüencial e o mesmo não for feito.

Um ponto de SOE é dito indisponível sempre que o mesmo deixar de ser reportado.

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

Qualquer ponto é dito indisponível, sempre que o mesmo estiver em manutenção.

1.6.5.3 Conceito de qualidade dos recursos de supervisão e controleUma informação de qualquer dos tipos especificados neste edital é dita violando os critérios dequalidade quando:• O indicador de qualidade sinalizar informação sob entrada manual pelo operador da

Transmissora (se houver);• Violar o requisito de idade do dado;• No caso de informações analógicas, violar o requisito de exatidão;• No caso de informações de selo de tempo, violar o requisito de exatidão.

1.6.5.4 Indicadores

1.6.5.4.1 Disponibilidade por recurso de supervisão e controle [Di]

Caracterização:• Abreviatura: Di

• Objetivo: Avaliar, percentualmente, o tempo em que um determinado recurso desupervisão e controle “i”, provido pela TRANSMISSORA e liberado para a operação,esteve disponível para os centros de operação, no período de observação.



• Período de observação: Mensal• Unidade dimensional: Percentual• Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle• Agregação: Mensal, por recurso de supervisão e controle por centro de operação• Critério de disponibilidade:

− Para recursos associados a telemedições, sinalizações de estado e seqüência deeventos: O valor mínimo aceitável é de 97,5%, em base mensal;

− Para unidades terminais remotas, sistemas de supervisão e controle local econcentradores de dados: O valor mínimo aceitável é de 99,8%, em base mensal.

• Dados necessários: Conforme equação• Equação:

Di = ( ( T - TIi ) / T ) X 100Onde:

− Di : Índice de disponibilidade do recurso “i”;− T: Tempo total em minutos do período de observação;− TIi: Soma dos períodos em que o ponto “i” ficou indisponível durante o tempo

total “T”;

1.6.5.4.2 Disponibilidade de supervisão e controle da transmissora [DRSj]dos RecursosCaracterização:• Abreviatura: DRSj

• Objetivo: Avaliar, percentualmente, a disponibilidade dos recursos de supervisão econtrole fornecidos pela TRANSMISSORA para a operação de determinado centro deoperação “j”, no período de observação

• Período de observação: Mensal• Unidade dimensional: Percentual• Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle• Agregação: Mensal e por centro de operação• Critério de disponibilidade: O valor mínimo aceitável é de 98,5%, em base mensal• Dados necessários: Conforme equação• Equação:

ΣΣΣΣTijDRSj = X 100

T X NPRSjOnde:

− T: Tempo total em minutos do período de apuração;− Tij: Soma dos períodos em que o recurso “i” ficou disponível durante o tempo

total “T” para um determinado centro “j”;Nota: Tij = (T – TIij)Onde: TIij: Soma dos períodos em que o ponto “i” ficou indisponível durante o tempototal, visto pelo centro “j”

− NPRSj: Número total de recursos de supervisão e controle da Transmissora na redede supervisão sob responsabilidade do centro “j”.



1.6.5.4.3 Qualidade por recurso de supervisão e controle [Qi]

Caracterização:• Abreviatura: Qi

• Objetivo: Avaliar, percentualmente, o tempo em que um determinado recurso desupervisão e controle “i”, provido pela TRANSMISSORA, não violou o conceito dequalidade, no período de observação.

• Período de observação: Mensal• Unidade dimensional: Percentual• Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle• Agregação: Mensal, por recurso de supervisão e controle e por centro de operação• Critério de qualidade: O valor mínimo aceitável é de 97,5%, em base mensal;• Dados necessários: Conforme equação• Equação:

Qi = ( ( Tq - Tnqi ) / Tq ) X 100Onde:

− Qi : Índice de qualidade do recurso “i”;− Tq: Tempo total em minutos do período de observação;− Tnqi: Soma dos períodos em que o ponto “i” não atendeu ao conceito de qualidade

durante o tempo total “Tq”.

1.6.5.4.4 Qualidade dos recursos de supervisão e controle da transmissora [QRSj]Caracterização:• Abreviatura: QRSj

• Objetivo: Avaliar, percentualmente, a qualidade dos recursos de supervisão e controlefornecidos pela TRANSMISSORA para a operação de determinado centro de operação “j”,no período de observação

• Período de observação: Mensal• Unidade dimensional: Percentual• Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle• Agregação: Mensal e por centro de operação• Critério de qualidade: O valor mínimo aceitável é de 98,5%, em base mensal• Dados necessários: Conforme equação• Equação:

ΣΣΣΣTqij QRSj = X 100

Tq X NPRSqjOnde:

− Tq: Tempo total em minutos do período de apuração;− Tqij: Soma dos períodos em que o recurso “i” atendeu ao conceito de qualidade

durante o tempo total “Tq”, quando visto pelo centro “j”;Nota: Tqij = (Tq – Tnqij)Onde: Tnqij: Soma dos períodos em que o ponto “i” não atendeu ao conceito de qualidadedurante o tempo total, quando visto pelo centro “j”;



− NPRSqj: Número total de recursos de supervisão e controle da Transmissora narede de supervisão sob responsabilidade do centro “j” e passíveis de avaliação dequalidade.

A figura a seguir mostra uma interpretação gráfica desses índices, onde o índice individual porrecurso (Di ou Qi) não deve ser inferior ao requisito mínimo e o índice agregado (DRS ou QRS)representa a disponibilidade/qualidade média de todos os recursos da TRANSMISSORA.

1.6.5.5 Relatórios de análise e de avaliação da disponibilidade dos recursos de supervisão e controleOs centros de operação que receberão as informações da TRANSMISSORA avaliarão adisponibilidade e qualidade dos recursos de supervisão e controle, emitindo relatórios de nãoconformidade nas seguintes situações:• Qualquer um dos indicadores especificados for inferior, no mês, ao correspondente critério

definido neste edital;• Ocorra perda de mais 30 por cento dos recursos de supervisão e controle providos pela

TRANSMISSORA por um período maior ou igual à 1 hora;• Durante uma perturbação de vulto na Rede de Básica, um ou mais sistemas de

supervisão e controle local da TRANSMISSORA saírem de serviço ou se perder acomunicação com algum concentrador de dados da TRANSMISSORA, caso utilizado.

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

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

1.6.5.6 Publicação dos relatórios de disponibilidade, qualidade e acionamento da TRANSMISSORAOs relatórios finais devem ser emitidos com base nos relatórios elaborados pelos Agentesproprietários dos centros de operação e após eqüalização com a TRANSMISSORA e incluindo,se for o caso, recomendações para a correção de eventual anomalia.

Nos casos em que houver violação dos critérios especificados neste edital, o Agente proprietáriodo 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.

Recurso “k”

Disponibilidade/Qualidade média –DRS/QRS

Disponibilidade “D”/Qualidade “Q”mínima

Disponibilidade/Qualidade

Recursos da Transmissora vistospelo Centro “j”

100%

98,5%

97,5%

Recurso “l” Recurso “m”



1.7 SISTEMA DE MEDIÇÃO DE FATURAMENTO

Deve ser instalado um sistema de medição de faturamento que atenda as necessidades decontabilização e liquidação do MAE – Mercado Atacadista de Energia e que seja conforme aespecificação técnica das medições para faturamento estabelecida pela ASMAE/ONS.

O esquema de ligação dos transformadores para instrumentos e dos medidores deve ser a trêselementos, quatro fios.

Os medidores devem ter duas saídas para comunicação do tipo RS232 e no mínimo uma saídaI/O para interligação com unidade terminal remota ou sistema de supervisão local. Estesmedidores devem permitir sincronismo de tempo via comando por central de aquisição de dadosou via GPS.

Deve ser previsto um ramal telefônico DDR (discagem direta ao ramal) para aquisição de dadosvia Teleleitura e um canal de comunicação para atendimento exclusivo à medição, para aaquisição de leituras em tempo integral. Soluções alternativas que permitam o acesso aosmedidores pela central de aquisição de dados da ASMAE via rede de dados, poderão seradmitidas, uma vez assegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos aossistemas de comunicação dedicados.

1.7.1 Localização

O sistema de medição de faturamento deve estar localizado na chegada da linha Bateias/Ibiúna,em Bateias.



1.8 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL1.8.1 Aspectos gerais

O registrador digital de perturbações (RDP) deve ser do tipo stand alone , independente dosdemais sistemas de proteção e supervisão/controle local existentes na instalação, mesmo queestes sejam capazes de fornecer registros oscilográficos. Devem contemplar as seguintesfunções:(a) Aquisição e armazenamento de dados relativos a correntes e tensões (canais analógicos);(b) Aquisição e armazenamento de sinais digitais (canais digitais);(c) Localização de faltas em LT;(d) Comunicação independente para o acesso remoto aos dados.

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

Devem ser previstos registradores digitais de perturbação com configuração de canais deentradas analógicas (corrente e tensão) e entradas e saídas digitais suficientes para permitir ocompleto monitoramento e registro das ocorrências e perturbações.

A TRANSMISSORA deve realizar a integração funcional de todos os equipamentos e software, edisponibilizar os software de comunicação, configuração e ajuste, de conversação para o padrãoCOMTRADE (IEEE C37.111-1999). A integração funcional deve incluir os dispositivos desincronização de tempo via GPS.

1.8.2 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 aosrequisitos de resposta de freqüência conforme especificados, convertidas para a forma digital earmazenadas em memória.

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

Havendo o disparo do RDP os dados básicos relativos à perturbação são automaticamentearquivados em memória do próprio registrador. Durante a fase de armazenamento dos dados defalta os registradores devem continuar supervisionando as grandezas analógicas e digitais, deforma 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 amostragensefetuadas devem passar a serem consideradas como dados de pós-falta, até que se esgote otempo de pós-falta ajustado. O esgotamento do tempo de pós-falta configura o término da coletade 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 elode comunicação, manual ou automaticamente.



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

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

Devem ser disponibilizados os software 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 doRDP.

O RDP deve conter rotinas de automonitoramento e autodiagnóstico contínuo.

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

1.8.3 Disparo do registrador digital de perturbações

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

(a) Disparo por variação do estado da proteção;(b) Disparo por violação de limites operacionais;(c) Disparo por lógica digital;(d) Disparo manual, local ou remoto

O disparo do RDP deve ser feito através de sensores próprios, ou por software, ou por contatosexternos, ou pela combinação desses. O modo de disparo deve ser configurável, local eremotamente.

1.8.4 Sincronização de Tempo

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

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

1.8.5 Requisitos de compatibilidade eletromagnética

A TRANSMISSORA deve executar as medidas necessárias para proteger as entradas e saídasdo RDP de emissões eletromagnéticas.O RDP deverá atender as normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus deseveridade adequados para instalações de EAT.

1.8.6 Características dos sinais de entrada e saída

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

As entradas analógicas devem possuir as seguintes características:(a) configuráveis para corrente e tensão;



(b) possuir tempo de atraso, entre quaisquer canais, menor do que 1 grau elétrico referido ao60 Hz;

As entradas de tensão devem possuir as seguintes características:

CARACTERÍSTICAS GRANDEZASTensão nominal (Vn) 115 e 115/ 3 VFaixa de medição 0 a 2,0VnSobretensão permanente 2,0 VnFaixa de resposta de freqüência com assimetria total + 1dB 1 a 1000 HzErro de ângulo de fase ≤ 1,0 miliseg.Exatidão da amplitude do registro ≤ 2,0%Consumo da entrada ≤ 2,0 VAResolução 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 osinal de entrada e ou seu registro em papel ou terminal de vídeo.

As entradas de corrente devem possuir as seguintes características:

CARACTERÍSTICAS GRANDEZASCorrente nominal (In) 1 ou 5 A rmsFaixa de medição 0 a 20 InDetecção de corrente contínua até a saturação:Com 1 InCom 20 In

1,5 s50 ms

Sobrecorrente:Permanente1 segundo

2 In20 In

Erro de ângulo de fase de registro ≤ 1,0 msExatidão amplitude:De 0 a 1 In ≤ 1%Faixa de resposta de freqüência com assimetria total + 1dB 1 a 1000 HzConsumo individual ≤ 2,0 VA


As saídas digitais devem ser do tipo contato livre de tensão para sinalizar os seguintes eventos:(a) defeito no sistema;(b) registrador disparado;(c) falha na comunicação remota;(d) 75% de sua capacidade de armazenar esgotada;(e) indicação de estado de operação normal.

1.8.7 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 faltasconsecutivas dispararem o registrador.



O RDP deve ser capaz de registrar para cada falta ou perturbação no mínimo 160 ms de dadosde 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 ossensores de partida estiverem desoperados e após transcorrido o tempo de pós-falta ajustado.

Se o sensor permanecer operado o registro da perturbação deve continuar a ser realizado, atéque ocorra a desoperação do sensor, acrescido o registro relativo ao tempo de pós-falta.

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

1.8.8 Requisitos de comunicação

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

Nos locais com mais de um RDP, os mesmos deverão estar interligados através de rede. Ummicroconcentrador conectado a esta rede realizará a função de comunicação com o nívelhierárquico superior. Nos locais onde existe rede de oscilografia, os novos equipamentosdeverão ser integrados à mesma.

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

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 seremdesenvolvidos. Preferencialmente deve estar de acordo com o padrão da ISO.



1.9 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO1.9.1 Requisitos gerais

O sistema de telecomunicações da expansão da interligação Sul-Sudeste deverá atender aossistemas de comunicação de voz operativa e administrativa, teleproteção, supervisão e controleelétrico, supervisão de telecomunicações, controle de emergência, medição, faturamento emanutenção da linha de transmissão de energia elétrica, entre as subestações de energiaelétrica envolvidas e destas aos centros de operação do sistema elétrico envolvidos.

Os meios de comunicação para voz e dados deverão atender aos seguintes requisitos:• Disponibilidade igual ou superior a 99,7%, medidos em cada período de 30 (trinta) dias;• Deverão ser previsto circuitos digitais em concordância com as recomendações da G.821

do UIT;• Serão aceitos equipamentos analógicos apenas nos casos em que seja impossível a

compatibilização dos novos equipamentos com a infraestrutura existente. Nestes casosdeverão ser seguidas as recomendações CCIR 391, 392, 394, 395, 396 e 397 e IEC,pertinentes;

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

O sistema de energia para todos os equipamentos de telecomunicações fornecidos deverá ter asseguintes 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-ácidas, os bancos de baterias deverão

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

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

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

Os equipamentos devem possuir telessupervisão, e permitir remotamente gerenciamento, auto-diagnóstico e configuração.

A TRANSMISSORA será responsável pela total operacionalização dos enlaces de comunicaçãodevendo ser prevista toda a infra-estrutura necessária para implantação do sistema detelecomunicações considerando o citado no item 5 dos documentos GTS-BTA-S/SE-001 eGTS-IBN-S/SE-001, tais como : edificações, alimentação de corrente contínua de 48 Vcc parasuprimento dos equipamentos de telecomunicações com autonomia de no mínimo 12 horas nafalta de CA, bem como qualquer outra infra-estrutura que se identificar necessária para a plenafuncionabilidade do sistema de telecomunicações.



A TRANSMISSORA será responsável pela monitoração dos canais de dados e voz que seinterligam com o ONS, FURNAS e COPEL, sempre que estes assim o solicitarem. Estasmonitorações têm por finalidade medir indicadores de desempenho, de modo a verificar se oscanais estão operando de acordo com os requisitos mínimos aceitáveis. Se forem constatadasdivergências das medidas obtidas em relação aos valores recomendados, a TRANSMISSORAse comprometerá a executar a manutenção corretiva apropriada dentro do prazo máximoestipulado em comum acordo com o ONS, FURNAS e COPEL.

Em caso de necessidade de indisponibilização programada de quaisquer canais de dados ou devoz de interesse do ONS, FURNAS e COPEL, a TRANSMISSORA deverá manterentendimentos com o Centro de Operação do ONS, FURNAS e COPEL, com os quais serelacionam, para obter a aprovação do serviço solicitado em data e horário convenientes.

Finalmente, quando da apresentação do projeto executivo, a TRANSMISSORA deverádemonstrar, através de uma memória de cálculo, que a arquitetura de comunicação(configuração, número e capacidade dos enlaces, etc.) adotada atende aos requisitosapresentados neste edital.

1.9.2 Requisitos para a teleproteção

Os equipamentos de telecomunicação dedicados às funções de teleproteção devem seradequados para uso em instalações de sistema de potência com a finalidade de reconhecerem apresença de sinais e/ou freqüências que identifiquem um comando para os sistemas deproteção.

Os equipamentos devem possuir chaves de testes de modo a permitir a intervenção nosmesmos sem que seja necessário desligar a linha de transmissão.

A teleproteção deve manter a confiabilidade e segurança de operação em condições adversasde relação sinal/ruído e quando da ruptura de condutores da linha de transmissão (utilização delógica de “unblocking”).

Deverão ser utilizados equipamentos de telecomunicação independentes e redundantes para aproteção Principal e Alternada, preferencialmente utilizando meios físicos de transmissãoindependentes, de forma que a indisponibilidade de uma via de telecomunicação nãocomprometa a disponibilidade da outra via. Cada equipamento de comunicação deve possuir nomínimo dois canais de comunicação. Desta forma a proteção da linha de transmissão contará,no mínimo, com 4 canais de teleproteção em cada sentido, sendo dois associados a proteçãoprimária e dois associados a proteção alternada.

Os esquemas de transferência direta de disparo, em cada proteção, deverão ser realizadosatravés da utilização de dois canais de comunicação de cada uma delas combinados em série.As saídas dos receptores de transferência de disparo deverão ser ligadas em série, de tal formaque ambas as unidades deverão receber o sinal antes de executar o comando de disparo.Deverá ser prevista lógica para permitir disparo, mesmo no caso da perda de um dos canais decomunicação.

Os canais de transferência direta de disparo permanecerão continuamente acionados quando daatuação de relés de bloqueio (ocorrência de falha de disjuntores, falhas em reatores de linha eatuação da proteção de sobretensão) e temporariamente acionados quando atuada pelasproteções da linha. A lógica de recepção deverá ter meios para identificar os sinais detransferência de disparo para os quais o religamento automático deve ser permitido daquelespara os quais o religamento não deve ser permitido.



Os esquemas de teleproteção baseados em lógicas permissivas de sobrealcance, um dos canaisde cada proteção deverá ser acionado pelas unidades de medida de sobrealcance da proteçãoda linha. Em esquemas de de teleproteção baseados em lógicas de comparação direcional porsinal de bloqueio estes canais serão acionados por unidades de medida reversas das proteçõesda linha. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas permissivas por subalcance, estescanais serão acionados pelas unidades de medida de subalcance das proteções da linha.

Os canais de telecomunicação deverão ser específicos para proteção, não compartilhados comoutras aplicações e garantir que o tempo decorrido entre o envio do sinal em um terminal e seurecebimento no terminal oposto seja menor do que 15 ms.

Deverá ser previsto o registro de emissão e recepção de sinais associados à atuação dateleproteção no sistema de registro de seqüência de eventos da instalação, visando facilitaranálises de ocorrências pós distúrbios.

1.9.3 Requisitos para canais de voz

A TRANSMISSORA deverá prover um sistema de comunicação com 2 canais de voz, devendopelo menos um deles ser direto e podendo o outro ser via o sistema telefônico comutado, ambosfull duplex, com sinalização sonora e visual para comunicação operativa do sistema elétricoentre:• As subestações envolvidas: Bateias e Ibiúna;• Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou

contratado, deverão ser previstos canais entre tal centro e:− Subestação de Bateias;− Subestação de Ibiúna;− Centro Regional de Operação Sudeste – COSR-SE, do ONS;− Centro Regional de Operação Sul – COSR-S, do ONS;− Centro de Operação da COPEL - COS-COPEL, que é o centro contratado pelo

ONS para desempenhar as funções do Centro de Operação do Paraná (C0S-PR);− Centro de Operação Regional São Paulo – CTRS de FURNAS – (Campinas-SP).

• Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio oucontratado, as subestações deverão dispor de canais com os Centros do ONS, deFURNAS e da COPEL, da seguinte forma:− Subestação de Ibiúna:

Canais com o Centro Regional de Operação Sudeste - COSR-SE do ONS; Canais com o Centro Regional de Operação São Paulo – CTRS de FURNAS

– (Campinas – SP).− Subestação de Bateias:

Canais com o Centro Regional de Operação Sul – COSR-S; Canais com o Centro de Operação da COPEL - COS-COPEL, que é o centro

contratado pelo ONS para desempenhar as funções do Centro de Operaçãodo Paraná (C0S-PR);

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



1.9.4 Requisitos para transmissão de dados

Os enlaces de dados abaixo especificados deverão ser dimensionados (quantidade de canais,velocidade, uso de rotas alternativas, etc.) de forma a suportar o carregamento imposto pelatransferência das informações e de controles especificados(observar os itens 1.5, 1.6,1.7 e 1.8)e apresentar a disponibilidade e qualidade conforme descrito neste edital.

1.9.4.1 Enlaces para supervisão e controlePara a supervisão e controle pelo ONS, FURNAS e COPEL, deverão ser fornecidos os seguintesenlaces redundantes de dados, preferencialmente por rotas alternativas:• Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou

contratado:− Enlaces com o Centro de operação Local:

Subestação de Bateias; Subestação de Ibiúna; Centro Regional de Operação Sudeste, COSR-SE do ONS; Centro Regional de Operação Sul, COSR-S do ONS; Centro de Operação da COPEL - COS-COPEL, que é o centro contratado

pelo ONS para desempenhar as funções do Centro de Operação do Paraná(C0S-PR);

Centro de Operação Regional São Paulo - CTRS de FURNAS (Campinas,SP).

− Enlaces com a subestação de Bateias para fins de CAG: Centro Regional de Operação Sudeste, COSR-SE do ONS.Notar as peculiaridades deste enlace, descritas no item "Requisitos de Supervisão eControle pelo ONS".

• Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro(s) de Operação Local:− Enlace com o Centro Regional de Operação Sudeste - COSR-SE:

Subestação de Ibiúna.− Enlace com o Centro Regional de Operação Sul, COSR-S do ONS:

Subestação de Bateias.− Enlace com o Centro de Operação da COPEL - COS-COPEL, que é o centro

contratado pelo ONS para desempenhar as funções do Centro de Operação doParaná (C0S-PR): Subestação Bateias; Subestação de Ibiúna.

− Enlace com o Centro de Operação Regional de São Paulo, CTRS de FURNAS: Subestação de Ibiúna. Subestação de Bateias.

− Enlace com a Subestação de Bateias para fins de CAG: Centro Regional de Operação Sudeste, COSR – SE do ONS.Notar as peculiaridades deste enlace, descritas no item "Requisitos de Supervisão eControle pelo ONS".Estes enlaces deverão ser independentes de qualquer outro enlace de dados.

1.9.4.2 Outros Enlaces de DadosPara a medição de faturamento, devem ser previstos dois enlaces de dados, um direto,dedicado, permanente e de uso contínuo pela ASMAE em São Paulo e outro via discagem direta



ao ramal (DDR) para acesso por Agentes autorizados ou para acesso alternativo pela ASMAE.

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

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



1.10 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA

Como previamente indicado, as TRANSMISSORAS não têm liberdade para modificar:• As localizações das subestações Ibiúna e Bateias;• Níveis de tensão (somente ca);• Distribuição de fluxo em regime (impedância efetiva).

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

• Valores de reatância dos reatores de linha e dos capacitores série;• Os parâmetros da LT, desde que atendido os requisitos deste anexo 7A• Configurações de torres.

Independentemente da configuração proposta, as TRANSMISSORAS deverão realizar, nomínimo, os seguintes estudos:• Fluxo de potência, rejeição de carga e energização na frequência fundamental;• Estudos de transitórios de religamento, rejeição de carga e energização.Esses estudos deverão demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critério doGCPS e nos relatórios de estudos indicado em 2.1.1 e aos seguintes critérios e requisitos.

1.10.1 Tensão operativa

A tensão eficaz entre fases de todas as barras do sistema interligado, em todas as situações deintercâmbio e cenários avaliados na configuração básica, deverá situar-se na faixa de valoreslistados na Tabela 9. A tabela 9 refere-se à condição operativa normal (regime permanente) e àcondição operativa de emergência (contingências simples nos estudos que definiram aconfiguração básica).

Tabela 9 – Tensão eficaz entre fases admissível (kV)

Condição operativa deemergência(*)Nomina

lCondiçãooperativa normal Barras com carga Demais barras

500 500 a 550 475 a 550 475 a 600

345 345 a 362 328 a 362 328 a 362

(*) duração 1 hora1.10.2 Requisitos de manobra associados às linhas de transmissão

1.10.2.1 Sobretensão admissívelA máxima tensão em regimes permanente e dinâmico na extremidade das linhas de transmissãoapós manobra (energização, religamento tripolar e rejeição de carga) deverá ser compatível coma suportabilidade dos equipamentos das subestações terminais.



A tensão dinâmica – tensão eficaz entre fases no instante imediatamente posterior à manobrados disjuntores – e a tensão sustentada – tensão eficaz entre fases nos instantes subseqüentes– deverão situar-se na faixa de valores constante da Tabela 10.

Tabela 10 – Tensão eficaz entre fases admissível na extremidade das linhas detransmissão após manobra (kV)

Tensão nominal Tensão dinâmica Tensão sustentada500 500 a 700 500 a 600

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

1.10.2.2 Energização das linhas de transmissãoA energização das linhas de transmissão deverá ser viável em todos os cenários avaliados naconfiguração básica, atendido o critério de tensão em condições operativas normais definido naTabela 9.

Em particular, deverá ser prevista a possibilidade de energização nos dois sentidos, estando osistema com o nível de degradação que se mostrou viável na configuração básica.

1.10.2.3 Religamento tripolar das linhas de transmissãoDeverá ser prevista a possibilidade de religamento tripolar em todas as linhas de transmissão.

1.10.2.4 Religamento monopolarO sistema deverá prever religamento monopolar com tempo morto de 500 ms. Para a avaliaçãodo sucesso da extinção do arco secundário, deverá ser considerada no final do período morto de500 ms a curva da Figura 4 , que mostra a área de possível extinção do arco, relacionando ovalor eficaz da corrente de arco antes da extinção com o primeiro pico da tensão derestabelecimento.

FIGURA 4 – CRITÉRIO PARA AVALIAÇÃO DO SUCESSO DO RELIGAMENTO MONOPOLAR

0 5 1 1 2 2 3 3 4 4 5 5Corrente de Arco (Aef)

0

5

1

1

2Tensão de Restabelecimento (kVp)



1.10.2.5 Rejeição de cargaDeverão ser atendidas sem violação dos critérios de desempenho as situações de rejeição decarga avaliadas para a configuração básica.

1.10.3 Manobras de fechamento e abertura de secionadores e secionadores de aterramento

Estes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas aplicáveis.

As manobras de fechamento e abertura de secionadores e secionadores de aterramentodeverão considerar tensões induzidas ressonantes de linhas de transmissão em paralelo,operando na condição normal, com carregamento máximo ou sob defeito monofásico. Deverãotambém ser verificadas e corrigidas eventuais induções ressonantes provocadas pelas linhas detransmissão sobre outras linhas de transmissão paralelas existentes.

1.10.4 Requisitos de interrupção para os disjuntores

Os disjuntores em 500 kV e 345 kV deverão ser capazes de efetuar as seguintes operações:• Abertura de linha 500 kV em vazio: com tensão eficaz entre fases de 770 kV à freqüência

de 66 Hz, sem reacendimento do arco. Será aceito freqüência inferior a 66 Hz desde queseja comprovado por estudos de sistemas.

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

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

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

1.10.5 Requisitos de manobra de unidades transformadoras

Deverá ser prevista a energização das unidades transformadoras tanto pelo primário quanto pelosecundário. Tais manobras, partindo de tensão pré-energização de 550 ou 362 kV, não deverãocausar perda de vida útil nas unidades, nem provocar sobretenções acima da suportabilidadedos equipamentos da Subestação para as configurações do sistema avaliadas nos estudos dereferência.



2 ESTUDOS DE PLANEJAMENTO E ENGENHARIA RELATIVOS A EXPANSÃO DA INTERLIGAÇÃOSUL-SUDESTE - 500KV E SUBESTAÇÕES DE 500KV PERTENCENTES À INTERLIGAÇÃO

Os Estudos de Engenharia e Planejamento e documentos elaborados pelo CCPE, FURNAS eCOPEL para a linha de transmissão em 500kV e para as Subestações de 500 kV pertencentes àInterligação SUL - SUDESTE, estão relacionadas a seguir, podendo ser usados parcialmente ouintegralmente, a critério e sob inteira responsabilidade da TRANSMISSORA.

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO E A RESPECTIVA DOCUMENTAÇÃOTÉCNICA DA INTERLIGAÇÃO SUL - SUDESTE

2.1.1 Relatórios

NºANEEL EMPRESA DOCUMENTO510 CCPE Empreendimento Ibiúna – Bateias Estudos de Sistema CCPE-julho 2000511 CCPE Empreendimento Ibiúna – Bateias Estudos de Seleção dos Condutores e

Transitórios CCPE-julho 2000

2.1.2 Dados Elétricos do Sistema Estudados

NºANEEL EMPRESA DOCUMENTO512 CCPE Banco de Dados utilizados nas Simulações de Fluxo de Potência e

Estabilidade no formato dos programas NH2513 CCPE Banco de Dados utilizados nos estudos de transitórios eletromagnéticos,

no formato do programa digital ATP



2.2 RELATÓRIOS DE CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS

Estes relatórios são parte integrantes do Anexo 7A devendo suas recomendações seremadotadas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos na implantação dasinstalações.

NºANEEL Nº EMPRESA DOCUMENTO

514 GTS-BTA-S/SE-001 Características e Requisitos Básicos das Instalações SE Bateias515 GTS-IBN-S/SE-001 Características e Requisitos Basicos das Instalações SE Ibiúna



2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES2.3.1 SE BATEIAS - COPEL

Nº ANEEL Nº COPEL DESCRIÇÃO

01 BTA-EL-001 ESQUEMA UNIFILAR GERAL SETOR 525kV02 BTA-EL-002 ESQUEMA UNIFILAR-MEDIÇÃO E PROTEÇÃO03 BTA-EL-003 CASA DE COMANDO-PLANTA04 BTA-EL-004 ESQUEMA UNIFILAR-SERV. AUX. CA05 BTA-EL-005 ESQUEMA UNIFILAR-SERV. AUX. CC06 BTA-EM-001 BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS –PLANTA - SETOR 525kV07 BTA-EM-002 BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS - CORTES A e B - SETOR 525kV08 BTA-EM-003 PLANTA GERAL – MALHA DE TERRA E CERCA INTERNA -

SETORES 138-230-525kV09 BTA-EM-004 SETOR DE 525kV E AUTOTRANSFORMADORES-ILUMINAÇÃO E

FORÇA- ARRANJO - PARTE 110 BTA-EM-005 SETOR DE 525kV E AUTOTRANSFORMADORES-ILUMINAÇÃO E

FORÇA- ARRANJO - PARTE 211 BTA-CV-001 DRENAGEM:PLANTA DA COMPLEMENTAÇÃO DE DRENAGEM

SETOR 525kV12 BTA-CV-002 URBANIZAÇÃO:PLANTA E LOCAÇÃO13 BTA-CV-003 DRENAGEM:DETALHES DA COMPLEMENTAÇÃO DA DRENAGEM

SETOR 525kV14 BTA-CV-004 DRENAGEM:TABELA DAS CP's15 BTA-CV-005 PLANTA DA CASA DE COMANDO16 BTA-CV-006 FORMAS DAS CANALETAS PARA CABOS (1ª PARTE)17 BTA-CV-007 FORMAS DAS CANALETAS PARA CABOS (2ª PARTE)18 BTA-CV-008 PLANTA DA LOCAÇÃO DE BASES 525kV (1ª PARTE)19 BTA-CV-009 PLANTA DA LOCAÇÃO DE BASES 525kV (2ªPARTE)



2.3.2 SE IBIÚNA – FURNAS

Nº ANEEL No FURNAS DESCRIÇÃO

1 369870–0–A1 Interligação Sul – Sudeste – Setor 345 kV – Desenho Indicativo daInstalação – Diagrama Unifilar Simplificado

2 369872–6–A1 Interligação Sul – Sudeste – Desenho Indicativo de Áreas paraInstalação

3 370028–3–A2 Pátio de Manobra – Setor 500 kV – Arranjo Disjuntor e Meio –Entrada de Linha Padrão

4 194222D – R14 Arranjo Geral5 199427D – R2 Planta de Localização6 201924D – R4 Diagrama Unifilar Simplificado – Geral – Serviços Auxiliares de CA7 267173D – R0 Diagrama Unifilar Simplificado CA/CC – Área Terciária e Serviços

Auxiliares8 194220D – R6 Pátio de Manobra – Equipamento Elétrico – Setor de 345 kV CA –

Planta Chave9 267871D – R4 Pátio de Manobra – Equipamento Elétrico – Setor de 500 kV –

Planta Setorial10 271566D – R4 Pátio de Manobra – Equipamento Elétrico – Transição Entre Pátios

345 e 500 kV11 267873D – R2 Pátio de Manobra – Equipamento Elétrico – Setor 500 kV –

Disjuntor – Planta e Vista12 270928D – R3 Pátio de Manobra – Equipamento Elétrico – Setor 500 kV – Banco

de Transformadores – Planta13 270929D – R3 Pátio de Manobra – Equipamento Elétrico – Setor 500 kV – Banco

de Transformadores – Cortes14 267875D – R2 Pátio de Manobra – Equipamento Elétrico – Setor 500 kV –

Interligação – Planta e Vista15 267876D – R2 Pátio de Manobra – Equipamento Elétrico – Setor 500 kV – Saída de

Linha – Planta e Vista

16 267877D – R2 Pátio de Manobra – Equipamento Elétrico – Setor 500 kV –Interligação – Planta e Vista

17 209707C – R4 Pátio de Manobra – Equipamento Elétrico – Setor DE 345 Kvca –Módulo 5 – Saída para Transf. 500 kV

18 220637D – R3 Pátio de Manobra – Dutos e Canaletas – Planta Geral19 272112D – R2 Pátio de Manobra – Setor de 500 kV - Dutos, Canaletas e Serviços

Auxiliares – Planta Geral20 221164E – R7 Pátio de Manobra – Rede de Terra – Planta Geral



No ANEEL No FURNAS DESCRIÇÃO

21 229019D – R5 Pátio de Manobra – Rede de Terra Planta Setorial – 345 kVCA22 275738D – R3 Pátio de Manobra – Setor 500 kV – Rede de Terra Planta Setorial23 198056D – R10 Station Control House – Equipment Layout – First Floor – Plan24 198055D – R18 Station Control House – Equipment Layout – Second Floor – Plan25 199085E – R11 Planta de Terraplenagem – Arranjp Geral26 272930D – R6 Pátio de Manobra – Setor 500 kV – Arranjo Geral das Fundações



3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO

3.1 GERAL

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

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL

Nº ANEEL Nº EMPRESA DESCRIÇÃO

516 S/Nº Avaliação preliminar das características técnicas eambientais do corredor potencial para a LT 525kVBateias – Ibiúna



4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS

Conforme previsto no Edital, item 4.8, e para fins de verificação da conformidade com osrequisitos técnicos exigidos, a TRANSMISSORA deverá apresentar à ANEEL para liberação oProjeto Básico das instalações e de acordo com o Relatório “Diretrizes para Projeto Básico deSistemas de Transmissão” - DNAEE-ELETROBRAS e a itemização a seguir:

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIAA TRANSMISSORA deverá apresentar os relatórios dos estudos apresentados no item 1.10Sempre que solicitado, a TRANSMISSORA deverá comprovar mediante estudo que as soluçõesadotadas nas especificações e projetos das instalações de transmissão objeto deste anexo sãoadequadas.

4.2 PROJETO BÁSICO DA SUBESTAÇÃOOs documentos de projeto básico da subestação deverão incluir:• Relação de normas técnicas oficiais utilizadas.• Critérios de projeto para as obras civis, projeto eletromecânico, sistemas de proteção,

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

• Desenho de locação das instalações.• Diagrama unifilar.• Desenho de arquitetura das construções: plantas, cortes e fachadas.• Arranjo geral dos pátios: planta e cortes típicos.• Arranjo dos sistemas de blindagem e aterramento.• Características técnicas dos equipamentos, conforme indicado no 4.3, e dos materiais

principais.• Descrição dos sistemas previstos para proteção, comando, supervisão e

telecomunicações, inclusive diagramas esquemáticos.• Descrição dos sistemas auxiliares, inclusive diagramas esquemáticos e folha de dados

técnicos de equipamentos e materiais principais.

4.3 PROJETO BÁSICO DOS TRECHOS DE LINHAS DE TRANSMISSÃOOs documentos de projeto básico dos trechos de linha de transmissão deverão apresentar:

4.3.1 Relatório técnico

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

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

retorno de 250 anos e também com média de 10 minutos.• Média de Velocidade Máxima Anual de vento a 10m de altura e média de 3 segundos,



tempo de retorno de 250 anos e também com média de 10 minutos.• Coeficiente de variação da Velocidade Máxima Anual a 10m de altura (em porcentagem).• Coeficientes de rajadas a 10m de altura e média de 10 minutos.

4.3.2 Normas e documentação de Projetos.

Os seguintes documentos e normas deverão ser apresentados:• Relação de normas técnicas oficiais utilizadas.• Memorial de cálculo dos suportes.• Desenho da diretriz selecionada e suas eventuais interferências.• Desenho da faixa de passagem, “clearances” e distâncias de segurança.• Regulação mecânica dos cabos: características físicas, estados básicos e pressão

resultante dos ventos.− Suporte (estrutura metálica ou de concreto armado e ou especiais);− Tipos, características de aplicação e relatórios de ensaios de cargas para os

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

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

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

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

• Tipos de fundações: critérios de dimensionamento e desenhos dimensionais.• Cabos condutores: características.• Cabos pára-raios: características.• Cadeias de isoladores: coordenação eletromecânica, desenhos e demais características.• Contrapeso: características, material, método e critérios de dimensionamento.• Ferragens, espaçadores e acessórios.

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

− Relatórios dos Estudos de vibração eólica e de sistemas de amortecimentos parafins de controle da fadiga dos cabos.

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



5 CRONOGRAMA

A TRANSMISSORA deverá apresentar cronograma de implantação das INSTALAÇÕES DETRANSMISSÃO pertencentes a sua concessão, conforme modelos apresentados nas tabelas Ae B do Anexo 07A, com a indicação de marcos intermediários, para as seguintes atividades:licenciamento ambiental, projeto básico, topografia, instalações de canteiro, fundações,montagem de torres, lançamento dos cabos condutores e instalações de equipamentos, obrascivis e montagens das instalações de Transmissão e das Subestações, e comissionamento, quepermitam aferir, mensalmente, o progresso das obras e assegurar a entrada em OPERAÇÃOCOMERCIAL no prazo máximo de 22(vinte e dois) meses.



5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO

NOME DA EMPRESADATA

MESESNO DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA

IMPLANTAÇÃO 1 2 3 20 21 22

1 PROJETO1.1 PROJETO BÁSICO1.2 TOPOGRAFIA

etc.2 LICENCIAMENTO AMBIENTAL

3 OBRAS CIVIS E MONTAGEM3.1 INSTALAÇÕES DE CANTEIRO3.2 FUNDAÇÕES3.3 MONTAGEM DAS TORRES3.4 LANÇAMENTO DOS CABOS

Etc.4 COMISSIONAMENTO E

ENERGIZAÇÃO5 OPERAÇÃO COMERCIALOBSERVAÇÕES: DATA DE INÍCIO

DATA DE CONCLUSÃODURAÇÃO

ASSINATURA CREA No

ENGENHEIRO REGIÃO



5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES

NOME DA EMPRESA SUBESTAÇÂO

DATA

MesesNO DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA

OBRA1 2 3 4 19 20 21 22

1 PROJETOS2 AQUISIÇÕES2.12.22.32.43 OBRAS CIVIS E MONTAGENS3.1 Mobilização3.23.33.43.53.6 Comissionamento4 ENERGIZAÇÃO4.1DATA DE INÍCIO OBSERVAÇÕES:

DATA DE CONCLUSÃO DURAÇÃO DA OBRACREA NoENGENHEIRO

ASSINATURA REGIÃO

Edital de Leilão Nº 004/2000-ANEELANEXO 7B - GRUPO B Linha de Transmissão Tucuruí – Vila do Conde – 2º circuito


ANEXO 7B

LINHA DE TRANSMISSÃOTUCURUÍ- VILA DO CONDE – 2º CIRCUITO

CARACTERÍSTICASE

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOSDAS




ÍNDICE

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES 72

1.1 INTRODUÇÃO................................................................................................................................................................ 721.1.1 Descrição geral 721.1.2 Configuração básica 721.1.3 Dados de sistema utilizados 731.1.4 Requisitos gerais 73

1.2 LINHA DE TRANSMISSÃO................................................................................................................................................ 751.2.1 Indicadores elétricos 751.2.2 Indicadores mecânicos 771.2.3 Fundações 78

1.3 SUBESTAÇÕES.............................................................................................................................................................. 801.3.1 Requisitos gerais 801.3.2 Requisitos dos equipamentos 81

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO.................................................................................................. 831.4.1 Geral 831.4.2 Proteções de linhas de transmissão 831.4.3 Proteção de reatores 871.4.4 Proteção de barras para as subestações Secionadora Tucuruí e Vila do Conde. 881.4.5 Proteção para falha de disjuntor 881.4.6 Sistemas especiais de proteção 88

1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE...................................................................................................................... 911.5.1 Introdução 911.5.2 Requisitos de supervisão e controle das instalações 911.5.3 Requisitos de supervisão pelo agente proprietário das subestações 961.5.4 Requisitos de supervisão e controle pelo ONS 981.5.5 Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade 101

1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL .................................................................................. 1061.6.1 Aspectos gerais 1061.6.2 Descrição funcional 1061.6.3 Disparo do registrador digital de perturbações 1071.6.4 Sincronização de tempo 1071.6.5 Requisitos de compatibilidade eletromagnética 1071.6.6 Características dos sinais de entrada e saída 1071.6.7 Capacidade de registro de ocorrências. 1091.6.8 Requisitos de comunicação 109

1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO...................................................... 1101.7.1 Requisitos gerais 1101.7.2 Requisitos para a teleproteção 1111.7.3 Requisitos para canais de voz 1121.7.4 Requisitos para transmissão de dados 112



1.8 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA.................................................... 1141.8.1 Tensão operativa 1141.8.2 Requisitos de manobra associados às linhas de transmissão 1141.8.3 Manobras de fechamento e abertura de secionadores e secionadores de aterramento 1161.8.4 Requisitos de interrupção para os disjuntores 116

2 ESTUDOS DE PLANEJAMENTO E ENGENHARIA RELATIVOS A LT TUCURUÍ-VILA DO CONDE2O CIRCUITO E SUBESTAÇÕES TERMINAIS. 117

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO E A RESPECTIVA DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA ............. 1172.1.1 Relatório 117

2.2 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES................................................................................................................................ 1182.2.1 SE VILA do CONDE 1182.2.2 SE SECIONADORA TUCURUÍ 119

2.3 DOCUMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO .................................................................................................................... 120


3.1 GERAL...................................................................................................................................................................... 1213.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL ........................................................................................................................... 121


4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA ............................................................................................................ 1234.2 PROJETO BÁSICO DA SUBESTAÇÃO ............................................................................................................................ 1234.3 PROJETO BÁSICO DOS TRECHOS DE LINHAS DE TRANSMISSÃO................................................................................... 123

4.3.1 Relatório técnico 1234.3.2 Normas e documentação de Projetos. 124

5 CRONOGRAMA 125

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO ................................................................................... 1265.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES....................................................................................................... 127




1.1 INTRODUÇÃO

1.1.1 Descrição geralEste anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos da segunda Linha deTransmissão em 500 kV - Tucuruí – Vila do Conde e instalações decorrentes, integrantes doSistema de Transmissão da UHE de Tucuruí, que interligarão as Subestações SecionadoraTucuruí de Vila do Conde, ambas no Estado do Pará e de propriedade da ELETRONORTE,visando reforçar o atendimento à Região de Belém, dando-lhe maior confiabilidade.

A Figura 2 apresenta o mapa eletro-geográfico do sistema elétrico brasileiro, incluindo esta Linhade Transmissão.

O empreendimento compreende a implementação das instalações listadas no subitem1.1.2,consistindo basicamente no segundo circuito em 500 kV Tucuruí–Vila do Conde.

A implantação da Linha de Transmissão 500 kV Tucuruí – Vila do Conde 2ºCircuito, objeto doLeilão, compreende também a compensação reativa associada a esse circuito, os seusequipamentos terminais de manobra, proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todosos demais equipamentos, serviços e facilidades necessários à prestação do SERVIÇOPÚBLICO DE TRANSMISSÃO ainda que não expressamente indicados neste ANEXO 7.

1.1.2 Configuração básicaA configuração básica é caracterizada pelos empreendimentos listados nas tabelas a seguir.As linhas de transmissão constam da Tabela 1, enquanto as subestações constam da Tabela 2,não estando incluídas as unidades reservas nos quantitativos nela apresentados.

Tabela 1 – Linhas de transmissão 500 kV

Origem Destino Circuito KmTucuruí Vila do Conde 2° 323

Tabela 2 – Subestações 500 kV

Subestação Tensão(kV) Empreendimentos principais

PotênciaUnitária

Tucuruí 500 1 entrada de linha

Vila do Conde 500 1 entrada de linha3 reatores monofásicos de linha 54,3(1)

Notas:(1) A Potência Unitária dos reatores em Mvar , está referida à tensão de 500 kV.(2) Para o posicionamento dos equipamentos, consultar diagramas unifilares disponibilizados.



A configuração básica supracitada e os requisitos técnicos deste Anexo 7B são os padrões dedesempenho mínimo para outras soluções, as quais deverão ser demonstradas mediantejustificativa técnica comprobatória.

A Figura 1 mostra a configuração da interligação Norte – Nordeste e as interligações Tucuruí –Vila do Conde.

FIGURA 1 - CONFIGURAÇÃO DO SISTEMA

1.1.3 Dados de sistema utilizadosOs dados de sistema utilizados nos estudos em regimes permanente, dinâmico e transitório ,efetuados para a definição da configuração básica estão disponibilizados, conformedocumentação relacionada no item 2

Os dados relativos aos estudos de regimes permanente e dinâmico estão disponíveis no formatodos programas digitais de simulação de rede, ANATEM E ANAREDE, do CEPEL

Os dados relativos aos estudos de transitórios eletromagnéticos estão disponíveis no formato doprograma digital ATP

1.1.4 Requisitos geraisO projeto e a construção da linha de transmissão e das subestações terminais deverão estar emconformidade com as últimas revisões das normas da ABNT, no que for aplicável, e, na faltadestas, com as últimas revisões das normas da IEC, ANSI ou NEC, nesta ordem de preferência,salvo onde expressamente indicado.




É de responsabilidade e prerrogativa da TRANSMISSORA o dimensionamento e especificaçãodos equipamentos e instalações de transmissão que compõem o Serviço Público deTransmissão, objeto desta licitação, de forma a atender este Anexo 7 e as práticas da boaengenharia, bem como a política de reserva.

FIGURA 2 – MAPA ELETRO-GEOGRÁFICO DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

D IRETO R IA DE PLAN EJAM EN TO E EN GENH ARIAD E PA R TA M E N T O D E T R A N S M IS S Ã O

B R -98 0 7

1

2

3

4

5

COARACY NUNES

SANTANA

SANTARÉM

RURÓPOLIS

ITAITUBA

ALTAMIRA

TUCURUÍ

V. CONDE

S.MARIA

SÃO LUÍS

UTINGA

MIRAMAR

T E R ES IN A

B.ESPER ANÇA

S.J.PIAUÍ

FORTALEZA

MOSSORÓ

AÇU NATAL

J.PESSOA

RECIFE

MACEIÓ

ARACAJU

SALVADOR

XINGÓIRECÊ

B.J.LAPA

EUNÁPOLIS

FUNIL

BARREIRAS

VITÓRIA

CAMPOS

RIO DE JANEIROC.PAU LISTA

MASCARENHAS

SOBRADINHO

P.DUTRA

SERRA DA MESA

RONDONÓPO LIS

C.NOVOSP.FUNDO

IVAIPORÃ

70 MW

50 MW

5

4

31

2

S.QUEBRADA

MANAUS

BALBINA

RIO BRANCO ARIQUEMES

SAMUEL

JIPARANÁ

PORTO VELHO

ABUNÃ

P.BUENO

VILHENA

SINOP

GURUPI

MIRACEMA

COLINAS

SORRISO

NOVA MUTUM

MANSOCUIABÁ

BARRA DO PEIXE

RIO VERDE

CORUMBÁ

C.GRANDE

G O IA NIA MONTES CLAROS

T.MARIAS

J. FORA

CURITIBA

BLUMENAU

PORTO ALEGRE

ITÁ

F.AREIAITAIPU

S.OSÓRIO/S.CAXIASS.SANTIAGO

XANXERÊS.ROSA

DOURAD OS

SÃO PAULO

MARABÁ

XINGUARA

REDENÇÃO

CANDIOTA

GARABI

SÃO BO RJA

ALEGRETEURUGUAIANA

LIVRAMENTO

BRASÍLIA

BOA VISTA

STA ELENA

BELOHORIZONTE

GOV.MANG.

IMPERATRIZ

AÇ AIL ÂN DIA

E le trobrás

P rinc ip a is L in ha s d e Tran sm is sãoC on figuração 2007

+-

COMPLEXO RIO PARANÁ

COMPLEXO RIO PARANAPANEMA

COMPLEXO RIO GRANDE

COMPLEXO RIO PARANAÍBA

COMPLEXO PAULO AFONSO



1.2 LINHA DE TRANSMISSÃO

1.2.1 Indicadores elétricos

1.2.1.1 Parâmetros elétricos das linhas de transmissãoA reatância longitudinal de seqüência positiva da linha deverá possibilitar a distribuição de fluxosde potência nesta linha, similares aos da alternativa de referência apresentada nos estudos.

1.2.1.2 Carregamento da linha de transmissãoA linha de transmissão deverá ser capaz de suportar , em regime permanente 2300 A e duranteemergência 2800 A , sem que haja violação de qualquer critério de desempenho.

1.2.1.3 Definição da flecha máxima dos condutores e dimensionamento dos cabos pára-raiosNo projeto de locação das estruturas e no dimensionamento dos cabos pára-raios da linha,deverão ser adotadas as seguintes condições climáticas:

• Temperatura máxima média da região;• Radiação solar máxima;• Brisa não superior a 1 m/s;

A definição da flecha máxima dos cabos condutores deverá ser feita de acordo com a NBR-5422, contemplando temperatura máxima média da região, radiação solar máxima, brisa nãosuperior a 1 m/s, para corrente máxima de 2800 A.

No dimensionamento dos cabos pára-raios, deverão ser consideradas as mesmas condiçõesclimáticas utilizadas na definição das flechas máximas dos condutores, além das seguintescondições adicionais:

• Níveis de corrente de curto-circuito de 40 kA em todas as subestações, exceto na SESecionadoraTucuruí , que é de 50 kA

• Possibilidade de que os cabos pára-raios dos trechos de linha sejam conectados à malhade terra das subestações e aterrados em todas as estruturas;

• Tempo de eliminação de defeito correspondente à proteção de retaguarda.1.2.1.4 Compensação reativa

A compensação reativa em derivação da configuração básica está apresentada na Tabela 2

A compensação reativa em derivação das linhas de transmissão deverá ser definida de formaque o conjunto formado pelas linhas e suas compensações atenda aos requisitos constantes noitem 1.8 e demais critérios constantes deste anexo.

Os dados, critérios e condições necessária para a análise da TRANSMISSORA encontram-senos documentos indicados no item 2

1.2.1.5 Perda Joule nos cabos condutores e pára-raiosA resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento da linha de transmissão, parafreqüência nominal de 60 Hz e para a temperatura de 75º C, deve ser igual ou inferior a daconfiguração básica: 0,019 Ω/km





1.2.1.7 Coordenação de isolamento(c) Desempenho a descargas atmosféricasNão poderá haver desligamentos por descargas diretas para o perfil de terreno predominante daregião.O número de desligamentos por descargas atmosféricas não poderá ser superior a umdesligamento/100km/ano.

(d) Isolamento a tensão máxima operativaO isolamento das linhas de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionadoconsiderando as características de contaminação da região conforme classificação contida naPublicação IEC 815 – Guide for the selection of insulators in respect of polluted conditions.

O grau mínimo de poluição adotado deverá ser compatível com à distância de escoamentomínima de 25 mm/kV ,referido a tensão máxima fase-terra

O isolamento da linha de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionadoconsiderando balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento, com período de retorno de, nomínimo, 30 anos.


(e) Isolamento a manobraO risco máximo de falha em manobras de energização e religamento deverá ser limitado aosvalores constantes da Tabela 3.

TABELA 3 - Risco Máximo de Falha a Manobras de Energização e Religamento

Risco de falha (adimensional)Manobra

Entre fase e terra Entre fases

Energização 10-3 10-4

Religamento 10-2 10-3


a) Corona visualAs linhas de transmissão não deverão apresentar corona visual, nos cabos condutores eferragens, para 90% da condição de tempo bom.



b) Rádio-interferênciaA relação sinal/ruído no limite da faixa de servidão, indicadora do nível de imunidade dos sinaisde rádio (RI), deverá ser no mínimo igual a 24 dB, considerando nível mínimo de sinal referido nanorma DENTEL, para 50 % das condições atmosféricas do ano.

c) Ruído audívelO ruído audível (RA) no limite da faixa de servidão sob a tensão máxima operativa, durantecondição de chuva fina (<0,00148 mm/min) ou névoa de 4 horas de duração ou após osprimeiros 15 minutos de chuva, deverá ser no máximo igual a 58 dBA.

d) Campo elétricoO campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão deverá ser 5 kV/m. Deve-seassegurar 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 magnéticoO campo magnético na condição de carregamento máximo e no limite da faixa de servidãodeverá ser inferior ou igual a 67 A/m, equivalente a indução magnética de 83 µT. Deve-seassegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma,não provoque efeitos nocivos a seres humanos.

1.2.2 Indicadores mecânicos

1.2.2.1 Condições básicas para o projeto de regulação do cabo condutor• Estado básico

- Para condições de temperatura mínima, a tração axial deverá ser limitada a 33% datração de ruptura do cabo;

- Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial deveráser limitada a 50% da tração de ruptura do cabo;

- Para condições de vento extremo, a tração axial deverá ser limitada a 70% da traçãode ruptura do cabo.

• Estado de tração normal (EDS)No assentamento final, à temperatura média sem vento, com nível de tracionamentoconforme os valores indicados na Norma NBR-5422 (março de 1985).

• Estado de referênciaA distância mínima ao solo do condutor “clearance“ será sem consideração depressão de vento atuante.

1.2.2.2 Critérios para projeto mecânicoPara o projeto mecânico dos suportes das Linhas de Transmissão, os carregamentos oriundosda ação do vento nos componentes físicos da linha devem ser estabelecidos a partir dacaracterização probabilística das velocidades de vento da região com tratamento diferenciadoquanto ao tipo de tormenta ( tormentas frontais – “EPS extended pressure sistems” e tormentaselétricas “TS Thunderstorms” ).

Para as estações anemométricas a serem consideradas no estudo, devem ser definidos osseguintes parâmetros:

• Média e coeficiente de variação ( em porcentagem ) das séries de velocidades máximasanuais de vento a 10m. de altura, com tempos de integração da média de 3 segundos e 10minutos;



• Velocidade máxima anual de vento a 10m. de altura, com período de retorno de 250 anos,tempos de integração da média de 3 segundos e 10 minutos. Se o número de anos dasérie de dados de velocidade for pequeno, na estimativa da velocidade máxima anualdeverá ser adotado no mínimo um coeficiente de variação compatível com as séries maislongas de dados de velocidades de ventos medidas na região;



O projeto mecânico da LINHA DE TRANSMISSÃO deverá ser desenvolvido segundo a IEC 826– “International Eletrotechnical Comission: Loading and Strength of Overhead TransmissionLines.





1.2.3 FundaçõesAs fundações de cada estrutura deverão ser projetadas estruturalmente e geotecnicamente deforma a adequar todos os esforços resultantes de cada torre às condições específicas de seupróprio solo de fundação.



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









1.3 SUBESTAÇÕES




As novas instalações deverão ser compatíveis com as instalações existentes e demais aspectosdos requisitos de equipamentos. Deverão ser observados os critérios e requisitos básicos dasinstalações das subestações existentes, conforme especificado nos documentos GTS-TUC-TUC/VDC II – 001 e GTS – VDV – TUC/VDC – 001.

A ELETRONORTE deixará totalmente desimpedido, na SE Secionadora Tucuruí, no prazo deaté 120 dias contados da assinatura do contrato de concessão da LT Tucuruí - Vila do Conde2ºcircuito, o vão da LT Vila do Conde 2, para que o novo CONCESSIONÁRIO possa instalar osequipamentos necessários à operação da LT Tucuruí- Vila do Conde 2ºcircuito.

É de responsabilidade da ELETRONORTE as modificações necessárias, na SE SecionadoraTucuruí, para manter a confiabilidade do arranjo atual, considerando a disponibilização, para onovo CONCESSIONÁRIO, do vão que hoje funciona em paralelo com o do circuito 1.


1.3.1.2 Arranjo dos pátiosO arranjo do pátio de 500kV das subestações existentes é do tipo disjuntor e meio. Deverá serprevisto espaço físico para instalação de equipamentos de manobra de reatores.

1.3.1.3 Capacidade de correntea) Corrente em regime permanenteO dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar valor máximo decorrente para a condição de operação em regime permanente de 3150 A.

b) Capacidade de curto-circuitoOs equipamentos e demais instalações deverão ser adequados para suportar nível de curto-circuito 40 kA nos barramentos dos pátios em 500 kV., exceto para a SE Secionadora Tucuruí,que de 50 kA.

c) Sistema de aterramentoO projeto das subestações deverá atender ao critério de um sistema solidamente aterrado.



1.3.1.4 Suportabilidadea) Tensão em regime permanenteO dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar valor máximo detensão de 550 kV para a condição de operação em regime permanente

b) Isolamento sob poluiçãoAs instalações deverão ser isoladas de forma a atender, sob tensão operativa máxima, àscaracterísticas 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 atmosféricasO sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deverá assegurarblindagem perfeita das instalações, para correntes superiores a 2 kA, e garantir risco de falhamenor ou igual a uma descarga por 50 anos.Caso existam edificações, as mesmas deverão atender às prescrições da Norma TécnicaNBR5419.

1.3.1.5 Efeitos de campod) Efeito coronaOs componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não deverãoapresentar efeito corona em 90 % da condição de tempo bom. A tensão mínima para início e fimdo corona visual deverá ser de 350 kV, para os pátios em 500 kV. A tensão de extinção decorona deverá situar-se acima da tensão máxima de operação

e) Rádio interferênciaO valor da tensão de rádio interferência externa máxima para os equipamentos deverá ser de2500 µV/m a 1000Hz, na tensão fase-terra 550/√3kV.


1.3.2.1 ReatoresOs valores das perdas totais (perdas no cobre mais perdas no ferro) referidos à tensão de550 kV e à potência nominal deverão ser inferiores a 0,3 % da potência nominal

Os enrolamentos dos reatores deverão ser conectados em estrela, com neutro acessível paraaterramento sólido por reatores ou resistores.

O isolamento do neutro deverá ser dimensionado para a conexão de reatores de neutro, parapermitir religamento monopolar e eliminar ressonância de circuitos em paralelo.

A curva de magnetização deve ser linear até a tensão de 750 kV.1.3.2.2 Disjuntores

O ciclo de operação e religamento rápido dos disjuntores deverá atender aos requisitos dasnormas aplicáveis.

O tempo máximo de interrupção para os disjuntores de 500kV deve ser 2 ciclos.

Os disjuntores de 500kV deverão ser capazes de efetuar as operações de manobra listadas noitem 1.8.4.



Os disjuntores de 500 kV deverão ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas dedetecção de discrepância de pólos, acionamento monopolar e tripolar, bem como ciclo deoperação compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar oumonopolar com uma única tentativa.

1.3.2.3 Secionadores, lâminas de terra e chaves de aterramentoEstes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas aplicáveis e serem capazes deefetuar as manobras listadas no item 1.8.3.

As lâminas de terra e chaves de aterramento da linha de transmisão devem ser dotadas decapacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a classe B da norma IEC 1129

1.3.2.4 Pára-raiosOs pára-raios deverão ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), sem centelhador,adequados para instalação externa. Deverá ser prevista a utilização de pára-raios na interfacecom o sistema existente (entrada de linha).

1.3.2.5 Transformadores de corrente e potencialAs características dos transformadores de corrente e potencial, como: número de secundários,relações de transformação, carga, exatidão, etc, deverão satisfazer às necessidades dossistemas de proteção e medição.







1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

1.4.1 GeralTodos os relés de proteção deverão utilizar tecnologia digital numérica.










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

1.4.2 Proteções de linhas de transmissãoCompreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a deteçãoe eliminação de todos os tipos de faltas e outras condições anormais de operação nas linhas detransmissão, realizando a discriminação entre faltas internas e externas à linha protegida.










1.4.2.1.2 Esquema de religamento tripolarOs esquemas de religamento automático tripolar são para atuação exclusiva após a eliminaçãode faltas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser iniciados quando deaberturas manuais de disjuntores, operação de funções de proteção temporizadas, falhas embarras, falhas em disjuntores, recepção de transferência de disparo direto do terminal remoto,atuação das proteções de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo e,quando for o caso, por atuações das proteções dos reatores de linha ou transformadores.

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




1.4.2.1.3 Esquema de religamento monopolarOs esquemas de religamento automático monopolares são para atuações exclusivas após aeliminação de faltas fase-terra por proteções de alta velocidade ou instantâneas.Estes esquemas de religamento automático não deverão ser iniciados pelas mesmas funçõesdescritas mo item anterior.



1.4.2.1.4 Relés verificadores de sincronismoOs relés verificadores de sincronismo utilizados nos esquemas de religamento tripolar, deverãopermitir o ajuste do tempo de religamento, considerando a contagem de tempo desde a aberturado disjuntor e incluindo os tempos mortos típicos para a respectiva classe de tensão. Além dissodeverão possibilitar ajustes da diferença de tensão, defasagem angular, diferença de freqüênciae permitir a seleção das seguintes condições para fechamento do disjuntor:

• barra viva - linha morta;• barra morta - linha viva;• barra viva – linha viva;• barra morta - linha morta.








No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as seguintesfunções 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 deverãoapresentar sobrealcance transitório máximo de 5% para defeitos sólidos com máximacomponente exponencial.

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

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


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

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

A teleproteção deve atender aos seguintes requisitos:• 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 dalinha de transmissão, a existência de acoplamentos magnéticos com outras linhas detransmissão, derivações na LT e a existência ou não de compensação série;

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

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

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

• No caso de utilização de esquema de transferência direta de desligamento (DTT), devemser previstos meios para permitir o desligamento do disjuntor remoto, quando ocorrer falhade algum canal de telecomunicação (operação mono-canal);

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









1.4.3 Proteção de reatoresTodo reator, além dos equipamentos de proteção intrínseca (relé de gás, válvula de disparo,etc.), deve dispor de dois conjuntos independentes de proteção:

• proteção principal;• proteção de retaguarda.





No caso de reatores instalados diretamente na LT, todos os conjuntos de proteção do mesmodevem atuar no(s) disjuntor(es) do terminal próximo da LT associada, e enviar transferência



direta de disparo para o terminal remoto, promovendo o bloqueio do fechamento dos disjuntoreslocal e remoto.

1.4.4 Proteção de barras para as subestações Secionadora Tucuruí e Vila do Conde.Deverão ser previstos os equipamentos e esquemas associados necessários à integração dasnovas entradas de linha ao esquema de proteção diferencial de barras existente nassubestações Secionadora Tucuruí e Vila do Conde.

Deverão ser utilizados núcleos de transformador de corrente independentes e dedicados paracada proteção diferencial, sendo vedada a utilização de TCs auxiliares.

Onde existirem proteções de barra com relés de alta impedância, as características magnéticasdos TCs a serem acrescentados devem ser idênticas às dos TCs existentes.

1.4.5 Proteção para falha de disjuntorTodos os disjuntores da subestação deverão ser protegidos por esquema para falha de disjuntor.




1.4.6 Sistemas especiais de proteção

1.4.6.1 Esquema de controle de emergência (ECE)O ECE deverá ser implementado nas Unidades de Controle de Emergência (UCE). As Unidadesde Controle de Emergência são Unidades de Controle Digital (UCD) específicas para processaro Esquema de Controle de Emergência (ECE) da rede de 500 kV da ELETRONORTE.Deverá existir um ECE para cada subestação que possua LT´s de 500 kV. Para implantar o ECEa TRANSMISSORA deverá utilizar tantas UCE´s quantas forem necessárias.As características descritas a seguir são específicas para o ECE e deverão ser rigidamenteobservadas pela TRANSMISSORA:

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

• Os ECE´s das diversas subestações deverão estar diretamente conectados entre si e comos ECE´s hoje existentes no sistema ELETRONORTE. Cada ECE deverá ser dotado deum 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 (ECE) e deverá atender os seguintesrequisitos de tempo de resposta:



- O tempo máximo (total) estimado para tomada de decisão de um ECE dedeterminada Subestação em função da alteração de entradas digitais e/ou violaçãodos limites estabelecidos para as funções supervisionadas ocorridos em outraSubestação, incluídos os tempos de comunicação, deverá ser menor ou igual a 100ms;

- Dentro de um mesmo ECE (mesma Subestação) o tempo de atuação deverá sermenor ou igual a 20 ms;

• Caso a UCD proposta para o ECE não consiga desempenhar as funções especificadas aseguir, a TRANSMISSORA deverá instalar os relés de proteção em quantidade e tiponecessários e suficientes para cumprir estas funções. Conforme citado anteriormenteestes relés deverão também ser exclusivos para a função ECE não podendo sercompartilhados com o SPCS.

As seguintes funções deverão ser desempenhadas pelas UCE´s:• Função Direcional de Potência:

- 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 1,5 da tensão nominal;- Exatidão melhor que 2%;- Relação Pick Up / Drop Out maior do que 0,98;- Interface com fibra óptica.

• Função de Sub e Sobrefrequência- Possuir 04 estágios de frequência independentes;- Faixa de ajuste mínima para cada estágio de operação: de 50 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 ciclos, de forma a eliminar eventuais atuações indevidas devido àcomponente aperiódica ou outros transitórios na onda de tensão;

- tempo máximo de rearme dessa unidade deverá ser de 50 milissegundos;- erro máximo admissível para cada temporizador será de +/- 5%;- Circuitos de medição e saída independentes por estágios de atuação.



1.4.6.2 Esquema de controle de segurança (ECS)As Subestações Secionadora Tucuruí e Vila do Conde, poderão estar integradas ao Esquema deControle e Segurança (ECS) para o Sistema Elétrico das Regiões Sul / Sudeste / Centro-Oeste/Norte/Nordeste Brasileiro.

Deverão ser disponibilizadas os seguintes dados para ligação ao CLP do sistema:• Entradas analógicas:

- Fluxo de potência ativa em todas as linhas de transmissão, geradores etransformadores;

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

- Indicação de estado com dois contatos de disjuntores, chaves Secionadoras, chavesde 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 IntroduçãoEste item descreve os requisitos de supervisão e controle que deverão ser disponibilizados paraque seja assegurada a plena integração da supervisão e controle dos novos equipamentos àsupervisão dos equipamentos existentes, garantindo-se, com isto, uma operação segura e comqualidade do sistema elétrico interligado. Assim, é de responsabilidade da TRANSMISSORA aaquisição e instalação de todos os equipamentos, software e serviços necessários para aimplementação dos requisitos especificados neste item e para a implementação dos recursos detelecomunicações, cujos requisitos são descritos em item a parte.


- Requisitos gerais;- Elenco de informações a serem supervisionadas.

• Requisitos de supervisão pelo Agente proprietário das subestações existentes• Requisitos de supervisão e controle pelo ONS, divididos em:

- Requisitos básicos de supervisão, normalmente atendidos por um SSCL (sistema desupervisão e controle local) ou UTR (Unidade Terminal Remota) convencional:

- Requisitos que podem requerer sistemas dedicados:º Informações com alta taxa de aquisição para a deteção de ilhamento.º Informações com alta taxa de aquisição para detecção de perturbações.

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

1.5.2 Requisitos de supervisão e controle das instalações

1.5.2.1 Requisitos geraisA LT Tucuruí-Vila do Conde, 500kV, 2º circuito, envolve a instalação de um conjunto deequipamentos que inclui entradas de linhas, entre outros, em subestações existentes epertencentes à ELETRONORTE

Em função disto, todos os equipamentos a serem instalados pela TRANSMISSORA devem sersupervisionados a nível local segundo a filosofia adotada pela empresa proprietária de taissubestações, devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos Sistemas Digitais deSupervisão e Controle (SDSC’s) que serão instalados pela ELETRONORTE.

A arquitetura e os requisitos básicos destes Sistemas Digitais de Supervisão e Controle(SDSC’s) estão definidos nos documentos “Características e Requisitos Básicos dasInstalações”, referentes à SE Secionadora Tucuruí e SE Vila do Conde.

Na eventualidade do sistema da TRANSMISSORA entrar em operação antes da instalação dosSDSC’s da ELETRONORTE, o mesmo deverá ser projetado para operação independente eprevendo posterior integração aos referidos SDSC’s.

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



• Centro do Agente proprietário da Subestação de Vila do Conde e Secionadora Tucuruí- Centro de Operação Local de Belém- COL-Belém

• Centro do ONS:- Centro Regional de Operação Norte, COSR-N, localizado Brasilia-DF

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

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

• Nas subestações existentes, integração com os Sistemas Digitais de Supervisão eControle (SDSC’s) a serem instalados pela ELETRONORTE, visando a troca deinformações;

• Interconexão ao Centro do ONS conforme estabelecido no item “Requisitos deSupervisão e Controle pelo ONS” e utilizando-se o protocolo IEC 870-5-104 ou DNP 3.0.

• Interconexão ao COL-Belém, conforme indicado no item “Requisitos de supervisão peloagente proprietário das subestações”. Estas interconexões devem ser feitas utilizando oprotocolo já implementado nestes centros.

Os protocolos adotados para comunicação com os centros de operação (ONS eELETRONORTE) devem ser configurados de comum acordo com estes Agentes.

Adicionalmente, esta configuração deve permitir a tais centros identificar o estado operacionaldos sistemas de supervisão da TRANSMISSORA instalados nas subestações. Estasinformações serão modeladas como indicações de estado nas bases de dados destes centros deoperação;Nota Importante:No caso de interposição de um centro de operação, neste edital denominado de concentrador dedados, na rota de comunicação com algum dos centros de operação da ELETRONORTE ouONS, a configuração do protocolo deve permitir que tais centros identifiquem o estadooperacional do concentrador e, adicionalmente, o concentrador de dados deve ser capaz deidentificar o estado operacional de todos os sistemas hierarquicamente a ele subordinados etransferir estas informações para os correspondentes centros, conforme o caso.

Deverão ser efetuadas, às custas da TRANSMISSORA, as modificações de hardware e softwaree demais serviços necessários nos Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSC’s) aserem instalados pela ELETRONORTE nas subestações, para permitir a completa supervisãodos equipamentos elétricos a partir das interfaces homem máquina (IHM’s) existentes nas salasde controle local das subestações. A quantidade e tipos de pontos supervisionados deverão sersimilares ao dos sistemas existentes.


Alternativamente à instalação de novos recursos de supervisão e controle, a TRANSMISSORA,mediante prévio acordo com as empresas proprietárias das instalações existentes, poderá optar



pela expansão dos recursos de supervisão e controle disponíveis, desde que atendidos todos osrequisitos especificados neste item de “Sistemas de Supervisão e Controle” e no de “RequisitosTécnicos do Sistema de Telecomunicações a ser Implantado”.

1.5.2.2 Elenco de informações a serem supervisionadasComo requisito geral de supervisão e controle, deverão ser supervisionados todos osequipamentos da TRANSMISSORA que venham a ser instalados nas Subestações SecionadoraTucuruí e Vila do Conde . As informações coletadas nestas subestações deverão sertransferidas para os centros de operação indicados neste edital conforme abaixo especificado:a) Telemedições



• As seguintes medições deverão ser coletadas e transferidas para os centros deoperação:- Módulo de tensão fase-fase em kV em todas as entradas de linha;- Potência trifásica ativa em MW e reativa em MVAr em todas as entradas de linha,

medidas entre a linha e o reator de linha;- Corrente de fase em Ampère em todos os terminais de linha de transmissão;- Temperatura em ºC dos enrolamentos e do óleo de cada reator de linha (por fase);- Freqüência em Hz de uma fase em todos os barramentos envolvidos;

• Todas as medições de tensão devem ter uma exatidão mínima de 1% e as demais de1,5%. Tal exatidão deve englobar toda a cadeia de equipamentos utilizados, tais como:transformadores de corrente, de tensão, transdutores, conversores analógico/digital, etc.

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

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

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

• Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem estar aptos a responder avarreduras de integridade feitas pelos centros a ele conectados (do ONS eELETRONORTE) que podem ser cíclicas, com período parametrizável, tipicamente acada 5 minutos, ou por evento, como por exemplo uma reinicialização dos recursos desupervisão e controle dos centros ou então sob demanda;

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


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 genérica de proteção operada, informada por equipamento, tais como

linhas de transmissão, transformadores, reatores, capacitores série, etc;



- Relés de bloqueio;- Alarme de temperatura de enrolamento (por fase) dos reatores de linha;- Alarmes de temperatura de óleo (por fase) dos reatores de linha.

c) Cada unidade de aquisição e controle (UAC) deverá ter um relógio e calendário interno paraprover precisamente o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cadaoperação de registro de variação de estado. Estes relógios internos devem possuir circuitosde sincronismo a partir de um sinal com data absoluta obtida de um sistema GPS, de formaa garantir que a supervisão e controle das diversas instalações seja feita dentro de umamesma base de tempo. O sistema deverá ser projetado de forma que a exatidão seja melhorque 1 milissegundo.

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

e) Todas as informações transferidas aos centros de operação dos Agentes citados neste itemde sistemas de supervisão e controle devem ser dados brutos, conforme coletados a partirde transdutores ou relés de interposição, isto é, sem processamento prévio, exceto quandoexplicitamente acordado, caso a caso, com algum destes Agentes. Nestes casos, osindicadores de qualidade deverão incluir 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.

f) Informações para o seqüenciamento de eventos• Resolução

Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes dearmazenar informações para o seqüenciamento de eventos com uma resolução entreeventos melhor que 1 milissegundo. A exatidão do selo de tempo associado a cadaevento também deverá ser melhor que 1 milissegundo, devendo ser consideradostodos os tipos de atuação a serem definidos durante execução do projeto executivo.

• Conjunto de InformaçõesAs informações indicadas abaixo, armazenadas pelos sistemas de supervisão econtrole das instalações, deverão ser transferidas ao COSR-N, e COL-Belém,contendo o instante da atuação do evento, sendo que pontos adicionais poderão serincluídos durante desenvolvimento do projeto executivo:

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



- Linha de Transmissão:º Partida da proteção de fase principal por fase;º Trip da proteção de fase principal;º Partida da proteção de fase suplementar por fase;º Trip da proteção de fase suplementar;º Partida da proteção de terra principal por fase;º Trip da proteção de terra principal;º Partida da proteção de terra suplementar por fase;º Trip da proteção de terra suplementar;º Partida do religamento automático;º Atuação do esquema de falha dos disjuntores;º Trip por sobretensão;º Bloqueio por oscilação de potência;º Trip por oscilação de potência;º Teleproteção, transmissão de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo;º Teleproteção, transmissão de transfer-trip;º Teleproteção, recepção de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo;º Teleproteção, recepção de transfer-trip;º Bloqueio por falha de fusível;º Atuação tempo – 2ª zona;º Atuação tempo – 3ª zona;º Atuação tempo – 4ª zona;º Bloqueio por falha de fusível;º Sobrecorrente direcional temporizado;º Sobrecorrente direcional instantâneo;º Atuação do relé de bloqueio.

- Barramento• Proteção diferencial por fase;• Proteção de subfreqüência;• Proteção de sobretensão;• Proteção de subtensão;• Atuação do relé de bloqueio.

- Disjuntorº Indicação de posição;º Falta de alimentação nos circuitos de abertura e fechamento;º Atuação da proteção de discordância de polos;º Fechamento bloqueado;º Abertura bloqueada;º Fechamento automático por mínima pressão sistema de isolação;º Baixa pressão sistema de extinção de arco (1º ao 3º estágio);º Baixa pressão sistema de acionamento (1º ao 3º estágio);



º Recarga de ar insuficiente;º Falha do disjuntor;º Sobrecarga do disjuntor central;º Atuação do relé de bloqueio.

- Registradores Digitais de Perturbaçãoº Partida e falha.

g) 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 deoperação do ONS e ELETRONORTE.

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

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

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

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

h) Banda mortaDependendo do protocolo de comunicações adotado, as informações analógicas poderãoser reportadas por exceção aos centros de operação aqui indicados. Nestes casos, o valoradotado para a banda morta utilizada no processo de filtragem deve ser definida de comumacordo entre o Agente proprietário do centro (ONS e ELETRONORTE ) e a EmpresaTRANSMISSORA. Na falta de um acordo, o valor da banda morta deverá ser 0 (zero).

1.5.3 Requisitos de supervisão pelo agente proprietário das subestaçõesA TRANSMISSORA deve prover aos Centros de Operação do Agente proprietário dassubestações existentes a supervisão remota dos equipamentos que venham a ser instaladosconforme requisitos apresentados no sub-item “Elenco de Informações a seremSupervisionadas”, aplicados de acordo com os seguintes critérios:

• Supervisão pelo Centro de Operação Local de Belém COL-Belém:- Subestação Secionadora Tucuruí;- Subestação Vila do Conde.

A figura a seguir apresenta uma visão simplificada dos requisitos de supervisão das subestações(instalações) objeto deste edital pelos centros de operação da ELETRONORTE. Foi aquicolocada com objetivo meramente ilustrativo, no intuito de dar uma visão gráfica dos requisitosespecificados no texto deste edital.



Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros do Agenteproprietário das subestações (instalações) poderá se dar através de um centro de operaçãopróprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos osrequisitos descritos neste item, “Sistemas de Supervisão e Controle”. Neste edital, este centro égenericamente chamado de “concentrador de dados”. Neste caso, a estrutura de centrosapresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados numnível hierárquico situado entre as instalações e os centros da ELETRONORTE, portanto, incluídono objeto desta licitação. A figura a seguir ilustra uma possível configuração.

COL Belém1

Legenda:1) Centros de Operação utilizados pelos Agentes proprietários das subestações:

COL Belém – Centro de Operação Local de Belém2) Ampliações de supervisão e controle em subestações existentes:

PATC – Recursos de supervisão e controle na subestaçãoSecionadora Tucuruí

PAVC – Recursos de supervisão e controle na subestação Vilado Conde3) Recursos de supervisão e controle existentes em subestações da ELETRONORTE.

PATC2PAVC2

PAVC3


Recursos existentesPATC3




1.5.4.1 Requisitos básicos para a supervisão dos equipamentosOs recursos básicos para a supervisão dos equipamentos que devem ser disponibilizados aoONS estão descritos no item “Elenco de Informações a serem Supervisionadas” e abrangem:

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



1.5.4.2.1 Informações com alta taxa de aquisição para a deteção de ilhamentoDevem ser enviadas ao COSR-N as medições de freqüência em Hz de cada barramentoassociado às entradas de linha objeto deste edital, aquisitadas e transferidas com um período de200 ms (uma medição por subestação envolvida).

1.5.4.2.2 Informações com Alta Taxa de Aquisição para Detecção de PerturbaçõesDeve ser enviada ao COSR-N a medição do módulo de tensão fase-fase em kV da entrada delinha de 500 kV das Subestações Secionadora Tucuruí e Vila do Conde. Notar a alta taxa detransferência destas informações, que diferem da taxa normalmente utilizadas pela aquisição dedados normal que é, tipicamente, de 4 segundos.

PATC PAVC


Recursos existentes

PAVC

COL Belém

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

CD – Concentrador de dados, nome genérico dado para um sistemade supervisão e controle que se interponha entre as instalações eos Centros da ELETRONORTE.

PATC

CD1



1.5.4.3 Arquitetura da Interconexão com o ONSA supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico,estando hoje, na região de Tucuruí e Vila do Conde, estruturada em um sistema hierárquico comsistemas de supervisão e controle instalados nos seguintes centros de operação do ONS:

• Centro Regional de Operação Norte – COSR-N;• Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico - CNOS.

Esta estrutura é simplificadamente apresentada, para fins meramente ilustrativos, na figura aseguir, sendo que a TRANSMISSORA deverá prover as interconexões de dados entre o centrode operação do ONS(exceto o CNOS) e cada um dos sistemas de supervisão das subestaçõesenvolvidas.

Observa-se na figura acima que a interconexão com o Centros do ONS se dá através deinterligações de dados entre o COSR-N, SE SecionadoraTucuruí o e a SE Vila do Conde.

Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com o COSR-N do ONS,poderá se dar através de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado deterceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos neste item, “Sistemas de

CNOS1

Legenda:1) Centros de Operação utilizados pelo ONS:

(a) CNOS – Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico;(b) COSR-N – Centro Regional de Operação Norte.

2) Ampliação de supervisão e controle em subestações existentes:a) PATC – Recursos de supervisão e controle na subestação

Secionadora Tucuruí ;b) PAVC – Recursos de supervisão e controle na subestação Vila do

Conde.3) Recursos de supervisão e controle em subestações existentes

PATC2


COSR-N1

PATC³ PAVC³

Recursos existentes

PAVC2



Supervisão e Controle” e no de “Requisitos Técnicos do Sistema de Telecomunicações a serImplantado”. 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 inserçãodo concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e o COSR-N doONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação. A figura a seguir ilustra uma possívelconfiguração.

1.5.4.4 Requisitos para o cadastramento dos equipamentosAs informações cadastrais de todos os equipamentos que serão operados pelo ONS deverãoser encaminhadas ao mesmo com no mínimo 3 meses de antecedência da entrada emoperação. Estas informações devem incluir:

• Parâmetros descritivos de linhas de transmissão, incluindo-se impedância série e asuscetância 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 delinha;

• Capacidade nominal em MVAr e a tensão nominal em kV, de todos os equipamentosestáticos de suporte de reativo que venham a ser utilizados, como capacitores, reatores,etc.,

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

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

CD1

CNOS

PAVC

Legenda: Em adição às siglas da figura anterior, utilizou-se: CD – Concentrador de dados, nome genérico dado para um sistema desupervisão e controle que se interponha entre as instalações e os centros do ONS


COSR-N

PATC PAVC

Recursos existentes

PATC



• Todos os diagramas deverão ser fornecidos em papel e meio magnético, num padrão deimportação e exportação a ser previamente acordado entre a TRANSMISSORA e oONS;

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

• No caso de interligações de dados direta com UTR’s, e se aplicável, parâmetros quepermitam a conversão para valores de engenharia dos dados enviados para o Centro;

• Sempre que aplicável, limites de escala, superior e inferior, para todos os pontosanalógicos supervisionados.






1.5.5.2 Conceito de Indisponibilidade de Recursos de Supervisão e ControleUma informação de qualquer dos tipos especificados neste edital é dita indisponível paraqualquer um dos centros sempre que:

• O indicador de qualidade recebido junto com a informação indicar qualqueranormalidade, como por exemplo:- Informação desativada na origem (instalação);- Informação inválida na origem;- Informação não atualizada;

Notas:1) Este caso não será considerado se o equipamento elétrico associado ao pontoestiver em manutenção ou fora de operação por necessidades operativas e aTRANSMISSORA utilizar um destes indicadores, tipicamente “desativado na origem”,para sinalizar o fato.2) O indicador de qualidade “Manual” não caracteriza uma informação comoindisponível e sim com baixa qualidade, conforme descrito no item “Conceito de



Qualidade dos Recursos de Supervisão e Controle”.• Uma informação analógica violar um dos seus respectivos limites de escala;• Uma informação de sinalização de estado estiver inconsistente.




Qualquer ponto é dito indisponível, sempre que o mesmo estiver em manutenção.1.5.5.3 Conceito de qualidade dos recursos de supervisão e controle

Uma informação de qualquer dos tipos especificados neste edital é dita violando os critérios dequalidade quando:

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

• Violar o requisito de idade do dado;• No caso de informações analógicas, violar o requisito de exatidão;• No caso de informações de selo de tempo, violar o requisito de exatidão.

1.5.5.4 Indicadores

1.5.5.4.1 Disponibilidade por recurso de supervisão e controle [Di]

Caracterização:• Abreviatura: Di



- Para recursos associados a telemedições, sinalizações de estado e seqüência deeventos: O valor mínimo aceitável é de 97,5%, em base mensal;

- Para unidades terminais remotas, sistemas de supervisão e controle local econcentradores de dados: O valor mínimo aceitável é de 99,8%, em base mensal.

• Dados necessários: Conforme equação



• Equação:Di = ( ( T - TIi ) / T ) X 100

Onde:Di : Índice de disponibilidade do recurso “i”;T: Tempo total em minutos do período de observação;TIi: Soma dos períodos em que o ponto “i” ficou indisponível durante o tempo total“T”;

1.5.5.4.2 Disponibilidade dos recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA [DRSj]

Caracterização:• Abreviatura: DRSj




T X NPRSjOnde:

• T: Tempo total em minutos do período de apuração;• Tij: Soma dos períodos em que o recurso “i” ficou disponível durante o tempo total

“T” para um determinado centro “j”;Nota: Tij = (T – TIij)

Onde:a) TIij: Soma dos períodos em que o ponto “i” ficou indisponível durante o

tempo total, visto pelo centro “j”b) NPRSj: Número total de recursos de supervisão e controle da

Transmissora na rede de supervisão sob responsabilidade do centro “j”.

1.5.5.4.3 Qualidade por recurso de supervisão e controle [Qi]

Caracterização:• Abreviatura: Qi


• Período de observação: Mensal• Unidade dimensional: Percentual• Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle



• Agregação: Mensal, por recurso de supervisão e controle e por centro de operação• Critério de qualidade: O valor mínimo aceitável é de 97,5%, em base mensal;• Dados necessários: Conforme equação• Equação:


c) Qi : Índice de qualidade do recurso “i”;d) Tq: Tempo total em minutos do período de observação;e) Tnqi: Soma dos períodos em que o ponto “i” não atendeu ao conceito de

qualidade durante o tempo total “Tq”.

1.5.5.4.4 Qualidade dos recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA [QRSj]

Caracterização:• Abreviatura: QRSj

• Objetivo: Avaliar, percentualmente, a qualidade dos recursos de supervisão e controlefornecidos pela TRANSMISSORA para a operação de determinado centro de operação“j”, no período de observação

• Período de observação: Mensal• Unidade dimensional: Percentual• Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle• Agregação: Mensal e por centro de operação• Critério de qualidade: O valor mínimo aceitável é de 98,5%, em base mensal• Dados necessários: Conforme equação• Equação: ΣΣΣΣTqij

QRSj = X 100Tq X NPRSqj

Onde:- Tq: Tempo total em minutos do período de apuração;- Tqij: Soma dos períodos em que o recurso “i” atendeu ao conceito de qualidade

durante o tempo total “Tq”, quando visto pelo centro “j”;Nota: Tqij = (Tq – Tnqij)Onde:

- Tnqij: Soma dos períodos em que o ponto “i” não atendeu ao conceito de qualidadedurante o tempo total, quando visto pelo centro “j”;

- NPRSqj: Número total de recursos de supervisão e controle da Transmissora na redede supervisão sob responsabilidade do centro “j” e passíveis de avaliação dequalidade.




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

• Qualquer um dos indicadores especificados for inferior, no mês, ao correspondentecritério definido neste edital;

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

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

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

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

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

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


Recurso “k”


Disponibilidade“D”/Qualidade“Q”mínima


Recursos da Transmissora vistos pelo Centro “j”

100%

98,5%

97,5%




1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL

1.6.1 Aspectos geraisO registrador digital de perturbações (RDP) deve ser do tipo stand alone , independente dosdemais sistemas de proteção e supervisão/controle local existentes na instalação, mesmo queestes sejam capazes de fornecer registros oscilográficos. Devem contemplar as seguintesfunções:

a. Aquisição e armazenamento de dados relativos a correntes e tensões (canais analógicos);b. Aquisição e armazenamento de sinais digitais (canais digitais);c. Localização de faltas em LT;d. Comunicação independente para o acesso remoto aos dados.




1.6.2 Descrição funcionalPara 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 aosrequisitos de resposta de freqüência conforme especificados, convertidas para a forma digital earmazenadas em memória.











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



1.6.4 Sincronização de tempoCada RDP deve possuir um relógio e calendário interno para prover o dia, mês, ano, hora,minuto, segundo e milisegundo de cada operação de registro.


1.6.5 Requisitos de compatibilidade eletromagnéticaA TRANSMISSORA deve executar as medidas necessárias para proteger as entradas e saídasdo RDP de emissões eletromagnéticas.O RDP deverá atender as normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus deseveridade adequados para instalações de EAT.

1.6.6 Características dos sinais de entrada e saídaAs entradas digitais devem possuir erro máximo de tempo entre a atuação de qualquer sinal deentrada e o seu registro, inferior a 2ms.



As entradas analógicas devem possuir as seguintes características:(a) configuráveis para corrente e tensão;(b) possuir tempo de atraso, entre quaisquer canais, menor do que 1 grau elétrico referido ao

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





1,5 s50 ms


2 In20 In






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 faltasconsecutivas dispararem o registrador.





1.6.8 Requisitos de comunicaçãoO RDP deve possuir porta de comunicação serial padrão RS-232C para as funções decomunicação local e remota.






1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO

1.7.1 Requisitos geraisO sistema de telecomunicações da LT Tucuruí - Vila do Conde, 500kV, 2º circuito deverá atenderaos sistemas de comunicação de voz operativa e administrativa, teleproteção, supervisão econtrole elétrico, supervisão de telecomunicações, controle de emergência, medição,faturamento e manutenção da linha de transmissão de energia elétrica, entre as subestações deenergia elétrica envolvidas e destas aos centros de operação do sistema elétrico envolvidos.

Os meios de comunicação para voz e dados deverão atender aos seguintes requisitos:• Disponibilidade igual ou superior a 99,7%, medidos em cada período de 30 (trinta) dias;• Deverão ser previsto circuitos digitais em concordância com as recomendações da

G.821 do UIT;• Serão aceitos equipamentos analógicos apenas nos casos em que seja impossível a

compatibilização dos novos equipamentos com a infraestrutura existente. Nestes casosdeverão ser seguidas as recomendações CCIR 391, 392, 394, 395, 396 e 397 e IEC,pertinentes;

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

O sistema de energia para todos os equipamentos de telecomunicações fornecidos deverá ter asseguintes 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-ácidas, os bancos de baterias

deverão estar acondicionados em ambiente especial, isolado das demais instalações ecom sistema de exaustão de gases;

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

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

Os equipamentos devem possuir telessupervisão, e permitir remotamente gerenciamento, auto-diagnóstico e configuração.

A TRANSMISSORA será responsável pela total operacionalização dos enlaces de comunicaçãodevendo ser prevista toda a infra-estrutura necessária para implantação do sistema detelecomunicações considerando o citado no item 5 dos documentos GTS-VDC-TUC/VDC-001 eGTS-TUC-TUC/VDC-001, tais como : edificações, alimentação de corrente contínua de 48 Vccpara suprimento dos equipamentos de telecomunicações com autonomia de no mínimo 12 horasna falta de CA, bem como qualquer outra infra-estrutura que se identificar necessária para aplena funcionabilidade do sistema de telecomunicações.



A TRANSMISSORA será responsável pela monitoração dos canais de dados e voz que seinterligam com o ONS e ELETRONORTE sempre que estes assim o solicitarem.

Estas monitorações têm por finalidade medir indicadores de desempenho, de modo a verificar seos canais estão operando de acordo com os requisitos mínimos aceitáveis. Se foremconstatadas divergências das medidas obtidas em relação aos valores recomendados, aTRANSMISSORA se comprometerá a executar a manutenção corretiva apropriada dentro doprazo máximo estipulado em comum acordo com o ONS e ELETRONORTE.

Em caso de necessidade de indisponibilização programada de quaisquer canais de dados ou devoz de interesse do ONS e ELETRONORTE, a TRANSMISSORA deverá manter entendimentoscom o Centro de Operação destes agentes, para obter a aprovação do serviço solicitado em datae horário convenientes.

Finalmente, quando da apresentação do projeto executivo, a TRANSMISSORA deverádemonstrar através de uma memória de cálculo que a arquitetura de comunicação(configuração, número e capacidade dos enlaces, etc.) adotada atende aos requisitosapresentados neste edital.

1.7.2 Requisitos para a teleproteçãoOs equipamentos de telecomunicação dedicados às funções de teleproteção devem seradequados para uso em instalações de sistema de potência com a finalidade de reconhecerem apresença de sinais e/ou freqüências que identifiquem um comando para os sistemas deproteção.





Os canais de transferência direta de disparo permanecerão continuamente acionados quandoda atuação de relés de bloqueio (ocorrência de falha de disjuntores, falhas em reatores de linhae atuação da proteção de sobretensão) e temporariamente acionados quando atuada pelasproteções da linha. A lógica de recepção deverá ter meios para identificar os sinais de



transferência de disparo para os quais o religamento automático deve ser permitido daquelespara os quais o religamento não deve ser permitido.




1.7.3 Requisitos para canais de vozA TRANSMISSORA deverá prover um sistema de comunicação com 2 canais de voz, devendopelo menos um deles ser direto e podendo o outro ser via o sistema telefônico comutado, ambosfull duplex, com sinalização sonora e visual para comunicação operativa do sistema elétricoentre:

• As subestações envolvidas: Secionadora Tucuruí e Vila do Conde;• Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado,

deverão ser previstos canais entre tal centro e:- Subestação Secionadora Tucuruí ;- Subestação Vila do Conde;- Centro Regional de Operação Norte – COSR-N, do ONS;- Centro de Operação da ELETRONORTE, COL Belém.

• Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio oucontratado, as subestações deverão dispor de canais com os Centros do ONS e daELETRONORTE, da seguinte forma:- Subestação Secionadora Tucuruí e Vila do Conde:

º Canais com o Centro Regional de Operação Norte - COSR-N do ONS;º Canais com o Centro Operação Local de Belém, COL Belém.

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

1.7.4 Requisitos para transmissão de dadosOs enlaces de dados abaixo especificados deverão ser dimensionados (quantidade de canais,velocidade, uso de rotas alternativas, etc.) de forma a suportar o carregamento imposto pelatransferência das informações e de controles especificados(observar os itens 1.4; 1.5 e 1.6) eapresentar a disponibilidade e qualidade conforme descrito neste edital.



1.7.4.1 Enlaces para supervisão e controlePara a supervisão e controle pelo ONS e ELETRONORTE, deverão ser fornecidos os seguintesenlaces redundantes de dados, preferencialmente por rotas alternativas:

• Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado:- Enlaces com o Centro de operação Local:

º Subestação Secionadora Tucuruíº Subestação Vila do Conde;º Centro Regional de Operação Norte, COSR-N do ONS;º Centro de Operação Local de Belém, COL Belém.

• Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local:- Enlace com o Centro Regional de Operação Norte - COSR-N:

º Subestação Secionadora Tucuruí ;º Subestação Vila do Conde.

- Enlace com o Centro de Operação Local de Belém, COL Belém:º Subestação Secionadora Tucuruiº Subestação Vila do Conde.

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


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




Como previamente indicado, as TRANSMISSORAS não têm liberdade para modificar:• As localizações das Subestações Secionadora Tucuruí e Vila do Conde• Níveis de tensão (somente ca);• Distribuição de fluxo em regime (impedância efetiva)

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

• Valores de reatância dos reatores de linha ;• Os parâmetros da LT, desde que atendido os requisitos deste anexo 7B.• Configurações de torres

Independentemente da configuração proposta, as TRANSMISSORAS deverão realizar, nomínimo, os seguintes estudos:

• Fluxo de potência, rejeição de carga e energização na frequência fundamental;• Estudos de transitórios de religamento, rejeição de carga e energização.

Esses estudos deverão demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critério doCCPE e nos relatórios de estudos indicado em 2.1.1 e aos seguintes critérios e requisitos.

1.8.1 Tensão operativaA tensão eficaz entre fases de todas as barras do sistema interligado, em todas as situações deintercâmbio e cenários avaliados na configuração básica, deverá situar-se na faixa de valoreslistados na Tabela. A tabela 4 refere-se à condição operativa normal (regime permanente) e àcondição operativa de emergência (contingências simples nos estudos que definiram aconfiguração básica).


Condição operativa deemergência(*)Nominal Condição

operativa normal Barras com carga Demais barras

500 500 a 550 475 a 550 475 a 600

(*) duração 1 hora

1.8.2 Requisitos de manobra associados às linhas de transmissão

1.8.2.1 Sobretensão admissívelA máxima tensão em regimes permanente e dinâmico na extremidade das linhas de transmissãoapós manobra (energização, religamento tripolar e rejeição de carga) deverá ser compatível coma suportabilidade dos equipamentos das subestações terminais, dos isolamentos das linhas edas torres de transmissão.



A tensão dinâmica – tensão eficaz entre fases no instante imediatamente posterior à manobrados disjuntores – e a tensão sustentada – tensão eficaz entre fases nos instantes subseqüentes– deverão situar-se na faixa de valores constante daTabela 5– Tensão eficaz entre fases admissível na extremidade das linhas de transmissão após

manobra (kV)




Em particular, deverá ser prevista a possibilidade de energização nos dois sentidos, estando osistema com o nível de degradação que se mostrou viável na configuração básica.

1.8.2.3 Religamento tripolar das linhas de transmissão

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

1.8.2.4 Religamento monopolar

O sistema deverá prever religamento monopolar com tempo morto de 500 ms. Para a avaliaçãodo sucesso da extinção do arco secundário, deverá ser considerada no final do período morto de500 ms a curva da Figura 3 , que mostra a área de possível extinção do arco, relacionando ovalor eficaz da corrente de arco antes da extinção com o primeiro pico da tensão derestabelecimento.FIGURA 3 – CRITÉRIO PARA AVALIAÇÃO DO SUCESSO DO RELIGAMENTO MONOPOLAR

0 5 1 1 2 2 3 3 4 4 5 5Corrente de Arco (Aef)

0

5

1

1

2Tensão de Restabelecimento (kVp)




1.8.3 Manobras de fechamento e abertura de secionadores e secionadores de aterramentoEstes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas aplicáveis.

As manobras de fechamento e abertura de Secionadores e Secionadores de aterramentodeverão considerar tensões induzidas ressonantes de linhas de transmissão em paralelo,operando na condição normal, com carregamento máximo ou sob defeito monofásico. Deverãotambém ser verificadas e corrigidas eventuais induções ressonantes provocadas pelas linhas detransmissão sobre outras linhas de transmissão paralelas existentes.

1.8.4 Requisitos de interrupção para os disjuntoresOs disjuntores em 500kV deverão ser capazes de efetuar as seguintes operações:

• Abertura de linha em vazio: com tensão eficaz entre fases de 770 kV à freqüência de66 Hz, sem reacendimento do arco. Será aceito freqüência inferior a 66 Hz desde queseja comprovado por estudos de sistemas.

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





2 ESTUDOS DE PLANEJAMENTO E ENGENHARIA RELATIVOS A LT TUCURUÍ-VILA DOCONDE 2O CIRCUITO E SUBESTAÇÕES TERMINAIS.

Os Estudos de Engenharia e Planejamento e documentos elaborados pela ELETRONORTE eCCPE, para a linha de transmissão em 500kV e para as Subestações de 500 kV , estãorelacionadas a seguir, podendo ser usados parcialmente ou integralmente, a critério e sob inteiraresponsabilidade da TRANSMISSORA.

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO E A RESPECTIVA DOCUMENTAÇÃOTÉCNICA

2.1.1 Relatório

NºANEEL

NºEMPRESA DOCUMENTO

520 PTES-NT-1070/2000 Estudos de transitórios eletromagnéticos referentes às manobrasde energização e religamento das LTs de 500kV:Interligação Norte-Nordeste 3ºcircuito e LT Tucuruí-Vila do Conde 2ºcircuito

521 PTES-NT-1.071/00 Sistema Norte-Nordeste-Atualização do Estudo de escolha do CaboCondutor e Definição do Tipo de Estrutura a Utilizar para o2ºcircuito Tucuruí-Vila do Conde

3 GTSB-01/82 ePPL-006/82JUL /82 -

Suprimento às regiões de Belém, Marabá, Tucuruí e Vila do CondeEstudos de Regime Permanente – Período 1982/1987 – Volume I.

4 GTSB-01/82(Anexos)JUL /82 -

Suprimento às regiões de Belém, Marabá, Tucuruí e Vila do CondeEstudos de Regime Permanente – Período 1982/1987 – Volume II.

5 TCU-80-2415-RE

MAR/83 -

Suprimento às regiões de Belém, Marabá, Tucuruí e Vila do CondeEstudos de Regime Permanente – Período 1982/1987 – Volume I.

6 TUC-80-2812 - RE(JUL/1986)

Verificação da necessidade de Transposição do Circuito CompactoTrecho: Vila do Conde – Tucuruí-Marabá-Imperatriz-PresidenteDutra.

7 PPL-RE-1.006/88NOV/88 -

Estudo de Viabilidade Econômica da Segunda LT 500 kV UHETucuruí/Vila do Conde.

8 EPL-RE-1.001/92Maio/92 – Rer.1

Estudos de Alternativas de Suprimento Elétrico às Regiõesmetropolitanas de Belém e Nordeste do Pará, incluindo a Rota do3o Circuito Vila do Conde / Belém 230 kV - Período: 1998/2007.

9 EPL-RE-1.004/94MAR/94 -

“Feasibility Report - Tucuruí / Vila do Conde 500 kV – TransmissionLine - second circuit”.

10 EPL-RE-1.003/95JUN/95 -

Reavaliação da Viabilidade Econômica da Segunda Linha Tucuruí/Vila do Conde – 500 kV.

11 EPL-RE-1.002/96JUN/96 -

Viabilidade Econômica do Suprimento de Energia Elétrica a Vila doConde e Distribuição à Região do Baixo Tocantins, no Estado doPará (Segunda Linha Tucuruí - Vila do Conde - 500 kV).



NºANEEL

NºEMPRESA DOCUMENTO

12 EPL-NT-1.017/94 Sistema Norte- Nordeste - Estudo de Escolha do Cabo Condutor eDefinição do Tipo de Estrutura a Utilizar para o 2o Circuito Tucuruí –Vila do Conde.

13 MAR-81-1900 - LM LT 500 kV Tucuruí/Vila do Conde – 2o Circuito - Estimativa deMateriais.

14 TUC-80-2417 - RE(SET/1983)

Estudos de Sistemas para emprego de Torres Compactas no 2o

Circuito de 500 kV da ELETRONORTE.15 TUC-80-2608 - RE

(OUT/1983)Estudos Elétricos para o 2o Circuito de 500 kV da ELETRONORTE.

16 TUC-80-2609 - RE(SET/1985)

Estudos Elétricos para a hipótese de Torre Autoportante Compacta500 kV - 2o Circuito da ELETRONORTE (Adendo ao Relatório TUC-80-2608-RE).

17 TUC-80-2616 - RE(FEV/1986)

Verificação da Redução na Distância Mínima Condutor/ Estruturalateral Devido à Inclinação das Cadeias de Isoladores nas Torre SSEM Situação de Transição de Torre Compacta para a TorreConvencional, Sob o Ponto de Vista do Risco de Falha.

18 TUC-80-2810 - RE(ABR/1986)

Estudo da Interligação 500 kV com 2 (dois) Circuitos –Ressonância, Arco Secundário em Abertura Tripolar e Chaves deAterramento.

19 TUC-80-2812 - RE(JUL/1986)

Verificação da Necessidade de Transposição do Circuito compactoTrecho: Vila do Conde/Tucuruí/Marabá/Imperatriz/ PresidenteDutra.

20 TUC-80-2618 - RE(JUL/1988)

Estudo de Energização e Religamento à Freqüência Natural- 2circuitos.

21 EPS-NT-1002/98(JAN/1999)

Avaliação de Necessidade de Entrada de Reator de Barra na SEVila do Conde.

2.2 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES

2.2.1 SE VILA do CONDE

NºANEEL

Nº ELETRONORTE DESCRIÇÃO

S1 TUC-093-56000 Subestação Vila do Conde 500/230/69 kV – Diagrama UnifilarSimplificado

S2 TUC-093-56110 Subestação Vila do Conde 500/230/69 kV – Diagrama UnifilarGeral – folha ½

S3 TUC-093-56110 Subestação Vila do Conde 500/230/69 kV – Diagrama UnifilarGeral – folha 2/2

S4 TUC-93-2521 Subestação Vila do Conde 500/230/69 kV – Planta Geral deLocalização



Nº ANEEL NºEMPRESA DESCRIÇÂO

S5 TUC-93-2522 Subestação Vila do Conde 500/230/69 kV – Subestação de 500kV - Planta Geral

S6 TUC-93-2523 Subestação Vila do Conde 500/230/69 kV – Subestação de 500kV - Planta Geral

S7 TUC-93-2537 Subestação Vila do Conde 500/230/69 kV – Casa de Relés501/502 – Locação de Equipamentos – Planta

S8 TUC-93-2587 Subestação Vila do Conde 500/230/69 kV – Casa de Comando –Locação de Equipamentos – Planta

S9 TUC-93-4042 Subestação Vila do Conde 500/230/69 kV – Instalação deEletrodutos – Planta



S12 TUC-93-4324 Subestação Vila do Conde 500/230/69 kV – Serviços Auxiliares13800/460-60Hz – Diagrama Unifilar Geral

S13 TUC-93-4331 Subestação Vila do Conde 500/230/69 kV – Serviços Auxiliares125 Vcc – Diagrama Unifilar Geral

S14 TUC-93-4347 Subestação Vila do Conde 500/230/69 kV – Rede de Terra –Planta Parcial Folha 3

S15 TUC-93-4349 Subestação Vila do Conde 500/230/69 kV – Rede de Terra –Planta Parcial Folha 1

S16 TUC-93-6005 Subestação Vila do Conde 500/230/69 kV – Rede Geral deDrenagem Interna e Externa – Planta

2.2.2 SE SECIONADORA TUCURUÍ

Nº ANEEL Nº ELETRONORTE DESCRIÇÃO

S17 TUC-091-02010 Planta de LocalizaçãoS18 TUC-91-62123 Subestação de 500 kV – Planta GeralS19 TUC-91-62124 Subestação de 500 kV – Planta GeralS20 TUC-91-2516 Subestação de 500 kV – Arranjo Físico – CortesS21 TUC-91-2522 Casa de Relés CR-503 – Locação de EquipamentosS22 TUC-91-4003 Instalação de Eletrodutos e Caixas – PlantaS23 TUC-91-4004 Instalação de Eletrodutos e Caixas – PlantaS24 TUC-91-4321 Rede de Terra – PlantaS25 TUC-91-4322 Rede de Terra – PlantaS26 TUC-91-5801 Terraplanagem – Planta




S27 TUC-91-6005 Rede Geral de Drenagem Interna – PlantaS28 TUC-91-4307 Setor de 13,8KV – Diagrama Unifilar GeralS29 TUC-91-4304 Serv. Aux. – 13800/460V – Diagrama Unifilar GeralS30 TUC-91-4310 Serviços Auxiliares 125VccS31 TUC-91-4422 Ser. Aux. 440/220V - Diagrama Unifilar GeralS32 TUC-091-56000 Setor 500/230 kV – Diagrama Unifilar SimplificadoS33 TUC-091-56100 Subestação de %00KV – Diagrama Unifilar Geral - 2S34 TUC-091-56101 Subestação de %00KV – Diagrama Unifilar Geral - 1

2.3 DOCUMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO


1 Projeto Básico Sistema Norte – Nordeste – Projeto Básico da LT 500kVTucuruí/Vila do Conde 2º circuito Ver 1 junho/1998

2 Projeto Básico Sistema Norte – Nordeste – Projeto Básico da LT 500kVTucuruí/Vila do Conde 2º circuito Rev 2 agosto/1998

(LT 500 kV Tocantins MD – Tucuruí(Torre nº9)/Vila do Conde)

2.4 RELATÓRIOS

Estes relatórios são parte integrantes do Anexo 7B devendo suas recomendações seremadotadas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos na implantação dasinstalações.

NºANEEL NºEMPRESA DOCUMENTO

522 ELETRONORTEGTS-TUC-TUC/VDC II-001

Características e Requisitos Básicos das InstalaçõesSubestação: Secionadora Tucuruí

523 ELETRONORTEGTS-VDC-TUC/VDC II-001

Características e Requisitos Básicos das InstalaçõesSubestação: Vila do Conde




3.1 GERALA TRANSMISSORA deverá implantar as INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO do GRUPO B,observando a legislação e os requisitos ambientais aplicáveis.

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL

NO ANEEL NºEMPRESA DOCUMENTO

24 039/98 Licença Ambiental Prévia25 TUC-54-0301-RE Coleta de Dados Bibliográficos – Estudos Ambientais para o Sistema

de Transmissão Associado à UHE Tucuruí - Relatório de Viagem.26 TUC-54-0112-PR Programa para Levantamento e Aferição de Campo: Meio Atrófico,

Meio Biótipo e Meio Físico.27 TUC-54-0109-RE

(5 volumes)Estudos Ambientais para o Sistema de Transmissão Associado à UHETucuruí: Relatório de Diagnóstico da Situação Atual da Vegetação;Anexo I – Relatório de Diagnóstico – SE Vila do Conde;Anexo II - Relatório de Diagnóstico – SE Tucuruí;Anexo VIII – Relatório de Diagnóstico Aspectos Institucionais,Fauna, Meio Atrófico, Fotos; eAnexo IX - Relatório de Diagnóstico – Mapas.

28 TUC-54-0113-RE Estudos Ambientais para o Sistema de Transmissão Associado àUsina Hidrelétrica de Tucuruí: Relatório de Levantamento e Aferição deCampo

29 S/N Estudos Ambientais para as Linhas de Transmissão Associadas à UHETucuruí: Anexos.

30 TUC-54-0102-PR Estudos Ambientais para o Sistema de Transmissão Associado à UHETucuruí: Programa de Sobrevôo ao longo das Faixas de Interesse,Inspeções Locais e Reuniões Técnicas.

31 TCU-54-0101-PR Estudos Ambientais para o Sistema de Transmissão Associado à UHETucuruí: Programa de Estudos Ambientais para os Circuitos 1,2 e 3.

32 TCU-54-0401-RE Estudos Ambientais para o Sistema de Transmissão Associado à UHETucuruí: Relatório do Sobrevôo ao Longo das faixas de Interesse,Inspeções Locais e Reuniões Técnicas.

33 TUC-54-0104-PR Estudos Ambientais para o Sistema de Transmissão Associado à UHETucuruí: Programa de Pesquisa 01: Estudos Sócio-Econômicos.

34 TCU-54-0105-PR Estudos Ambientais para o Sistema de Transmissão Associado à UHETucuruí: programa de Pesquisa 02: Estudos da Fauna.

35 TCU-54-0106-PR Estudos Ambientais para o Sistema de Transmissão Associado à UHETucuruí: Programa de Pesquisa 03: - Estudos da Flora.

36 TCU-54-0202-RE Estudos Ambientais para o Sistema de Transmissão Associado à UHETucuruí: Companhia de Campo, Contatos e Entrevistas.

37 TCU-54-0103-PR Estudos Ambientais para o Sistema de Transmissão Associado à UHETucuruí: Programa de Pesquisa Bibliográficas em Belém e São Luís.



NO ANEEL NºEMPRESA DOCUMENTO

38 TCU-54-0117-RE Estudos Ambientais para o Sistema de Transmissão Associado àUHE Tucuruí: Relatório de Impacto Ambiental - RIMA.

39 TCU-54-0114-RE Estudos Ambientais para o Sistema de Transmissão Associado àUHE Tucuruí: Programa de Pesquisa 03: - Estudos da Flora.

40S/N(02 Volumes)

Relatório de Controle Ambiental - Outubro/98Sistema de Transmissão Elétrica Norte / Nordeste.LT 500 kV Tucuruí / Vila do Conde - 2o Circuito;SE Tucuruí - 500 kV; eSe Vila do Conde - 500/230/69 kV.

41 S/N Custos da UHE Tucuruí e Sistema de Transmissão Associado Rev. 1maio/89






4.2 PROJETO BÁSICO DA SUBESTAÇÃOOs documentos de projeto básico da subestação deverão incluir:

• Relação de normas técnicas oficiais utilizadas.• Critérios de projeto para as obras civis, projeto eletromecânico, sistemas de proteção,






4.3 PROJETO BÁSICO DOS TRECHOS DE LINHAS DE TRANSMISSÃO

Os documentos de projeto básico dos trechos de linha de transmissão deverão apresentar:

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



tempo de retorno de 250 anos e também com média de 10 minutos.



• Coeficiente de variação da Velocidade Máxima Anual a 10m de altura (emporcentagem).

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

4.3.2 Normas e documentação de Projetos.Os seguintes documentos e normas deverão ser apresentados:

• Relação de normas técnicas oficiais utilizadas.• Memorial de cálculo dos suportes.• Desenho da diretriz selecionada e suas eventuais interferências.• Desenho da faixa de passagem, “clearances” e distâncias de segurança.• Regulação mecânica dos cabos: características físicas, estados básicos e pressão

resultante dos ventos.• Suporte (estrutura metálica ou de concreto armado e ou especiais);• Tipos, características de aplicação e relatórios de ensaios de cargas para os suportes pré-

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

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


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

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

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

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

• Relatórios dos Estudos de vibração eólica e de sistemas de amortecimentos para fins decontrole da fadiga dos cabos.

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



5 CRONOGRAMAA TRANSMISSORA deverá apresentar cronograma de implantação das INSTALAÇÕES DETRANSMISSÃO pertencentes a sua concessão, conforme modelos apresentados nas tabelas Ae B do Anexo 7B, com a indicação de marcos intermediários, para as seguintes atividades:licenciamento ambiental, projeto básico, topografia, instalações de canteiro, fundações,montagem de torres, lançamento dos cabos condutores e instalações de equipamentos, obrascivis e montagens das instalações de Transmissão e das Subestações, e comissionamento, quepermitam aferir, mensalmente, o progresso das obras e assegurar a entrada em OPERAÇÃOCOMERCIAL no prazo máximo de 14(quatorze) meses.




NOME DA EMPRESADATA

MESESNo DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA





Etc.4 COMISSIONAMENTO e



ASSINATURA CREA No

ENGENHEIRO REGIÃO





DATA

MesesNo DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA

OBRA1 2 3 4 12 13 14



ASSINATURA REGIÃO

Edital de Leilão Nº 004/2000-ANEELANEXO 7C - GRUPO C - Expansão da INTERLIGAÇÃO NORTE-NORDESTE


ANEXO 7C

EXPANSÃO DA INTERLIGAÇÃO NORTE - NORDESTE

CARACTERÍSTICASE

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOSDAS




ÍNDICE

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES 131

1.1 INTRODUÇÃO.............................................................................................................................................................. 1311.1.1 Descrição geral 1311.1.2 Configuração básica da Expansão da Interligação Norte-Nordeste 1311.1.3 Dados de sistema utilizados 1331.1.4 Requisitos gerais 133

1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO............................................................................................................................................ 1351.2.1 Indicadores elétricos 1351.2.2 Indicadores mecânicos 1371.2.3 Fundações 138

1.3 SUBESTAÇÕES............................................................................................................................................................ 1401.3.1 Requisitos gerais 1401.3.2 Requisitos dos equipamentos 141

1.4 COMPENSAÇÃO SÉRIE................................................................................................................................................. 1431.4.1 Informações básicas 1431.4.2 Requisitos dos varistores dos equipamentos de compensação reativa série 143

1.5 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO................................................................................................ 1441.5.1 Geral 1441.5.2 Proteções de linhas de transmissão 1441.5.3 Proteção de reatores 1481.5.4 Proteção de barras para as subestações existentes 1491.5.5 Proteção de barras para a subestação de AÇAILÂNDIA 1491.5.6 Proteção para falha de disjuntor. 1491.5.7 Sistemas especiais de proteção 149

1.6 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE........................................................................................................ 1521.6.1 Introdução 1521.6.2 Requisitos de Supervisão e Controle das Instalações 1521.6.3 Requisitos de supervisão pelo agente proprietário das subestações 1581.6.4 Requisitos de supervisão e controle pelo ONS 1601.6.5 Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade 163

1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL .................................................................................. 1681.7.1 Aspectos gerais 1681.7.2 Descrição funcional 1681.7.3 Disparo do registrador digital de perturbações 1691.7.4 Sincronização de Tempo 1691.7.5 Requisitos de compatibilidade eletromagnética 1691.7.6 Características dos sinais de entrada e saída 1691.7.7 Capacidade de registro de ocorrências 1701.7.8 Requisitos de comunicação 171

1.8 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO...................................................... 1721.8.1 Requisitos gerais 1721.8.2 Requisitos para a Teleproteção 173



1.8.3 Requisitos para canais de voz 1741.8.4 Requisitos para transmissão de dados 175

1.9 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA.................................................... 1771.9.1 Tensão operativa 1771.9.2 Requisitos de manobra associados às linhas de transmissão 1771.9.3 Manobras de fechamento e abertura de seccionadores e seccionadores de aterramento 1791.9.4 Requisitos de interrupção para os disjuntores 179

2 ESTUDOS DE PLANEJAMENTO E ENGENHARIA RELATIVOS A EXPANSÃO DAINTERLIGAÇÃO NORTE-NORDESTE - 500KV E SUBESTAÇÕES DE 500KVPERTENCENTES À INTERLIGAÇÃO 180

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO E A RESPECTIVA DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA DAEXPANSÃO DA INTERLIGAÇÃO NORTE-NORDESTE....................................................................................................... 180

2.1.1 Relatórios 1802.1.2 Dados Elétricos do Sistema Estudados 180

2.2 RELATÓRIOS DE CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS......................................................................................... 1802.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES DA ELETRONORTE.................................................................................. 182

2.3.1 SE SECIONADORA TUCURUÍ - Ampliação 1822.3.2 SE MARABÁ 1822.3.3 SE AÇAILÂNDIA 1832.3.4 SE IMPERATRIZ 1832.3.5 SE PRESIDENTE DUTRA 184

2.4 DOCUMENTOS DE LINHAS DE TRANSMISSÃO ................................................................................................................ 185


3.1 GERAL...................................................................................................................................................................... 187


4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA ............................................................................................................ 1884.2 PROJETO BÁSICO DA SUBESTAÇÃO ............................................................................................................................ 1884.3 PROJETO BÁSICO DOS TRECHOS DE LINHAS DE TRANSMISSÃO................................................................................... 188

4.3.1 Relatório técnico 1884.3.2 Normas e Documentação de Projetos. 189

5 CRONOGRAMA 190

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO ................................................................................... 1915.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES....................................................................................................... 192




1.1 INTRODUÇÃO

1.1.1 Descrição geralEste anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos das instalações detransmissão integrantes da Expansão da Interligação Norte-Nordeste, que interligam asSubestações Secionadora Tucuruí Ampliação e Presidente Dutra, compreendendo o terceirocircuito da Interligação Norte–Nordeste, já existente, e reforçando a conexão entre os sistemaselétricos Sul-Sudeste-Centro-Oeste e Norte-Nordeste.

A Figura 2 apresenta o mapa eletro-geográfico do sistema elétrico brasileiro, incluindo osempreendimentos associados à Expansão da Interligação Norte-Nordeste.

A Expansão da Interligação Norte-Nordeste compreende a implementação dosempreendimentos listados no subitem 1.1.2, consistindo basicamente:

• terceiro circuito em 500 kV Tucuruí–Marabá;• linhas de transmissão em 500 kV Marabá–Açailândia–Presidente Dutra.• linha de transmissão em 500 kV Açailândia–Imperatriz.

A implantação da Expansão da Interligação Norte-Nordeste, objeto do Leilão, compreendetambém a compensação reativa associada a esses circuitos, os seus equipamentos terminais demanobra, proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos,serviços e facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃOainda que não expressamente indicados neste ANEXO 7C.

1.1.2 Configuração básica da Expansão da Interligação Norte-NordesteA configuração básica é caracterizada pelos empreendimentos listados nas tabelas a seguir.As linhas de transmissão constam da Tabela 1, enquanto as subestações constam da Tabela 2,não estando incluídas as unidades reservas nos quantitativos nela apresentados.

Tabela 1 – Linhas de transmissão 500 kV

Origem Destino Circuito kmTucuruí Marabá 3° 218Marabá Açailândia 251Açailândia Imperatriz 57Açailândia Presidente Dutra 398

Tabela 2 – Subestações 500 kV



Subestação Tensão(kV) Empreendimentos principais

Potência Unitária(MVAr)

(1)Tucuruí 500 1 entrada de linha

1 Interligação de Barras

Marabá 500 2 entradas de linha1 Interligação de barras3 reatores monofásicos de linha1 banco de capacitores série

33,3279

Açailândia 500 1 pátio de Subestação3 entradas de linha2 Interligações de barras3 reatores monofásicos de linha3 reatores monofásicos de linha3 reatores monofásicos de barra1 banco de capacitores série1 banco de capacitores série

33,36054,3315435

Imperatriz 500 1 entrada de linha

Presidente Dutra 500 1 entradas de linha1 Interligação de Barras3 reatores monofásicos de linha1 banco de capacitores série

60435

Notas(1) A Potência Unitária dos reatores está referida à tensão de 500 kV.(2) Para o posicionamento dos equipamentos, consultar diagramas unifilares disponibilizados.

A Figura 1 mostra a configuração final da Interligação Norte–Nordeste, com o sistema detransmissão em questão em tracejado.

O esquema de compensação série do circuito 3 , na configuração básica , compreende umbanco de Capacitores Série Fixos(CSFs) de 279 MVAr(2300 A e 17,6 Ω ) na linha detransmissão entre Tucuruí e Marabá, perfazendo um total de 30% de compensação, um bancode Capacitores Série Fixos (CSFs) de 315 MVAr (2300 A e 19,8Ω ) na linha de transmissãoentre Marabá e Açailândia, perfazendo um total de 30% de compensação, e dois bancos deCapacitores Séries Fixos (CSFs) de 435 MVAr (2300 A e 27,4Ω ) correspondendo ao total de54% de compensação na linha de transmissão entre Açailândia e Presidente Dutra.

A configuração básica supracitada e os requisitos técnicos deste Anexo 7C são os padrões dedesempenho mínimo para outras soluções, as quais deverão ser demonstradas mediantejustificativa técnica comprobatória.



1.1.3 Dados de sistema utilizadosOs dados de sistema utilizados nos estudos em regimes permanente, dinâmico e transitórioefetuados para a definição da configuração básica estão disponibilizados, conformedocumentação relacionada no item 2

Os dados relativos aos estudos de regimes permanente e dinâmico estão disponíveis no formatodos programas digitais de simulação de rede, ANATEM E ANAREDE, do CEPEL

Os dados relativos aos estudos de transitórios eletromagnéticos estão disponíveis no formato doprograma digital ATP.

Figura 1 – Configuração final da Interligação Norte–Nordeste

1.1.4 Requisitos geraisO projeto e a construção das linhas de transmissão e das subestações terminais deverão estarem conformidade com as últimas revisões das normas da ABNT, no que for aplicável, e, na faltadestas, com as últimas revisões das normas da IEC, ANSI ou NEC, nesta ordem de preferência,salvo onde expressamente indicado.


É de responsabilidade e prerrogativa da TRANSMISSORA o dimensionamento e especificaçãodos equipamentos e instalações de transmissão que compõem o Serviço Público deTransmissão, objeto desta licitação, de forma a atender este Anexo 7 e as práticas da boaengenharia, bem como a política de reserva.



Figura 2 – Mapa Eletro-geográfico do Sistema Elétrico Brasileiro

D IR E TO R IA D E P L A N E JA M E N TO E E N G E N H A R IAD E PAR TA M E N T O D E T R A N S M IS SÃ O

B R -980 7

1

2

3

4

5

COARACY NUNES

SANTANA

SANTARÉM

RURÓPOLISITAITUBA

ALTAMIRA

TU CURUÍ

V. CONDE

S.MARIA

SÃO LUÍS

UTINGA

MIRAMAR

TE R E S IN A

B.ESPERANÇA

S.J.PIAUÍ

FORTALEZA

MOSSORÓ

AÇU NATAL

J.PESSOA

RECIFE

MACEIÓ

ARACAJU

SALVADOR

XINGÓIRECÊ

B.J.LAPA

EUNÁPOLIS

FU NIL

BARREIRAS

VITÓRIA

CAMPOS

RIO DE JANEIROC.PAU LISTA

MASCARENHAS

SOBRADIN HO

P.DUTRA

SERRA DA MESA

RONDONÓPO LIS

C.NOVOSP.FUNDO

IVAIPORÃ

70 MW

50 MW

5

4

31

2

S.QUEBRADA

MANAUS

BALBINA

RIO BRANCO ARIQUEMES

SAMUEL

JIPARANÁ

PORTO VELHO

ABUNÃ

P.BUENO

VILHENA

SINOP

GURUPI

MIRACEMA

COLINAS

SORRISO

NOVA MUTUM

MANSOCUIABÁ

BARRA DO PEIXE

RIO VERDE

CORUMBÁ

C.GRANDE

G O IA N IA MONTES CLAROS

T.MARIAS

J. FORA

CURITIBA

BLUMENAU

PORTO ALEGRE

ITÁ

F.AREIAITAIPU

S.OSÓRIO/S.CAXIASS.SANTIAGO

XANXERÊS.ROSA

DOURADOS

SÃO PAULO

MARABÁ

XINGUARA

REDENÇÃO

CANDIOTA

GARABI

SÃO BORJA

ALEGRETEURUGUAIANA

LIVRAMENTO

BRASÍLIA

BOA VISTA

STA ELENA

BELOHORIZONTE

GOV.MANG.

IMPERATRIZ

AÇ AILÂN DIA

E letrobrás

P rinc ipa is L in ha s d e Tran sm is sãoC on figu raç ão 20 07

+-

COMPLEXO RIO PARANÁ

COMPLEXO RIO PARANAPANEMA

COMPLEXO RIO GRANDE

COMPLEXO RIO PARANAÍBA

COMPLEXO PAULO AFONSO



1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO

1.2.1 Indicadores elétricos

1.2.1.1 Parâmetros elétricos das linhas de transmissãoA reatância longitudinal de seqüência positiva de cada trecho da Expansão da Interligação Norte– Nordeste deverá possibilitar a distribuição de fluxos de potência nas linhas da InterligaçãoNorte – Nordeste, similares aos da alternativa de referência apresentada nos estudos.

1.2.1.2 Carregamento das linhas de transmissãoAs linhas de transmissão deverão ser capazes de suportar os seguintes limites decarregamentos:Linha de Transmissão Carregamento

Nominal(A)Carregamento emEmergência,30mim(A)

Carregamento emEmergência ,10mim (A)

Tucuruí-Marabá 2300 3100 3600Marabá-Açailândia 2300 3100 3600Açailândia-P.Dutra 2300 3100 3600Açailândia-Imperatriz 2300 3100 3600

1.2.1.3 Definição da flecha máxima dos condutores e dimensionamento dos cabos pára-raiosNo projeto de locação das estruturas e no dimensionamento dos cabos pára-raios em cadatrecho de linha, deverão ser adotadas as seguintes condições climáticas:

• Temperatura máxima média da região;• Radiação solar máxima;• Brisa não superior a 1 m/s;

A definição da flecha máxima dos cabos condutores deverá ser feita de acordo com a NBR-5422, contemplando temperatura máxima média da região, radiação solar máxima, brisa nãosuperior a 1 m/s, para corrente máxima de 3000 A.

No dimensionamento dos cabos pára-raios, deverão ser consideradas as mesmas condiçõesclimáticas utilizadas na definição das flechas máximas dos condutores, além das seguintescondições adicionais:

• Níveis de corrente de curto-circuito de 40 kA em todas as subestações, exceto na SESecionadora Tucuruí - Ampliação, que é de 50 kA

• Possibilidade de que os cabos pára-raios dos trechos de linha sejam conectados àmalha de terra das subestações e aterrados em todas as estruturas;

• Tempo de eliminação de defeito correspondente à proteção de retaguarda.

1.2.1.4 Compensação reativaA compensação reativa em derivação da configuração básica está apresentada na Tabela 2

A compensação reativa em derivação das linhas de transmissão deverá ser definida de formaque o conjunto formado pelas linhas e suas compensações atenda aos requisitos constantes noitem 1.9 e demais critérios constantes deste Anexo.Os dados, critérios e condições necessária para a análise da TRANSMISSORA encontram-senos documentos indicados no item 2



1.2.1.5 Perda Joule nos cabos condutores e pára-raiosA resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento das linhas de transmissão, parafreqüência nominal de 60 Hz e para a temperatura de 75º C, deve ser igual ou inferior a daconfiguração básica: 0,019 Ω/km



1.2.1.7 Coordenação de isolamento(a) Desempenho a descargas atmosféricas

Não poderá haver desligamentos por descargas diretas para o perfil de terreno predominante daregião.

O número de desligamentos por descargas atmosféricas não poderá ser superior a umdesligamento/100km/ano.

(b) Isolamento a tensão máxima operativa

O isolamento das linhas de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionadoconsiderando as características de contaminação da região conforme classificação contida naPublicação IEC 815 – Guide for the selection of insulators in respect of polluted conditions.

O grau mínimo de poluição adotado deverá ser compatível com à distância de escoamentomínima de 25 mm/kV ,referido a tensão máxima fase-terra.

O isolamento das linhas de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionadoconsiderando balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento, com período de retorno de, nomínimo 30 anos.


(c) Isolamento a manobra

O risco máximo de falha em manobras de energização e religamento deverá ser limitado aosvalores constantes da Tabela 3.

Tabela 3 – Risco máximo de falha a manobras de energização e religamento

Risco de falha (adimensional)Manobra

Entre fase e terra Entre fases

Energização 10-3 10-4

Religamento 10-2 10-3




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

(b) Rádio-interferênciaA relação sinal/ruído no limite da faixa de servidão, indicadora do nível de imunidade dos sinaisde rádio (RI), deverá ser no mínimo igual a 24 dB, considerando nível mínimo de sinal referido nanorma DENTEL, para 50 % das condições atmosféricas do ano.

(c) Ruído audívelO ruído audível (RA) no limite da faixa de servidão sob a tensão máxima operativa, durantecondição de chuva fina (<0,00148 mm/min) ou névoa de 4 horas de duração ou após osprimeiros 15 minutos de chuva, deverá ser no máximo igual a 58 dBA.

(d) Campo elétricoO campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão deverá ser 5 kV/m. Deve-seassegurar 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 magnéticoO campo magnético na condição de carregamento máximo e no limite da faixa de servidãodeverá ser inferior ou igual a 67 A/m, equivalente a indução magnética de 83 µT. Deve-seassegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma,não provoque efeitos nocivos a seres humanos.

1.2.2 Indicadores mecânicos

1.2.2.1 Condições básicas para o projeto de regulação do cabo condutor(a) Estado básico:

• Para condições de temperatura mínima, a tração axial deverá ser limitada a 33% datração de ruptura do cabo;

• Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial deverá serlimitada a 50% da tração de ruptura do cabo;

• Para condições de vento extremo, a tração axial deverá ser limitada a 70% da traçãode ruptura do cabo.

(b) Estado de tração normal (EDS)No assentamento final, à temperatura média sem vento, com nível de tracionamento conformeos valores indicados na Norma NBR-5422 (março de 1985).

(c) Estado de referênciaA distância mínima ao solo do condutor “clearance“ será sem consideração de pressão de ventoatuante.

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



da ação do vento nos componentes físicos da linha devem ser estabelecidos a partir dacaracterização probabilística das velocidades de vento da região com tratamento diferenciadoquanto ao tipo de tormenta ( tormentas frontais – “EPS extended pressure sistems” e tormentaselétricas “TS Thunderstorms” ).

Para as estações anemométricas a serem consideradas no estudo, devem ser definidos osseguintes parâmetros:

• Média e coeficiente de variação ( em porcentagem ) das séries de velocidadesmáximas anuais de vento a 10m. de altura, com tempos de integração da média de 3segundos e 10 minutos;

• Velocidade máxima anual de vento a 10m. de altura, com período de retorno de 250anos, tempos de integração da média de 3 segundos e 10 minutos. Se o número deanos da série de dados de velocidade for pequeno, na estimativa da velocidademáxima anual deverá ser adotado no mínimo um coeficiente de variação compatívelcom as séries mais longas de dados de velocidades de ventos medidas na região;



O projeto mecânico das LINHAS DE TRANSMISSÃO deverá ser desenvolvido segundo a IEC826 – “International Eletrotechnical Comission: Loading and Strength of Overhead TransmissionLines.





1.2.3 FundaçõesAs fundações de cada estrutura deverão ser projetadas estruturalmente e geotecnicamente deforma a adequar todos os esforços resultantes de cada torre às condições específicas de seupróprio solo de fundação.





• Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da LT com a conseqüenteelaboração do plano de investigação geotécnica.







1.3 SUBESTAÇÕES




As novas instalações deverão ser compatíveis com as subestações existentes e demaisaspectos dos requisitos de equipamentos. Deverão ser observados os critérios e requisitosbásicos das instalações das subestações existentes, conforme especificado nos documentosGTS-TUC-N/NE III-001, GTS-MAB-N/NE III-001, GTS-IPZ-N/NE III-001 e GTS-PDD-N/NE III-001disponibilizados.


1.3.1.2 Arranjo dos pátiosO arranjo do pátio de 500kV das subestações existentes é do tipo disjuntor e meio, que tambémdevera ser utilizado na nova SE Açailândia. Deverá ser previsto espaço físico para instalação deequipamentos de manobra de reatores.

Para o horizonte final da subestação de Açailândia, prevê-se a utilização de mais 4(quatro)entradas de linha além das 3(tres) utilizadas na etapa de implantação, conforme mostrado nodesenho MAR-101-56000 – Setor de 500kV – Diagrama Unifilar Simplificado.

1.3.1.3 Capacidade de corrente(a) Corrente em regime permanenteO dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar valor máximo decorrente para a condição de operação em regime permanente de 3150 A.

(b) Capacidade de curto-circuitoOs equipamentos e demais instalações deverão ser adequados para suportar nível de curto-circuito 40 kA nos barramentos dos pátios em 500 kV., exceto para a SE Secionadora TucuruíAmpliação, que de 50 kA.

(c) Sistema de aterramentoO projeto das subestações deverá atender ao critério de um sistema solidamente aterrado.

1.3.1.4 Suportabilidade(a) Tensão em regime permanenteO dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar valor máximo detensão de 550 kV para a condição de operação em regime permanente.



(b) Isolamento sob poluiçãoAs instalações deverão ser isoladas de forma a atender, sob tensão operativa máxima, àscaracterísticas 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 atmosféricasO sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deverá assegurarblindagem perfeita das instalações, para correntes superiores a 2 kA, e garantir risco de falhamenor ou igual a uma descarga por 50 anos.

Caso existam edificações, as mesmas deverão atender às prescrições da Norma TécnicaNBR5419.

1.3.1.5 Efeitos de campo(a) Efeito coronaOs componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não deverãoapresentar efeito corona em 90 % da condição de tempo bom. A tensão mínima para início e fimdo corona visual deverá ser de 350 kV, para os pátios em 500 kV .A tensão de extinção decorona deverá situar-se acima da tensão máxima de operação.

(b) Rádio interferênciaO valor da tensão de rádio interferência externa máxima para os equipamentos deverá ser de2500 µV/m a 1000Hz, na tensão fase-terra 550/√3kV.


1.3.2.1 ReatoresOs valores das perdas totais (perdas no cobre mais perdas no ferro) referidos à tensão de 550kV e à potência nominal deverão ser inferiores a 0,3 % da potência nominal

Os enrolamentos dos reatores deverão ser conectados em estrela, com neutro acessível paraaterramento sólido., por reatores ou resistores.

O isolamento do neutro deverá ser dimensionado para a conexão de reatores de neutro, parapermitir religamento monopolar e eliminar ressonância de circuitos em paralelo.

A curva de magnetização deve ser linear até a tensão de 750 kV.

1.3.2.2 Disjuntores

O ciclo de operação e religamento rápido dos disjuntores deverá atender aos requisitos dasnormas aplicáveis.

O tempo máximo de interrupção para os disjuntores de 500kV deve ser 2 ciclos.

Os disjuntores de 500kV deverão ser capazes de efetuar as operações de manobra listadas noitem 1.9.4.



Os disjuntores de 500 kV deverão ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas dedetecção de discrepância de pólos, acionamento monopolar e tripolar, bem como ciclo deoperação compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar oumonopolar com uma única tentativa.

1.3.2.3 Seccionadores, lâminas de terra e chaves de aterramentoEstes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas aplicáveis e serem capazes deefetuar as manobras listadas no item 1.9.3.

As lâminas de terra e chaves de aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas decapacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a classe B da norma IEC 1129.

1.3.2.4 Pára-raiosOs pára-raios deverão ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), sem centelhador ,adequados para instalação externa. Deverá ser prevista a utilização de pára-raios na interfacecom o sistema existente (entrada de linha).

1.3.2.5 Transformadores de corrente e potencialAs características dos transformadores de corrente e potencial, como: número de secundários,relações de transformação, carga, exatidão, etc, deverão satisfazer às necessidades dossistemas de proteção e medição.







1.4 COMPENSAÇÃO SÉRIE

1.4.1 Informações básicasO sistema existente possui capacitores séries fixos (CSFs), cujas características elétricasprincipais estão apresentadas na Tabela 4. A localização dos equipamentos de compensaçãoreativa série da Interligação Norte-Nordeste é apresentada na figura 01

As especificações técnicas dos equipamentos de compensação série existentes serãodisponibilizadas, quando solicitados pelas TRANSMISSORA.

O sistema de proteção e controle dos equipamentos associados considera a ocorrência de doistipos de faltas, a saber:

• falta interna: conforme Figura 3• falta externa.

Figura 3 - Falta interna

1.4.2 Requisitos dos varistores dos equipamentos de compensação reativa sérieTodos os varistores dos equipamentos de compensação reativa série deverão ser à base deóxido metálico.

Os requisitos de energia dos varistores deverão ser definidos levando-se em consideração todosos cenários e intercâmbios previstos, da configuração inicial ao ano horizonte de planejamento.Estes requisitos deverão ser definidos pela TRANSMISSORA para a condição de falta externamais crítica, sendo verificada a condição com a linha paralela fora de serviço.

Será permitida a atuação de dispositivos de proteção dos varistores nas seguintes situações:• Faltas internas trifásicas, bifásicas ou monofásicas;• Falta externa eliminada em mais de 100 ms, trifásica, bifásica ou monofásica;• Faltas externas trifásicas, eliminadas em 100 ms, com religamento malsucedido de

somente um terminal que resultar na maior energia para o varistor sob cálculo, istoocorrendo em 600 ms e abertura deste terminal em 700 ms. (Tempos referidos aoinstante de aplicação da falta).

Tabela 4 – Características elétricas principais da compensação série existente na Interligação Norte–Nordeste

Sobrecarga (pu)Banco Xc

(Ω)CorrenteNominal (A)

8 h 30 min 10 s

Energia dosVaristores(MJ/fase)

Ulim(pu)

Tempo de retardopara o disparodo centelhador série(ms)

C1 21,9 2300 --- 1,35 2,0 21,2 2,60 1,6

C2 17,8 2300 --- 1,35 2,0 30,4 2,60 1,2

C3 e C5 34,2 1950 --- 1,35 2,0 29 2,72 1,0

C4 e C6 28,6 2300 --- 1,35 2,0 19,3 2,56 0,3

Faltas internas = faltas na linhacompensada pelo banco.



1.5 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

1.5.1 GeralTodos os relés de proteção deverão utilizar tecnologia digital numérica.










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

1.5.2 Proteções de linhas de transmissãoCompreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a deteçãoe eliminação de todos os tipos de faltas e outras condições anormais de operação nas linhas detransmissão, realizando a discriminação entre faltas internas e externas à linha protegida.










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


1.5.2.1.3 Esquema de religamento monopolarOs esquemas de religamento automático monopolares são para atuações exclusivas após aeliminação de faltas fase-terra por proteções de alta velocidade ou instantâneas. Estes



esquemas de religamento automático não deverão ser iniciados pelas mesmas funções descritasmo item anterior.



1.5.2.1.4 Relés verificadores de sincronismoOs relés verificadores de sincronismo utilizados nos esquemas de religamento tripolar, deverãopermitir o ajuste do tempo de religamento, considerando a contagem de tempo desde a aberturado disjuntor e incluindo os tempos mortos típicos para a respectiva classe de tensão. Além dissodeverão possibilitar ajustes da diferença de tensão, defasagem angular, diferença de freqüênciae permitir a seleção das seguintes condições para fechamento do disjuntor:

• barra viva - linha morta;• barra morta - linha viva;• barra viva – linha viva;• barra morta - linha morta.








No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as seguintesfunções 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 mediçãodeverão apresentar sobrealcance transitório máximo de 5% para defeitos sólidos commáxima componente exponencial;

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

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


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

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

A teleproteção deve atender aos seguintes requisitos:• 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, ocomprimento da linha de transmissão, a existência de acoplamentos magnéticos comoutras linhas de transmissão, derivações na LT e a existência ou não de compensaçãosérie;

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

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

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

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

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









1.5.3 Proteção de reatoresTodo reator, além dos equipamentos de proteção intrínseca (relé de gás, válvula de disparo,etc.), deve dispor de dois conjuntos independentes de proteção:

• proteção principal;• proteção de retaguarda.





No caso de reatores instalados diretamente na LT, todos os conjuntos de proteção do mesmodevem atuar no(s) disjuntor(es) do terminal próximo da LT associada, e enviar transferênciadireta de disparo para o terminal remoto, promovendo o bloqueio do fechamento dos disjuntoreslocal e remoto.



1.5.4 Proteção de barras para as subestações existentesDeverão ser previstos os equipamentos e esquemas associados necessários à integração dasnovas entradas de linha ao esquema de proteção diferencial de barras existente nassubestações Secionadora Tucuruí – Ampliação ,Marabá , Imperatriz e Presidente Dutra.

Deverão ser utilizados núcleos de transformador de corrente independentes e dedicados paracada proteção diferencial, sendo vedada a utilização de TCs auxiliares.

Onde existirem proteções de barra com relés de alta impedância, as características magnéticasdos TCs a serem acrescentados devem ser idênticas às dos TCs existentes.

1.5.5 Proteção de barras para a subestação de AÇAILÂNDIACompreende o conjunto de equipamentos e acessórios, necessários e suficientes, para adetecção e eliminação de todos os tipos de falhas nos barramentos da subestação.

O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas no barramento não deve ser superior a100 ms, incluindo o tempo de operação do relé de proteção de barramento, dos relés auxiliares eo tempo de abertura dos disjuntores.

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

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

As proteções dos barramentos não devem operar indevidamente no caso de abertura de circuitosecundário de transformador de corrente.

1.5.6 Proteção para falha de disjuntorTodos os disjuntores da subestação deverão ser protegidos por esquema para falha de disjuntor.




1.5.7 Sistemas especiais de proteção

1.5.7.1 Esquema de controle de emergência (ECE)O ECE deverá ser implementado nas Unidades de Controle de Emergência (UCE). As Unidadesde Controle de Emergência são Unidades de Controle Digital (UCD) específicas para processaro Esquema de Controle de Emergência (ECE) da rede de 500 kV da ELETRONORTE.



Deverá existir um ECE para cada subestação que possua LT´s de 500 kV. Para implantar o ECEa TRANSMISSORA deverá utilizar tantas UCE´s quantas forem necessárias.As características descritas a seguir são específicas para o ECE e deverão ser rigidamenteobservadas pela TRANSMISSORA:

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

• Os ECE´s das diversas subestações deverão estar diretamente conectados entre si ecom os ECE´s hoje existentes no sistema ELETRONORTE. Cada ECE deverá serdotado de um mínimo de cinco portas seriais padrão RS-232C com Protocolo deComunicação IEC-870-5-101 encapsulado em TCP-IP;

• Esta conexão deverá ser dedicada à função (ECE) e deverá atender os seguintesrequisitos de tempo de resposta:- O tempo máximo (total) estimado para tomada de decisão de um ECE de

determinada Subestação em função da alteração de entradas digitais e/ouviolação dos limites estabelecidos para as funções supervisionadas ocorridos emoutra Subestação, incluídos os tempos de comunicação, deverá ser menor ouigual a 100 ms

- Dentro de um mesmo ECE (mesma Subestação) o tempo de atuação deverá sermenor ou igual a 20 ms.

• Caso a UCD proposta para o ECE não consiga desempenhar as funções especificadasa seguir, a TRANSMISSORA deverá instalar os relés de proteção em quantidade e tiponecessários e suficientes para cumprir estas funções. Conforme citado anteriormenteestes relés deverão também ser exclusivos para a função ECE não podendo sercompartilhados com o SPCS.

As seguintes funções deverão ser desempenhadas pelas UCE´s:• Função Direcional de Potência:

- 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 1,5 da tensão nominal;- Exatidão melhor que 2%;- Relação Pick Up / Drop Out maior do que 0,98;- Interface com fibra óptica.

• Função de Sub e Sobrefrequência- Possuir 04 estágios de frequência independentes;



- Faixa de ajuste mínima para cada estágio de operação: de 50 a 70 Hz, ajustávelem 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 ciclos, de forma a eliminar eventuais atuações indevidas devido àcomponente aperiódica ou outros transitórios na onda de tensão.

- tempo máximo de rearme dessa unidade deverá ser de 50 milissegundos.- erro máximo admissível para cada temporizador será de +/- 5%.- Circuitos de medição e saída independentes por estágios de atuação.

1.5.7.2 Esquema de controle de segurança (ECS)As Subestações Secionadora Tucuruí - Ampliação, Marabá, Imperatriz e Presidente Dutra,poderão estar integradas ao Esquema de Controle e Segurança (ECS) para o Sistema Elétricodas Regiões Sul / Sudeste / Centro-Oeste/Norte/Nordeste Brasileiro.

Deverão ser disponibilizadas os seguintes dados para ligação ao CLP do sistema:• Entradas analógicas:

- Fluxo de potência ativa em todas as linhas de transmissão, geradores etransformadores;

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

- Indicação de estado com dois contatos de disjuntores, chaves Secionadoras,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.



1.6 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE

1.6.1 IntroduçãoEste item descreve os requisitos de supervisão e controle que deverão ser disponibilizados paraque seja assegurada a plena integração da supervisão e controle dos novos equipamentos àsupervisão dos equipamentos existentes, garantindo-se, com isto, uma operação segura e comqualidade do sistema elétrico interligado. Assim, é de responsabilidade da TRANSMISSORA aaquisição e instalação de todos os equipamentos, software e serviços necessários para aimplementação dos requisitos especificados neste item e para a implementação dos recursos detelecomunicações, cujos requisitos são descritos em item a parte.


- Requisitos gerais;- Elenco de informações a serem supervisionadas

• Requisitos de supervisão pelo agente proprietário das subestações existentes• Requisitos de supervisão e controle pelo ONS, divididos em:

- Requisitos básicos de supervisão, normalmente atendidos por um SSCL (sistemade supervisão e controle local) ou UTR (Unidade Terminal Remota) convencional:

- Requisitos que podem requerer sistemas dedicados:º Informações com alta taxa de aquisição para detecção de ilhamento.º Informações com alta taxa de aquisição para detecção de perturbações.

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

1.6.2 Requisitos de Supervisão e Controle das Instalações

1.6.2.1 Requisitos geraisA expansão da interligação Norte-Nordeste envolve a instalação de um conjunto deequipamentos que inclui entradas de linhas em subestações existentes e pertencentes àELETRONORTE e a implantação de uma nova subestação, provavelmente localizada emAçailândia.

Em função disto, todos os equipamentos a serem instalados pela TRANSMISSORA devem sersupervisionados a nível local segundo a filosofia adotada pela empresa proprietária de taissubestações , devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos Sistemas Digitais deSupervisão e Controle (SDSC’s) que serão instalados pela ELETRONORTE.

A arquitetura e os requisitos básicos destes Sistemas Digitais de Supervisão e Controle(SDSC’s) estão definidos nos documentos “Características e Requisitos Básicos dasInstalações”, referentes à SE Secionadora Tucuruí-Ampliação, Marabá, Imperatriz e PresidenteDutra.

Na eventualidade do sistema da TRANSMISSORA entrar em operação antes da instalação dosSDSC’s da ELETRONORTE nas SEs existentes , o mesmo deverá ser projetado para operaçãoindependente e prevendo posterior integração aos referidos SDSC’s.



Já na subestação nova (Açailândia), deve ser instalado um conjunto de equipamentos desupervisão e controle que permitam à TRANSMISSORA a operação segura de todos osequipamentos elétricos.

Em adição à supervisão local, os equipamentos elétricos devem permitir a supervisão remotapelos seguintes centros de Operação:

• Centros do agente proprietário das subestações existentes (ELETRONORTE):- Centro de Operação Local de Belém, COL Belém;- Centro de Operação Local de São Luiz, COL São Luiz.

• Centro do ONS:- Centro Regional de Operação Norte, COSR-N, localizado em Brasília, DF

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

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

• Nas subestações existentes, integração com os Sistemas Digitais de Supervisão eControle (SDSC’s) a serem instalados pela ELETRONORTE, visando a troca deinformações;

• Interconexão ao Centro Regional de Operação Norte, do ONS, utilizando o protocoloIEC 870-5-101 ou o DNP 3.0 e atendendo ao especificado no item “Requisitos deSupervisão e Controle pelo ONS;

• Interconexão ao COL Belém ou ao COL São Luiz ,da ELETRONORTE, conformeindicado no item “requisitos de supervisão pelo agente proprietário das subestaçõesexistentes ”. Estas interconexões devem ser feitas utilizando o protocolo jáimplementado nestes centros.

Os protocolos adotados para comunicação com os Centros de Operação (ONS, eELETRONORTE) devem ser configurados de comum acordo com estes Agentes.Adicionalmente, esta configuração deve permitir a tais centros identificar o estado operacionaldos sistemas de supervisão da TRANSMISSORA instalados nas subestações. Estasinformações serão modeladas como indicações de estado nas bases de dados destes centros deoperação;

Nota Importante:No caso de interposição de um centro de operação, neste edital denominado deconcentrador de dados, na rota de comunicação com algum dos centros de operação daELETRONORTE e ONS, a configuração do protocolo deve permitir que tais centrosidentifiquem o estado operacional do concentrador e, adicionalmente, o concentrador dedados deve ser capaz de identificar o estado operacional de todos os sistemashierarquicamente a ele subordinados e transferir estas informações para oscorrespondentes centros, conforme o caso.

Deverão ser efetuadas, às custas da TRANSMISSORA, as modificações de hardware e softwaree demais serviços necessários nos Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSC’s)existentes nas subestações para permitir a completa supervisão dos equipamentos elétricos apartir das interfaces homem máquina (IHM’s) existentes nas salas de controle local dassubestações. A quantidade e tipos de pontos supervisionados deverão ser similares ao dossistemas existentes.




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

1.6.2.2 Elenco de informações a serem supervisionadasComo requisito geral de supervisão e controle, deverão ser supervisionados todos osequipamentos da TRANSMISSORA que venham a ser instalados nas subestações SecionadoraTucuruí-Ampliação, Marabá, Açailândia, Imperatriz e Presidente Dutra. As informações coletadasnestas subestações deverão ser transferidas para os centros de operação indicados neste editalconforme abaixo especificado:(a) Telemedições



• As seguintes medições deverão ser coletadas e transferidas para os centros deoperação:- Módulo de tensão fase-fase em kV em todas as entradas de linha;- Módulo de tensão fase-fase em kV em todos os pontos de conexão entre a linha

de transmissão e a compensação série, sempre que aplicável;- Potência trifásica ativa em MW e reativa em MVAr em todas as entradas de linha,

medidas entre a linha e o reator de linha;- Corrente de fase em Ampère em todos os terminais de linha de transmissão;- Se aplicável, potência trifásica reativa em MVAr de todos os equipamentos de

compensação variável de reativo, tais como compensadores síncronos ecompensadores reativos estático controláveis.

- Temperatura em ºC dos enrolamentos e do óleo de cada reator de linha (por fase);- Freqüência em Hz de uma fase em todos os barramentos envolvidos;

• Todas as medições de tensão devem ter uma exatidão mínima de 1% e as demais de1,5%. Tal exatidão deve englobar toda a cadeia de equipamentos utilizados, tais como:transformadores de corrente, de tensão, transdutores, conversores analógico/digital,etc.

(b) Indicação de estado

• Todas as indicações de estado deverão ser coletadas com selo de tempo com exatidãode 1 ms e reportadas por exceção aos centros de operação;

• O selo de tempo a ser transmitido aos centros de operação indicados neste edital



deverá ser aquele definido quando da aquisição do dado pela unidade de aquisição econtrole (UAC), não sendo aceitável sua posterior alteração;

• Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem estar aptos a responder avarreduras de integridade feitas pelos centros a ele conectados (do ONS eELETRONORTE) que podem ser cíclicas, com período parametrizável, tipicamente acada 5 minutos, ou por evento, como por exemplo uma reinicialização dos recursos desupervisão e controle dos centros ou então sob demanda;

• Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de identificare armazenar o selo de tempo das indicações de estado com uma resolução mínima de1 milissegundo entre eventos;


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 genérica de proteção operada, informada por equipamento, tais como

linhas de transmissão, transformadores, reatores, capacitores série, etc;- Relés de bloqueio;- Alarme de temperatura de enrolamento (por fase) dos reatores de linha;- Alarmes de temperatura de óleo (por fase) dos reatores de linha.

(c) Cada unidade de aquisição e controle (UAC) deverá ter um relógio e calendário interno paraprover precisamente o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cada operaçãode registro de variação de estado. Estes relógios internos devem possuir circuitos desincronismo a partir de um sinal com data absoluta obtida de um sistema GPS, de forma agarantir que a supervisão e controle das diversas instalações seja feita dentro de uma mesmabase de tempo. O sistema deverá ser projetado de forma que a exatidão seja melhor que 1milissegundo.

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

(e) Todas as informações transferidas aos centros de operação dos Agentes citados neste item desistemas de supervisão e controle devem ser dados brutos, conforme coletados a partir detransdutores ou relés de interposição, isto é, sem processamento prévio, exceto quandoexplicitamente acordado, caso a caso, com algum destes Agentes. Nestes casos, osindicadores de qualidade deverão incluir pelo menos:

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

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

(f) Informações para o seqüenciamento de eventos:

• ResoluçãoOs sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de armazenarinformações para o seqüenciamento de eventos com uma resolução entre eventos melhorque 1 milissegundo. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento também deveráser melhor que 1 milissegundo, devendo ser considerados todos os tipos de atuação aserem definidos durante execução do projeto executivo.



• Conjunto de InformaçõesAs informações indicadas abaixo, armazenadas pelos sistemas de supervisão e controle dasinstalações, deverão ser transferidas, dependendo da instalação, ao COSR-N, COL-Belém eCOL-São Luiz, contendo o instante da atuação do evento, sendo que pontos adicionaispoderão ser incluídos durante desenvolvimento do projeto executivo:

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

- Linha de Transmissão:º Partida da proteção de fase principal por fase;º Trip da proteção de fase principal;º Partida da proteção de fase suplementar por fase;º Trip da proteção de fase suplementar;º Partida da proteção de terra principal por fase;º Trip da proteção de terra principal;º Partida da proteção de terra suplementar por fase;º Trip da proteção de terra suplementar;º Partida do religamento automático;º Atuação do esquema de falha dos disjuntores;º Trip por sobretensão;º Bloqueio por oscilação de potência;º Trip por oscilação de potência;º Teleproteção, transmissão de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo;º Teleproteção, transmissão de transfer-trip;º Teleproteção, recepção de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo;º Teleproteção, recepção de transfer-trip;º Bloqueio por falha de fusível;º Atuação tempo – 2ª zona;º Atuação tempo – 3ª zona;º Atuação tempo – 4ª zona;º Bloqueio por falha de fusível;º Sobrecorrente direcional temporizado;º Sobrecorrente direcional instantâneo;



º Atuação do relé de bloqueio.- Barramento

º Proteção diferencial por fase;º Proteção de subfreqüência;º Proteção de sobretensão;º Proteção de subtensão;º Atuação do relé de bloqueio.

- Disjuntorº Indicação de posição;º Falta de alimentação nos circuitos de abertura e fechamento;º Atuação da proteção de discordância de polos;º Fechamento bloqueado;º Abertura bloqueada;º Fechamento automático por mínima pressão sistema de isolação;º Baixa pressão sistema de extinção de arco (1º ao 3º estágio);º Baixa pressão sistema de acionamento (1º ao 3º estágio);º Recarga de ar insuficiente;º Falha do disjuntor;º Sobrecarga do disjuntor central;º Atuação do relé de bloqueio.

- Registradores Digitais de Perturbaçãoº Partida e falha.

- Capacitores Sérieº Proteção de sobrecarga;º Proteção de subharmônica;º Proteção de disparo de gap;º Proteção de desbalanço;º Proteção fuga de plataforma

(g) Idade do Dado

• Define-se como “idade máxima do dado” o tempo máximo decorrido entre o instante deocorrência de seu valor na instalação (processo) e sua recepção nos centros deoperação do ONS e ELETRONORTE;

• O tempo necessário para a chegada de um dado a qualquer um destes centros inclui otempo de aquisição do dado na instalação, processamento da grandeza e suatransmissão através dos enlaces de comunicação;

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



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

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

(h) Banda MortaDependendo do protocolo de comunicações adotado, as informações analógicas poderão serreportadas por exceção aos centros de operação aqui indicados. Nestes casos, o valor adotadopara a banda morta utilizada no processo de filtragem deve ser definida de comum acordo entreo Agente proprietário do Centro (ONS e ELETRONORTE) e a Empresa TRANSMISSORA. Nafalta de um acordo, o valor da banda morta deverá ser 0 (zero).

1.6.3 Requisitos de supervisão pelo agente proprietário das subestaçõesA TRANSMISSORA deve prover aos Centros de Operação do Agente proprietário dassubestações existentes a supervisão remota dos equipamentos que venham a ser instalados,conforme requisitos apresentados no sub-item “Elenco de Informações a seremSupervisionadas”, aplicados de acordo com os seguintes critérios:

• Supervisão pelo Centro de Operação Local de Belém, COL Belém:- Subestação Secionadora Tucuruí-Ampliação;- Subestação de Marabá.

• Supervisão pelo Centro de Operação Local de São Luiz, COL São Luiz:- Subestação de Açailândia;- Subestação de Imperatriz;- Subestação de Presidente Dutra.

A figura a seguir apresenta uma visão simplificada dos requisitos de supervisão das subestações(instalações) objeto deste edital pelos Centros de Operação da ELETRONORTE. Foi aquicolocada com objetivo meramente ilustrativo, no intuito de dar uma visão gráfica dos requisitosespecificados no texto deste edital.



Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros dos Agentesproprietários das subestações (instalações) poderá se dar através de um centro de operaçãopróprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos osrequisitos descritos neste item, “Sistemas de Supervisão e Controle”. Neste edital, este centro égenericamente chamado de “concentrador de dados”. Neste caso, a estrutura de centrosapresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados numnível hierárquico situado entre as instalações e os Centros da ELETRONORTE, portanto,incluído no objeto desta licitação. A figura a seguir ilustra uma possível configuração.

MAPD2

COLBelém1

PATC2 PAMB2 MAXXXX3 MAIZ2

COLSão Luiz1

PATC4 PAMB4 MAIZ4 MAPD4


Recursos existentes

Legenda:1. Centros de Operação utilizados pela ELETRONORTE:- COL Belém – Centro de Operação Local de Belém- COL São Luiz – Centro de Operação Local de São Luiz2. Ampliações de supervisão e controle em subestações da ELETRONORTE:- PATC – Recursos de supervisão e controle na subestação Secionadora Tucuruí

Ampliação- PAMB – Recursos de supervisão e controle na subestação de Marabá- MAIZ – Recursos de supervisão e controle na subestação de Imperatriz- MAPD – Recursos de supervisão e controle na subestação de Pres. Dutra3. Recursos de supervisão e controle em subestações da nova Transmissora:- MAXXXX – Recursos de supervisão e controle a serem instalados na subestação de

Açailândia (Provavelmente; sigla “XXXX” a ser definida posteriormente)4. Recursos de supervisão e controle existentes em subestações da ELETRONORTE.




1.6.4.1 Requisitos básicos para a supervisão dos equipamentosOs recursos básicos para a supervisão dos equipamentos que devem ser disponibilizados aoONS estão descritos no item “Elenco de Informações a serem Supervisionadas” e abrangem:

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



1.6.4.2.1 Informações com alta taxa de aquisição para a deteção de ilhamentoDevem ser enviadas ao COSR-N as medições de freqüência em Hz de cada barramentoassociado às entradas de linha objeto deste edital, aquisitadas e transferidas com um período de200 ms (uma medição por subestação envolvida).

1.6.4.2.2 Informações com alta taxa de aquisição para detecção de perturbaçõesDevem ser enviadas ao COSR-N as medições do módulo de tensão fase-fase em kV de pelomenos uma entrada de linha em cada subestação envolvida, aquisitadas e transferidas com umperíodo de 200 ms (uma medição por subestação envolvida).Notar a alta taxa de transferênciadestas informações, que diferem da taxa normalmente utilizadas pela aquisição de dados normalque é, tipicamente, de 4 segundos.

PATC PATC PATC PATC


Recursos existentes

MAPD

COLBelém

PATC PAMB MAXXXX MAIZ

CD1

COLSão Luiz

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

e controle que se interponha entre as instalações e os centros daELETRONORTE.



1.6.4.3 Arquitetura da interconexão com o ONSA supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico,estando hoje, na região da Interligação Norte-Nordeste, estruturada em um sistema hierárquicocom sistemas de supervisão e controle instalados em dois Centros de Operação do ONS, quaissejam:

• Centro Regional de Operação Norte – COSR-N;• Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico - CNOS.

Esta estrutura é simplificadamente apresentada, para fins meramente ilustrativos, na figura aseguir, sendo que a TRANSMISSORA deverá prover as interconexões de dados entre o Centrosde Operação do ONS (exceto o CNOS) e cada um dos sistemas de supervisão das subestaçõesenvolvidas.

Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros do ONSpoderá se dar através de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado deterceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos neste item, “Sistemas deSupervisão e Controle” e no de “Requisitos Técnicos do Sistema de Telecomunicações a ser

CNOS1

MAPD2

COSR-N1

PATC2 PAMB2 MAXXXX3 MAIZ2


Legenda:1. Centros de Operação utilizados pelo ONS:- CNOS – Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico- COSR-N – Centro Regional de Operação Norte2.Ampliação de supervisão e controle em subestações existente- PATC – Recursos de supervisão e controle na subestação Secionadora TucuruíAmpliação- PAMB – Recursos de supervisão e controle na subestação de Marabá- MAIZ – Recursos de supervisão e controle na subestação de Imperatriz- MAPD – Recursos de supervisão e controle na subestação de Presidente Dutra3. Instalação da nova TRANSMISSORA:- MAXXXX – Recursos de supervisão e controle a serem instalados na subestaçãode Açailândia (Provavelmente; sigla “XXXX” a ser definida posteriormente)4. Recursos de supervisão e controle em subestações existente

PATC³ PAMB³ MAIZ³ MAPD³Recursos Existentes



Implantado”. 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 inserçãodo concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e os Centros doONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação. A figura a seguir ilustra uma possívelconfiguração.

1.6.4.4 Requisitos para o Cadastramento dos equipamentosAs informações cadastrais de todos os equipamentos que serão operados pelo ONS deverãoser encaminhadas ao mesmo com no mínimo 3 meses de antecedência da entrada emoperação. Estas informações devem incluir:(a) Parâmetros descritivos de linhas de transmissão, incluindo-se impedância série e asuscetância da mesma, segundo o modelo π, bem com a corrente máxima em ampère, a potênciamáxima em MVA e a latitude e longitude de cada instalação e das torres de linha;(b) Capacidade nominal em MVAr e a tensão nominal em kV, de todos os equipamentos estáticosde suporte de reativo que venham a ser utilizados, como capacitores, reatores, etc.,(c) Impedância série de capacitores série;(d) Fornecimento dos diagramas unifilares de operação com a identificação de todos osequipamentos de cada instalação;(e) Fornecimento dos diagramas com a localização da posição exata de todos os pontos demedição, telessinalização e controle de cada instalação;(f) Todos os diagramas deverão ser fornecidos em papel e meio magnético, num padrão deimportação e exportação a ser previamente acordado entre o Agente e o ONS;(g) Relação, compatível com os requisitos de supervisão e controle aqui apresentados, dos pontosde 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 protocoloadotado para a interconexão e organizada por SSCL/UTR e concentradores de dados, seutilizados;

CNOS

MAPD

COSR-N

PATC PAMB MAXXXX MAIZ

CD1


Legenda:1. Em adição às siglas da figura anterior, utilizou-se:

- CD – Concentrador de dados, nome genérico dado para um sistema desupervisão e controle que se interponha entre as instalações e o COSR-N.



(h) No caso de interligações de dados direta com UTR’s, e se aplicável, parâmetros que permitama conversão para valores de engenharia dos dados recebidos/enviados pelo Centro;(i) Sempre que aplicável, limites de escala, superior e inferior, para todos os pontos analógicossupervisionados.






1.6.5.2 Conceito de indisponibilidade de recursos de supervisão e controleUma informação de qualquer dos tipos especificados neste edital é dita indisponível paraqualquer um dos centros sempre que:

• O indicador de qualidade recebido junto com a informação indicar qualqueranormalidade, como por exemplo:- Informação desativada na origem (instalação);- Informação inválida na origem;- Informação não atualizada.

Notas:1) Este caso não será considerado se o equipamento elétrico associado ao ponto estiverem manutenção ou fora de operação por necessidades operativas e a TRANSMISSORAutilizar um destes indicadores, tipicamente “desativado na origem”, para sinalizar o fato.2) O indicador de qualidade “Manual” não caracteriza uma informação como indisponível esim com baixa qualidade, conforme descrito no item “Conceito de Qualidade dos Recursosde Supervisão e Controle”.

• Uma informação analógica violar um dos seus respectivos limites de escala;• Uma informação de sinalização de estado estiver inconsistente.






Qualquer ponto é dito indisponível, sempre que o mesmo estiver em manutenção.

1.6.5.3 Conceito de qualidade dos recursos de supervisão e controleUma informação de qualquer dos tipos especificados neste edital é dita violando os critérios dequalidade quando:

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

• Violar o requisito de idade do dado;• No caso de informações analógicas, violar o requisito de exatidão;• No caso de informações de selo de tempo, violar o requisito de exatidão.

1.6.5.4 Indicadores

1.6.5.4.1 Disponibilidade por recurso de supervisão e controle [Di]Caracterização:

• Abreviatura: Di



- Para recursos associados a telemedições, sinalizações de estado e seqüência deeventos: O valor mínimo aceitável é de 97,5%, em base mensal;

- Para unidades terminais remotas, sistemas de supervisão e controle local econcentradores de dados: O valor mínimo aceitável é de 99,8%, em base mensal.

• Dados necessários: Conforme equação• Equação:

Di = ( ( T - TIi ) / T ) X 100Onde:

- Di : Índice de disponibilidade do recurso “i”;- T: Tempo total em minutos do período de observação;- TIi: Soma dos períodos em que o ponto “i” ficou indisponível durante o

tempo total “T”;



1.6.5.4.2 Disponibilidade dos recursos de supervisão e controle da transmissora [DRSj]• Caracterização:• DRSj




T X NPRSjOnde:

- T: Tempo total em minutos do período de apuração;- Tij: Soma dos períodos em que o recurso “i” ficou disponível durante o

tempo total “T” para um determinado centro “j”;Nota: Tij = (T – TIij) Onde: TIij: Soma dos períodos em que o ponto “i” ficou indisponível durante o tempototal, visto pelo centro “j”

- NPRSj: Número total de recursos de supervisão e controle da Transmissora narede de supervisão sob responsabilidade do centro “j”.

1.6.5.4.3 Qualidade por recurso de supervisão e controle [Qi]Caracterização:

• Abreviatura: Qi


• Período de observação: Mensal• Unidade dimensional: Percentual• Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle• Agregação: Mensal, por recurso de supervisão e controle e por centro de operação• Critério de qualidade: O valor mínimo aceitável é de 97,5%, em base mensal;• Dados necessários: Conforme equação• Equação:


- Qi : Índice de qualidade do recurso “i”;- Tq: Tempo total em minutos do período de observação;



- Tnqi: Soma dos períodos em que o ponto “i” não atendeu ao conceito dequalidade durante o tempo total “Tq”.

- Qualidade dos recursos de supervisão e controle da transmissora [QRSj]

Caracterização:• Abreviatura: QRSj

• Objetivo: Avaliar, percentualmente, a qualidade dos recursos de supervisão e controlefornecidos pela TRANSMISSORA para a operação de determinado centro de operação“j”, no período de observação

• Período de observação: Mensal• Unidade dimensional: Percentual• Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle• Agregação: Mensal e por centro de operação• Critério de qualidade: O valor mínimo aceitável é de 98,5%, em base mensal• Dados necessários: Conforme equação• Equação: ΣΣΣΣTqij

QRSj = X 100Tq X NPRSqj

Onde:- Tq: Tempo total em minutos do período de apuração;- Tqij: Soma dos períodos em que o recurso “i” atendeu ao conceito de

qualidade durante o tempo total “Tq”, quando visto pelo centro “j”;Nota: Tqij = (Tq – Tnqij)Onde: Tnqij: Soma dos períodos em que o ponto “i” não atendeu ao conceito de qualidadedurante o tempo total, quando visto pelo centro “j”;

- NPRSqj: Número total de recursos de supervisão e controle da Transmissora narede de supervisão sob responsabilidade do centro “j” e passíveis de avaliação dequalidade.


Recurso “k”


Disponibilidade “D”/Qualidade “Q”mínima


Recursos da Transmissora vistos pelo Centro “j”

100%

98,5%

97,5%




1.6.5.5 Relatórios de análise e de avaliação da disponibilidade dos recursos de supervisão e controleOs centros de operação que receberão as informações da TRANSMISSORA avaliarão adisponibilidade e qualidade dos recursos de supervisão e controle, emitindo relatórios de nãoconformidade nas seguintes situações:

• Qualquer um dos indicadores especificados for inferior, no mês, ao correspondentecritério definido neste edital;

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

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

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

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

1.6.5.6 Publicação dos relatórios de disponibilidade, qualidade e acionamento da TRANSMISSORAOs relatórios finais devem ser emitidos com base nos relatórios elaborados pelos Agentesproprietários dos centros de operação e após eqüalização com a TRANSMISSORA e incluindo,se for o caso, recomendações para a correção de eventual anomalia.




1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL

1.7.1 Aspectos geraisO registrador digital de perturbações (RDP) deve ser do tipo stand alone , independente dosdemais sistemas de proteção e supervisão/controle local existentes na instalação, mesmo queestes sejam capazes de fornecer registros oscilográficos. Devem contemplar as seguintesfunções:

a. Aquisição e armazenamento de dados relativos a correntes e tensões (canais analógicos);b. Aquisição e armazenamento de sinais digitais (canais digitais);c. Localização de faltas em LT;d. Comunicação independente para o acesso remoto aos dados.




1.7.2 Descrição funcionalPara 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 aosrequisitos de resposta de freqüência conforme especificados, convertidas para a forma digital earmazenadas em memória.











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



1.7.4 Sincronização de TempoCada RDP deve possuir um relógio e calendário interno para prover o dia, mês, ano, hora,minuto, segundo e milisegundo de cada operação de registro.


1.7.5 Requisitos de compatibilidade eletromagnéticaA TRANSMISSORA deve executar as medidas necessárias para proteger as entradas e saídasdo RDP de emissões eletromagnéticas.O RDP deverá atender as normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus deseveridade adequados para instalações de EAT.

1.7.6 Características dos sinais de entrada e saídaAs entradas digitais devem possuir erro máximo de tempo entre a atuação de qualquer sinal deentrada e o seu registro, inferior a 2ms.

As entradas analógicas devem possuir as seguintes características:(a) configuráveis para corrente e tensão;



(b) possuir tempo de atraso, entre quaisquer canais, menor do que 1 grau elétrico referido ao60 Hz;

As entradas de tensão devem possuir as seguintes características:





1,5 s50 ms


2 In20 In




1.7.7 Capacidade de registro de ocorrênciasO 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 faltasconsecutivas dispararem o registrador.







1.7.8 Requisitos de comunicaçãoO RDP deve possuir porta de comunicação serial padrão RS-232C para as funções decomunicação local e remota.






1.8 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO

1.8.1 Requisitos geraisO sistema de telecomunicações da Expansão da interligação Norte-Nordeste deverá atender aossistemas de comunicação de voz operativa e administrativa, teleproteção, supervisão e controleelétrico, supervisão de telecomunicações, controle de emergência, medição, faturamento emanutenção da linha de transmissão de energia elétrica, entre as subestações de energiaelétrica envolvidas e destas aos centros de operação do sistema elétrico envolvidos.

Os meios de comunicação para voz e dados deverão atender aos seguintes requisitos:• Disponibilidade igual ou superior a 99,7%, medidos em cada período de 30 (trinta) dias• Deverão ser previstos circuitos digitais em concordância com as recomendações da

G.821 do UIT.• Serão aceitos equipamentos analógicos apenas nos casos em que seja impossível a

compatibilização dos novos equipamentos com a infraestrutura existente. Nestescasos, deverão ser seguidas as recomendações CCIR – 391,392,394,395,396 e 397 eIEC pertinentes;

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

O sistema de energia para todos os equipamentos de telecomunicações deverá ter as seguintescaracterísticas:

• 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 telecomunicação 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 comsistema de exaustão de gases;

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

Os equipamentos de telecomunicações deverão ser supervisionados local e remotamente,devendo alarmar anomalias nos equipamentos de telecomunicações, incluindo os equipamentosde suprimento de energia.

Os equipamentos 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 detelecomunicações considerando o citado no item 5 dos documentos GTS-TUC-N/NE III – 001,GTS-MAB-N/NE III – 001, GTS-IPZ-N/NE III – 001, GTS-PDD-N/NE III – 001, tais como:edificações, alimentação de corrente contínua de 48 Vcc para suprimento dos equipamentos detelecomunicações com autonomia de no mínimo 12 horas na falta de CA, bem como qualqueroutra infra-estrutura que se identificar necessária para a plena funcionabilidade do sistema detelecomunicações.



A TRANSMISSORA será responsável pela monitoração dos canais de dados e voz que seinterligam com o ONS e ELETRONORTE, sempre que este assim o solicitar. Estas monitoraçõestêm por finalidade medir indicadores de desempenho, de modo a verificar se os canais estãooperando de acordo com os requisitos mínimos aceitáveis. Se forem constatadas divergênciasdas medidas obtidas em relação aos valores recomendados, a TRANSMISSORA secomprometerá a executar a manutenção corretiva apropriada em comum acordo com o ONS eELETRONORTE.

Em caso de necessidade de indisponibilização programada de quaisquer canais de dados ou devoz de interesse do ONS e ELETRONORTE, a TRANSMISSORA deverá manter entendimentoscom o Centro de Operação do ONS e ELETRONORTE com o qual se relaciona, para obter aaprovação do serviço solicitado em data e horário convenientes.

Finalmente, quando da apresentação do projeto executivo, a TRANSMISSORA deverademonstrar, através de uma memória de cálculo , que a arquitetura decomunicação(configuração, número, capacidade dos enlaces, etc...) adotada atende aosrequisitos apresentados neste edital.

1.8.2 Requisitos para a TeleproteçãoOs equipamentos de telecomunicação dedicados às funções de teleproteção devem seradequados para uso em instalações de sistema de potência com a finalidade de reconhecerem apresença de sinais e/ou freqüências que identifiquem um comando para os sistemas deproteção.





Os canais de transferência direta de disparo permanecerão continuamente acionados quando daatuação de relés de bloqueio (ocorrência de falha de disjuntores, falhas em reatores de linha eatuação da proteção de sobretensão) e temporariamente acionados quando atuada pelasproteções da linha. A lógica de recepção deverá ter meios para identificar os sinais de



transferência de disparo para os quais o religamento automático deve ser permitido daquelespara os quais o religamento não deve ser permitido.




1.8.3 Requisitos para canais de vozA TRANSMISSORA deverá prover um sistema de comunicação com dois canais de voz devendopelo menos um deles ser direto e podendo o outro ser via sistema telefônico comutado, ambosfull duplex, com sinalização sonora e visual, para comunicação operativa do sistema elétricoentre:

• As subestações envolvidas: Secionadora Tucuruí Ampliação, Marabá, Açailândia,Imperatriz e Presidente. Dutra

• Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio oucontratado , deverão ser previstos canais entre tal centro e:- Subestação Secionadora Tucuruí Ampliação;- Subestação de Marabá;- Subestação de Açailândia;- Subestação de Imperatriz;- Subestação de P. Dutra;- Centro Regional de Operação Norte – COSR-N do ONS;- Centros de Operação Local da ELETRONORTE :COL-Belém e COL-São. Luiz.

• Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local ou contratado,as subestações deverão dispor de canais com os Centros do ONS e daELETRONORTE, da seguinte forma:- Canais com o Centro Regional de Operação Norte – COSR-N do ONS:

º Subestação Secionadora Tucuruí - Ampliação;º Subestação de Marabá;º Subestação de Imperatrizº Subestação de Açailândia;º Subestação de Presidente. Dutra.

- Canais com o Centro de Operação Local Belém (ELN) – COL-Belém:º Subestação Secionadora Tucuruí Ampliação;º Subestação de Marabá;

- Canais com o Centro de Operação Local São Luiz (ELN) – COL-São. Luiz:



º Subestação de Imperatriz;º Subestação de Açailândia;º Subestação de Presidente. Dutra.

Adicionalmente, deverá ser fornecido um sistema de comunicação móvel para cobertura de todaa extensão da linha de transmissão e das subestações envolvidas, para apoio às equipes demanutenção elétrica e de telecomunicações.

1.8.4 Requisitos para transmissão de dadosOs enlaces de dados abaixo especificados deverão ser dimensionados (quantidade de canais,velocidade, uso de rotas alternativas, etc.) de forma a suportar o carregamento imposto pelatransferência das informações e de controles especificados(observar itens 1.5, 1.6 e 1.7 ) eapresentar a disponibilidade e qualidade conforme descrito neste edital.

1.8.4.1 Enlaces para a supervisão e controlePara a supervisão e controle pelo ONS e ELETRONORTE, deverão ser fornecidos os seguintesenlaces redundantes de dados, preferencialmente por rotas alternativas:

• Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro(s) de Operação Local próprio oucontratado:- Enlaces com o(s) Centro(s) de operação Local:

º Subestação Secionadora Tucuruí - Ampliação;º Subestação de Marabá;º Subestação de Açailândia;º Subestação de Imperatriz;º Subestação de Presidente Dutra;º Centro Regional de Operação Norte – COSR-N do ONS;º Centros de Operação Local da ELETRONORTE : COL-Belém e COL-São Luiz

• Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro(s) de Operação Local:- Enlaces com o Centro Regional de Operação Norte - COSR-N do ONS:

º Subestação Secionadora Tucuruí Ampliação;º Subestação de Marabá;º Subestação de Imperatriz;º Subestação de Açailândia;º Subestação de Presidente. Dutra.

- Enlaces com o Centro de Operação Local da ELETRONORTE – COL-Belémº Subestação Secionadora Tucuruí Ampliação;º Subestação de Marabá;

- Enlaces com o Centro de Operação Local da ELETRONORTE – COL-São Luizº Subestação de Imperatriz;º Subestação de Açailândia;º Subestação de Presidente. Dutra.



1.8.4.2 Outros enlaces de dados


Soluções alternativas que permitam o acesso via rede de dados poderão ser admitidas, uma vezassegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos aos sistemas de acessodiscado.




Como previamente indicado, a TRANSMISSORA não têm liberdade para modificar:• As localizações das subestações Secionadora Tucuruí - Ampliação, Marabá, Imperatriz

e Presidente Dutra;• Níveis de tensão (somente ca)• Distribuição de fluxo em regime (impedância efetiva)

Por outro lado, como também previamente indicado, a TRANSMISSORA têm liberdade depropor configurações alternativas, incluindo:

• Localização da SE de Açailândia• Valores de reatância dos reatores de linha e de barra• Os parâmetros da LT, desde que atendido os requisitos deste anexo 7C.• Configurações de torres

Independentemente da configuração proposta, a TRANSMISSORA deverão realizar, no mínimo,os seguintes estudos:

• Fluxo de potência, rejeição de carga e energização na freqência fundamental;• Estudos de transitórios de religamento, rejeição de carga e energização.

Esses estudos deverão demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critério doGCPS e nos relatórios de estudos indicado em 2.1.1 e aos seguintes critérios e requisitos.

1.9.1 Tensão operativaA tensão eficaz entre fases de todas as barras do sistema interligado, em todas as situações deintercâmbio e cenários avaliados na configuração básica, deverá situar-se na faixa de valoreslistados na Tabela 5 . A tabela 5 refere-se à condição operativa normal (regime permanente) e àcondição operativa de emergência (contingências simples nos estudos que definiram aconfiguração básica).


Condição operativa deemergência(*)Nominal

Condiçãooperativa normal

Barras com carga Demais barras

500 500 a 550 475 a 550 475 a 600

(*) duração 1 hora

1.9.2 Requisitos de manobra associados às linhas de transmissão

1.9.2.1 Sobretensão admissívelA máxima tensão em regimes permanente e dinâmico na extremidade das linhas de transmissãoapós manobra (energização, rejeição de carga e religamento tripolar e monopolar) deverá sercompatível com a suportabilidade dos equipamentos das subestações terminais, dosisolamentos e das linhas de transmissão.



A tensão dinâmica – tensão eficaz entre fases no instante imediatamente posterior à manobrados disjuntores – e a tensão sustentada – tensão eficaz entre fases nos instantes subseqüentes– deverão situar-se na faixa de valores constante da Tabela 6.

Tabela 6 – Tensão eficaz entre fases admissível na extremidade das linhas de transmissãoapós manobra (kV)




Em particular, deverá ser prevista a possibilidade de energização nos dois sentidos, estando osistema com o nível de degradação que se mostrou viável na configuração básica. exceto paraa LT Marabá-Açailândia.

1.9.2.3 Religamento tripolar das linhas de transmissãoDeverá ser prevista a possibilidade de religamento tripolar em todas as linhas de transmissão.

1.9.2.4 Religamento monopolarO sistema deverá prever religamento monopolar com tempo morto de 500 ms. Para a avaliaçãodo sucesso da extinção do arco secundário, deverá ser considerada no final do período morto de500 ms a curva da figura 4 , que mostra a área de possível extinção do arco, relacionando ovalor eficaz da corrente de arco antes da extinção com o primeiro pico da tensão derestabelecimento.

Figura 4 – Critério para avaliação do sucesso do religamento monopolar

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55

Corrente de Arco (Aef)

0

50

100

150

200

Tensão de Restabelecimento (kVp)




1.9.3 Manobras de fechamento e abertura de seccionadores e seccionadores de aterramentoEstes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas aplicáveis.

As manobras de fechamento e abertura de seccionadores e seccionadores de aterramentodeverão considerar tensões induzidas ressonantes de linhas de transmissão em paralelo,operando na condição normal, com carregamento máximo ou sob defeito monofásico. Deverãotambém ser verificadas e corrigidas eventuais induções ressonantes provocadas pelas linhas detransmissão sobre outras linhas de transmissão paralelas existentes.

1.9.4 Requisitos de interrupção para os disjuntoresOs disjuntores em 500kV deverão ser capazes de efetuar as seguintes operações:

• Abertura de linha em vazio: considerada a linha de maior comprimento, com tensãoeficaz entre fases de 770 kV à freqüência de 66Hz, sem reacendimento do arco. Seráaceito freqüência inferior a 66 Hz desde que seja comprovado por estudos de sistemas.

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





2 ESTUDOS DE PLANEJAMENTO E ENGENHARIA RELATIVOS A EXPANSÃO DA INTERLIGAÇÃONORTE-NORDESTE - 500KV E SUBESTAÇÕES DE 500KV PERTENCENTES À INTERLIGAÇÃO

Os Estudos de Engenharia e Planejamento e documentos elaborados pela CCPE eELETRONORTE para a linha de transmissão em 500kV e para as Subestações de 500 kVpertencentes à Expansão da Interligação Norte-Nordeste estão relacionadas a seguir, podendoser usados parcialmente ou integralmente, a critério e sob inteira responsabilidade daTRANSMISSORA.

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO E A RESPECTIVA DOCUMENTAÇÃO TÉCNICADA EXPANSÃO DA INTERLIGAÇÃO NORTE-NORDESTE

2.1.1 Relatórios


501RE TUCPDD3FT02/00 OUT/2000

Definição da compensação paralela e série sob o ponto de vista deregime permanente- Rota otimizada para o terceiro circuitoTucuruí/P.Dutra 500kV

502RE TUCCPDD3FT03/00 OUT/2000

Estudos de regime permanente e estabilidade para a definição dosreforços e da compensação reativa para a operação do terceirocircuito Tucuruí/P.Dutra e das Interligações Norte-Sul II e Sedeste-Nordeste

503PTES-NT-1070/2000 Estudos de transitórios eletromagnéticos referentes às manobras

de energização e religamento das LTs de 500kV:Interligação Norte-Nordeste 3ºcircuito e LT Tucuruí-Vila do Conde 2ºcircuito

2.1.2 Dados Elétricos do Sistema Estudados

NºANEEL EMPRESARESPONSÁVEL

DOCUMENTO

504CCPE Banco de Dados utilizados nas Simulações de Fluxo de Potência e

Estabilidade no formato dos programas ANATEM e ANAREDE doCEPEL

505 CCPE Banco de Dados utilizados nos estudos de transitórioseletromagnéticos, no formato do programa digital ATP

2.2 RELATÓRIOS DE CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS

Estes relatórios são parte integrantes do Anexo 7C devendo suas recomendações seremadotadas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos na implantação dasinstalações.




506 ELETRONORTEGTS-TUC-N/NE II-001

Características e Requisitos Básicos das InstalaçõesSubestação: Secionadora Tucuruí Ampliação

507ELETRONORTEGTS-MAB-N/NE II-001

Características e Requisitos Básicos das InstalaçõesSubestação: Marabá

508 ELETRONORTEGTS-IPZ-N/NE II-001

Características e Requisitos Básicos das InstalaçõesSubestação: Imperatriz

509 ELETRONORTEGTS-PDD-N/NE II-001

Características e Requisitos Básicos das InstalaçõesSubestação: Presidente Dutra



2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES DA ELETRONORTE

2.3.1 SE SECIONADORA TUCURUÍ - Ampliação

NºANEEL Nº ELETRONORTE DESCRIÇÃO

1 TUC-091-02010 Planta de Localização2 TUC-091-02020 Setor 500 kV – Arranjo Físico – Corte M-M3 TUC-091-56000 Setor 500/230 kV – Diagrama Unifilar Simplificado

2.3.2 SE MARABÁ

NºANEEL Nº ELETRONORTEN DESCRIÇÃO

4 TUC-095-02527 Subestação 500/230/69 kV – Planta Base de Localização5 TUC-95-2528 SE 500 kV – Planta Geral6 TUC-95-2529 SE 500 kV – Planta Geral7 TUC-095-02004 Etapa Compensação Série – Arranjo Físico – Planta8 TUC-95-2531 SE 500 kV – Corte D-D e E-E9 TUC-095-02006 Etapa Compensação Série – Arranjo Físico – Corte A-A e B-B10 TUC-95-5801 Projeto de Terraplenagem – Planta11 TUC-95-65605 Terraplenagem – Seções Típicas12 TUC-095-04601 Etapa Compensação Série – Terraplenagem – Planta – Cortes13 TUC-95-6003 Rede Geral de Drenagem Interna e Externa – Planta

14 TUC-095-04608 Etapa Compensação Série – Drenagem do Pátio – Planta15 TUC-95-2544 Edifício de Comando Centralizado – Locação de Equipamentos –

Pavimento Térreo e Superior16 TUC-95-4346 SE 500 kV – Rede de Terra – Planta Parcial - Folha 117 TUC-95-4347 SE 500 kV – Rede de Terra – Planta Parcial - Folha 218 TUC-095-19021 Etapa Compensação Série – Malha de Aterramento – Planta19 TUC-95-4039 SE 500 kV – Instalação de Eletrodutos e Caixas – Planta20 TUC-95-4065 SE 500 kV – Instalação de Eletrodutos e Caixas21 TUC-95-4066 SE 500 kV – Instalação de Eletrodutos e Caixas – Planta22 TUC-95-4067 SE 500 kV – Instalação de Eletrodutos e Caixas – Planta23 TUC-095-45004 Etapa Compensação Série – Eletrodutos e Caixas – Planta e

Detalhes




24 TUC-95-7301 Sistema Anti-Incêndio – Planta, Cortes e Detalhes – Folha 125 TUC-95-7305 Sistema Anti-Incêndio – Hidrantes – Planta – Folha 226 TUC-95-4424 Iluminação Suplementar e Tomadas 220 V – Planta27 TUC-95-4425 Iluminação Suplementar e Tomadas 220 V – Planta28 TUC-95-4437 Iluminação Suplementar e Tomadas 220 V – Planta29 TUC-95-4426 Iluminação Externa, Estrada Perimetral e Tomadas 440 V e

Telefones – Planta30 TUC-95-4427 Iluminação Externa, Estrada Perimetral e Tomadas 440 V e

Telefones – Planta31 TUC-95-4438 Iluminação Externa, Estrada Perimetral e Tomadas 440 V e

Telefones – Planta32 TUC-095-48001 Banco de Capacitores Série – Iluminação e Tomadas Externas –

Planta33 TUC-95-4336 Alimentação 13,8 kV – Diagrama Unifilar Geral34 TUC-095-56102 Diagrama Unifilar Geral de Proteção e Controle – Folha 135 TUC-095-56102 Diagrama Unifilar Geral de Proteção e Controle – Folha 236 TUC-095-56102 Diagrama Unifilar Geral de Proteção e Controle – Folha 336A TUC-095-56010 Diagrama Unifilar Geral

2.3.3 SE AÇAILÂNDIA


37 MAR-101-56000 Diagrama Unifilar Simplificado

2.3.4 SE IMPERATRIZ


38 MAR-96-9756 SE 500 kV – Equipamentos Elétricos do Pátio – Planta39 MAR-096-56001 SE 500 kV – Diagrama Unifilar Simplificado40 MAR-096-00702 Planta Base de Localização41 MAR-96-00835 Casa de Controle Sala de Comando, Locação de Equipamentos –

Planta42 MAR-96-1304 SE 500 kV – Equipamento Elétrico do Pátio – Cortes Fl. 443 MAR-96-5481 SE 500 kV – Eletrodutos, Canaletas e Rotas de Cabos – Planta

Parcial Fl. 344 MAR-96-5482 SE 500 kV – Eletrodutos, Canaletas e Rotas de Cabos – Planta

Parcial Fl. 4




45 MAR-96-05861 SE 500 kV – Iluminação Externa, Suplementar, Tomadas 440 V,220 V e FO’s – Planta

46 MAR-96-6203 Pátio de 500 kV – 2º Circuito – Malha de Aterramento – PlantaParcial – Fl. ½

47 MAR-96-6204 Pátio de 500 kV – 2º Circuito – Malha de Aterramento – PlantaParcial – Fl. 2/2

48 MAR-096-8215 Sistema Antiincêndio – Hidrantes – Planta – Parte I49 MAR-096-09015 Etapa Compensação Série- Casa de Relés CR-502A - Disposição

dos Equipamentos50 MAR-96-09542 Subestação de 500 kV – Serviços Auxiliares – Sistema de 440 V –

Corrente Alternada – Diagrama Unifilar51 MAR-96-09544 Subestação 500 kV – Serviços Auxiliares – Sistema de 125 V –

Corrente Contínua – Diagrama Unifilar52 MAR-096-56107 Diagrama Unifilar Geral de Proteção e Controle – Folha 153 MAR-096-56107 Diagrama Unifilar Geral de Proteção e Controle – Folha 254 MAR-096-56107 Diagrama Unifilar Geral de Proteção e Controle – Folha 355 MAR-096-56107 Diagrama Unifilar Geral de Proteção e Controle – Folha 456 MAR-096-92000 Etapa Compensação Série – Serviços Auxiliares – Diagrama

Unifilar Geral

2.3.5 SE PRESIDENTE DUTRA


57 MAR–95-0706 Setor 500 kV – Equipamento Elétrico do Pátio – Planta58 MAR-095-02001 Etapa Compensação Série – Arranjo Físico – Planta59 MAR-95-0708 Setor 500 kV – Equipamento Elétrico do Pátio – Corte Z-10460 MAR-95-0709 Setor 500 kV – Equipamento Elétrico do Pátio – Corte Z-105, Z-350 e

Detalhe Z-12561 MAR-095-02006 Etapa Compensação Série – Arranjo Físico – Cortes A-A e B-B62 MAR-95-6300 Terraplenagem – Planta63 MAR-095-04601 Etapa Compensação Série – Terraplenagem – Planta –Cortes64 MAR-95-8101 Setor 500 kV – Drenagem Pluvial – Planta Geral65 MAR-095-04608 Etapa Compensação Série – Drenagem – Planta




66 MAR-95-9708 Casa de Comando – Disposição dos Equipamentos – Planta “ASBUILT”

67 MAR-095-09015 Etapa Compensação Série – Casa de Relés – CR-502 A – Disposiçãodos Equipamentos

68 MAR-095-09020 Etapa Vão Teresina – Casa de Relés CR-502B – Disposição dosEquipamentos

69 MAR-95-5801 Pátio de manobra – Rede de Terra – Planta Geral70 MAR-095-19001 Etapa Compensação Série – Malha de Aterramento – Planta71 MAR-95-5307 Setor 500 kV – Pátio de Manobra – Eletrodutos e Canaletas – Planta

Parcial folha 172 MAR-95-5308 Setor 500 kV – Pátio de Manobra – Eletrodutos e Canaletas – Planta

Parcial folha 273 MAR-95-5309 Setor 500 kV – Pátio de Manobra – Eletrodutos e Canaletas – Planta

Parcial folha 374 MAR-095-45000 Banco de Capacitores Série – Eletrodutos e Caixas – Planta75 MAR-95-8118 Setor 500/230/69 kV – Arranjo Geral do Sistema de Água de Proteção

Anti-Incêndio – Planta e Detalhes76 MAR-95-5834 Subestação 500, 230, 69 kV – Vias de Acesso – Iluminação Externa,

Perimetral 440 V – Planta77 MAR-95-5882 Setor 500 kV – Pátio de Manobra – Iluminação Externa Suplementar e

Tomadas 220 V – Planta78 MAR-95-5879 Setor 500 kV – Pátio de Manobra – Iluminação Externa e Tomadas

440 V – Planta79 MAR-095-48001 Etapa Compensação Série – Iluminação e Tomadas Externas – Planta80 MAR-95-1083 Setores 500/230/69/13,8 kV – Serviços Auxiliares – Sistema de C.A. de

13800-460-220/127 VCA e Sistema C.C. 125 VCC – DiagramaUnifilar Simplificado

81 MAR-095-92000 Etapa Compensação Série – Serviços Auxiliares – Diagrama UnifilarGeral

82 MAR-095-56102 Diagrama Unifilar Geral de Proteção e Controle – Folha 183 MAR-095-56102 Diagrama Unifilar Geral de Proteção e Controle – Folha 284 MAR-095-56000 Diagrama Unifilar Simplificado

2.4 DOCUMENTOS DE LINHAS DE TRANSMISSÃO


301 a 304 MAR–82-1488(4 folhas)

LT 500Kv Tucuruí – Marabá C2 - Traçado

305 a 308 MAR-83-1473(4 folhas)

LT 500Kv Marabá – Imperatriz C2 - Traçado

309 a 396 MAR-82-1400 aMAR-82-1487(88folhas)

LT 500Kv Tucuruí – Marabá C2 – Planta e Perfil




397 a 469 MAR-83-1400 aMAR-83 1472(73 folhas)

LT 500Kv Marabá – Imperatriz C2 – Planta e Perfil

470 MAR-82-2250 LT 500Kv Tucuruí – Marabá C2 – Perfil Reduzido com Registro dasSondagens

471 MAR- 83-2250 LT 500Kv Marabá – Imperatriz C2 – Perfil Reduzido com Registro dasSondagens

472 a 478 MAR-84-1555(7 folhas)

LT 500Kv Imperatriz – P. Dutra C2 – Planta do Traçado

479 S/Nº LT 500Kv Imperatriz – Grajaú C2 – Perfil Reduzido com Registro dasSondagens

480 S/Nº LT 500Kv Grajaú – P. Dutra C2 – Perfil Reduzido com Registro dasSondagens

481 S/Nº Interligação Norte-Nordeste C3 – Trecho Tucuruí/Presidente Dutra –Estudo da Diretriz Preliminar do Traçado – OUTUBRO/2000




3.1 GERAL

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






4.2 PROJETO BÁSICO DA SUBESTAÇÃOOs documentos de projeto básico da subestação deverão incluir:

• Relação de normas técnicas oficiais utilizadas.• Critérios de projeto para as obras civis, projeto eletromecânico, sistemas de proteção,






4.3 PROJETO BÁSICO DOS TRECHOS DE LINHAS DE TRANSMISSÃOOs documentos de projeto básico dos trechos de linha de transmissão deverão apresentar:

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





tempo de retorno de 250 anos e também com média de 10 minutos.• Coeficiente de variação da Velocidade Máxima Anual a 10m de altura (em

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

4.3.2 Normas e Documentação de Projetos.Os seguintes documentos e normas deverão ser apresentados:

• Relação de normas técnicas oficiais utilizadas.• Memorial de cálculo dos suportes.• Desenho da diretriz selecionada e suas eventuais interferências.• Desenho da faixa de passagem, “clearances” e distâncias de segurança.• Regulação mecânica dos cabos: características físicas, estados básicos e pressão

resultante dos ventos.- Suporte (estrutura metálica ou de concreto armado e ou especiais);- Tipos, características de aplicação e relatórios de ensaios de cargas para os

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

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


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

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

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

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

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

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



5 CRONOGRAMA

A TRANSMISSORA deverá apresentar cronograma de implantação das INSTALAÇÕES DETRANSMISSÃO pertencentes a sua concessão, conforme modelos apresentados nas tabelas Ae B do Anexo 7C, com a indicação de marcos intermediários, para as seguintes atividades:licenciamento ambiental, projeto básico, topografia, instalações de canteiro, fundações,montagem de torres, lançamento dos cabos condutores e instalações de equipamentos, obrascivis e montagens das instalações de Transmissão e das Subestações, e comissionamento, quepermitam aferir, mensalmente, o progresso das obras e assegurar a entrada em OPERAÇÃOCOMERCIAL no prazo máximo de 22(vinte e dois) meses.




NOME DA EMPRESADATA

MESESNo DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA





Etc.4 COMISSIONAMENTO e



ASSINATURA CREA No

ENGENHEIRO REGIÃO





DATA

MesesNo DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA

OBRA1 2 3 4 19 20 21 22



ASSINATURA REGIÃO

Documents

ANEXO 7A EXPANSÃO DA INTERLIGAÇÃO SUL - SUDESTE ... · 1.4.2 Requisitos dos varistores dos equipamentos de compensação reativa série ... que pelos estudos iniciais era de 340