ANEXO 7A LOTE A LINHA DE TRANSMISSÃO 500 KV … 7A... · 1.4.2 Requisitos dos varistores dos equipamentos de compensação reativa série ... enquanto as subestações constam da

EDITAL DE LEILÃO NO 002/2004-ANEEL ANEXO 7A – LOTE A – LT COLINAS – SOBRADINHO – 500 KV

PROCURADORIA FEDERAL/ANEEL

VISTO VOL. IV - Fl. 1 de 146

ANEXO 7A LOTE A

LINHA DE TRANSMISSÃO 500 KV COLINAS – RIBEIRO GONÇALVES –

SÃO JOÃO DO PIAUÍ – SOBRADINHO

CARACTERÍSTICAS E

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO




ÍNDICE

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES ................................................................ 4

1.1 INTRODUÇÃO .......................................................................................................................................4 1.1.1 Descrição Geral.............................................................................................................................4 1.1.2 Configuração Básica .....................................................................................................................6 1.1.3 Dados de sistema utilizados..........................................................................................................7 1.1.4 Requisitos gerais...........................................................................................................................7

1.2 LINHA DE TRANSMISSÃO ........................................................................................................................8 1.2.1 Indicadores elétricos .....................................................................................................................8 1.2.2 Indicadores mecânicos................................................................................................................11

1.3 SUBESTAÇÕES ...................................................................................................................................13 1.3.1 Requisitos Gerais ........................................................................................................................13 1.3.2 Requisitos dos equipamentos .....................................................................................................15

1.4 COMPENSAÇÃO SÉRIE ........................................................................................................................17 1.4.1 Informações Básicas ...................................................................................................................17 1.4.2 Requisitos dos varistores dos equipamentos de compensação reativa série..............................17

1.5 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO. .........................................................................18 1.5.1 Geral ...........................................................................................................................................18 1.5.2 Proteções de linhas de transmissão............................................................................................19 1.5.3 Sistema de Proteção de Reatores Shunt ....................................................................................23 1.5.4 Sistema de Proteção dos Bancos de Capacitores Série .............................................................24 1.5.5 Proteção de barramentos para as subestações existentes: Colinas, São João do Piauí, Sobradinho...............................................................................................................................................24 1.5.6 Proteção de barramento para a nova subestação de Ribeiro Gonçalves ...................................24 1.5.7 Proteção para falha de disjuntor..................................................................................................25 1.5.8 Sistemas especiais de proteção..................................................................................................25

1.6 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE..............................................................................................28 1.6.1 Introdução ...................................................................................................................................28 1.6.2 Requisitos de supervisão e controle das instalações ..................................................................28 1.6.3 Requisitos de supervisão pelo agente proprietário das subestações..........................................36 1.6.4 Requisitos de supervisão e controle pelo ONS ...........................................................................38 1.6.5 Requisitos de Disponibilidade e Avaliação de Qualidade............................................................43 1.6.6 Requisitos para Testes de Conectividade da(s) Interconexão(ões) ............................................46

1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL ..............................................................48 1.7.1 Aspectos Gerais..........................................................................................................................48 1.7.2 Descrição funcional .....................................................................................................................48 1.7.3 Disparo do registrador digital de perturbações............................................................................49 1.7.4 Sincronização de tempo..............................................................................................................50 1.7.5 Requisitos de compatibilidade eletromagnética ..........................................................................50




1.7.6 Características dos sinais de entrada e saída.............................................................................50 1.7.7 Capacidade de registro de ocorrências.......................................................................................51 1.7.8 Requisitos de comunicação ........................................................................................................51 1.7.9 Requisitos mínimos de registro ...................................................................................................52

1.8 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO ...................................54 1.8.1 Requisitos Gerais ........................................................................................................................54 1.8.2 Requisitos para a teleproteção....................................................................................................55 1.8.3 Requisitos para canais de voz ....................................................................................................56 1.8.4 Requisitos para transmissão de dados .......................................................................................57

1.9 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA ...............................59 1.9.1 Tensão operativa.........................................................................................................................59 1.9.2 Requisitos de manobra associados às linhas de transmissão ....................................................59 1.9.3 Manobras de fechamento e abertura de Seccionadoras, lâminas de terra e chaves de aterramento..............................................................................................................................................63 1.9.4 Requisitos de interrupção para os disjuntores.............................................................................63

2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA A LT 500 KV COLINAS - SOBRADINHO.... 64

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ........................................................................64 2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES...................64

2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES.........................................................................................................65 2.3.1 SE Colinas ..................................................................................................................................65 2.3.2 SE Ribeiro Gonçalves .................................................................................................................65 2.3.3 SE São João do Piauí .................................................................................................................65 2.3.4 SE Sobradinho ............................................................................................................................65

3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO.......................................................................... 67

3.1 GERAL ............................................................................................................................................67 3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL....................................................................................................67

4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS.................................................... 68

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA......................................................................................68

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES..................................................................................................68 4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO ......................................................................................68

4.3.1 Relatório técnico..........................................................................................................................68 4.3.2 Normas e documentação de Projetos. ........................................................................................69

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: .........................................................................................70

5 CRONOGRAMA.............................................................................................................. 71

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO..............................................................72

5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES ................................................................................73




1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

1.1 INTRODUÇÃO

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos da Linha de Transmissão em 500 kV COLINAS – RIBEIRO GONÇALVES – SÃO JOÃO DO PIAUÍ - SOBRADINHO e instalações vinculadas, integrantes do Sistema de Transmissão da região Norte/Nordeste, que interligará as Subestações SE Colinas, de propriedade da ELETRONORTE e localizada no Estado de Tocantins; a Nova SE Ribeiro Gonçalves, localizada no Estado do Piauí, SE São João do Piauí de propriedade da CHESF, também localizada no estado do Piauí, e SE Sobradinho de propriedade da CHESF, localizada no Estado da Bahia, visando reforçar o atendimento à região Nordeste do Brasil. A figura a seguir mostra a configuração da interligação COLINAS - SOBRADINHO




LEGENDA:

LT 500 kV LT 230 kV LT 138 kVEXISTENTE

ROTAS CCPE

LT 230 kV TRANSFORMÁVEL EM 500 kV

SE EXISTENTE

UHE EXISTENTESE FUTURA

UHE FUTURA




1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA A configuração básica é caracterizada pelos empreendimentos listados nas tabelas a seguir. A linha de transmissão consta da Tabela 1, enquanto as subestações constam da Tabela 2.

Tabela 1 – Linha de transmissão 500 kV Origem Destino Circuito Km Colinas R.Gonçalves 1 379 R.Gonçalves S.J.Piauí 1 353 S.J.Piauí Sobradinho 2 210

Tabela 2 – Subestações

Subestação Tensão (kV) Empreendimentos Principais COLINAS 500 01 Entrada de linha 500 01 Interligação de barras 500 04 Reatores de linhas (60MVAr) R.GONÇALVES 500 01 Módulo geral 500 02 Entradas de linha 500 02 Interligações de barras 500 Compensação série LT COL-RGO (462MVAr) 500 Compensação série LT RGO-SJP (425MVAr) 500 07 reatores de barra (60MVAr na tensão de

500/√3kV) 500 06 reatores de linha (60MVAr na tensão de

500/√3kV) 500 02 conexões de reatores S.J.PIAUÍ 500 02 Entradas de linha 500 02 Interligações de barras 500 Compensação série LT SJP-SOB (374MVAr) 500 04 Reatores de barra (33,3MVAr na tensão de

500/√3kV) 500 03 Reatores de linha (33,3MVAr na tensão de

500/√3kV) 500 04 Reatores de linha (60MVAr na tensão de

500/√3kV) 500 01 Conexão de reator SOBRADINHO 500 01 Entrada de linha 500 01 Interligação de barras 500 07 Reatores de linha(33,3MVAr na tensão de

500/√3kV) 500 01 Conexão de reator




Notas:(1) Para o posicionamento dos equipamentos, consultar diagramas unifilares disponibilizados. A configuração básica supracitada e os requisitos técnicos deste ANEXO 7A são os padrões de desempenho mínimo para outras soluções, as quais deverão ser demonstradas mediante justificativa técnica comprobatória. O empreendimento, objeto do Leilão, compreende a implementação das instalações listadas acima, consistindo basicamente no circuito em 500 kV, COLINAS – R.GONÇALVES – S.J.PIAUÍ - SOBRADINHO, os seus equipamentos terminais de manobra, proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO ainda que não expressamente indicados neste ANEXO 7A.

1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas do CEPEL de simulação de rede, ANATEM, ANAREDE e NH2, e os relativos aos estudos de transitórios eletromagnéticos estão disponíveis no formato do programa ATP.

1.1.4 REQUISITOS GERAIS O projeto e a construção da linha de transmissão e das subestações terminais deverão estar em conformidade com as últimas revisões das normas da ABNT, no que for aplicável, e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da IEC, ANSI ou NEC, nesta ordem de preferência, salvo onde expressamente indicado. Todas as condições ambientais locais necessárias à elaboração do projeto, às atividades de construção e à operação das instalações deverão ser obtidas pela TRANSMISSORA. É de responsabilidade e prerrogativa da TRANSMISSORA o dimensionamento e especificação dos equipamentos e instalações de transmissão que compõem o Serviço Público de Transmissão, objeto desta licitação, de forma a atender este ANEXO 7A e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reserva.




1.2 LINHA DE TRANSMISSÃO

1.2.1 INDICADORES ELÉTRICOS 1.2.1.1 Parâmetros elétricos das linhas de transmissão

A reatância longitudinal de seqüência positiva da linha de transmissão, incluindo as compensações série e paralela, deverá possibilitar uma distribuição de fluxos de potência similares aos da alternativa de referência apresentada nos estudos de planejamento.

1.2.1.2 Carregamento da Linha de Transmissão A linha de transmissão COLINAS - SOBRADINHO deverá ser capaz de suportar continuamente a corrente 2.300 A, sem que haja violação de qualquer critério de desempenho, inerente a linha de transmissão.

1.2.1.3 Definição da flecha máxima dos condutores e dimensionamento dos cabos pára-raios A definição da flecha máxima dos cabos condutores deverá ser feita de acordo com a NBR-5422, no projeto de locação das estruturas deverão ser adotadas as seguintes condições climáticas e considerada a ocorrência simultânea das mesmas:

• Temperatura máxima média da região; • Radiação solar máxima; • Brisa mínima não superior a 1 m/s; e • Corrente: de 2.300 A.

É de responsabilidade da TRANSMISSORA estabelecer o valor da brisa mínima para o projeto. A linha de transmissão deverá operar preservando as distâncias de segurança para a circulação contínua da corrente acima especificada Em condições climáticas mais favoráveis do que as estabelecidas acima, cada trecho de linha de transmissão pode operar com carregamento superior à especificada, desde que as distâncias de segurança e as demais condições de projeto sejam respeitadas. Os acessórios, conexões e demais componentes que conduzem correntes deverão ser especificados com capacidade de condução de corrente correspondente àquela que resulte no limite térmico do condutor de 90o C nas condições climáticas acima. No dimensionamento dos cabos pára-raios, deverá ser considerado as mesmas condições climáticas utilizadas na definição das flechas máximas dos condutores, além das seguintes condições adicionais:

• 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. • Nessas condições, quer os cabos pára-raios sejam ou não conectados à malha de

aterramento das subestações terminais ou a resistência de pé de torre de cada estrutura, os mesmos deverão suportar, sem dano, por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda, à circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em qualquer estrutura da linha de transmissão, considerando níveis de curto-circuito de 40 kA nas subestações terminais.




Níveis de curto-circuito inferiores aos acima poderão ser usados. Caso ocorra superação dos componentes, pára-raios e acessórios especificados com correntes inferiores, dentro do prazo de concessão do empreendimento, a Transmissora estará obrigada a efetuar as adequações e substituições, com a necessária antecedência, sem ter o direito à Receita adicional que trata a Oitava Subcláusula da Cláusula Quarta do Contrato de Concessão. A implantação do monitoramento de distâncias de segurança (clearances) poderá ser solicitada pela ANEEL a qualquer tempo, tendo a TRANSMISSORA direito à Receita adicional que trata a Oitava Subcláusula da Cláusula Quarta do Contrato de Concessão. A linha de transmissão deverá ser projetada de sorte a não apresentar óbices a instalação desse monitoramento.

1.2.1.4 Perda Joule nos cabos condutor e pára-raios A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento das linhas de transmissão, para freqüência nominal de 60 Hz e para a temperatura de 75º C, deve ser igual ou inferior a da configuração básica 0,019 Ω/km. A perda joule total nos cabos pára-raios não deverá ser superior à correspondente a dois cabos contínuos de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8”, aterrados em todas as estruturas e na malha de terra das subestações. Quando o nível de curto circuito exigir cabos pára-raios com capacidade de corrente maior que a do cabo 3/8 EAR nas proximidades das Subestações, a perda joule total de referência será computada considerando ambos os condutores.

1.2.1.5 Desequilíbrio As linhas de transmissão deverão ter um ciclo completo de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total.

1.2.1.6 Coordenação de isolamento (a) Desempenho a descargas atmosféricas Não poderá haver desligamentos por descargas diretas para o perfil de terreno predominante da região. O número de desligamentos por descargas atmosféricas não poderá ser superior a um desligamento/100km/ano. (b) Isolamento a tensão máxima operativa O isolamento das linhas de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionado considerando as características de contaminação da região conforme classificação contida na Publicação IEC 815 – Guide for the selection of insulators in respect of polluted conditions. A distância de escoamento deve atender ao especificado nos itens 4 e 5 desta norma, limitada a um mínimo de 14 mm / kV fase-fase eficaz. O isolamento da linha de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionado considerando balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento, com período de retorno de, no mínimo, 30 anos. Deverá ser mantida distância mínima para evitar descarga à tensão máxima operativa entre qualquer condutor da linha e objetos situados no limite da faixa de servidão, sob condição de velocidade de vento e ângulo de balanço de cabos e cadeias, nas condições especificadas na norma NBR-5422.




(c) Isolamento a manobra O risco máximo de falha em manobras de energização e religamento deverá ser limitado aos valores constantes da Tabela 3.

TABELA 3 - 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

1.2.1.7 Efeitos de campos

Os efeitos tratados abaixo deverão ser verificados à tensão máxima de operação da linha, qual seja, 550 kV. a) Corona visual A linha de transmissão incluindo cabos, ferragens das cadeias de isoladores, e os acessórios dos cabos não devem apresentar corona visual 90% do tempo, para as condições atmosféricas predominantes na região atravessada pela linha de transmissão. Deverão ser apresentados as referências e os relatórios de cálculo. b) Rádio-interferência A relação sinal / ruído no limite da faixa de servidão, para a tensão máxima operativa, deve ser no mínimo igual a 24dB, para 50% do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deverá ser o nível mínimo de sinal na região atravessada pela linha de transmissão, conforme norma DENTEL ou sua sucedânea. Deverão ser apresentados as referências e os relatórios de cálculo. c) Ruído audível O ruído audível (RA) no limite da faixa de servidão sob a tensão máxima operativa, durante condição de chuva fina (< 0,00148 mm / min) ou névoa de 4 horas de duração ou após os primeiros 15 minutos de chuva, deverá ser no máximo igual a 58 dBA. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo. d) Campo elétrico O campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão deverá ser inferior ou igual a 5 kV / m. Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo. e) Campo magnético O campo magnético na condição de carregamento máximo e no limite da faixa de servidão deverá ser inferior ou igual a 67 A / m, equivalente à indução magnética de 83 µT. Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.




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% da tração de ruptura do cabo; Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial deverá ser limitada a 50% da tração de ruptura do cabo; Para condições de vento extremo, com período de retorno de 250 anos, a tração axial deverá ser limitada a 70% da tração de ruptura do cabo.

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

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

1.2.2.2 Critérios para projeto mecânico Para o projeto mecânico dos suportes das Linhas de Transmissão, os carregamentos oriundos da ação do vento nos componentes físicos da linha devem ser estabelecidos a partir da caracterização probabilística das velocidades de vento da região com tratamento diferenciado quanto ao tipo de tormenta (tormentas frontais – “EPS extended pressure systems” e tormentas elétricas “TS Thunderstorms”). Para as estações anemométricas a serem consideradas no estudo, devem ser definidos os seguintes parâmetros:

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

• Velocidade máxima anual de vento a 10 m. 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 da série de dados de velocidade for pequeno, na estimativa da velocidade máxima anual deverá ser adotado no mínimo um coeficiente de variação compatível com as séries mais longas de dados de velocidades de ventos medidas na região;

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

• Coeficiente de rugosidade do terreno do local das medições. O projeto mecânico da LINHA DE TRANSMISSÃO deverá ser desenvolvido segundo a IEC 826 – “International Eletrotechnical Comission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines. Além das hipóteses previstas na IEC, é obrigatória a introdução de hipóteses de carregamento que reflitam tormentas elétricas “TS Thunderstorms”. O projeto eletromecânico da LINHA DE TRANSMISSÃO deverá atender ao nível de confiabilidade correspondente a um período de retorno igual ou superior a 250 anos, referente a um nível intermediário aos 2 e 3 preconizado na IEC 826.




1.2.2.3 Fadiga mecânica dos cabos Será de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA o desenvolvimento e a aplicação de sistemas para prevenção das vibrações e efeitos relacionados com a fadiga dos cabos, de forma a garantir que os mesmos não estejam sujeitos a danos ao longo da vida útil da linha de transmissão. Estudos de vibração e de sistema de amortecimento para fins de controle da fadiga dos cabos deverão ser realizados, de forma a garantir a ausência de danos aos cabos da LINHA DE TRANSMISSÃO, com elaboração de relatório técnico justificativo. Os dispositivos propostos para amortecer as vibrações eólicas deverão ter sua eficiência e sua durabilidade avaliadas por ensaios que demonstrem sua capacidade de amortecer os diferentes tipos de vibrações eólicas e sua resistência à fadiga, sem perda de suas características de amortecimento e sem causar danos aos cabos.

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

1.2.2.5 Fundações No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Estas solicitações, calculadas com as cargas de projeto da torre, considerando suas condições particulares de aplicação: Vão Gravante, Vão de Vento, Ângulo de desvio e Fim de LT, Altura da torre, passam a ser consideradas como cargas de projeto das fundações. As fundações de cada estrutura deverão ser projetadas estruturalmente e geotecnicamente de forma a adequar todos os esforços resultantes de cada torre às condições específicas de seu próprio solo de fundação. As propriedades físicas e mecânicas do solo de fundação de cada estrutura deverão ser determinadas de forma reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo, sendo executadas as seguintes etapas:

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

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

• Parecer geotécnico com a elaboração de diretrizes técnicas e recomendações para o projeto. No cálculo das fundações deverão ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que influenciem o estado do solo de fundação, quer no aspecto de sensibilidade, expansibilidade ou colaptividade levando-se em conta a sazonalidade. A definição do tipo de fundação, seu dimensionamento estrutural e geotécnico deverão ser executados levando em consideração os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade suporte do solo à compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica.




1.3 SUBESTAÇÕES

1.3.1 REQUISITOS GERAIS 1.3.1.1 Informações básicas

A TRANSMISSORA deverá desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição das características e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que os mesmos serão conectados ao sistema existente. Todos os equipamentos deverão ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado. Também não devem ser utilizados equipamentos que inviabilizem o uso de equipamentos de outras tecnologias existentes ou de outros fornecimentos em futuras expansões. As novas instalações deverão ser compatíveis com as instalações existentes e demais aspectos dos requisitos de equipamentos. Deverão ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações das subestações existentes, conforme especificado nos documentos: Características e Requisitos Básicos das Instalações – Subestações Colinas, Ribeiro Gonçalves, São João do Piauí e Sobradinho. Nas subestações, a configuração básica deverá contemplar equipamentos com características elétricas básicas similares às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos listados no item 2.

1.3.1.2 Arranjo de barras Deve ser utilizado o arranjo de disjuntor e meio, para o pátio de 500 kV das subestações de Colinas, Ribeiro Gonçalves, São João do Piauí e Sobradinho.

1.3.1.3 Capacidade de corrente a) Corrente em regime permanente O dimensionamento do barramento deverá ser compatibilizado com as características físicas e elétricas do barramento existente na subestação da qual o empreendimento fará parte e a capacidade de corrente em regime permanente deverá ser no mínimo 3.150 A. b) Corrente em regime permanente equipamentos das entradas de linha Os equipamentos das entradas de linha deverão suportar valor de corrente correspondente ao limite térmico dos condutores da respectiva linha de transmissão, nas condições climáticas indicadas no item 1.2.1.3. Para o dimensionamento dos equipamentos deve ser considerado que as indisponibilidades de equipamentos não os submetam a valores de correntes superiores aos da condição acima especificada. Valores inferiores poderão ser usados. Caso ocorra superação de qualquer equipamento ou instalação, especificado com corrente inferior a acima indicada, dentro do prazo de concessão do empreendimento, a Transmissora está obrigada a efetuar as adequações necessárias sem ter o direito a Receita adicional que trata a Oitava Subcláusula da Cláusula Quarta do Contrato de Concessão.




c) Corrente em regime Permanente Reator Os equipamentos do vão de conexão associado aos reatores deverão suportar o maior valor de corrente em regime permanente dos reatores acrescido das margens de segurança devido a circulação de correntes harmônicas e de sobrecargas definidas nas normas, quando aplicáveis, para o período de concessão da instalação. d) Capacidade de curto-circuito Os equipamentos e demais instalações deverão ser adequados para suportar nível de curto-circuito 40 kA para o pátio de 500 kV das SE’s Colinas, Ribeiro Gonçalves, São João do Piauí e Sobradinho. Valores inferiores poderão ser usados. Caso ocorra superação de qualquer equipamento ou instalação, especificado com corrente inferior a acima indicada, dentro do prazo de concessão do empreendimento, a Transmissora está obrigada a efetuar as adequações necessárias sem ter o direito a Receita adicional que trata a Oitava subcláusula da cláusula Quarta do Contrato de Concessão. e) Sistema de aterramento O projeto das subestações deverá atender ao critério de um sistema solidamente aterrado.

1.3.1.4 Suportabilidade a) Tensão em regime permanente O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos nas tensões de 500 kV deverá considerar valor máximo de tensão de 550 kV, respectivamente, para a condição de operação em regime permanente. b) Isolamento sob poluição As instalações deverão ser isoladas de forma a atender, sob tensão operativa máxima, às características de poluição da região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815 – Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions. c) Proteção contra descargas atmosféricas O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deverá assegurar blindagem perfeita das instalações, para correntes superiores a 2 kA, e garantir risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 anos. Caso existam edificações, as mesmas deverão atender às prescrições da Norma Técnica NBR5419.

1.3.1.5 Efeitos de campo a) Efeito corona Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não deverão apresentar efeito corona em 90% da condição de tempo bom. A tensão mínima para início e fim do efeito corona visual deverá ser de 350 kV eficaz fase terra, para os pátios em 500 kV . b) Rádio interferência O valor da tensão de rádio interferência externa máxima para os equipamentos deverá ser de 2500 µV / m a 1000 kHz, na tensão fase-terra 550 / √3 kV.




1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS 1.3.2.1 Disjuntores

O ciclo de operação e religamento rápido dos disjuntores deverá atender aos requisitos das normas aplicáveis. O tempo máximo de interrupção para os disjuntores de 500 kV deve ser 2 ciclos. Os disjuntores de 500 kV deverão ser capazes de efetuar as operações de manobra listadas no item 1.9.4. Os disjuntores de 500 kV deverão ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de discrepância de pólos, acionamento monopolar e tripolar, bem como ciclo de operação compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar ou monopolar com uma única tentativa. Caberá a nova TRANSMISSORA fornecer disjuntores com resistores de pré-inserção quando necessário.

1.3.2.2 Secionadores, lâminas de terra e chaves de aterramento Estes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas no item 1.9.3. As lâminas de terra e chaves de aterramento da linha de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 1129

1.3.2.3 Reatores em Derivação

1.3.2.3.1 Tolerâncias Serão admitidas as seguintes tolerâncias do reator:

• Impedância: ± 2 % por fase e não devem afastar-se 1 % do valor médio das fases; • Perdas medidas: + 0 % em relação às perdas especificadas; • Índice de harmônicos: 3o harmônico ≤ 3 % do valor de crista da onda fundamental.

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

• Estrela solidamente aterrada; • Estrela aterrada através de impedância.

Quando for utilizada a impedância de aterramento, a classe de tensão no neutro do reator deverá ser dimensionada considerando esse equipamento.

1.3.2.3.3 Perdas O valor médio das perdas totais, à tensão e freqüência nominais, deverá ser inferior a 0,3% da potência nominal do reator.

1.3.2.3.4 Suportabilidade a Sobretensões O equipamento deverá ser capaz de suportar os níveis de sobretensões transitórias e temporárias impostos pelo sistema. Os seguintes parâmetros devem ser definidos: sobretensão,




duração e a freqüência de ocorrências.

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

1.3.2.4 Pára-raios Os pára-raios deverão ser do tipo estação, a óxido metálico, sem centelhador, adequados para instalação externa. Devem ser utilizados pára-raios na interface com o sistema existente (entrada de linha).

1.3.2.5 Transformadores de corrente e potencial As características dos transformadores de corrente e potencial, como: número de secundários, relações de transformação, carga, exatidão, etc, deverão satisfazer às necessidades dos sistemas de proteção e medição. Os transformadores de corrente deverão ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e ser próprios para instalação externa. Os transformadores de corrente não deverão saturar durante curtos-circuitos e religamentos rápidos.

1.3.2.6 Instalações abrigadas Todos os instrumentos, painéis e demais equipamentos dos sistemas de proteção, comando, supervisão e telecomunicação deverão ser abrigados e projetados segundo as normas aplicáveis, de forma a garantir o perfeito desempenho destes sistemas e sua proteção contra desgastes prematuros.

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




1.4 COMPENSAÇÃO SÉRIE

1.4.1 INFORMAÇÕES BÁSICAS As características principais da Compensação Série a ser instalada nesta LT são:

Corrente nominal: 1800A em todos os trechos Potência:

LT 500 kV Mvar

Colinas – R. Gonçalves 462 R. Gonçalves – S. J. Piauí 425

S. J. Piauí – Sobradinho 374 1.4.2 REQUISITOS DOS VARISTORES DOS EQUIPAMENTOS DE COMPENSAÇÃO REATIVA SÉRIE

Todos os varistores dos equipamentos de compensação reativa série deverão ser definidos levando-se em consideração todos os cenários e intercâmbios previstos, da configuração inicial ao ano horizonte de planejamento. Estes requisitos deverão ser definidos pela TRANSMISSORA para a condição de falta externa mais crítica, considerando religamento bem sucedido de somente o terminal da linha onde o banco será inserido, sendo verificada a condição com a linha paralela fora de serviço, no caso da energia dos varistores. Não será permitida a atuação de dispositivos de proteção dos varistores para faltas externas ao banco serie, a exceção dos seguintes casos específicos: a) Faltas externas que sejam eliminadas em mais de 100 ms. Neste caso o dispositivo de

proteção dos varistores só poderá atuar 100 ms após a detecção da falta; b) Faltas externas trifásicas eliminadas em até 100 ms, com religamento mal sucedido após

500 ms de tempo morto. Nesse caso o dispositivo de proteção dos varistores só poderá atuar após 100 ms da tentativa mal sucedida de religamento;

Nos casos em que ocorrer o by-pass dos bancos série por atuação da proteção dos varistores, o mesmo deverá ser reinserido até 300 ms depois.




1.5 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO.

1.5.1 GERAL Os sistemas de proteção dos equipamentos e componentes, exceção feita aos barramentos, devem, obrigatoriamente, ser compostos por dois conjuntos de proteção completamente independentes. Acrescenta-se a estes dois conjuntos a proteção própria ou intrínseca de determinados equipamentos. Os sistemas de proteção são identificados como: a) Proteção principal e proteção alternada – quando as mesmas forem funcionalmente idênticas; b) Proteção principal e proteção de retaguarda – quando as mesmas forem funcionalmente diferentes. Os sistemas de proteção devem ser constituídos, obrigatoriamente, de equipamentos discretos e dedicados para cada componente da instalação (reator, barramento, etc) e linhas de transmissão, podendo os mesmos ser do tipo multifunção. Todos os relés de proteção deverão utilizar tecnologia digital numérica. Os sistemas de proteção deverão ser integrados no nível da instalação, permitindo o acesso local e remoto, aos ajustes, registros de eventos, grandezas de entrada e outras informações pertinentes de cada um dos sistemas ou relés de proteção. A arquitetura e protocolos utilizados não devem impor restrições à integração de novos equipamentos, nem à operação da instalação. Todos os equipamentos e sistemas digitais devem possuir automonitoramento e autodiagnóstico, com bloqueio automático de atuação por defeito, sinalização local e remota de falha ou defeito. Todos os sistemas de proteção devem admitir a falha ou defeito de um componente sem que isto acarrete a degradação do seu desempenho final. Os transformadores de corrente deverão ser dispostos na instalação de forma a permitir a superposição de zonas de proteções de equipamentos primários adjacentes. A proteção dos equipamentos deve ser concebida de maneira a não depender de proteção de retaguarda remota no sistema de transmissão. Nos casos de barramentos é admitida excepcionalmente proteção de retaguarda remota quando da indisponibilidade de sua única proteção. As proteções principal e alternada (ou principal e de retaguarda) deverão ser alimentadas por bancos de baterias, retificadores e circuitos independentes de corrente contínua, além de possuírem independência a nível físico de painel, fonte auxiliar e todo e qualquer recurso que estas possam compartilhar. As proteções deverão possuir saídas para acionar disjuntores com dois circuitos de disparo independentes e para acionamento monopolar e/ou tripolar. As informações de corrente e tensão para cada sistema de proteção principal e alternada (ou primária e de retaguarda) deverão ser obtidas de núcleos de transformadores de corrente e secundários de transformadores de potencial diferentes.




As proteções alimentadas por transformadores de potencial devem possuir supervisão de tensão para bloqueio de operação indevida e alarme por perda de potencial. Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos esquemas dos conjuntos de proteção, teleproteção, religamento automático e sincronismo, de forma a indicar qualquer anormalidade que possa implicar em perda da confiabilidade operacional do sistema de proteção Todos os sistemas de proteção e equipamentos associados deverão atender as normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis para instalação em subestações de Extra Alta Tensão nos graus de severidade adequados. Os Sistemas de Proteção devem atender aos requisitos existentes de sensibilidade, seletividade, rapidez e confiabilidade operativa, de modo a não deteriorar o desempenho do sistema elétrico em condições de regime ou durante perturbações.

1.5.2 PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a detecção e eliminação de todos os tipos de faltas (envolvendo ou não impedância de faltas) e outras condições anormais de operação nas linhas de transmissão, realizando a discriminação entre faltas internas e externas à linha protegida.

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

1.5.2.1.1 Requisitos gerais Os esquemas de religamento automático são para atuação exclusiva após a eliminação de faltas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser iniciados quando de aberturas manuais de disjuntores, operação de funções de proteção temporizadas, falhas em barras, falhas em disjuntores, recepção de transferência de disparo 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. O esquema de religamento deverá possibilitar a seleção do tipo e número de tentativas de religamento, com duas possibilidades: tripolar e monopolar. Na posição “tripolar” qualquer ordem de disparo iniciada por proteção irá desligar os três pólos do disjuntor e iniciará o religamento tripolar. Na posição “monopolar”, o desligamento e o religamento dos dois terminais da linha deverão ser monopolares para curtos-circuitos fase-terra e tripolares para os demais tipos de curtos-circuitos. Caso não haja sucesso no ciclo de religamento o desligamento será tripolar. (por exemplo, curto-circuito permanente) Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio deverá ser prevista a possibilidade de religamento em qualquer dos dois disjuntores associados à linha. A colocação ou retirada de serviço, seleção do tipo de religamento e o disjuntor a religar deverá ser realizada por meio de chave seletora e/ou do sistema de supervisão e controle da subestação. Os relés de religamento deverão possuir temporizadores independentes com possibilidade de




ajuste de tempo morto, para religamento monopolar e tripolar. Uma vez iniciado um determinado ciclo de religamento, um novo ciclo somente será permitido depois de decorrido um tempo mínimo ajustável, que se iniciará com a abertura do disjuntor. A proteção a ser fornecida deverá ter meios para, opcionalmente, realizar somente o religamento automático quando da ocorrência de curtos–circuitos internos fase-terra. O esquema de verificação de sincronismo deve supervisionar todo comando de fechamento tripolar de disjuntores, sendo composto por unidade de verificação de sincronismo e por unidades de subtensão e sobretensão.

1.5.2.1.2 Esquema de religamento tripolar Qualquer um dos terminais da linha de transmissão poderá ser selecionado para ser o primeiro terminal 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 a seleção do terminal que será religado em primeiro lugar, ambos os terminais deverão ser equipados com esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo. O terminal “LÍDER” deverá religar somente se não houver tensão na linha. O terminal “SEGUIDOR” deverá religar somente após a verificação de sincronismo e havendo nível de tensão adequado do lado da linha de transmissão. O relé de verificação de sincronismo deverá monitorar o ângulo e o escorregamento entre as tensões a serem sincronizadas.

1.5.2.1.3 Esquema de religamento monopolar Os esquemas de religamento automático monopolares são para atuações exclusivas após a eliminação de faltas fase-terra por proteções de alta velocidade ou instantâneas. Estes esquemas de religamento automático não deverão ser iniciados pelas mesmas funções descritas no item anterior. As proteções deverão ser dotadas de esquemas de seleção de fases adequados a cada aplicação para prover a abertura monopolar para os defeitos monofásicos internos à linha de transmissão. Em caso de utilização de proteções de distância, as unidades de seleção de fases utilizadas deverão ser independentes das unidades de partida e medida da proteção. Durante o período de operação com fase aberta imposto pelo tempo morto do religamento monopolar, deverão ser bloqueadas as funções direcionais de sobrecorrente de seqüências negativa e zero de alta sensibilidade, associadas a esquemas de teleproteção baseados em lógicas de sobrealcance, caso necessário. Durante este período de tempo, qualquer ordem de disparo para o disjuntor, como por exemplo, vinda das outras fases, deverão ser tripolares e não deverão iniciar o religamento da linha.

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




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

1.5.2.2 Proteções Principal e Alternada Cada terminal de LT deve ser equipado com dois conjuntos independentes de proteção, do tipo proteção principal e proteção alternada, totalmente redundantes, cada um deles provendo completa proteção unitária e de retaguarda, ambos adequados para a proteção da LT em que forem instalados O sistema de proteção deve ser seletivo e adequado para a detecção e eliminação de todo tipo de falta ao longo da linha de transmissão. As proteções unitárias, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada devem ser capazes de realizar, individualmente e independentemente, a detecção e eliminação de faltas entre fases e entre fase e a terra para 100% da extensão da linha protegida, sem retardo de tempo intencional. O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas, incluindo o tempo de abertura dos disjuntores de todos os terminais da linha não deve exceder a 100ms. Os conjuntos de proteção principal e alternada devem permitir a correta seleção das fases defeituosas para comandar o desligamento do disjuntor de forma mono ou tripolar. È vedada a utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero para a seleção de fases. No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as seguintes funções e características:

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

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

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

• Permitir o bloqueio das unidades de distância por oscilações de potência (68OSB). Se a proteção primária for realizada por relés de distância, a mesma deve se adequar, por meio de configuração de sua lógica, aos seguintes esquemas básicos de teleproteção:

• Esquema permissivo de transferência de disparo por subalcance (PUTT); • Esquema permissivo de transferência de disparo por sobrealcance (POTT); • Esquema de desbloqueio por comparação direcional (DCU); • Esquema de bloqueio por comparação direcional (DCB);

• Esquema de transferência de disparo direta (DUTT);




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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• Permitir o bloqueio das unidades de distância por oscilações de potência (68OSB). No caso de terminais conectados a barras com arranjos do tipo disjuntor e meio ou em anel, deve ser previsto lógica para proteção do trecho da linha que permanecer energizado quando a respectiva chave isoladora estiver aberta (linha fora de serviço), estando o(s) disjuntor(es) da linha fechado(s) (“stub bus protection”). Todo desligamento tripolar em um terminal da LT deve gerar um sinal a ser transferido para o terminal remoto, via esquema de transferência direta de disparo, para efetuar o desligamento dos disjuntores do terminal remoto. A lógica de recepção deverá discriminar os desligamentos para os quais é desejado o religamento da linha, daqueles para os quais o religamento deve ser bloqueado.




As proteções principal e alternada devem possuir esquema para disparo por perda de sincronismo (78); Todo terminal de LT deve possuir proteção principal e alternada para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado, com ajustes independentes, e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal. Os elementos instantâneos devem operar somente para eventos onde se verificam sobretensões simultaneamente nas três fases; Os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três fases. Todo terminal de LT deve possuir esquema de verificação de sincronismo, para supervisionar o comando de fechamento tripolar dos disjuntores.

1.5.3 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES SHUNT

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

• Proteção unitária; • Proteção de retaguarda; • Proteção intrínseca.

1.5.3.1 A proteção unitária deve possuir as seguintes funções e características: • Relé diferencial de alta velocidade (87), para eliminação de defeitos internos; • No caso de bancos de reatores monofásicos, a proteção diferencial deve ser trifásica, com

conexão por fase entre os TC’s do lado da LT ou do barramento e os TCs do lado do neutro de cada reator;

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

• O tempo máximo total para a eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores,pelas proteções diferenciais não deve exceder a 100 milissegundos.

1.5.3.2 A proteção de retaguarda deve possuir as seguintes funções e características: • Relé de sobrecorrente com elementos instantâneo e temporizado de fase e terra localizada

no lado da LT ou do barramento do reator; • Relé de sobrecorrente temporizado de terra no lado de neutro do reator. • A proteção intrínseca deve possuir as seguintes funções e características:

− Temperatura do óleo (26) e temperatura do enrolamento (49) com contatos para alarme de advertência e urgência, bem como contatos para disparo dos disjuntores




após temporização ajustável; − Gás – tipo Buchholz ou pressão (63) e válvula de segurança (63V), promovendo o

desligamento do reator através do relé de bloqueio. 1.5.3.3 Requisitos Gerais Reatores conectados a linhas

No caso de reatores conectados a linhas, todos os conjuntos de proteção do mesmo devem abrir e bloquear o fechamento do(s) disjuntor(es) do terminal próximo da LT associada, e enviar transferência direta de disparo promovendo a abertura e o bloqueio de fechamento dos disjuntores remotos, caso os mesmos não possuam disjuntor de manobra. No caso dos reatores manobráveis, esta função será executada pela proteção de falha do disjuntor do reator.

1.5.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DOS BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE Os bancos de capacitores série devem ser protegidos de acordo com a recomendação de seu fabricante, possuindo, no mínimo, as seguintes proteções que atuarão sobre o disjuntor de contorno, por meio de relés de bloqueio:

• Proteção para ressonância subsíncrona; • Proteção para desequilíbrio de corrente; • Proteção para sobrecorrente no dispositivo de proteção primária (MOV); • Proteção para descargas à plataforma; • Proteção para sobrecarga.

1.5.5 PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS PARA AS SUBESTAÇÕES EXISTENTES: COLINAS, SÃO JOÃO DO PIAUÍ,

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

1.5.6 PROTEÇÃO DE BARRAMENTO PARA A NOVA SUBESTAÇÃO DE RIBEIRO GONÇALVES Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para detecção e eliminação de todos os tipos de falhas nos barramentos da subestação (envolvendo ou não alta impedância de falta), realizando a discriminação entre faltas internas e externas ao barramento protegido. O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas no barramento não deve ser superior a 100 ms, incluindo o tempo de operação do relé de proteção de barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores. Cada barramento da instalação deve ser equipado com um conjunto de proteção do tipo proteção de barras (87B), alimentados por secundários independentes dos transformadores de corrente.




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

1.5.7 PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR Cada disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor, consistindo de relés detectores de corrente, temporizadores e relés de bloqueio, com as seguintes características: a) Partida pela atuação de todas as proteções que atuam no disjuntor protegido b) Promover um novo comando de abertura no disjuntor (retrip), antes de atuar no relé de bloqueio; c) Comandar, por atuação do relé de bloqueio, a abertura e bloqueio de fechamento de todos os disjuntores necessários à eliminação da falta, em caso de recusa de abertura do disjuntor; d) Possuir sensores de sobrecorrente de fases e terra, ajustáveis, de alta relação operação / desoperação e temporizadores ajustáveis. O tempo total para a eliminação de faltas pela proteção para falha de disjuntores não deve ser superior a 250 ms para os disjuntores de 500 kV. Este tempo máximo deve incluir os tempos de operação dos relés, dos relés auxiliares e de abertura dos disjuntores. Os sistemas de proteção para falha de disjuntores associados a equipamentos, tais como: transformadores e reatores, devem permitir inicialização através de sinais da operação de proteções mecânicas ou referentes a outras faltas, onde não existam níveis de corrente suficientes para sensibilizar as unidades de supervisão de sobrecorrente do esquema de falha de disjuntor. Devem ser previstas lógicas de paralelismo entre os contatos representativos de estado dos disjuntores e os contatos das unidades de supervisão de corrente, de forma a viabilizar a atuação do esquema de falha de disjuntor para todos os tipos de defeitos, inclusive aqueles não capazes de sensibilizar os relés de supervisão de corrente do referido esquema. A proteção para falha de disjuntores deve comandar a abertura do menor número de disjuntores adjacentes ao disjuntor defeituoso suficiente para a eliminação da falha, promovendo, quando necessário, a transferência de disparo direta para o disjuntor do terminal remoto. A proteção de falha de disjuntor deverá ser dedicada e possibilitar a integração aos esquemas de falha de disjuntores das subestações existentes. No caso de barramentos com configuração variável por manobra de chaves secionadoras, a proteção para falha de disjuntor deve ser seletiva para todas as configurações, de modo a desligar apenas a seção de barra necessária ao isolamento do disjuntor em falta.

1.5.8 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO Os SEP deverão ser implementados por Unidades de Controle Digital (UCD) específicas para processar emergências, envolvendo a rede de 500kV.




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

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

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

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

• Esta conexão deverá ser dedicada à função (SEP) e deverá atender os seguintes requisitos de tempo de resposta: O tempo máximo (total) estimado para tomada de decisão de um SEP de determinada Subestação em função da alteração de entradas digitais e/ou violação dos limites estabelecidos para as funções supervisionadas ocorridos em outra Subestação, incluídos os tempos de comunicação, deverá ser menor ou igual a 200 ms; Dentro de uma mesma Subestação o tempo de atuação deverá ser menor ou igual a 20 ms;

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

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

− Atuação trifásica ou por fase; − Curva característica de tempo inversa; − Possibilidade de inversão da direcionalidade; − Facilidade de ajuste do ponto de atuação em termos de potência (W) ou corrente (A); − Dotado de saídas independentes para alarme e desligamento com reset local e

remoto; − Interface com fibra óptica.

• Função de Sub e Sobretensão (para as barras): − Atuação por fase; − Característica de tempo definido; − Ajuste contínuo da função 27 na faixa de 0.3 a 0.8 da tensão nominal e da função 59

de 1,1 a 1,6 da tensão nominal; − Exatidão melhor que 2%; − 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 à componente 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.

Deverão ser disponibilizados os seguintes dados para ligação às UCD´s do sistema:

• Entradas analógicas: − Fluxo de potência ativa em todas as linhas de transmissão, geradores e

transformadores; − Tensão em todas as seções de barramento.

• Entradas digitais: − Indicação de estado (com dois contatos) de disjuntores, chaves 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 INTRODUÇÃO Este item descreve os requisitos de supervisão e controle que deverão ser disponibilizados para que seja assegurada a plena integração da supervisão e controle dos novos equipamentos à supervisão dos equipamentos existentes, garantindo-se, com isto, uma operação segura e com qualidade do sistema elétrico interligado. Assim, é de responsabilidade da TRANSMISSORA a aquisição e instalação de todos os equipamentos, software e serviços necessários para a implementação dos requisitos especificados neste item e para a implementação dos recursos de telecomunicações, cujos requisitos são descritos em item a parte. Os requisitos de supervisão e controle foram divididos em:

• Requisitos de supervisão e controle das instalações, detalhados em: − Requisitos gerais; − Interligação de dados; − Dimensionamento dos sistemas utilizados; − Critérios para a operação e manutenção dos recursos de supervisão e controle; − Elenco de informações a serem supervisionadas.

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

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

− Arquitetura da interconexão com o ONS; − Requisitos para o Controle Automático de Geração – CAG; − Requisitos para o cadastramento dos equipamentos.

• Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade • Requisitos para teste de conectividade da(s) interconexão(ões)

1.6.2 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DAS INSTALAÇÕES 1.6.2.1 Requisitos gerais

A LT 500 kV Colinas - Sobradinho envolve, além das novas instalações previstas, como SE Ribeiro Gonçalves, a instalação de um conjunto de equipamentos que inclui entradas de linhas, entre outros, em subestações existentes e pertencentes à ELETRONORTE, caso da SE Colinas, e CHESF, caso da SE São João do Piauí e SE Sobradinho Em função disto, todos os equipamentos a serem instalados pela TRANSMISSORA, nas subestações existentes, devem ser supervisionados a nível local segundo a filosofia adotada pela empresa proprietária de tais subestações, devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos sistemas de supervisão e controle já instalados nestas subestações e atender aos requisitos aqui apresentados. Os requisitos básicos destes sistemas de supervisão e controle estão definidos nos documentos “Características e Requisitos Básicos das Instalações Existentes”, referentes às subestações Colinas, pertencentes à ELETRONORTE, São João do Piauí e Sobradinho, pertencentes à CHESF , e “Características e Requisitos Básicos das Instalações”, referente à nova subestação




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

• Centro do Agente proprietário da Subestação de Colinas Centro de Operação local de Miracema – TO,pertencente à ELETRONORTE,

• Centro do futuro Agente proprietário da nova Subestação de Ribeiro Gonçalves • Centro de Operação Local, a ser definido pela futura TRANSMISSORA; • Centro do Agente proprietário das Subestações São João do Piauí e Sobradinho • Centro de Operação CHESF (COS) • Centro do ONS:

− Centro Regional de Operação Nordeste, COSR-NE, localizado em Recife; − Centro Regional de Operação Norte, COSR-N, localizado em Brasília;

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

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

• Nas subestações existentes, integração com os Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSC’s) instalados por ELETRONORTE ou CHESF visando a troca de informações;

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

• Interconexão aos Centros de Operação Regionais da ELETRONORTE e CHESF, conforme indicado no item “Requisitos de supervisão pelo agente proprietário das subestações”. Estas interconexões devem ser feitas utilizando o protocolo já implementado nestes centros.

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

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

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

Adicionalmente, esta configuração deve permitir a tais centros identificar o estado operacional dos sistemas de supervisão da TRANSMISSORA instalados nas subestações. Estas informações serão modeladas como indicações de estado nas bases de dados destes centros de operação. Nota Importante: No caso de interposição de um centro de operação, neste edital denominado de concentrador de

http://www.dnp.org/




dados, na rota de comunicação com algum dos centros de operação da ELETRONORTE, da CHESF, ou do ONS, a configuração do protocolo deve permitir que tais centros identifiquem o estado operacional do concentrador e, adicionalmente, o concentrador de dados deve ser capaz de identificar o estado operacional de todos os sistemas hierarquicamente a ele subordinados e transferir estas informações para os correspondentes centros, conforme o caso. Adicionalmente, no caso de adoção de concentradores de dados, a comunicação com o ONS deverá ser feita usando-se o protocolo ICCP, em vez de IEC ou DNP. Deverão ser efetuadas, às custas da TRANSMISSORA, as modificações de hardware e software e demais serviços necessários nos Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSC’s) instalados por ELETRONORTE e CHESF, nas respectivas subestações, para permitir a completa supervisão dos equipamentos elétricos a partir das interfaces homem máquina (IHM’s) existentes nas salas de controle local das subestações. A quantidade e tipos de pontos supervisionados deverão ser similares ao dos sistemas existentes. Alternativamente à instalação de novos recursos de supervisão e controle, a TRANSMISSORA, mediante prévio acordo com as empresas proprietárias das instalações existentes, poderá optar pela expansão dos recursos de supervisão e controle disponíveis, desde que atendidos todos os requisitos especificados neste item de “Sistemas de Supervisão e Controle” e no de “Requisitos Técnicos do Sistema de Telecomunicações a ser Implantado”.

1.6.2.2 Interligação de dados As interligações de dados necessárias para atender aos requisitos de supervisão e controle aqui especificados devem ser direcionadas aos Computadores de Comunicação que atendem ao Sistema de Supervisão e Controle dos centros citados neste ANEXO 7A.

1.6.2.2.1 Conceito de interligação de dados Será considerado como interligação de dados o conjunto de equipamentos e sistemas que se interponham entre o ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo e cada um dos centros citados neste edital. Este conjunto poderá abranger, entre outros, os seguintes equipamentos:

• Sistemas de Supervisão e Controle Locais – SSCL’s e Unidades Terminais Remotas – UTR’s que venham a ser instaladas nas subestações de Colinas, Ribeiro Gonçalves, São João do Piauí e Sobradinho;

• Sistema que eventualmente se interponha entre as subestações de Colinas, Ribeiro Gonçalves, São João do Piauí e Sobradinho e os computadores de comunicações do COSR-NE, COSR-N,COL a ser definido, COS CHESF e COL ELETRONORTE, neste documento designado, genericamente, por “Concentradores de Dados”;

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

• Hardware e Software e interfaces necessários para a integração das UTR’s / SSCL’s aos computadores de comunicação, incluindo-se aí modens e/ou outros equipamentos de interfaceamento de comunicações.

Será através destas interligações de dados que a TRANSMISSORA disponibilizará os recursos de supervisão e controle citados neste edital ao ONS, ELETRONORTE e CHESF. As mesmas interligações de dados utilizadas para atender aos requisitos de supervisão e controle deverão




ser utilizadas para a disponibilização da seqüência de evento. É requerido que a TRANSMISSORA seja responsável pela instalação e operacionalização de todos os equipamentos e sistemas necessários para viabilizar as interligações de dados com os centros de operação aqui citados. Como se requer que a interface entre os equipamentos da TRANSMISSORA e os citados centros seja a entrada digital dos computadores de comunicação dos mesmos e de acordo com a conceituação acima, isto inclui a instalação de sistemas de comunicação, de modems e/ou roteadores em todos os terminais das conexões de dados, bem como a adequação dos Sistemas de Supervisão e Controle dos centros de operação aqui citados.

1.6.2.2.2 Conceito de recurso de supervisão e controle Entenda-se como recurso de supervisão e controle dos Agentes como sendo o conjunto formado por:

• Ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo, que pode abranger TP’s, TC’s, transdutores, relés de interposição, e outros equipamentos;

• Interligação de dados. 1.6.2.3 Dimensionamento dos sistemas utilizados

É, também, responsabilidade da TRANSMISSORA: • O dimensionamento de todos os sistemas utilizados para atender aos requisitos aqui

apresentados, incluindo o sistema de telecomunicações. Os enlaces de dados das UTR’s / SSCL’s com o(s) computador(es) de comunicação devem ser dedicados.

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

1.6.2.4 Critério para operação e manutenção dos recursos de supervisão e controle

1.6.2.4.1 Requisitos gerais Este item estabelece os procedimentos a serem seguidos pela TRANSMISSORA e pelos centros de operação do ONS, ELETRONORTE e CHESF no processo de acompanhamento dos índices de disponibilidade e qualidade e, também, no processo de identificação de anomalias nos recursos de supervisão e controle disponibilizados pela TRANSMISSORA e os procedimentos a serem adotados para solicitação da manutenção, execução dos serviços de manutenção e acompanhamento dos mesmos. A disponibilidade dos recursos de supervisão e controle providos pela TRANSMISSORA será avaliada mensalmente pelos Centros, através de índices de indisponibilidade calculados como descrito no item “Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade” deste edital. Em tempo real, os citados Centros solicitarão à TRANSMISSORA as correções de eventuais anomalias que sejam detectadas, às quais deverão ser atendidas pela TRANSMISSORA de forma a não comprometer seus índices de disponibilidades e qualidade. É importante lembrar que existirão dois tipos de programa de intervenção no sistema de medição:

• Intervenção para eliminação de problemas identificados pelos Centros: manutenção corretiva;




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

1.6.2.5 Elenco de informações a serem supervisionadas Como requisito geral de supervisão e controle, deverão ser supervisionados todos os equipamentos da TRANSMISSORA que venham a ser instalados nas Subestações Colinas, Ribeiro Gonçalves, São João do Piauí e Sobradinho . As informações coletadas nestas subestações deverão ser transferidas para os centros de operação indicados neste edital conforme abaixo especificado: a) Telemedições

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

• O período de transferência deve ser parametrizável por centro, devendo os sistemas serem 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 (uma medição por entrada de linha, por exemplo Vab); Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar em todas as entradas de linha; Corrente de uma das fases em Ampère em todos os terminais de linha de transmissão (por exemplo, Ia); Freqüência em Hz de uma das fases em todos os barramentos envolvidos; Módulo de tensão fase-fase em kV no ponto de conexão entre a linha de transmissão e a compensação série.

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

b) Indicação de estado • Todas as indicações de estado deverão ser coletadas com selo de tempo com exatidão 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 a varreduras de integridade feitas pelos centros a ele conectados (ONS ELETRONORTE e CHESF) que podem ser cíclicas, com período parametrizável, tipicamente a cada 1 hora, ou por evento, como por exemplo uma reinicialização dos recursos de supervisão e controle dos centros ou então sob demanda;




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

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

operação: Posição de todas as chaves e disjuntores utilizados para a conexão de todos os equipamentos, incluindo-se chaves de aterramento e de “by pass”; Indicação de atuação dos disjuntores pela proteção ou por ação do operador; Relés de bloqueio;

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

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

d) Todas as telemedições e indicações de estado deverão ter indicadores de qualidade do dado relativo 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) Exceto quando explicitamente dito em contrário, todas as informações transferidas aos centros de operação dos Agentes citados neste item de sistemas de supervisão e controle, devem estar em valor de engenharia, correspondentes aos dados coletados nas instalações, não sendo aceitável qualquer outro tipo de processamento prévio.

f) Quando, caso a caso, acordado algum processamento prévio, as informações deverão dispor de indicadores de qualidade informando, pelo menos: • Indicação de entrada manual pelo operador da instalação ou do centro de operação da

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

TRANSMISSORA, conforme apropriado. g) Informações para o seqüenciamento de eventos:

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

informações para o seqüenciamento de eventos com uma resolução entre eventos melhor que 5 milissegundos. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento deverá ser melhor que 1 milissegundo, tendo por base o GPS e devendo ser considerados todos os tipos de atuação a serem definidos durante a execução do projeto executivo.

• Conjunto de Informações Sempre que o equipamento dispor das proteções abaixo citadas, as seguintes informações, armazenadas pelos sistemas de supervisão e controle das instalações




quando da ocorrência de perturbações, deverão ser transferidas ao COSR-NE, ao COL ELETRONORTE, e COS CHESF, conforme apropriado, contendo o instante da atuação do evento, sendo que pontos adicionais poderão ser incluídos durante desenvolvimento do projeto executivo. Linha de Transmissão: º Partida da proteção principal de fase (por fase); º Disparo da proteção principal de fase; º Partida da proteção alternada de fase (por fase); º Disparo da proteção alternada de fase; º Partida da proteção principal de neutro (por fase); º Disparo da proteção principal de neutro; º Partida da proteção alternada de neutro (por fase); º Disparo da proteção alternada de neutro; º Partida do religamento automático; º Disparo do esquema de falha dos disjuntores; º Disparo por sobretensão; º Alarme de bloqueio por oscilação de potência; º Disparo da proteção para perda de sincronismo; º Alarme de transmissão de sinal de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo da

teleproteção; º Alarme de transmissão de sinal de transferência de disparo da teleproteção; º Alarme de recepção de sinal de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo da

teleproteção; º Disparo por recepção de sinal de transferência de disparo da teleproteção; º Alarme de bloqueio por falha de fusível; º Disparo da 2ª zona da proteção de distância; º Disparo da 3ª zona da proteção de distância; º Disparo da 4ª zona da proteção de distância; º Disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro temporizada; º Disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro instantânea; º Disparo do relé de bloqueio.

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

Disjuntor º Alarme de mudança de posição; º Alarme de falta de alimentação nos circuitos de abertura e fechamento; º Disparo da proteção de discordância de pólos; º Alarme de fechamento bloqueado; º Alarme de abertura bloqueada; º Alarme de fechamento automático por mínima pressão sistema de isolação;




º Alarme de baixa pressão sistema de extinção de arco (1º ao 3º estágio); º Alarme de baixa pressão sistema de acionamento (1º ao 3º estágio); º Alarme de recarga de ar insuficiente; º Disparo da proteção de falha do disjuntor; º Alarme de sobrecarga do disjuntor central; º Disparo do relé de bloqueio.

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

Reatores: º Disparo da proteção de sobretemperatura do óleo - 2º estágio; º Disparo da proteção de sobretemperatura do enrolamento - 2º estágio; º Disparo da proteção de gás - 2º estágio; º Disparo da válvula de alívio de pressão; º Disparo da proteção diferencial (por fase); º Disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro; º Disparo do relê de bloqueio.

h) Idade do dado: • Define-se como “idade máxima do dado” o tempo máximo decorrido entre o instante de

ocorrência de seu valor na instalação (processo) e sua recepção nos centros de operação do ONS, ELETRONORTE, e CHESF.

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

• A idade máxima de um dado coletado periodicamente (por varredura) deve ser inferior à soma do tempo de varredura do mesmo adicionado de: 4 segundos em média; 10 segundos no máximo.

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

• Estes requisitos não se aplicam à transmissão das informações de seqüência de eventos. i) Banda morta:

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




1.6.3 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS SUBESTAÇÕES A TRANSMISSORA deve prover os centros regionais do Agente proprietário das subestações existentes da supervisão remota dos equipamentos que venham a ser instalados conforme requisitos apresentados no sub-ítem “Elenco de Informações a serem Supervisionadas”, aplicados de acordo com os seguintes critérios:

• Supervisão pelo COL da TRANSMISSORA • Nova Subestação de Ribeiro Gonçalves • Supervisão pelo COS da CHESF • Subestações São João do Piauí e Sobradinho • Supervisão pelo COL da ELETRONORTE;

Subestação Colinas;

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



VISTO

BL

Alternativamente a critério da TRANSMISSORA, a interconexão coproprietário das subestações (instalações) poderá se dar através depróprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde qrequisitos descritos neste item, “Sistemas de Supervisão e Controle”. Ngenericamente chamado de “concentrador de dados”. Neste caso,apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do connível hierárquico situado entre as instalações e o centros da ELEportanto, incluído no objeto desta licitação. A figura a seguir ilustra uma

Recursos existentes

COL-TO1

Legenda:1) Centro de Operação utilizado pelo Agente proprietário das s COS-CHESF - Centro de Operação da CHESF COL-TO – Centro de Operação da ELETRONORTE COL – Centro de Operação a ser definido 2) Ampliações de supervisão e controle em subestações existe CLN – Recursos de supervisão e controle na subestação RGO – Recursos de supervisão e controle na subestação SJP – Recursos de supervisão e controle na subestação SOB – Recursos de supervisão e controle na subestação Sobr3) Recursos de supervisão e controle existentes nas subestaçõ

CLN 2

Recursos a serem instalados

CLN 3

COS-CHESF1

COL1

A ser definido

SJP2

s

SJP 3 SOB 3

RGO 2 SOB 2

Recursos Existente

VOL. IV - Fl. 37 de 146

m o Centro do Agente um centro de operação ue sejam atendidos os este edital, este centro é a estrutura de centros centrador de dados num TRONORTE e CHESF , possível configuração.

ubestações:

ntes: Colinas Ribeiro Gonçalves

São João do Piauí adinho es.



VISTO

1.6.4 R1.6.4.1 R

OO

1.6.4.2 Req

AmCPec

CLN SOB


BL CLN

CD1

RGO

SJP

SOB

COL-TO1 COS-CHESF 1

COL1

A ser definido

Recursos existentes

VOL. IV - Fl. 38 de 146

EQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE PELO ONS equisitos básicos para a supervisão dos equipamentos s recursos básicos para a supervisão dos equipamentos que devem ser disponibilizados ao NS 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).

uisitos para o Controle Automático de Geração (CAG) s informações requeridas para o controle automático de geração, CAG, se constituem na edição de potência ativa trifásica em MW na entrada da linha Colinas – Ribeiro Gonçalves, em olinas. As informações devem ser transmitidas, simultaneamente, aos COSR-N e COSR-NE. ara esta medição, valem os mesmos requisitos de qualidade especificados para a supervisão m tempo real, exceto pelo fato de que a mesma deverá ser amostrada e transferida ao ONS omo segue:

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 da ELETRONORTE e CHESF.




Transferência aos COSR-N e COSR-NE, por enlace de dados dedicado, com amostragem de 2 segundos;

1.6.4.3 Arquitetura da Interconexão com o ONS A supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico, estando hoje estruturada em um sistema hierárquico com sistemas de supervisão e controle instalados nos seguintes centros de operação do ONS:

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

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



VISTO

Observa-se na figinterligações de da

• Para o atende Colinas:− Interco

• Para o atsubestaçõe

CNOS1

Em adição as1) Centros

a) Cb) c)

2) CAG: Interligautomático de ge


COSR-NE1

CLN

CLN

COSR-N1
CAG
ura acimados entre:dimento a

nexão comendimentos de Ribeir

siglas antde OperaçNOS – C

COSR-NECOSR-N ação dedração

Recursos

CAG

VOL. IV - Fl. 40 de 146

que a interconexão com os Centros do ONS se dá através de os requisitos de supervisão e controle dos equipamentos da subestação

o COSR-N aos requisitos de supervisão e controle dos equipamentos das o Gonçalves, São João do Piauí, Sobradinho:

Legenda: eriormente utilizadas: ão utilizados pelo ONS: entro Nacional de Operação do Sistema Elétrico; – Centro Regional de Operação Nordeste;

Centro Regional de Operação Norte icada para transmissão de informações associadas ao controle

existentes SOB

BL RGO

SJP

SOB




− Interconexão com o COSR-NE • Para o atendimento aos requisitos do CAG da subestação de Colinas:

− Interconexão com os centros COSR-N e COSR-NE Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os COSR-N e COSR-NE do ONS, poderá se dar através de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos no item, “Sistemas de Supervisão e Controle” e no de “Requisitos Técnicos do Sistema de Telecomunicações a ser Implantado”. Neste edital, este centro é genericamente chamado de “concentrador de dados”. Neste caso, a estrutura de centros apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e os COSR-N e COSR-NE do ONS, portanto, incluído no objeto desta licitação. Destaca-se que apesar do uso de um centro local, requer-se o canal dedicado para a transferência dos dados de CAG. A figura a seguir ilustra uma possível configuração.



VISTO

1.6.4.4 Requisitos

As informaencaminhaEstas infor

• Pasupo

• diains

• diatel

• Topao O

CNOS

1) CD –supeONS


Recursos e

COSR-NE

CLN

CLN

CD1

COSR-NE
CAG
para o cadastrções cadastraidas ao mesmomações devemrâmetros descrisceptância da mtência máxima egramas unifilaretalação; gramas com a

essinalização e dos os diagramdrão de importaNS;

Em adição às s Concentradorrvisão e contro

xistentes

R

CAG

VOL. IV - Fl. 42 de 146

amento dos equipamentos s de todos os equipamentos que serão operados pelo ONS deverão ser com no mínimo 3 meses de antecedência da entrada em operação. incluir: tivos de linhas de transmissão, incluindo-se impedância série e a esma, segundo o modelo π, bem com a corrente máxima em ampère, a m MVA e a latitude e longitude de cada instalação e das torres de linha; s de operação com a identificação de todos os equipamentos de cada

localização da posição exata de todos os pontos de medição, controle de cada instalação; as deverão ser fornecidos em papel e em meio magnético ou ótico, num ção e exportação a ser previamente acordado entre a TRANSMISSORA e

Legenda: iglas da figura anterior, utilizou-se: de dados, nome genérico dado para um sistema de le que se interponha entre as instalações e os centros do

SOB

BL GO

SJP

SOB




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

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

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

• 1.6.5 REQUISITOS DE DISPONIBILIDADE E AVALIAÇÃO DE QUALIDADE 1.6.5.1 Geral

Os recursos de supervisão e controle providos pela TRANSMISSORA aos Centros de Operação citados neste Edital para atender aos requisitos apresentados neste edital deverão ter sua disponibilidade e qualidade medida por tais Centros de acordo com os conceitos e critérios a seguir estabelecidos. A avaliação destes recursos será feita por unidade terminal remota, sistema de supervisão e controle local, concentrador de dados e TRANSMISSORA, conforme apropriado e com base na disponibilidade/qualidade dos recursos de supervisão e controle providos pelos mesmos, segundo visão do centro de operação citado neste edital. Assim, serão avaliados conjuntamente os equipamentos de captação de dados ou de aplicação de comandos nas instalações e também todos os sistemas que se interponham entre tais equipamentos e o sistema computacional do referido centro, incluindo os equipamentos de interfaceamento com os sistemas de comunicação. Esta avaliação será feita através de índices agregados por unidade terminal remota, concentrador de dados e para a TRANSMISSORA de forma ponderada pelo número de recursos implantados e liberados para a operação em relação ao número total que deveriam ser disponibilizados se aplicados os critérios apresentados no item – “Elenco de informações a serem supervisionadas”, alíneas “a” a “f” deste ANEXO 7A. Não serão computados nos índices os tempos de indisponibilidade causados por indisponibilidade nos centros de operação do ONS, ELETRONORTE e CHESF (COSR-N, COSR-NE, COL-TO, COS - CHESF).

1.6.5.2 Conceito de Indisponibilidade de Recursos de Supervisão e Controle Uma informação de qualquer dos tipos especificados no item – “Elenco de informações a serem supervisionadas”, alíneas “a” a “f” deste ANEXO 7A é dita indisponível sempre que:

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

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




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

1.6.5.3 Conceito de qualidade dos recursos de supervisão e controle Uma informação de qualquer dos tipos especificados neste edital é dita violando os critérios de qualidade 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 Os indicadores abaixo apresentados serão usados para apurar os seguintes índices: • Disponibilidade geral dos recursos providos pela TRANSMISSORA; • Disponibilidade de cada concentrador de dado utilizado, se aplicável; • Disponibilidade de cada unidade terminal remota ou sistema de supervisão e controle local; • Qualidade geral dos recursos providos pela TRANSMISSORA; • Qualidade de cada concentrador de dado utilizado, se aplicável; • Qualidade de cada unidade terminal remota ou sistema de supervisão e controle local;

1.6.5.4.2 Disponibilidade dos recursos de supervisão e controle agregado para a TRANSMISSORA e por unidade terminal remota e concentrador de dados [DRSij] Caracterização:

• Abreviatura: DRSij • Objetivo: Avaliar, percentualmente, para a TRANSMISSORA e para uma determinada

unidade terminal remota e concentrador de dados “i”, a disponibilidade agregada dos recursos de supervisão e controle fornecidos para a operação de determinado centro de operação “j”, no período de observação

• Periodicidade de avaliação: Mensal • Unidade dimensional: Percentual • Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle • Agregação: Dos últimos 12 meses, para a TRANSMISSORA, por unidade terminal remota e

concentrador de dados, apurados por centro de operação • Critério de disponibilidade: Os valores mínimos aceitáveis são:

Para unidades terminais remotas ou sistemas de supervisão e controle local: 98,5 % em base anual; Para concentradores de dados e TRANSMISSORA: 99% em base anual.




• Dados necessários: Conforme equação • Equação:

ΣTzij DRSij = z X 100 T X NPRSij

Onde: − T: Tempo total em minutos do período de apuração; − Tzij: Soma dos períodos em que o recurso “z” da TRANSMISSORA ou da unidade

terminal remota ou do concentrador de dados “i” ficou disponível durante o tempo total “T” para um determinado centro “j”; Nota: Tzij = (T – TIzij)

Onde: TIzij: Soma dos períodos em que o ponto “z” da TRANSMISSORA ou da unidade terminal remota ou do concentrador de dados “i“ ficou indisponível durante o tempo total, visto pelo centro “j” NPRSij: Número total de recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA ou da unidade terminal remota ou do concentrador de dados “i”, vistos pelo centro “j”.

1.6.5.4.3 Qualidade dos recursos de supervisão e controle agregado para a TRANSMISSORA e por unidade terminal remota e concentrador de dados [QRSij] Caracterização:

• Abreviatura: QRSij • Objetivo: Avaliar, percentualmente, para a TRANSMISSORA e para uma determinada

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

• Periodicidade de avaliação: Mensal • Unidade dimensional: Percentual • Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle • Agregação: Dos últimos 12 meses, para a TRANSMISSORA, por unidade terminal remota e

concentrador de dados, apurados por centro de operação • Critério de qualidade: Os valores mínimos aceitáveis são:

Para unidades terminais remotas ou sistemas de supervisão e controle local: 98,5% Para concentradores de dados e Agentes: 99%

• Dados necessários: Conforme equação • Equação: ΣΣΣΣTqzij

QRSij = z X 100 Tq X NPRSqij

Onde: Tq: Tempo total em minutos do período de apuração;




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

Nota: Tqzij = (Tq – Tnqzij) Onde:

Tnqzij: Soma dos períodos em que o ponto “z” da TRANSMISSORA ou da unidade terminal remota ou do concentrador de dados “i” não atendeu ao conceito de qualidade durante o tempo total, quando visto pelo centro “j”; NPRSqij: Número total de recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA ou da unidade terminal remota ou do concentrador de dados “i”, vistos pelo centro “j” e passíveis de avaliação de qualidade.

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

• Qualquer um dos indicadores especificados for inferior, no mês, ao correspondente critério definido neste edital;

• Ocorra perda de mais de 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 a comunicação com algum concentrador de dados da TRANSMISSORA, caso utilizado.

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

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

1.6.5.6 Publicação dos relatórios de disponibilidade, qualidade e acionamento da TRANSMISSORA Os relatórios finais devem ser emitidos com base nos relatórios elaborados pelos Agentes proprietários dos centros de operação e após equalização com a TRANSMISSORA e incluindo, se for o caso, recomendações para a correção de eventual anomalia. Nos casos em que houver violação dos critérios especificados neste edital, o Agente proprietário do centro de operação enviará os relatórios à ANEEL para a tomada das providências cabíveis, definidas em função da legislação vigente e dos contratos firmados com a TRANSMISSORA.

1.6.6 REQUISITOS PARA TESTES DE CONECTIVIDADE DA(S) INTERCONEXÃO(ÕES) Deverão ser previstos testes de conectividade entre o sistema de supervisão e controle local (SSCL) / unidade terminal remota (UTR) e o sistema de supervisão e controle do Centro de Operação do ONS, ELETRONORTE e CHESF , de forma a garantir a coerência das bases de dados destes sistemas e o perfeito funcionamento dos protocolos utilizados. Os testes deverão ser programados de comum acordo entre a TRANSMISSORA e o correspondente agente proprietário do centro de operação, observando-se:

• Devem estar concluídos pelo menos 10 dias úteis antes da operacionalização da LT 500




kVColinas - Sobradinho; • Sempre que as alterações modificarem o conjunto de informações armazenadas na base de

dados de qualquer um dos Centros citados, estes testes devem ser programados de comum acordo entre a TRANSMISSORA e o Agente proprietário do Centro, devendo estar concluídos pelo menos 2 dias úteis antes da operacionalização da alteração;

• Em complemento, teste ponto a ponto, conforme programação a ser previamente acordada com o Agente proprietário de cada centro de operação.




1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL

1.7.1 ASPECTOS GERAIS O Sistema de Registro de Perturbações compostos pelos seguintes subsistemas:

• Registradores Digitais de Perturbações (RDP) localizados nas subestações; • Quando necessários, Concentrador de Dados Local e rede de comunicação para coleta e

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

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

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

Os registros armazenados no concentrador de dados central deverão ser disponibilizados para acesso ao ONS por meio de servidor computacional conectado à INTERNET, utilizando o protocolo de transferência de arquivos FTP (RFC-959,“File Transfer Protocol”). Os registros deverão ser disponibilizados ao ONS convertidos para o formato de dados descrito na NORMA ANSI / IEEE C37.111 “IEEE Standard Common Format for Transient Data Exchange (CONTRADE) for Power Systems”. Os registradores digitais de perturbações (RDP) devem ser do tipo stand alone, independentes dos demais sistemas de proteção e supervisão / controle local existentes na instalação, mesmo que estes sejam capazes de fornecer registros oscilográficos. Devem contemplar as seguintes funções:

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, a análise do comportamento, no tempo, das grandezas elétricas, do desempenho da proteção, além da indicação da distância em que a falta ocorreu. Os sistemas de oscilografia existentes devem ser expandidos para os vãos acrescidos, ou a instalação de novos RDP, para os novos vãos, que poderão ser integrados aos sistemas de oscilografia existentes. A nova concessionária deverá prever recursos próprios de oscilografia para os novos vãos. A TRANSMISSORA deve realizar a integração funcional de todos os equipamentos e software, e disponibilizar os softwares de comunicação, configuração e ajuste, de conversação para o padrão COMTRADE (IEEE C37.111-1999). A integração funcional deve incluir os dispositivos de sincronização de tempo via GPS.

1.7.2 DESCRIÇÃO FUNCIONAL Para realizar as funções de registro de perturbações, as grandezas elétricas (tensão e corrente) e os sinais digitais devem ser amostrados em intervalos de tempo regulares atendendo aos




requisitos de resposta de freqüência conforme especificados, convertidas para a forma digital e armazenadas em memória. Em situação normal, o RDP deve permanecer monitorando continuamente as grandezas analógicas e digitais. As amostras mais antigas devem ser sucessivamente recobertas por amostras mais recentes (buffer circular) mantendo sempre um quadro completo dos dados abrangendo um intervalo de tempo igual ao tempo de pré-falta ajustado. Havendo o disparo do RDP os dados básicos relativos à perturbação são automaticamente arquivados em memória do próprio registrador. Durante a fase de armazenamento dos dados de falta os registradores devem continuar supervisionando as grandezas analógicas e digitais, de forma a não perder nenhum evento mesmo que este tempo seja muito pequeno. Este processo deve continuar até que a situação se normalize, quando então as amostragens efetuadas devem passar a serem consideradas como dados de pós-falta, até que se esgote o tempo de pós-falta ajustado. O esgotamento do tempo de pós-falta configura o término da coleta de dados relativa àquela ocorrência. Os dados referentes a uma perturbação devem estar armazenados em memória própria, devendo ser possível quando, solicitado, a sua transmissão para análise remota, por meio do elo de comunicação, manual ou automaticamente. Os cálculos necessários para a localização de faltas podem ser executados local ou remotamente. Os dados de perturbações existentes na memória do RDP devem ser transferidos automaticamente para memória não volátil, devendo o programa de comunicação prever o gerenciamento, acesso e o descarte destes dados. Devem ser disponibilizados os softwares para fazer a transferência, a compactação/ descompactação dos dados, a conversão para formato padrão COMTRADE (IEEE C 37.111-1999) e a interface de comunicação remota, bem como o software para ajustes e calibração do RDP. O RDP deve conter rotinas de automonitoramento e autodiagnóstico contínuo. A sincronização do tempo interno do RDP deve ser efetuada por dispositivo de sincronização via sinal de satélite (GPS).

1.7.3 DISPARO DO REGISTRADOR DIGITAL DE PERTURBAÇÕES O RDP deve ser disparado para a memorização na ocorrência de qualquer uma das condições listadas a seguir ou por qualquer combinação delas, devendo ser livremente configurável (programável) pelo usuário: (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 contatos externos, ou pela combinação desses. O modo de disparo deve ser configurável, local e remotamente.




1.7.4 SINCRONIZAÇÃO DE TEMPO Cada RDP deve possuir um relógio e calendário interno para prover o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cada operação de registro. O RDP deve permitir a sincronização da base de tempo interna por meio de relógio externo, de forma a manter a exatidão em relação ao tempo do Sistema Global de Posicionamento por Satélites (GPS) com erro máximo inferior a 1 ms.

1.7.5 REQUISITOS DE COMPATIBILIDADE ELETROMAGNÉTICA A TRANSMISSORA deve executar as medidas necessárias para proteger as entradas e saídas do RDP de emissões eletromagnéticas. O RDP deverá atender as normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instalações de EAT.

1.7.6 CARACTERÍSTICAS DOS SINAIS DE ENTRADA E SAÍDA As entradas digitais devem possuir erro máximo de tempo entre a atuação de qualquer sinal de entrada e o seu registro, inferior a 2ms. As entradas analógicas devem possuir as seguintes características: (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:

CARACTERÍSTICAS GRANDEZAS Tensão nominal (Vn) 115 e 115/ 3 V Faixa de medição 0 a 2,0Vn Sobretensão permanente 2,0 Vn Faixa de resposta de freqüência com assimetria total + 1dB 1 a 1000 Hz Erro de ângulo de fase ≤ 1,0 miliseg. Exatidão da amplitude do registro ≤ 2,0% Consumo da entrada ≤ 2,0 VA Resolução do dado menor ou igual a 1% a 60 Hz

Obs.: A exatidão e os erros de ângulo de fase acima mencionados referem-se à relação entre o sinal de entrada e ou seu registro em papel ou terminal de vídeo. As entradas de corrente devem possuir as seguintes características:

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

1,5 s 50 ms

Sobrecorrente: Permanente

2 In




CARACTERÍSTICAS GRANDEZAS 1 segundo 20 In Erro de ângulo de fase de registro ≤ 1,0 ms Exatidão amplitude: De 0 a 1 In

≤ 1%

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

Obs.: A exatidão e os erros de ângulo de fase acima mencionados referem-se à relação entre o sinal de entrada e ou seu registro em papel ou terminal de vídeo. As saídas digitais devem ser do tipo contato livre de tensão para sinalizar os seguintes eventos: (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.

1.7.7 CAPACIDADE DE REGISTRO DE OCORRÊNCIAS.

O RDP deve ter memória suficiente para armazenar dados referentes a, no mínimo, 30 (trinta) perturbações, com duração de 5 segundos cada perturbação, para o caso de várias faltas consecutivas dispararem o registrador. O RDP deve ser capaz de registrar para cada falta ou perturbação no mínimo 160 ms de dados de pré-falta e o tempo de pós falta deve ser ajustável entre 100 e 5000 ms. O registro de uma falta ou perturbação só deve ser interrompido na condição em que os sensores de partida estiverem desoperados e após transcorrido o tempo de pós-falta ajustado. Se o sensor permanecer operado o registro da perturbação deve continuar a ser realizado, até que ocorra a desoperação do sensor, acrescido o registro relativo ao tempo de pós-falta. Se antes de encerrar o tempo de registro de uma perturbação ocorrer uma nova, o registrador deve iniciar um novo período de registro, não se levando em conta o tempo já transcorrido da anterior.

1.7.8 REQUISITOS DE COMUNICAÇÃO O RDP deve possuir porta de comunicação serial padrão RS-232C para as funções de comunicação local e remota. Nos locais com mais de um RDP, os mesmos deverão estar interligados através de rede. Um microconcentrador conectado a esta rede realizará a função de comunicação com o nível hierárquico superior. Nos locais onde existe rede de oscilografia, os novos equipamentos deverão ser integrados à mesma. A transferência remota dos dados poderá ocorrer por solicitação ou automaticamente, sendo que, durante a transferência devem ser previstos meios para a verificação da integridade dos mesmos. O descarte dos dados armazenados na memória interna só deverá ocorrer por solicitação.




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

1.7.9 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO 1.7.9.1 Terminais de linha de 500 kV

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

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

1.7.9.2 Barramentos Deverão ser registradas, por seção de barramento, as seguintes grandezas digitais:

• Desligamento pela proteção – fase A; • Desligamento pela proteção – fase B; • Desligamento pela proteção – fase C.

1.7.9.3 Reatores Deverão ser registradas as seguintes grandezas analógicas:

• Correntes das três fases; • Corrente de seqüência zero.

Deverão ser registradas as seguintes grandezas digitais: • Desligamento pela proteção unitária;




• Desligamento pela proteção de retaguarda de fases; • Desligamento pela proteção de retaguarda de neutro; • Desligamento pelas proteções intrínsecas. •

1.7.9.4 Bancos de Capacitores Série Deverão ser registradas as seguintes grandezas analógicas:

• Correntes das três fases do Banco • Corrente no dispositivo de proteção primário (MOV ou centelhador) • Corrente de descarga para a plataforma

Deverão ser registradas as seguintes grandezas digitais:

• Estado do disjuntor de contorno do Banco • Desligamento pela proteção para ressonância subsíncrona; • Desligamento pela proteção para desequilíbrio de corrente; • Desligamento pela proteção para sobrecorrente no dispositivo de proteção primário (MOV ou

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




1.8 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO

1.8.1 REQUISITOS GERAIS O sistema de telecomunicações da LT 500 kV Colinas – Sobradinho deverá atender aos sistemas de comunicação de voz operativa e administrativa, teleproteção, supervisão e controle elétrico, supervisão de telecomunicações, controle de emergência, medição, faturamento e manutenção da linha de transmissão de energia elétrica, entre as subestações de energia elétrica envolvidas e destas aos centros de operação do sistema elétrico envolvidos. Os serviços de comunicação para voz e dados deverão atender aos seguintes requisitos:

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

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

• Circuitos de voz analógicos: Nível de sinal: ± 3 dB de variação em relação ao nível nominal Nível de ruído admissível: ≤ 40 dBm0

• Circuitos de dados analógicos: Nível de sinal: ± 3 dB de variação em relação ao nível nominal Nível de ruído admissível: ≤ 40 dBm0 -Taxa de erro: ≤ 50 bits / milhão, sem código de correção de erros, com seqüência pseudo-aleatória em teste com duração de 15 minutos.

• Circuitos de voz ou de dados digitais: Taxa de erro 0 (zero), em pelo menos uma dentre três medidas realizadas, com duração de 15 minutos cada uma e utilizando uma seqüência pseudo-aleatória.

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

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

• Unidade de supervisão e, no mínimo, duas unidades de retificação; • Dois bancos de baterias com autonomia total de no mínimo 12 horas, dimensionados para a

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

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

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

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




Os equipamentos digitais devem possuir tele-supervisão, e permitir remotamente gerenciamento, autodiagnóstico e configuração. A TRANSMISSORA será responsável pela total operacionalização dos enlaces de comunicação devendo ser prevista toda a infra-estrutura necessária para implantação do sistema de telecomunicações, tais como : edificações, alimentação de corrente contínua de 48 Vcc para suprimento dos equipamentos de telecomunicações com autonomia de no mínimo 12 horas na falta de CA, bem como qualquer outra infra-estrutura que se identificar necessária para a plena funcionabilidade do sistema de telecomunicações. A TRANSMISSORA será responsável pela manutenção dos índices de qualidade e de disponibilidade dos canais de dados e voz que se interligam com o ONS, ELETRONORTE, e CHESF. Devendo indicar um responsável para tratar dos assuntos relacionados a telecomunicações com as equipes destes Agentes. Em caso de necessidade de indisponibilização programada de quaisquer canais de dados ou de voz de interesse do ONS, ELETRONORTE, e CHESF, a TRANSMISSORA deverá manter entendimentos com o Centro de Operação destes agentes, para obter a aprovação do serviço solicitado em data e horário convenientes. Finalmente, quando da apresentação do projeto executivo, a TRANSMISSORA deverá demonstrar através de uma memória de cálculo que a arquitetura de comunicação (configuração, número e capacidade dos enlaces, etc.) adotada atende aos requisitos apresentados neste Edital.

1.8.2 REQUISITOS PARA A TELEPROTEÇÃO Os equipamentos de telecomunicação dedicados às funções de teleproteção devem ser adequados para uso em instalações de sistema de potência com a finalidade de reconhecerem a presença de sinais e / ou freqüências que identifiquem um comando para os sistemas de proteção. É admissível a utilização de comunicação direta relé a relé por meio de fibra óptica, para a implementação dos esquemas de teleproteção utilizando unidades de distância, desde que mantida a independência dos meios de comunicação da proteção principal e da alternada. Os equipamentos devem possuir chaves de testes de modo a permitir a intervenção nos mesmos sem que seja necessário desligar a linha de transmissão. A teleproteção deve manter a confiabilidade e segurança de operação em condições adversas de relação sinal/ruído e quando da ruptura de condutores da linha de transmissão (utilização de lógica de “unblocking”). Deverão ser utilizados equipamentos de telecomunicação independentes e redundantes para a proteção Principal e Alternada, preferencialmente utilizando meios físicos de transmissão independentes, de forma que a indisponibilidade de uma via de telecomunicação não comprometa a disponibilidade da outra via. Cada equipamento de comunicação deve possuir no mínimo 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 proteção primária e dois associados a proteção alternada. Os esquemas de transferência direta de disparo, em cada proteção, deverão ser realizados através 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 forma que 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 de comunicação. Os canais de transferência direta de disparo permanecerão continuamente acionados quando da atuação de relés de bloqueio (ocorrência de falha de disjuntores, falhas em reatores de linha e atuação da proteção de sobretensão) e temporariamente acionados quando atuada pelas proteções 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 daqueles para os quais o religamento não deve ser permitido. Os esquemas de teleproteção baseados em lógicas permissivas de sobrealcance, um dos canais de cada proteção deverá ser acionado pelas unidades de medida de sobrealcance da proteção da linha. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas de comparação direcional por sinal de bloqueio estes canais serão acionados por unidades de medida reversas das proteções da linha. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas permissivas por subalcance, estes canais serão acionados pelas unidades de medida de subalcance das proteções da linha. Os canais de telecomunicação deverão ser específicos para proteção, não compartilhados com outras aplicações e garantir que o tempo decorrido entre o envio do sinal em um terminal e seu recebimento no terminal oposto seja menor do que 15 ms. Deverá ser previsto o registro de emissão e recepção de sinais associados à atuação da teleproteção no sistema de registro de seqüência de eventos da instalação, visando facilitar análises de ocorrências pós-distúrbios.

1.8.3 REQUISITOS PARA CANAIS DE VOZ A TRANSMISSORA deverá prover um sistema de comunicação com 2 serviços de voz, devendo pelo menos um deles ser direto (hot-line sem comutação) e podendo o outro ser via o sistema telefônico comutado, ambos full duplex, com sinalização sonora e visual e de uso exclusivo para comunicação operativa do sistema elétrico entre:

• As subestações envolvidas: Colinas, Ribeiro Gonçalves, São João do Piauí e Sobradinho. • Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado,

deverão ser previstos canais entre tal centro e: − Subestação Colinas ; − Subestação Ribeiro Gonçalves ; − Subestação São João do Piauí; − Subestação Sobradinho; − Centro Regional de Operação Norte – COSR-N, do ONS, atendendo ao requisito de

Classe A; − Centro Regional de Operação Nordeste – COSR-NE, do ONS, atendendo ao requisito

de Classe A; • Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou

contratado, para atendimento às subestações Colinas, Ribeiro Gonçalves, São João do Piauí, e Sobradinho deverão ser providos um canal direto(hot line) atendendo ao requisito de Serviço Classe B e um canal comutado:




− Entre estas SE’s e o Centro de Operação Local - COL-TO da ELETRONORTE − Entre estas SE’s e o Centro de Operação Local – COS – CHESF − Entre estas SE’s e o Centro Regional de Operação Nordeste – COSR – NE, do ONS − Entre estas SE’s e o Centro Regional de Operação Norte – COSR – N, do ONS

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

1.8.4 REQUISITOS PARA TRANSMISSÃO DE DADOS Os enlaces de dados abaixo especificados deverão ser dimensionados (quantidade de canais, velocidade, uso de rotas alternativas, etc.) de forma a suportar o carregamento imposto pela transferência das informações e de controles especificados e apresentar a disponibilidade e qualidade conforme descrito neste edital.

1.8.4.1 Enlaces para supervisão e controle Para a supervisão e controle pelo ONS, ELETRONORTE e CHESF, deverão ser fornecidos os seguintes enlaces redundantes de dados, preferencialmente por rotas alternativas:

• Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado, deverão ser previstos enlaces entre tal centro e: º Subestação Colinas º Subestação Ribeiro Gonçalves º Subestação São João do Piauí º Subestação Sobradinho º Centro Regional de Operação Norte – COSR-N, do ONS, atendendo ao requisito

de Classe A º Centro Regional de Operação Nordeste – COSR-NE, do ONS, atendendo ao

requisito da Classe A. º Centro de Operação da ELETRONORTE, atendendo ao requisito de Classe A º Centro de Operação da CHESF, atendendo ao requisito de Classe A.

• Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local: − Enlaces com o Centro Regional de Operação Nordeste - COSR-NE atendendo ao

requisito da Classe A: º Subestação Colinas º Subestação Ribeiro Gonçalves º Subestação São João do Piauí º Subestação Sobradinho

Enlaces com o Centro Regional de Operação Norte - COSR-N atendendo ao requisito da Classe A: º Subestação Colinas º Subestação Ribeiro Gonçalves




º Subestação São João do Piauí º Subestação Sobradinho

Enlaces com o Centro de Operação da CHESF º Subestação Ribeiro Gonçalves º Subestação São João do Piauí º Subestação Sobradinho

Enlaces com o Centro de Operação da ELETRONORTE º Subestação Colinas

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

o Centro Regional de Operação Norte, do ONS, COSR-N; o Centro Regional de Operação Nordeste, do ONS, COSR-NE.

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

1.8.4.2 Outros enlaces de dados

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

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




1.9 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA

Como previamente indicado, as TRANSMISSORAS não têm liberdade para modificar: • As localizações das Subestações Colinas, São João do Piauí e Sobradinho. Quanto à

implantação da Subestação Ribeiro Gonçalves, a TRANSMISSORA deverá obedecer aos estudos de viabilidade técnica - ambiental, de acordo com as alternativas apresentadas;

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

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

• Os parâmetros da LT, desde que atendido os requisitos deste ANEXO 7A. • Configurações de torres

Independentemente da configuração proposta, as TRANSMISSORAS deverão realizar, no mínimo, os seguintes estudos:

• Fluxo de potência, rejeição de carga e energização na freqüência fundamental; • Estudos de transitórios de religamento, rejeição de carga e energização. • Estudos tensão transitória de restabelecimento

Esses estudos deverão demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critério do CCPE e nos relatórios de estudos indicados em 2.1 e aos seguintes critérios e requisitos.

1.9.1 TENSÃO OPERATIVA A tensão eficaz entre fases de todas as barras do sistema interligado, em todas as situações de intercâmbio e cenários avaliados na configuração básica, deverá situar-se na faixa de valores listados na Tabela 4. A Tabela 4 refere-se à condição operativa normal (regime permanente) e à condição operativa de emergência (contingências simples nos estudos que definiram a configuração básica).

TABELA 4 - TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL (KV)

Condição operativa de emergência(*) Nominal

Condição operativa normal Barras com carga Demais barras

500 500 a 550 475 a 550 475 a 600

(*) duração 1 hora 1.9.2 REQUISITOS DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO 1.9.2.1 Sobretensão admissível

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




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

Tabela 5 - Tensão eficaz entre fases admissível na extremidade das linhas de transmissão após manobra (kV)

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

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

1.9.2.2 Energização das linhas de transmissão A energização das linhas de transmissão deverá ser viável em todos os cenários avaliados na configuração básica, atendido o critério de tensão em condições operativas normais definido na Tabela 4. Em particular, deverá ser prevista a possibilidade de energização nos dois sentidos, estando o sistema com o nível de degradação que se mostrou viável na configuração básica.

1.9.2.3 Religamento tripolar das linhas de transmissão Deverá ser prevista a possibilidade de religamento tripolar em todas as linhas de transmissão.

1.9.2.4 Religamento monopolar Deverá ser prevista a possibilidade de religamento monopolar no trecho da linha de transmissão. Cabe ao proponente a viabilização técnica do Religamento Monopolar, seguindo o seguinte procedimento:

• Priorizar as soluções técnicas no sentido de garantir uma probabilidade adequada de sucesso na extinção do arco secundário em tempos inferiores a 500 ms, de acordo com o critério estabelecido no item 1.9.2.4.1

• Somente nos casos em que for demonstrada, por meio da apresentação de resultados de estudos, a inviabilidade técnica de atender tal requisito, o proponente poderá optar pela utilização do critério definido no item 1.9.2.4.2, para tempos de extinção superiores a 500 ms;

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

• O proponente deverá evitar soluções que possam colocar em risco a segurança do sistema elétrico, tais como, a utilização de chaves de aterramento rápido em terminais de linha adjacentes a unidades geradoras, onde a ocorrência de curtos-circuitos devidos ao mau funcionamento de equipamentos e sistemas de proteção e controle possa causar severos impactos à rede;

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




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

Primeiro Pico da TRV (kV)

0 10 20 30 40 50 60 0

50

100

150

200

Iarc(rms)

Zona de Provável Extinção do Arco

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

A Transmissora deverá dimensionar os seus equipamentos de forma a tentar obter uma corrente máxima de arco secundário de 50 A, dentro da “zona provável de extinção”, o que garante um percentual bastante elevado de sucesso na extinção do arco secundário. Apenas nos casos em que fique demonstrado, por meio de estudos de transitórios eletromagnéticos, não ser possível atender tal requisito, utilizando os métodos de mitigação convencionais, só então o agente poderá optar pela utilização do critério definido no item 1.9.2.4.2.

1.9.2.4.2 Critério para Tempos Mortos superiores a 500 ms Para avaliação do sucesso do religamento monopolar com tempo morto superior a 500 ms, deverá ser considerada a curva de referência da figura 2, que relaciona o tempo morto necessário para a extinção do arco secundário com o valor do último pico da corrente de arco, da forma proposta a seguir:




a) O proponente deve refazer os estudos transitórios de forma a tentar viabilizar o menor tempo morto possível, limitado ao máximo de 1,25 segundo, que corresponde a uma corrente de arco secundário de até 50 ampères, utilizando para tal as medidas de mitigação necessárias;

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

c) Caso não seja possível a obtenção de correntes inferiores a 50 ampères, no tempo morto de até 1,25 segundo, deverá ser proposto como tempo morto o tempo associado à corrente obtida, considerando-se a utilização de reatores de neutro definidos de acordo com b;

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

Notas :

Quando da adoção de chaves de aterramento rápido a extinção do arco pode ocorrer mesmo com correntes mais elevadas que as indicadas nesse critério. Nesse caso, o proponente deverá demonstrar a extinção do arco, de forma independente da Figura 2.

A adoção de solução que demande tempo morto superior a 500 ms fica condicionada à demonstração, pelo proponente, por meio de estudos dinâmicos, que a mesma não compromete o desempenho do SIN.

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




1.9.2.5 Rejeição de carga

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

1.9.3 MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO Estes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas aplicáveis. As manobras de fechamento e abertura de Seccionadoras, lâminas de terra e chaves de aterramento deverão considerar tensões induzidas ressonantes de linhas de transmissão em paralelo, operando na condição normal, com carregamento máximo ou sob defeito monofásico. Deverão também ser verificadas e corrigidas eventuais induções ressonantes provocadas pelas linhas de transmissão sobre outras linhas de transmissão paralelas existentes.

1.9.4 REQUISITOS DE INTERRUPÇÃO PARA OS DISJUNTORES Os disjuntores em 500KV deverão ser capazes de efetuar as seguintes operações:

• Abertura de linha em vazio: com tensão eficaz entre fases de 700 kV à freqüência de 66 Hz, sem reacendimento do arco. Será aceito freqüência inferior a 66 Hz desde que seja comprovada, através de estudos, a impossibilidade de sua ocorrência. Neste caso o disjuntor deve ser capaz de operar na maior excursão de freqüência que estará sujeito a atuar.

• Abertura do sistema em oposição de fases. • Abertura de defeito trifásico ou bifásico não envolvendo terra, no barramento ou saída de

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

saída de linha; • Abertura de defeito quilométrico; • Capacidade para abertura nas condições mais severas de X/R, no ponto de conexão do

disjuntor, inclusive correntes com “zeros atrasados”, quando for o caso. • Capacidade de manobrar outros equipamentos/ linhas de transmissão existentes/

conectadas existentes na subestação onde estão instalados, em caso de faltas nesses equipamentos seguido de falha do referido disjuntor, considerando inclusive disjuntor em manutenção.

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

Os disjuntores utilizados na manobra de reatores deverão ser adicionalmente capazes de abrir pequenas correntes indutivas. Os disjuntores também deverão ser capazes de efetuar a energização e o religamento das linhas de transmissão bem como a energização e a abertura dos transformadores conectados à rede, observando os limites de suportabilidade de sobretensão dos equipamentos associados e a capacidade de absorção de energia dos pára-raios envolvidos.




2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA A LT 500 KV COLINAS - SOBRADINHO

Os Estudos de Engenharia e Planejamento e documentos elaborados pelo CCPE, para a linha de transmissão em 500 kV e para as Subestações de 500 kV, citados no item 4.2 do Edital de Leilão – Volume I, estão relacionadas a seguir, podendo ser usados parcialmente ou integralmente, a critério e sob inteira responsabilidade da TRANSMISSORA.

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO

No EMPRESA DOCUMENTO

CCPE/CTET-007/2004

Análise de Viabilidade Técnica e Econômica da LT 500kV Colinas – Ribeiro Gonçalves – São João do Piauí – Sobradinho

CCPE/CTET-019.2004

Estudos para Definição das Características Básicas da LT 500kV Colinas – Ribeiro Gonçalves – São João do Piauí – Sobradinho

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

EXISTENTES

Estes relatórios são parte integrantes deste ANEXO 7A, devendo suas recomendações serem adotadas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos na implantação das instalações.

No EMPRESA DOCUMENTO

S/REF. Interligação Colinas – Ribeiro Gonçalves / Relatório IV – Caracterização das Instalações Existentes. Subestação: Colinas

S/REF. Características e Requisitos Básicos das Instalações/ Subestação: Sobradinho

S/REF. Características e Requisitos Básicos das Instalações/ Subestação: São João do Piauí

S/REF. Características e Requisitos Básicos das Instalações/ Subestação: Ribeiro Gonçalves




2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES

2.3.1 SE COLINAS

No ELETRONORTE

DESCRIÇÃO

INS-091-02001 Arranjo Físico – Planta Geral INS-091-02013 Setor 500kV- Arranjo Físico – Corte “K-K” – “L-L” INS-091-56000 Setor 500kV – Diagrama Unifilar Simplificado INS-091-92000 Serviços Auxiliares – Diagrama Unifilar Geral INS-09156100 Proteção e Controle – Diagrama Unifilar INS-091-56101 Proteção e Controle – Diagrama Unifilar

2.3.2 SE RIBEIRO GONÇALVES

No CHESF DESCRIÇÃO 18.027/01 Diagrama Unifilar Simplificado Setor 500kV 18.027/02 Arranjo Geral Planta Setor 500Kv

2.3.3 SE SÃO JOÃO DO PIAUÍ

No CHESF DESCRIÇÃO 11.585/159 Arranjo Físico – Planta Setor 500kV 11.585/144 Diagrama Unifilar Simplificado – Setores 500/230/69/13,8 kV CDT-18234 Disposição de Equipamentos – Casa de Comando CDT-18235 Disposição de Equipamentos – Casa de Relés – Setor 500kV CDT-18239 Diagrama Unifilar de Proteção e Medição setor 500kV CDT-18238 Diagrama Unifilar Simplificado Serviços Auxiliares CA – 440V CDT-18237 Diagrama Unifilar Simplificado Serviços Auxiliares CA – 220/127v Setor

500kV CDT-18236 Diagrama Unifilar Simplificado Serfiços Auxiliares CC –125 Vcc Setor

500kV 2.3.4 SE SOBRADINHO

No CHESF DESCRIÇÃO 18.027/03 Diagrama Unifilar Simplificado do Empreendimento Colinas – Sobradinho 11.584/99 Arranjo Físico – Planta – Setores 500/230/13,8 kV 11.584/98 Diagrama Unifilar Simplificado – Setores 500/230/69/13,8 kV

CDT-18240 Disposição de Equipamentos – Sala de comando - Casa de Relés 4 – Casa de Serviços Auxiliares




No CHESF DESCRIÇÃO CDT-18245 Diagrama Unifilar de Proteção e Medição Vãos D e E Setor 500kV CDT-18244 Diagrama Unifilar Simplificado – Serviços Auxiliares CA 460V Painel

QSGS CDT-18243 Diagrama Unifilar Simplificado – Serviços Auxiliares CA – 460 –220/127V

Quadros QDF4-S2/QDF5-S2 CDT-18241 Diagrama Unifilar Simplificado – Serviços Auxiliares CC –125V Painéis

QGC1-S2/QGC2-S2 CDT-18242 Diagrama Unifilar Simplificado – Serviços Auxiliares CC –125V Quadros

QDC13/QDC23




3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO

3.1 GERAL

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

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL

No CCPE DOCUMENTO

S/REF. Caracterização Ambiental Linha de Transmissão 500kV Ribeiro Gonçalves – PI/ Sobradinho – BA, Tomo A: texto e Tomo B: mapa

S/REF. LT 500kV Colinas/Sobradinho – Relatório de Estudo de Diretriz Básica do Traçado e Caracterização Ambiental do Empreendimento




4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS

Conforme previsto no Edital, item 4.8, e para fins de verificação da conformidade com os requisitos técnicos exigidos, a TRANSMISSORA deverá apresentar à ANEEL para liberação o Projeto Básico das instalações e de acordo com o Relatório “Diretrizes para Projeto Básico de Sistemas de Transmissão” - DNAEE-ELETROBRAS e a itemização a seguir. A TRANSMISSORA deverá entregar 3 cópias de toda documentação do Projeto Básico em papel e meio magnético ou ótico.

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA

A TRANSMISSORA deverá apresentar os relatórios dos estudos apresentados no item 1.9. Sempre que solicitado, a TRANSMISSORA deverá comprovar mediante estudo que as soluções adotadas nas especificações e projetos das instalações de transmissão objeto deste anexo são adequadas.

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES

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

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

• Desenho de locação das instalações. • Diagrama unifilar. • Desenho de arquitetura das construções: plantas, cortes e fachadas. • Arranjo geral dos pátios: planta e cortes típicos. • Arranjo dos sistemas de blindagem e aterramento. • Características técnicas dos equipamentos, 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 DA LINHA DE TRANSMISSÃO

Os documentos de projeto básico da linha de transmissão deverão apresentar: 4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO

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




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

retorno de 250 anos 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 maior incidência):

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

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

Relatórios dos Estudos de vibração eólica e de sistemas de amortecimentos para fins de controle da fadiga dos cabos. Projeto do sistema de amortecimento para fins de controle da fadiga dos cabos de forma




a garantir a ausência de danos aos cabos. 4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES:

• Descrição sumária dos sistemas de telecomunicações. • Descrição sumária do sistema de energia (alimentação elétrica). • Diagramas de configuração dos sistemas de telecomunicações. • Diagramas de configuração do sistema de energia. • Diagramas de canalização. • Comentários sobre as alternativas de provedores de telecomunicações prováveis e sistemas

propostos.




5 CRONOGRAMA

A TRANSMISSORA deverá apresentar cronograma de implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO pertencentes a sua concessão, conforme modelos apresentados nas tabelas A e B deste ANEXO 7A, com a indicação de marcos intermediários, para as seguintes atividades não se restringindo a essas: licenciamento ambiental, projeto básico, topografia, instalações de canteiro, fundações, montagem de torres, lançamento dos cabos condutores e instalações de equipamentos, obras civis e montagens das instalações de Transmissão e das Subestações, e comissionamento, que permitam aferir, mensalmente, o progresso das obras e assegurar a entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL no prazo máximo de 24(vinte) meses. A ANEEL poderá solicitar a qualquer tempo a inclusão de outras atividades no cronograma. A TRANSMISSORA deverá apresentar mensalmente à fiscalização da ANEEL, Relatório do andamento da implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, em meio ótico e papel.




5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO

NOME DA EMPRESALINHA DE TRANSMISSÃO DATA MESES No DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA IMPLANTAÇÃO 1 2 3 18 19 20 1 PROJETO BÁSICO 2 ASSINATURA DE CONTRATOS 2.1 EPC – Estudos, projetos e construção 2.2 CCT – Acordo Operativo 2.3 CCI – Acordo Operativo 2.4 Termo de Liberação 3 IMPLANTAÇÃO DO TRAÇADO 4 LOCAÇÃO DE TORRES 5 LICENCIAMENTO AMBIENTAL 5.1 Licença Prévia 5.2 Licença de Instalação 5.3 Licença de Operação 6 AQUISIÇÕES 7 OBRAS CIVIS E MONTAGEM 7.1 Canteiro de Obras 7.2 Faixa de Segurança 7.3 Fundações 7.4 Montagem de Torres 7.5 Lançamento de Cabos 8 ENSAIOS DE COMISSIONAMENTO 9 OPERAÇÃO COMERCIAL OBSERVAÇÕES: DATA DE INÍCIO

DATA DE CONCLUSÃO DURAÇÃO

ASSINATURA CREA No

ENGENHEIRO REGIÃO




5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES

NOME DA EMPRESA SUBESTAÇÂO

DATA

Meses No

DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA OBRA 1 2 3 4 18 19 20

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

OBSERVAÇÕES:

DATA DE CONCLUSÃO DURAÇÃO DA OBRA CREA No ENGENHEIRO

ASSINATURA REGIÃO

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ANEXO 7A LOTE A LINHA DE TRANSMISSÃO 500 KV … 7A... · 1.4.2 Requisitos dos varistores dos equipamentos de compensação reativa série ... enquanto as subestações constam da