Lote a1 Anexo Tecnico Espcecifico Leilao 004 2014

EDITAL DE LEILÃO NO 004/2014-ANEEL ANEXO 6A1 – LOTE A1 – LTS 525KV GRAVATAÍ – CAPIVARI DO SUL E GUAÍBA 3 – CAPIVARI DO SUL, LT 230KV VIAMÃO 3 – CAPIVARI DO SUL E SE 525/230/138KV CAPIVARI DO SUL

VOL. IV - Fl. 1 de 515

ANEXO 6A1 LOTE A1

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO COMPOSTAS POR:

LT 525kV Gravataí – Capivari do Sul;

LT 525kV Guaíba 3 – Capivari do Sul;

LT 230kV Viamão 3 – Capivari do Sul;

SE 525/230/138kV Capivari do Sul.

CARACTERÍSTICAS E

REQUISITOS TÉCNICOS ESPECÍFICOS



ÍNDICE

1. DESCRIÇÃO ..................................................................................................................... 4

1.1. DESCRIÇÃO GERAL ....................................................................................................................... 4

1.2. CONFIGURAÇÃO BÁSICA ............................................................................................................. 4

2. LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA....................................................................... 6

2.1. REQUISITOS GERAIS ..................................................................................................................... 6

2.2. CAPACIDADE DE CORRENTE ....................................................................................................... 6

2.3. REQUISITOS ELÉTRICOS .............................................................................................................. 6 2.3.1. CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS ......................................................................... 6 2.3.2. PERDA JOULE NOS CABOS CONDUTORES .......................................................................................... 7

2.1. REQUISITOS MECÂNICOS ............................................................................................................. 7

2.2. REQUISITOS ELETROMECÂNICOS .............................................................................................. 7 2.2.1. SINALIZAÇÃO AÉREA DE GRANDES TRAVESSIAS DE RIO ....................................................................... 8

3. LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE SUBTERRÂNEA – LTAS .......................................................................................................... 9

4. LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA – LTS ........................................................ 9

5. SUBESTAÇÕES ................................................................................................................ 9

5.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS .............................................................................................................. 9

5.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ............................... 9

5.3. CAPACIDADE DE CORRENTE ......................................................................................................10

6. EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO ............................................................................ 11

6.1. UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA ....................................................................11 6.1.1. POTÊNCIA NOMINAL .......................................................................................................................11

6.1.2. COMUTAÇÃO .................................................................................................................................11

6.2. TRANSFORMADOR DEFASADOR ................................................................................................12

6.3. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE .............................................................................................12

6.4. BANCO DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ..............................................................................12

6.5. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS - CER ..............................................................12

6.6. COMPENSADOR SÍNCRONO ........................................................................................................12

7. SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ................................................................ 12



7.1. ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS .....................................................................12

7.2. EQUIPAMENTOS DA REDE DE SUPERVISÃO E NÃO INTEGRANTES DA REDE DE OPERAÇÃO. ................................................................................................................................................14

7.3. REQUISITOS PARA MEDIÇÃO SINCROFASORIAL .....................................................................15 I. DEFINIÇÕES ..............................................................................................................................15 II. REQUISITOS GERAIS ................................................................................................................15

III. TIPOS DE MEDIÇÃO ..................................................................................................................15

IV. EXATIDÃO DA MEDIÇÃO ...........................................................................................................16 V. IDADE DO DADO ........................................................................................................................16 VI. TAXA DE ENVIO DAS MEDIÇÕES SINCROFASORIAIS ............................................................16 VII. ENTREGA DOS DADOS .............................................................................................................16 VIII. PROTOCOLO DE COMUNICAÇÃO ............................................................................................16 IX. IEDS ............................................................................................................................................17

X. RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE SINCROFASORES DO AGENTE .....................17

8. DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO ............................. 18

8.1. RELATÓRIOS DE ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ........................................18 8.1.1. ESTUDOS (RELATÓRIOS R1 E R2) .....................................................................................................18 8.1.2. MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO (RELATÓRIOS R3) .........................................................................18

8.1.3. CARACTERÍSTICAS DOS EQUIPAMENTOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES (RELATÓRIOS R4) ....................19

9. CRONOGRAMA .............................................................................................................. 20

9.1. CRONOGRAMA FÍSICO DO EMPREENDIMENTO ........................................................................21

EDITAL DE LEILÃO NO 001/2014-ANEEL ANEXO 6A1 – LOTE A1 – LTS 525KV GRAVATAÍ – CAPIVARI DO SUL E GUAÍBA 3 – CAPIVARI DO SUL, LT 230KV VIAMÃO 3 – CAPIVARI DO SUL E SE 525/230/138-13,8KV CAPIVARI DO SUL


1. DESCRIÇÃO

1.1. DESCRIÇÃO GERAL

Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos específicos das instalações de transmissão compostas por:

(a) LT 525kV Gravataí – Capivari do Sul;

(b) LT 525kV Guaíba 3 – Capivari do Sul;

(c) LT 230kV Viamão 3 – Capivari do Sul;

(d) SE 525/230/138-13,8kVkV Capivari do Sul.

1.2. CONFIGURAÇÃO BÁSICA

A configuração básica é caracterizada pelas instalações listadas nas tabelas a seguir.

TABELA 1-1 – OBRAS DE LINHAS DE TRANSMISSÃO

Origem Destino Circuito Extensão (km) Tensão (kV)

Gravataí Capivari do Sul Circuito Simples – C1 83 525

Guaíba 3 Capivari do Sul Circuito Simples – C1 178 525

Viamão 3 Capivari do Sul Circuito Simples – C1 65 230

TABELA 1-2 – OBRAS DE SUBESTAÇÕES

Subestação Tensão (kV) Empreendimentos principais

Gravataí 525 1 Módulo de Entradas de Linha – EL – DJM

1 Módulo de Interligação de Barras – IB – DJM

Guaíba 3 525 1 Módulo de Entradas de Linha – EL – DJM

1 Módulo de Conexão de Reator de Linha sem disjuntor

1 Banco de Reator de Linha composto por 3 x 16,67 Mvar

Capivari do Sul

525 1 Módulo de Infraestrutura Geral – DJM

3 Módulos de Infraestrutura de Manobras – DJM

2 Módulos de Entrada de Linha – EL – DJM

3 Módulos de Interligação de Barras – IB - DJM

1 Módulo de Conexão de Reatores de Linha com disjuntor

3 Bancos de Reatores de 100 Mvar, composto por unidades monofásicas (9+2) x 33,3 Mvar

2 Módulos de Conexão de Reatores de Barra – DJM

2 Módulos de Conexão de unidades de transformação – DJM

2 bancos de transformação 525/√3-230/√3-13,8kV, compostos por unidades monofásicas (6+1) x 224 MVA

230 1 Módulo de Interligação de Barras – IB – BD4

1 Módulos de Entrada de Linha – EL – BD4



4 Módulos de Conexão de Transformação – BD4

2 unidades de Transformação 230/138-13,8kV de 100 MVA cada

138 1 Módulo de Interligação de Barras – IB – BD4

3 Módulos de Entrada de Linha – EL – BD4

2 Módulos de Conexão de Transformação – BD4

Viamão 3 230 1 módulo de Entrada de Linha – EL – BD4

Legenda: DJM – Disjuntor e Meio; BD4 – Barra Dupla com 4 chaves; BD5 – Barra Dupla com 5 chaves; BPT – Barra Principal e Transferência.

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

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

Em caso de proposição de configuração alternativa, o projeto das compensações reativas série e derivação das linhas de transmissão deve ser definido de forma que o conjunto formado pelas linhas e suas compensações atendam aos requisitos constantes nos estudos de planejamento referenciados neste anexo e demais critérios constantes no Anexo 6 e neste anexo específico.

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

(a) Níveis de tensão (somente CA);

(b) Distribuição de fluxo de potência em regime permanente;

(c) A localização da SE Capivari do Sul além de um raio de 2 km de extensão;

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



2. LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA

2.1. REQUISITOS GERAIS

Não se aplica

2.2. CAPACIDADE DE CORRENTE

As linhas ou trechos de linha de transmissão devem ter capacidades operativas de longa e de curta duração não inferiores aos valores indicados na tabela a seguir.

TABELA 2-1 – CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA E DE CURTA DURAÇÃO

Linha ou trecho(s) de linha de transmissão Longa duração (A) Curta duração (A)

LT 525 kV Gravataí – Capivari do Sul 2555 314

LT 525 kV Guaíba 3 – Capivari do Sul 2540 3125

LT 230 kV Viamão 3 – Capivari do Sul 1435 1765

A capacidade de corrente de longa duração corresponde ao valor de corrente da linha de transmissão em condição normal de operação e deve atender às diretrizes fixadas pela norma técnica NBR 5422 da ABNT. A capacidade de corrente de curta duração refere-se à condição de emergência estabelecida na norma técnica NBR 5422 da ABNT.

2.3. REQUISITOS ELÉTRICOS

2.3.1. CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS

No dimensionamento dos cabos para-raios, deve ser adotada a corrente de curto-circuito indicada nas tabelas abaixo, conforme o caso:

(a) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para o dimensionamento dos novos cabos para-raios da linha de transmissão em projeto.

O dimensionamento dos cabos para-raios – seja no caso de nova linha de transmissão ou de novos trechos de linha originados a partir de seccionamento de LTA existente – deve adotar, como premissa, no mínimo, os valores de corrente de curto-circuito fase-terra indicados na Tabela 2-2 – Corrente(s) de curto-circuito na(s) SE(s) terminal(is) para o dimensionamento dos cabos para-raios de nova LTA ou novo(s) trecho(s) de LTA em projeto, a seguir. Esses valores de corrente estão referidos ao nível de tensão dos barramentos das subestações terminais.

TABELA 2-2 – CORRENTE(S) DE CURTO-CIRCUITO NA(S) SE(S) TERMINAL(IS) PARA O DIMENSIONAMENTO DOS CABOS PARA-RAIOS DE NOVA LTA OU NOVO(S) TRECHO(S) DE LTA EM PROJETO

Linha ou trecho(s) de linha de transmissão

Subestação(ões) terminal(is)

Nível de tensão do barramento de referência

Valor de corrente de curto-circuito fase-terra (kA)

LT 525kV Gravataí – Capivari do Gravataí 525 kV 50



Sul

Capivari do Sul 50

LT 525kV Guaíba 3 – Capivari do Sul

Guaíba 3 525 kV

50

Capivari do Sul 50

LT 230kV Viamão 3 – Capivari do Sul

Viamão 3 230 kV

40

Capivari do Sul 40

2.3.2. PERDA JOULE NOS CABOS CONDUTORES

A resistência de sequência positiva por unidade de comprimento da linha ou trechos de linha de transmissão deve ser igual ou inferior à da configuração básica, conforme indicado na Tabela 2-3 – Resistência de sequência positiva da linha por unidade de comprimento (Ω/km).

TABELA 2-3 – RESISTÊNCIA DE SEQUÊNCIA POSITIVA DA LINHA POR UNIDADE DE COMPRIMENTO (Ω/KM)

Linha ou trecho(s) de linha de transmissão

Temperatura de referência (°C)

Resistência de sequência positiva da linha por unidade

de comprimento (Ω/km)

LT 525 kV Gravataí – Capivari do Sul

50 0,0258

LT 525kV Guaíba 3 – Capivari do Sul

50 0,0258

LT 230 kV Viamão 3 – Capivari do Sul

50 0,0416

2.1. REQUISITOS MECÂNICOS

No caso específico das grandes travessias de rio o nível de confiabilidade do projeto eletromecânico, expresso pelo período de retorno do vento extremo, deve ser compatível com o nível 3 preconizado na IEC 60826. Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 500 anos. Deverá ser descrita no projeto básico e atestada a conformidade pela ANEEL a metodologia utilizada pela TRANSMISSORA para a determinação das velocidades e pressões de vento adotadas no dimensionamento dos cabos condutor e para-raios aplicados nos trechos da LTA que contém grandes travessias de rio. Deverão ser previstos mecanismos de controle de vibrações e, se necessário a instalação de espaçadores ao longo do vão nas grandes travessias de rio para evitar a aproximação dos condutores devido ao balanço assíncrono. Deverá ser descrita no projeto básico e atestada a conformidade pela ANEEL, a metodologia utilizada pela TRANSMISSORA para determinação das velocidades e pressões de vento adotadas no dimensionamento das estruturas especiais utilizadas nas grandes travessias de rio.



2.2. REQUISITOS ELETROMECÂNICOS

2.2.1. SINALIZAÇÃO AÉREA DE GRANDES TRAVESSIAS DE RIO

Caso se adote a configuração aérea nas grandes travessias de rio, a TRANSMISSORA deve verificar a necessidade de instalação de sinalização, diurna e noturna, compatível com a altura dos cabos e, sendo necessária, projetar a instalação e aprovar a mesma nos órgãos reguladores competentes.



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

Não se aplica.

4. LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA – LTS

Não se aplica.

5. SUBESTAÇÕES

5.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS

A TRANSMISSORA acessante às subestações Gravataí, Viamão 3 e Guaíba 3 deverá observar os critérios e requisitos básicos dessas subestações, bem como providenciar as obras de infra-estrutura incluídas no Módulo Geral – Resolução ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de 2005, necessárias para a instalação, manutenção e operação do módulo de Entrada de Linha. Entre as possíveis obras necessárias encontram-se, dentre outros: a extensão de barramentos, compra de terreno, serviços auxiliares, cabos, tubos, estruturas, suportes, pórticos, cercas divisórias de seus ativos, conexões de terra entre seus equipamentos e a malha de terra da subestação, canaletas secundárias e recomposição da infra-estrutura construída como, por exemplo, reposição de britas.

Na subestação Capivari do Sul, deverão ser realizadas todas as obras de infra-estrutura, descritas no módulo geral – Resolução ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de 2005, como terraplenagem, drenagem, malha de terra, serviço auxiliar, casa de comando, acesso, dentre outras, para a instalação, manutenção e operação dos módulos de Entrada de Linha, Interligação de Barras, unidades de transformação e outros.

A área mínima a ser considerada para a subestação Capivari do Sul é de 270.000 m² (duzentos e setenta mil metros quadrados), devendo contemplar espaço suficiente para as futuras ampliações descritas nos relatórios referenciados neste anexo.

Deverá ser previsto espaço adicional, externo e contíguo à casa de comando da TRANSMISSORA, com área no mínimo igual à utilizada para a construção desta. Este espaço ficará reservado para expansões futuras da casa de comando da TRANSMISSORA ou alternativamente para eventuais novas casas de comando de outras transmissoras, quando da implantação de novas instalações de transmissão.

Devem ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações das subestações Guaíba 3, Gravataí e Viamão 3, conforme especificados nos relatórios referenciados neste anexo.

5.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES

A Transmissora deve seguir as configurações de barramento explicitadas na Tabela 1-2.


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Subestação Nível de tensão Configuração

Guaíba 3 525 kV disjuntor e meio (DJM)

Gravataí 525 kV disjuntor e meio (DJM)

Viamão 3 230 kV barra dupla com quatro chaves (BD4)

Capivari do Sul 525 kV disjuntor e meio (DJM)

Capivari do Sul 230 kV barra dupla com quatro chaves (BD4)

5.3. CAPACIDADE DE CORRENTE

(a) Corrente em regime permanente

As correntes nominais dos barramentos das subestações (em todos os seus níveis) e dos demais equipamentos devem ser dimensionadas para atender, no mínimo, aos requisitos estabelecidos no Anexo 6 (Anexo Técnico Geral) e aos requisitos específicos estabelecidos a seguir:

A corrente nominal dos disjuntores e chaves seccionadoras de vãos de linha de 525 kV das Subestações Guaíba 3, Gravataí e Capivari do Sul deve ser de no mínimo 4.000 A, ou superior, caso a Transmissora determine esta necessidade.

A corrente nominal dos disjuntores e chaves seccionadoras de vãos de linha de 230 kV da Subestação Viamão 3 deve ser de no mínimo 2.000 A, ou superior, caso a Transmissora determine esta necessidade.

A corrente nominal dos disjuntores e chaves seccionadoras de vãos de linha de 230kV da Subestação Capivari do Sul deve ser de no mínimo 2.000 A, ou superior, caso a Transmissora determine esta necessidade. Já para os disjuntores e chaves seccionadoras dos vãos de 230kV das unidades de transformação da Subestação Capivari do Sul a corrente nominal deve ser de no mínimo 2500 A, ou superior, caso a Transmissora determine esta necessidade.

Para o pátio de 138 kV da Subestação Capivari do Sul a corrente nominal dos disjuntores e chaves seccionadoras dos vãos das unidades de transformação deve ser de no mínimo 1250 A, ou superior, caso a Transmissora determine esta necessidade.

(b) Capacidade de curto-circuito

Os equipamentos e demais instalações devem suportar, no mínimo, nos pátios de 500 kV das Subestações Guaíba 3, Gravataí e Capivari do Sul, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir:

corrente de curto-circuito nominal: 50 kA

valor de crista da corrente suportável nominal: 130,0 kA (fator de assimetria de 2,6)

Os equipamentos e demais instalações devem suportar, no mínimo, nos pátios de 230 kV das Subestações de Capivari do Sul e Viamão 3, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir:

corrente de curto-circuito nominal: 40 kA


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Os equipamentos e demais instalações devem suportar, no mínimo, no pátio de 138 kV da Subestação Capivari do Sul, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir:

corrente de curto-circuito nominal: 31,5 kA


Ressalta-se que o atendimento a fatores de assimetria superiores àqueles acima definidos pode ser necessário em função dos resultados dos estudos, considerando inclusive o ano horizonte de planejamento, a serem realizados pela TRANSMISSORA, conforme descrito no item 11 do Anexo 6 (Anexo Técnico Geral).

6. EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO

6.1. UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA

As unidades de transformação de potência devem atender aos requisitos estabelecidos no Anexo 6 (Anexo Técnico Geral) e aos requisitos específicos estabelecidos a seguir:

6.1.1. POTÊNCIA NOMINAL

As unidades de transformação monofásicas (500/√3-230/√3-13,8kV) da SE Capivari do Sul deverão ser especificadas com potência nominal de 224 MVA, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tape especificado, inclusive para a unidade de transformação de potência reserva.

As unidades de transformação trifásicas (230/138-13,8kV) da SE Capivari do Sul deverão ser especificadas com potência nominal de 100 MVA, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tape especificado.

6.1.2. COMUTAÇÃO

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

As unidades de transformação devem ser providas de comutadores de derivação em carga. A TRANSMISSORA definirá o enrolamento onde serão instalados os comutadores.

Devem ser especificados para as unidades de transformação monofásicas 500/√3-230/√3-13,8 kV da subestação Capivari do Sul a faixa de derivações de tape de no mínimo ±10% da tensão nominal, com no mínimo 19 posições de ajuste.

Devem ser especificados para as unidades de transformação trifásicas (230/138-13,8 kV) da subestação Capivari do Sul a faixa de derivações de tape de no mínimo ±15% da tensão nominal, com no mínimo 21 posições de ajuste

Caso os estudos de fluxo de potência, a serem executados durante a etapa de projeto básico, identifiquem a necessidade de uma faixa mais extensa de tapes, a Transmissora deverá atendê-la.


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6.2. TRANSFORMADOR DEFASADOR

Não se aplica

6.3. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE

Não se aplica

6.4. BANCO DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO

Não se aplica

6.5. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS - CER

Não se aplica

6.6. COMPENSADOR SÍNCRONO

Não se aplica

7. SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE

7.1. ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS

A supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico, estando hoje na região de Guaíba 3, Gravataí, Capivari do Sul e Viamão 3, estruturada em um sistema hierárquico com sistemas de supervisão e controle instalados em 2 Centros de Operação do ONS, quais sejam:

Centro Regional de Operação Sul – COSR-S;

Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico - CNOS.

Esta estrutura é apresentada de forma simplificada, para fins meramente ilustrativos, na figura a seguir, sendo que a TRANSMISSORA deverá prover as interconexões de dados entre o Centro de Operação do ONS (exceto o CNOS) e cada um dos sistemas de supervisão das subestações envolvidas, devidamente integrados aos existentes. A interconexão de dados com o Centro do ONS se dá através de dois sistemas de aquisição de dados, sendo um local (SAL) e outro remoto (SAR). SAL e SAR são sistemas de aquisição de dados (front-ends) do ONS que operam numa arquitetura de alta disponibilidade, sendo o (SAL) localizado no centro de operação de propriedade do ONS (COSR), e o outro (SAR), localizado em outra instalação designada pelo ONS.


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CNOS (1)

Recursos providos

pelos Agentes

Recursos do

ONS

Rede de Comunicação Operativa do ONS

SSC-S (2)

COSR-S (1)

SA do SSC-S (3)

SAL SAR

Legenda:

(1) Centros de Operação utilizados pelo ONS:

CNOS – Centro Nacional de Operação do Sistema

COSR-S- Centro Regional de Operação Sul

(2) Sistema de Supervisão e Controle do COSR-S

(3) Sistema de Aquisição de Dados (SA) compreendido por um SA local (SAL) e um SA remoto (SAR)

(4) Recursos de supervisão e controle nas subestações:

GRA - Subestação Gravataí

VIA3 - Subestação Viamão 3

CAPS - Subestação Capivari do Sul

GUA3 - Subestação Guaíba 3

Barramento Lógico de

suporte dos SSCs aos COSs

GUA3 (4)CAPS (4)VIA3 (4)GRA (4)

FIGURA 7-1 – ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS

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

Interconexão com o Centro Regional de Operação Sul (COSR-S), para o atendimento aos requisitos de supervisão e controle dos equipamentos das linhas de transmissão e subestações objeto deste leilão, através de dois sistemas de aquisição de dados, um local (SAL) e outro remoto (SAR).

Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros do ONS poderá se dar por meio de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos para supervisão e controle e


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telecomunicações. Neste edital, este centro é genericamente chamado de “Concentrador de Dados”. Neste caso, a estrutura dos centros apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e os COSR-S do ONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação.

A figura a seguir ilustra uma possível configuração.

CNOS (1)

Recursos providos

pelos Agentes

Recursos do

ONS

Rede de Comunicação Operativa do ONS

SSC-S (2)

COSR-S (1)

Barramento Lógico de

suporte dos SSCs aos COSs

SA do SSC-S (3)

SAL SAR

Legenda:

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

(5) CD – Concentrador de dados, nome genérico dado para um sistema de supervisão e controle que se interponha

entre as instalações e os centros do ONS.

CD(5)

GUA3 (4)CAPS (4)VIA3 (4)GRA (4)

FIGURA 7-2 – ARQUITETURA ALTERNATIVA DE INTERCONEXÃO COM O ONS.

7.2. EQUIPAMENTOS DA REDE DE SUPERVISÃO E NÃO INTEGRANTES DA REDE DE OPERAÇÃO.

Os equipamentos integrantes da rede de supervisão mas não integrantes da rede de operação devem atender os requisitos de supervisão apresentados no subitem “Requisitos para a supervisão de equipamentos da rede de supervisão e não integrantes da rede de operação”. Fazem parte da rede de supervisão os equipamentos relacionados a seguir:


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- Barramento de 138 kV da SE Capivari do Sul incluindo 1 interligação de barras e 3 entradas de linha 138 kV. As conexões de transformador fazem parte da rede de operação.

7.3. REQUISITOS PARA MEDIÇÃO SINCROFASORIAL

I. DEFINIÇÕES

GPS - Global Positioning System - Sistema de satélites do governo americano que disponibiliza uma referência tempo com precisão de micro-segundos.

IED – Inteligent Electronic Device - Dispositivo microprocesssado multi-funcional utilizado para processamento de informações em subestações. Os IEDs podem realizar funções tais como proteção, automação e controle de equipamentos primários da subestação, assim como medição e registro de grandezas analógicas e digitais destes equipamentos. Exemplos: Relés de Proteção, Registradores Digitais de Perturbação, Multimedidores, etc.

PDC - Phasor Data Concentrator - Concentrador de Dados Fasoriais - Servidor de dados fasoriais que recebe todas as medições sincrofasoriais e disponibilizam ferramentas que fazem uso dessa tecnologia para apoio à tomada de decisão em tempo real e nas análises dos desempenhos dinâmicos durante distúrbios pela pós-operação.

RDS - Rede de Dados Sincrofasoriais - solução de telecomunicações para comunicação das PMUs instaladas nas subestações dos agentes com os PDCs do ONS.

PMU – Phasor Measurement Unit - unidade de medição sincrofasorial - disponibiliza medições de corrente, tensão e frequência sincronizadas no tempo por meio de GPS a altas taxas de atualização (ex: 60 amostras por segundo por grandeza). Conforme norma IEEE C37.118 v2011 a PMU pode ser configurada para duas finalidades: Proteção ou Medição.

II. REQUISITOS GERAIS

Atender ao item 6.1.1 do submódulo 2.7 – Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.

Atender ao item 6.3.5 do submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.

Atender ao item 6.4 do submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.

É responsabilidade do agente prover todas as interligações de dados necessárias para disponibilizar as medições sincrofasoriais realizadas pelas PMUs até a RDS.

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

As PMUs devem atender aos requisitos de supervisão e controle exigidos pelo ONS.

III. TIPOS DE MEDIÇÃO

As PMUs deverão ser configuradas como PMU de Medição. Deverão ser disponibilizadas as seguintes medições sincrofasoriais:


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(a) Medição de módulo, ângulo, frequência e taxa da variação de frequência das 3 fases das tensões de todos os terminais de linha com tensões iguais ou superiores a 345 kV;

(b) Medição de módulo e ângulo das 3 fases das correntes de todos os terminais de linha com tensões iguais ou superiores a 345 kV;

(c) Medição de módulo, ângulo, frequência e taxa de variação de frequência da fase da tensão da seção de barra onde o terminal de linha se conecta à Rede de Operação.

Para cálculo dos sincrofasores de corrente as PMUs deverão utilizar os sinais disponibilizados pelos enrolamentos dos TCs do Sistema de Proteção.

IV. EXATIDÃO DA MEDIÇÃO

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

Tais exatidões devem englobar toda a cadeia de equipamentos utilizados, tais como TPs, TCs, transdutores, etc.

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

V. IDADE DO DADO

Define-se como idade máxima do dado o tempo máximo decorrido entre o instante de ocorrência de seu valor na instalação e sua recepção na RDS do ONS. A idade máxima de uma medição sincrofasorial é de 500 milissegundos.

VI. TAXA DE ENVIO DAS MEDIÇÕES SINCROFASORIAIS

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

VII. ENTREGA DOS DADOS

As medições deverão ser entregues no ponto de presença da RDS indicado pelo ONS por meio de rede de telecomunicações estabelecida em comum acordo com o ONS.

VIII. PROTOCOLO DE COMUNICAÇÃO

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

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


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

IX. IEDS

Os IEDs com função PMU devem ter recursos que possibilitem a intervenção das equipes de manutenção sem desligamento de componentes primários.

Os materiais e equipamentos a serem utilizados devem ser projetados, fabricados, montados e ensaiados em conformidade com as últimas revisões das normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT no que for aplicável, e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da International Electrotechnical Commission – IEC ou da American National Standards Institute – ANSI, nessa ordem de preferência.

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

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

Os IEDs a serem instalados deverão atender a norma IEEE C37.118.1a-2014 e IEEE C37.118.2-2011.

X. RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE SINCROFASORES DO AGENTE

Deverão ser fornecidos os serviços de dados atendendo a classe A estabelecida no item 4.1.1 do submódulo 13.2 - revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede e ao item 4.2 do submódulo 13.2 - revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.


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8. DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO

Os relatórios de Estudos de Engenharia e Planejamento para as linhas de transmissão e para as subestações interligadas estão relacionados a seguir.

Estes relatórios e documentos são partes integrantes deste anexo devendo suas recomendações ser consideradas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos para implantação das instalações, exceto quando disposto de forma diferente no Edital, incluindo este Anexo Técnico.

8.1. RELATÓRIOS DE ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO

8.1.1. ESTUDOS (RELATÓRIOS R1 E R2)

Nº EMPRESA DOCUMENTO

Relatório R1 – EPE-DEE-DEA-RE-046/2013-rev0, de 20 de agosto de 2013

Estudo Prospectivo para Avaliação da Integração do Potencial Eólico do Estado do Rio Grande do Sul

Relatório R1 – EPE-DEE-RE-006/2013-rev0, de 20 de agosto de 2013

Estudo Prospectivo para Avaliação da Integração do Potencial Eólico do Estado do Rio Grande do Sul

Relatório R2 – sem número, de junho de 2014, Eletrosul

LT 525kV Gravataí 2 – Capivari do Sul - Volume I – Detalhamento da Alternativa de Referência - Análises de Regime Permanente, Curto-circuito e Sobretensões a Frequência Fundamental


LT 525kV Gravataí 2 – Capivari do Sul - Volume II – Análises de Transitórios Eletromagnéticos


LT 525kV Guaíba 3 – Capivari do Sul – Volume I – Detalhamento da Alternativa de Referência - Análises de Regime Permanente, Curto-circuito e Sobretensões a Frequência Fundamental


LT 525kV Guaíba 3 – Capivari do Sul – Volume II – Análises de Transitórios Eletromagnéticos


LT 230kV Capivari do Sul – Viamão 3 – Volume I – Detalhamento da Alternativa de Referência - Análises de Regime Permanente, Curto-circuito e Sobretensões a Frequência Fundamental


LT 230kV Capivari do Sul – Viamão 3 – Volume II – Análises de Transitórios Eletromagnéticos

8.1.2. MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO (RELATÓRIOS R3)

A TRANSMISSORA deve implantar as instalações de transmissão deste LOTE, observando a legislação e os requisitos ambientais aplicáveis.


Relatório R3 – sem número, de março de 2014, Eletrosul

LT 525kV Gravataí 2 – Capivari do Sul – Volume 1 – Relatório Texto


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LT 525kV Gravataí 2 – Capivari do Sul – Volume 2 – Mapeamento Temático


LT 525kV Gravataí 2 – Capivari do Sul – Volume 3 – Relatório Fotográfico


LT 525kV Guaíba 3 – Capivari do Sul – Volume 1 – Relatório Texto


LT 525kV Guaíba 3 – Capivari do Sul – Volume 2 – Mapeamento Temático


LT 525kV Guaíba 3 – Capivari do Sul – Volume 3 – Relatório Fotográfico


LT 230kV Capivari do Sul – Viamão 3 – Volume 1 – Relatório Texto


LT 230kV Capivari do Sul – Viamão 3 – Volume 2 – Mapeamento Temático


LT 230kV Capivari do Sul – Viamão 3 – Volume 3 – Relatório Fotográfico

8.1.3. CARACTERÍSTICAS DOS EQUIPAMENTOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES (RELATÓRIOS R4)


Relatório R4 – , nº S022-400-010 – R-0, de 11 de dezembro de 2013, Eletrosul

SE Gravataí 525/230kV – Saída LT Capivari do Sul 525kV - Características e Requisitos Básicos das Instalações Existentes

Relatório R4 – nº CVS-0002 – R-0, de junho de 2014, Eletrosul

SE Capivari do Sul 525/230/138kV Implantação – Características e Requisitos dos Principais Equipamentos e Instalações Previstos na SE

Relatório R4 – nº S150-400-0001 – R-0, de março de 2014, Eletrosul

SE Guaíba 3 525/230kV – Características e Requisitos dos Principais Equipamentos e Instalações Previstos na SE – nº Características e Requisitos dos Principais Equipamentos e Instalações Previstos na SE

Relatório R4 – sem número, de 21 de março de 2014, CEEE-GT

SE Viamão 3 – EL 230kV Capivari do Sul - Caracterização da Rede Existente


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9. CRONOGRAMA

A TRANSMISSORA deve apresentar cronograma de implantação das instalações de transmissão pertencentes a sua concessão, conforme modelo apresentado neste ANEXO 6A1, de maneira que permita aferir o progresso das obras e assegurar a entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL na data estabelecida no contrato de concessão.

O prazo previsto para obtenção da (LI) Licença de Instalação, não poderá ser inferior a 18 meses.

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

A TRANSMISSORA deve atualizar mensalmente, em formato a ser estabelecido pela fiscalização da ANEEL, o cronograma do empreendimento.


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9.1. CRONOGRAMA FÍSICO DO EMPREENDIMENTO

Nome da Empresa:

Empreendimento:

Data: Meses

No Descrição das Etapas da Implantação

1 Projeto Básico

2 Assinatura de Contratos

2.1 Estudos, Projetos, Construção

2.2 Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão CCT

2.3 Contrato de Compartilhamento de Instalação CCI

2.4 Contrato de Prestação de Serviço de Transmissão

3 Declaração de Utilidade Pública

3.1 Solicitação

3.2 Obtenção

4 Licenciamento Ambiental

4.1 Termo de Referência TR

4.2 EIA/RIMA ou RAS

4.3 Licença Prévia LP

4.4 Licença de Instalação LI

4.5 Autorização de Supressão de Vegetação ASV

4.6 Licença de Operação LO

5 Projeto Executivo

6 Aquisições de Equipamentos e Materiais

6.1 Pedido de Compra

6.2 Estruturas

6.3 Cabos e Condutores

6.4 Equipamentos Principais (TR e CR)

6.5 Demais Equipamentos (Dj, Secc, TC, TP, PR)

6.6 Painel de Proteção, Controle e Automação

7 Obras Civis

7.1 Canteiro de Obras

7.2 Fundações

8 Montagem

8.1 Estruturas

8.2 Cabos e Condutores

8.3 Equipamentos Principais (TR e CR)

8.4 Demais Equipamentos (Dj, Secc, TC, TP, PR)

8.5 Painel de Proteção, Controle e Automação

9 Comissionamento

10 Desenvolvimento Físico

11 Desenvolvimento Geral

12 Operação Comercial

Observações: Data de Início Duração

Data de Conclusão

Assinatura CREA No

Engenheiro Região

Documents

Lote a1 Anexo Tecnico Espcecifico Leilao 004 2014