EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
ANEXO 6A
LOTE A
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
COMPOSTAS PELAS
LT 230 kV RIO BRANCO I – FEIJÓ
LT 230 kV FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL
SE 230/69 kV FEIJÓ
SE 230/69 kV CRUZEIRO DO SUL
CARACTERÍSTICAS
E
REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS
DAS
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
VOL. III - Fl. 1 de 96
EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
ÍNDICE
1. DESCRIÇÃO ....................................................................................................................... 7 1.1. DESCRIÇÃO GERAL ....................................................................................................................... 7 1.2. CONFIGURAÇÃO BÁSICA ............................................................................................................. 7 1.3. DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS................................................................................................ 9 1.4. REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................10 1.5. REQUISITOS TÉCNICOS NO CASO DE SECCIONAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO ....10 2. LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA ...................................................................... 11 2.1. REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................11 2.2. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS .............................................................................11 2.2.1. PARÂMETROS ELÉTRICOS ................................................................................................................11 2.2.2. CAPACIDADE DE CORRENTE.............................................................................................................11 2.2.3. REQUISITOS ELÉTRICOS ..................................................................................................................11 2.2.4. REQUISITOS MECÂNICOS ................................................................................................................16 2.2.5. REQUISITOS ELETROMECÂNICOS.....................................................................................................19 3. LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE
SUBTERRÂNEA – LTAS.......................................................................................................... 20 4. LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA – LTS ....................................................... 20 4.1. REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................20 5. SUBESTAÇÕES ................................................................................................................ 21 5.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS .............................................................................................................21 5.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ..............................22 5.3. CAPACIDADE DE CORRENTE ......................................................................................................22 5.4. SUPORTABILIDADE ......................................................................................................................23 5.5. EFEITOS DE CAMPOS ...................................................................................................................24 5.6. INSTALAÇÕES ABRIGADAS ........................................................................................................24 6. EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO.............................................................................. 25 6.1. DISJUNTORES ...............................................................................................................................25 6.2. SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO..............................26 6.3. PARA-RAIOS ..................................................................................................................................26 6.4. TRANSFORMADORES DE CORRENTE E POTENCIAL ...............................................................27 6.5. UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA .....................................................................27 6.6. TRANSFORMADOR DEFASADOR ................................................................................................30 VOL. III - Fl. 2 de 96
EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
6.7. REATORES EM DERIVAÇÃO ........................................................................................................30 6.8. TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO .....................................................................................31 6.9. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE.............................................................................................31 6.10. CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ..................................................................................................31 6.11. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS - CER ..............................................................32 6.12. COMPENSADOR SÍNCRONO ........................................................................................................32 6.13. EQUIPAMENTOS LOCALIZADOS EM ENTRADAS DE LINHA ....................................................32 6.13.1. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA EM VAZIO..................................................................32 6.13.2. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA SOB CARGA EM TERMINAIS COM CAPACITORES SÉRIE ...32 7. SISTEMAS DE PROTEÇÃO ............................................................................................. 33 7.1. DEFINIÇÕES BÁSICAS ..................................................................................................................33 7.2. REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E
TELECOMUNICAÇÕES ...............................................................................................................................34 7.3. REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO .........................................................................................34 7.4. LINHA DE TRANSMISSÃO ............................................................................................................35 7.4.1. GERAL ..........................................................................................................................................35 7.4.2. COMPATIBILIZAÇÃO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO
37 7.4.3. LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV ....................................37 7.4.4. LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL DE 230 KV ................................................................37 7.4.5. LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU INFERIOR A 138 KV ..........................38 7.4.6. ESQUEMAS DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO ......................................................................................38 7.4.7. FUNÇÃO PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO ..................................................................................39 7.5. REQUISITOS PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO MANUAL. ............................................39 7.6. TRANSFORMADORES OU AUTOTRANSFORMADORES ...........................................................40 7.6.1. TRANSFORMADORES CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO NOMINAL É IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV .......40 7.6.2. TRANSFORMADORES OU AUTOTRANSFORMADORES CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO NOMINAL É 230 KV
40 7.7. TRANSFORMADORES DE ATERRAMENTO ................................................................................41 7.8. REATORES EM DERIVAÇÃO ........................................................................................................41 7.9. CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ..................................................................................................43 7.10. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE.............................................................................................43 7.11. BANCOS DE FILTROS ...................................................................................................................44 7.12. COMPENSADOR ESTÁTICO .........................................................................................................44 7.13. COMPENSADORES SÍNCRONOS .................................................................................................44 7.14. BARRAMENTOS COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 138 KV ...........................44 7.15. FALHA DE DISJUNTOR COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 138 KV ................45 7.15.1. SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO ...............................................................................................45 VOL. III - Fl. 3 de 96
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ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
8. SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ................................................................. 48 8.1. INTRODUÇÃO ................................................................................................................................48 8.2. REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES .....................48 8.2.1. REQUISITOS GERAIS .......................................................................................................................48 8.2.2. INTERLIGAÇÃO DE DADOS ...............................................................................................................49 8.2.3. RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES....................................................................51 8.3. REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À
REDE DE OPERAÇÃO ................................................................................................................................51 8.3.1. INTERLIGAÇÃO DE DADOS ...............................................................................................................51 8.3.2. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA A SUPERVISÃO DO SISTEMA ELÉTRICO ............................................52 8.3.3. INFORMAÇÕES E TELECOMANDOS REQUERIDOS PARA O CONTROLE AUTOMÁTICO DE GERAÇÃO (CAG) 53 8.3.4. TELECOMANDOS REQUERIDOS PARA O CONTROLE AUTOMÁTICO DE TENSÃO ......................................54 8.3.5. REQUISITOS DE QUALIDADE DA INFORMAÇÃO ....................................................................................54 8.4. REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS .........................................................56 8.4.1. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS..................................................56 8.4.2. TRANSFORMADORES E AUTOTRANSFORMADORES: ............................................................................56 8.4.3. REATORES EM DERIVAÇÃO: .............................................................................................................57 8.4.4. BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO: .......................................................................................57 8.4.5. LINHAS DE TRANSMISSÃO:...............................................................................................................57 8.4.6. BARRAMENTOS: .............................................................................................................................58 8.4.7. COMPENSADORES SÍNCRONOS: .......................................................................................................58 8.4.8. COMPENSADORES ESTÁTICOS: ........................................................................................................59 8.4.9. DISJUNTORES: ...............................................................................................................................59 8.4.10. SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO – SEP (ECS, ECE E ERAC): ...................................................59 8.4.11. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE: ....................................................................................................60 8.4.12. REQUISITOS DE QUALIDADE DOS EVENTOS .......................................................................................60 8.5. ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS .....................................................................60 8.6. ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE
TRANSMISSÃO. ..........................................................................................................................................62 8.7. REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE CONCESSIONÁRIO DA(S)
INSTALAÇÃO(ÕES) (SUBESTAÇÃO(ÕES)) COMPARTILHADA(S) DA REDE DE OPERAÇÃO. ...........62 8.8. AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E
CONTROLE ..................................................................................................................................................63 8.8.1. GERAL ..........................................................................................................................................63 8.8.2. CONCEITO DE INDISPONIBILIDADE DE RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE....................................64 8.8.3. CONCEITO DE QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ............................................64 8.9. REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE
SUPERVISÃO E CONTROLE ......................................................................................................................65 8.9.1. REQUISITOS DE CADASTRAMENTO DE EQUIPAMENTOS .......................................................................65 8.9.2. REQUISITOS PARA TESTE DE CONECTIVIDADE DA(S) INTERCONEXÃO(ÕES) E TESTES PONTO A PONTO ....66 9. REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ...... 68 9.1. REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................68 9.2. REQUISITOS FUNCIONAIS ...........................................................................................................68 VOL. III - Fl. 4 de 96
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ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
9.3. REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES
69 9.4. REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES....................................................69 9.4.1. TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV ...............69 9.4.2. TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL INFERIOR A 345 KV ..............................69 9.4.3. BARRAMENTOS ..............................................................................................................................70 9.4.4. TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO NOMINAL É IGUAL OU
SUPERIOR A 345 KV ....................................................................................................................................70 9.4.5. TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO NOMINAL É INFERIOR A
345 KV 70 9.4.6. REATORES EM DERIVAÇÃO. .............................................................................................................70 9.4.7. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE .....................................................................................................71 9.4.8. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS (CER) ..........................................................................71 9.4.9. BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ........................................................................................71 9.4.10. COMPENSADORES SÍNCRONOS .............................................................................................71 10. REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES........................ 72 10.1. REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................72 10.1.1. DISPONIBILIDADE ...........................................................................................................................72 10.1.2. QUALIDADE ...................................................................................................................................72 10.1.3. SISTEMA DE ENERGIA .....................................................................................................................73 10.1.4. SUPERVISÃO .................................................................................................................................73 10.1.5. INFRAESTRUTURA ..........................................................................................................................73 10.1.6. ÍNDICES DE QUALIDADE ...................................................................................................................74 10.1.7. CONTATO TÉCNICO ........................................................................................................................74 10.2. REQUISITOS TÉCNICOS DOS CANAIS PARA TELEPROTEÇÃO ..............................................74 10.3. TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU
SUPERIOR A 345 KV...................................................................................................................................75 10.4. TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO DE 230 KV .....................75 10.5. REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ ...................................................75 10.5.1. ENTRE SUBESTAÇÕES ADJACENTES .................................................................................................75 10.5.2. COM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL .................................................................................................75 10.5.3. SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL .................................................................................................76 10.5.4. OUTROS........................................................................................................................................76 10.6. REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS ..............................................77 10.6.1. SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA SUPERVISÃO E CONTROLE ............................................77 10.6.2. COM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL .................................................................................................77 10.6.3. SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL .................................................................................................77 10.6.4. RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ...................78 10.6.5. OUTROS SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS ..............................................................................78 11. DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS
DESTE ANEXO TÉCNICO........................................................................................................ 79 11.1. TENSÃO OPERATIVA ....................................................................................................................79 11.2. SOBRETENSÃO ADMISSÍVEL PARA ESTUDOS A 60 HZ ...........................................................80 VOL. III - Fl. 5 de 96
EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
11.3. CRITERIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS A 60 HZ .........................81 11.3.1. ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA ..................................................................................................81 11.3.2. ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO....................................................................................81 11.3.3. REJEIÇÃO DE CARGA......................................................................................................................82 11.3.4. ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ...............82 11.4. CRITÉRIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS DE
MANOBRA ...................................................................................................................................................83 11.4.1. ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO....................................................................................83 11.4.2. RELIGAMENTO TRIPOLAR DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO .....................................................................83 11.4.3. RELIGAMENTO MONOPOLAR ............................................................................................................83 11.4.4. REJEIÇÃO DE CARGA ......................................................................................................................87 11.4.5. ESTUDOS DE TENSÃO DE RESTABELECIMENTO TRANSITÓRIA (TRT)...................................................87 11.4.6. ESTUDOS DE ENERGIZAÇÃO DE TRANSFORMADORES .........................................................................88 11.4.7. ESTUDOS DE MANOBRA DE BANCOS DE CAPACITORES .......................................................................89 11.4.8. MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES
DE ATERRAMENTO ................................................................................................................................89 11.5. OUTROS ESTUDOS .......................................................................................................................89 11.5.1. CAMPOS ELÉTRICOS E MAGNÉTICOS ....................................................................................89 11.5.2. ESTUDOS DE RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA.......................................................................................89 11.5.3. ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DOS COMPENSADORES ESTÁTICOS ..........................89 11.5.4. ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DA COMPENSAÇÃO SÉRIE ..............................................................89 12. REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO ...... 89 13. DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO .......................... 90 13.1. RELATÓRIOS DE ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ........................................90 13.1.1. ESTUDOS (RELATÓRIOS R1 E R2) .....................................................................................................90 13.1.2. MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO (RELATÓRIOS R3) .........................................................................90 13.1.3. CARACTERÍSTICAS DOS EQUIPAMENTOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES (RELATÓRIOS R4) ....................90 14. DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ................................................. 90 14.1. ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA ....................................................................................91 14.2. PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES ....................................................................................91 14.3. PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO.................................................................92 14.4. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ....................................................93 14.5. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE ...........................................93 14.6. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO ......................................................................93 14.7. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL ................................................94 14.8. PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO ........................................................................................94 15. CRONOGRAMA ............................................................................................................ 95 15.1. CRONOGRAMA FÍSICO DO EMPREENDIMENTO........................................................................96 VOL. III - Fl. 6 de 96
EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
1.
DESCRIÇÃO
1.1.
DESCRIÇÃO GERAL
Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos das instalações de
transmissão compostas por:




Subestação Feijó 230/69 kV, 30 MVA;
Subestação Cruzeiro do Sul 230/69 kV, 60 MVA;
Linha de Transmissão Rio Branco I – Feijó, circuito simples, em 230 kV, com aproximadamente
357 km de extensão;
Linha de Transmissão Feijó – Cruzeiro do Sul, circuito simples, em 230 kV, com
aproximadamente 300 km de extensão.
Figura 1.1.1 – Mapa Eletrogeográfico considerando o corredor da futura LT e locais das SEs.
1.2.
CONFIGURAÇÃO BÁSICA
A configuração básica é caracterizada pelas instalações listadas nas Tabelas 1.2.1 e 1.2.2 a
seguir.
Tabela 1.2.1 – Obras de linhas de transmissão
Origem
SE Rio Branco I
SE Feijó
Destino
SE Feijó
SE Cruzeiro do Sul
Circuito
Simples
Simples
Extensão (km)
357
300
Tensão (kV)
230
230
VOL. III - Fl. 7 de 96
EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
Tabela 1.2.2 – Obras de subestações
Subestação
Rio Branco I
Tensão (kV)
230
230
Feijó
69
13,8
230
Cruzeiro do Sul
69
13,8
Empreendimentos principais
1 Entrada de Linha – BPT
1 Módulo Geral – BD4
2 Entradas de Linha – BD4
4 Reatores Monofásicos 230/√3 kV, 10 Mvar (um banco e
uma unidade reserva) – LT para SE Rio Branco I ¹
4 Reatores Monofásicos 230/√3 kV, 6,66 Mvar (um banco e
uma unidade reserva) – LT para SE Cruzeiro do Sul ¹
2 Conexões de Reator de Linha (sem disjuntor)
7 Reatores Monofásicos 230/√3kV, 3,33 Mvar (dois bancos e
uma unidade reserva) – Reatores de barra
2 Conexões de Reator de Barra – BD4
4 Transformadores monofásicos 230/√3 - 69/√3 - 13,8 kV,
10 MVA cada (um banco e uma unidade reserva)
1 Conexão de Transformador – BD4
1 Interligação de Barras – BD4
1 Entrada de Linha – BPT
1 Conexão de Transformador – BPT
1 Interligação de Barras – BPT
1 Capacitor trifásico 3,6 Mvar
1 Conexão de Capacitor – BS
1 Módulo Geral – BD4
1 Entrada de Linha – BD4
4 Reatores Monofásicos 230/√3 kV, 6,66 Mvar (um banco e
uma unidade reserva) – LT para SE Feijó ¹
1 Conexão de Reator de Linha (sem disjuntor)
7 Transformadores monofásicos 230/√3 - 69/√3 -13,8 kV,
10 MVA cada (dois bancos e uma unidade reserva)
2 Conexões de Transformador – BD4
1 Interligação de Barras – BD4
2 Conexões de Transformador – BPT
1 Entrada de Linha – BPT
1 Interligação de Barras – BPT
3 Capacitores trifásicos 3,6 Mvar
3 Conexões de Capacitor – BS
(1) A TRANSMISSORA deverá verificar mediante estudos, para o projeto de linha de transmissão
adotado, se os reatores estão adequados para a operação do sistema na faixa de frequência entre
56 Hz e 66 Hz, e redimensioná-los se for o caso.
A configuração básica supracitada constitui-se na alternativa de referência. Os requisitos técnicos
deste ANEXO 6A caracterizam o padrão de desempenho mínimo a ser atingido por qualquer
solução proposta. Este desempenho deverá ser demonstrado mediante justificativa técnica
comprobatória.
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EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
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 do item 13.1.1 e demais critérios
constantes deste Anexo.
No entanto, nesta proposta de configuração alternativa, a TRANSMISSORA NÃO tem liberdade
para modificar:

Níveis de tensão (somente CA);

Distribuição de fluxo de potência em regime permanente;

A localização das SEs Cruzeiro do Sul e Feijó.
As subestações Feijó e Cruzeiro do Sul devem ser implementadas nos locais indicados no
Relatorio R3 citado no item 13.1.3 deste Anexo 6A. Entretanto a TRANSMISSORA pode propor à
ANEEL no projeto básico a alteração na localização das subestações, sendo que a análise será
realizada com base nos impactos decorrentes de tal alteração.
O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nas
Tabelas 1.2.1 e 1.2.2. 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 6A.
Figura 1.2.1 – Diagrama unifilar do empreendimento no final do horizonte.
1.3.
DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS
Os dados de sistema utilizados nos estudos em regime permanente e transitório, efetuados para a
definição da configuração básica estão disponibilizados, conforme documentação relacionada no
item 13.1 deste ANEXO 6A.
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ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos
programas do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE e ANATEM/ANAT0, no site da Empresa
de Pesquisa Energética – EPE (www.epe.gov.br).
Os dados relativos aos estudos de transitórios eletromagnéticos estão disponibilizados, conforme
documentação relacionada no item 13.1 deste ANEXO 6A.
1.4.
REQUISITOS GERAIS
O projeto e a construção das linhas de transmissão e demais equipamentos das subestações
terminais devem estar em conformidade com as últimas revisões das normas da Associação
Brasileira de Normas Técnicas – ABNT, no que for aplicável. Na falta destas, com as últimas
revisões das normas da International Electrotechnical Commission - IEC, American National
Standards Institute - ANSI ou National Electrical Safety Code - NESC, nesta ordem de preferência,
salvo onde expressamente indicado.
Os requisitos aqui estabelecidos aplicam-se ao pré-projeto, aos projetos básico e executivo bem
como às fases de construção, manutenção e operação do empreendimento. Aplicam-se ainda ao
projeto, fabricação, inspeção, ensaios e montagem de materiais, componentes e equipamentos
utilizados no empreendimento.
É de responsabilidade da TRANSMISSORA obter os dados, inclusive os descritivos das condições
ambientais e geomorfológicas da região de implantação, a serem adotados na elaboração do
projeto básico, bem como nas fases de construção, manutenção e operação das instalações.
É de responsabilidade e prerrogativa da TRANSMISSORA o dimensionamento e especificação
dos equipamentos e instalações de transmissão que compõem o Serviço Público de Transmissão,
objeto desta licitação, de forma a atender este ANEXO 6A e as práticas da boa engenharia, bem
como a política de reservas.
1.5.
REQUISITOS TÉCNICOS NO CASO DE SECCIONAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO
Não se aplicam.
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EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
2.
LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA
2.1. REQUISITOS GERAIS
As novas subestações 230/69 kV Feijó e Cruzeiro do Sul serão supridas pela linha de transmissão
Rio Branco I – Feijó – Cruzeiro do Sul, originadas na Subestação Rio Branco I já integrada ao SIN.
2.2. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS
2.2.1.
PARÂMETROS ELÉTRICOS
O desempenho sistêmico do conjunto formado pela linha de transmissão e sua compensação
reativa série e/ou paralela deve ser similar ao do conjunto considerado na configuração básica.
Esse desempenho é caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e
resposta dinâmica em regime normal e nas situações de contingência apresentadas nos estudos
documentados nos relatórios listados no item 13.
2.2.2.
CAPACIDADE DE CORRENTE
A(s) linha(s) ou trecho(s) de linha de transmissão deve(m) ter capacidades operativas de longa e
de curta duração não inferiores aos valores indicados na Tabela 2.2.2.1.
TABELA 2.2.2.1 - CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA E DE CURTA DURAÇÃO
Linha ou trecho(s) de linha de transmissão
Longa duração (A)
Curta duração (A)
700
700
875
875
LT 230 kV Rio Branco I – Feijó
LT 230 kV Feijó – Cruzeiro do Sul
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.
2.2.3.
REQUISITOS ELÉTRICOS
2.2.3.1.
DEFINIÇÃO DA FLECHA MÁXIMA DOS CONDUTORES
As linhas de transmissão devem ser projetadas de acordo com as prescrições da Norma Técnica
NBR 5422, da ABNT, de forma a preservar, em sua operação, as distâncias de segurança nela
estabelecidas. Devem ser previstas a circulação das capacidades de longa e de curta duração na
linha de transmissão e a ocorrência simultânea das seguintes condições climáticas:
(a) Temperatura máxima média da região.
(b) Radiação solar máxima da região.
(c) Brisa mínima prevista para a região, desde que não superior a um metro por segundo.
Na operação em regime de longa duração, as distâncias do condutor ao solo ou aos obstáculos
devem ser iguais ou superiores às distâncias de segurança (mínimas) em condições normais de
operação estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora.
Na operação em regime de curta duração, as distâncias do condutor ao solo ou aos obstáculos
devem ser iguais ou superiores às distâncias de segurança (mínimas) em condições de
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emergência estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora. As linhas de
transmissão para cuja classe de tensão essa norma não estabeleça valores de distâncias de
segurança devem ser projetadas segundo as prescrições contidas no NESC, em sua edição de
2002.
Em condições climáticas comprovadamente mais favoráveis do que as estabelecidas acima, a
linha de transmissão pode ser solicitada a operar com carregamento superior à capacidade de
longa ou curta duração, desde que as distâncias de segurança, conforme definidas nos itens
acima, sejam respeitadas.
As linhas de transmissão devem ser projetadas de sorte a não apresentar óbices técnicos à
instalação de monitoramento de distâncias de segurança, uma vez que, a qualquer tempo, pode
vir a ser solicitada pela ANEEL a sua implantação.
2.2.3.2.
DEFINIÇÃO DA CAPACIDADE DE CONDUÇÃO DE CORRENTE DOS ACESSÓRIOS, CONEXÕES E
DEMAIS COMPONENTES
Os acessórios, conexões e demais componentes que conduzem corrente devem ser
dimensionados de forma a não criar restrição à operação da linha, incluindo as condições
climáticas comprovadamente mais favoráveis referidas no item 2.2.3.1. Deverão ser atendidas,
também, as prescrições das normas de dimensionamento e ensaios de ferragens eletrotécnicas
de linhas de transmissão, em especial à norma NBR 7095 da ABNT, ou sua sucessora.
2.2.3.3.
CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS
Nas condições climáticas estabelecidas no item 2.2.3.1, os cabos para-raios – conectados ou não
à malha de aterramento das subestações terminais e ao sistema de aterramento das estruturas da
linha – devem ser capazes de suportar, sem dano, durante o período de concessão da linha de
transmissão, a circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco
em qualquer estrutura por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de
retaguarda. No dimensionamento dos cabos para-raios, deve ser adotada a corrente de curtocircuito 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
novo(s) trecho(s) de linha originado(s) a partir de seccionamento de LTA existente – deve
adotar, como premissa, no mínimo, o(s) valor(es) de corrente de curto-circuito fase-terra
indicado(s) na Tabela 2.2.3.3.1. Esse(s) valor(es) de corrente está(ão) referido(s) ao nível de
tensão do(s) barramento(s) da(s) subestação(ões) terminal(is).
Tabela 2.2.3.3.1 – 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 230 kV Rio Branco I – Feijó
Rio Branco I
230
40
LT 230 kV Feijó – Cruzeiro do Sul
Feijó e Cruzeiro do Sul
230
40
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ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
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2.2.3.4.
APLICAÇÃO DE CABOS PARA-RAIOS COM FIBRA ÓTICA – OPGW
A aplicação de cabos para-raios com fibra ótica em linhas de transmissão deve ser feita com base
nas seguintes regras:
(a) No caso de nova linha de transmissão
As novas linhas de transmissão devem ser projetadas com pelo menos um cabo para-raios
do tipo Optical Ground Wire – OPGW.
(b) No caso de linha de transmissão existente, a ser seccionada, que já possuir OPGW
Se a linha de transmissão a ser seccionada já possuir OPGW, o(s) novo(s) trecho(s) de linha
de transmissão, originado(s) a partir do seccionamento da linha existente, deve(m) ter,
também, cabo para-raios com fibra ótica com confiabilidade e capacidade de transmissão de
dados iguais ou superiores a do cabo existente.
(c) No caso de linha de transmissão existente, a ser seccionada, que não possuir OPGW
Não se aplica.
2.2.3.5.
PERDA JOULE NOS CABOS CONDUTORES E PARA-RAIOS
A resistência de sequencia positiva por unidade de comprimento da linha ou trechos de linha de
transmissão deve ser igual ou inferior a da configuração básica, conforme indicado na Tabela
2.2.3.5.1.
Tabela 2.2.3.5.1 – 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 230 kV Rio Branco I – Feijó
50
0,103
LT 230 kV Feijó – Cruzeiro do Sul
50
0,103
A perda Joule nos cabos para-raios deve ser inferior a 5% das perdas no cabo condutor para
qualquer condição de operação.
2.2.3.6.
DESEQUILÍBRIO
As linhas de transmissão de comprimento superior a 100 km devem ser transpostas com um ciclo
completo de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total.
Caso a linha não seja transposta, o desequilíbrio de tensão de sequencia negativa e zero deve
estar limitado a 1,5% em vazio e a plena carga.
Linhas de transmissão em paralelo na mesma faixa ou em faixas contíguas ou linhas de circuito
duplo, que necessitem ser transpostas, devem ter os ciclos de transposição com sentidos opostos.
2.2.3.7.
TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA
A tensão máxima operativa da linha de transmissão para a classe de tensão correspondente está
indicada na Tabela 2.2.3.7.1.
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ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
Tabela 2.2.3.7.1 – Tensão máxima operativa
Classe de tensão [kV]
69
88
138
230
345
440
500
525
765
2.2.3.8.
Tensão máxima operativa [kV]
72,5
92,4
145
242
362
460
550
550
800
COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO
A TRANSMISSORA deverá comprovar por cálculo ou simulação que o dimensionamento dos
espaçamentos elétricos das estruturas da família de estruturas da linha de transmissão foi feito de
forma a assegurar o atendimento dos requisitos abaixo.
(a)
Isolamento à tensão máxima operativa
Para dimensionar o isolamento da linha de transmissão para tensão máxima operativa deve
ser considerado o balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento com período de
retorno de, no mínimo, 30 (trinta) anos.
A distância de escoamento mínima da cadeia de isoladores deve ser determinada conforme
a norma IEC 60815, considerando o nível de poluição da região de implantação da LTA.
Caso o nível de poluição da região seja classificado como inferior ao nível I – leve, a
distância específica de escoamento deverá ser igual ou superior a 14 mm/kV eficaz fasefase.
Deve ser garantida a distância de segurança entre qualquer condutor da linha e objetos
situados na faixa de segurança, tanto para a condição sem vento quanto para a condição de
balanço dos cabos e cadeias de isoladores devido à ação de vento com período de retorno
de, no mínimo, 50 (cinquenta) anos. Na condição de balanço dos cabos e cadeias de
isoladores devido à ação de vento, essa distância de segurança deve ser também
garantida:


(b)
Ao longo de toda a LTA, independentemente do comprimento do vão, mesmo que
para tanto a largura da faixa de segurança seja variável ao longo da LTA, em função
do comprimento do vão.
Para qualquer topologia de terreno na faixa de segurança, especificamente quando
há perfil lateral inclinado (em aclive).
Isolamento para manobras
A sobretensão adotada no dimensionamento dos espaçamentos elétricos das estruturas
deverá ser, no mínimo, igual à maior das sobretensões indicadas nos estudos de
transitórios eletromagnéticos.
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Os riscos de falha (fase-terra e fase-fase) em manobras de energização e religamento
devem ser limitados aos valores constantes da Tabela 2.2.3.8.1.
Tabela 2.2.3.8.1 – Risco máximo de falha por circuito em manobras de energização e
religamento
Manobra
Energização
Religamento
(c)
Risco de falha (adimensional)
Fase-terra
Fase-fase
–
3
10
10 – 4
–
2
10
10 – 3
Desempenho a descargas atmosféricas
O número total de desligamentos por descargas atmosféricas da linha de transmissão, para
a configuração de cabos para-raios adotada, deve ser inferior ou, no máximo, igual àqueles
indicados na Tabela 2.2.3.8.2:
Tabela 2.2.3.8.2 – Número mínimo de cabos para-raios por estrutura e desempenho da LTA
frente a descargas atmosféricas
Classe de
tensão [kV]
Número mínimo de
cabos para-raios por
estrutura
≥ 345
230
2.2.3.9.
Desligamentos de um circuito por 100 km
por ano
Devido a falha de
blindagem
Total
2
≤10-2
≤1
2
-2
≤2
≤10
EMISSÃO ELETROMAGNÉTICA
Os efeitos tratados nas alíneas (a) a (c) devem ser verificados à tensão máxima operativa da linha
indicada na Tabela 2.2.3.7.1.
(a)
Corona visual
A linha de transmissão, com seus cabos e acessórios, bem como as ferragens das cadeias
de isoladores, não deve apresentar corona visual em 90% do tempo para as condições
atmosféricas predominantes na região atravessada pela linha de transmissão.
(b)
Rádio-interferência
A relação sinal/ruído no limite da faixa de segurança deve ser, no mínimo, igual a 24 dB,
para 50% do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deve ser o nível mínimo de
sinal na região atravessada pela linha de transmissão, conforme norma DENTEL ou sua
sucessora.
(c)
Ruído audível
O ruído audível no limite da faixa de segurança deve ser, no máximo, igual a 58 dBA em
qualquer uma das seguintes condições não simultâneas: durante chuva fina
(0,00148 mm/min); durante névoa de 4 (quatro) horas de duração; ou durante os primeiros
15 (quinze) minutos após a ocorrência de chuva.
(d)
Campo elétrico
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Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de
março de 2010.
(e)
Campo magnético
Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de
março de 2010.
2.2.3.10.
TRAVESSIA DE LINHAS DE TRANSMISSÃO EXISTENTES
A TRANSMISORA deve evitar ao máximo o cruzamento sobre linhas de transmissão existentes.
Caso o cruzamento seja inevitável, a TRANSMISSORA deve identificar esses casos, tanto nas
entradas/saídas das subestações quanto ao longo do traçado das LTA, e informar no projeto
básico as providências que serão tomadas no sentido de minimizar os riscos inerentes a esses
cruzamentos, ficando a critério da ANEEL a aprovação dessas providências.
A TRANSMISSORA deverá relacionar no projeto básico os cruzamentos da LTA em projeto com
outra(s) LTA existente(s) da Rede Básica. Seguem, abaixo, as informações mínimas da(s) LTA em
cruzamento a serem prestadas pelo agente:
(a)
Identificação com as SEs terminais do trecho em questão.
(b)
Tensão nominal.
(c)
Número de circuitos.
(d)
Disposição das fases (horizontal, vertical, triangular etc).
Nos casos relacionados a seguir, de cruzamento da LTA em projeto com outra(s) LTA da Rede
Básica, a LTA em projeto deverá cruzar necessariamente sob a(s) existente(s):
(a)
Quando um circuito simples (em projeto) cruzar, num mesmo vão de travessia, mais de um
circuito de LTA existente com tensão igual ou superior à de projeto.
(b)
Quando a tensão nominal da LTA em projeto for menor que a da LTA existente.
2.2.4.
REQUISITOS MECÂNICOS
2.2.4.1.
CONFIABILIDADE
O projeto mecânico da linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60.826 –
International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines.
O nível de confiabilidade do projeto eletromecânico, expresso pelo período de retorno do vento
extremo, deve ser compatível com um nível intermediário entre os níveis 2 e 3 preconizados na
IEC 60826. Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 250 anos para linha
de transmissão de tensão nominal superior a 230 kV. Deve ser adotado período de retorno do
vento igual ou superior a 150 anos para linha de transmissão de tensão nominal igual ou inferior a
230 kV
2.2.4.2.
PARÂMETROS DE VENTO
Para o projeto mecânico de uma linha de transmissão, os carregamentos oriundos da ação do
vento nos componentes físicos da linha de transmissão devem ser estabelecidos a partir da
caracterização probabilística das velocidades de vento da região, com tratamento para fenômenos
meteorológicos severos, tais como, sistemas frontais, tempestades, tornados, furacões etc.
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Os parâmetros explicitados a seguir devem ser obtidos a partir de dados fornecidos por estações
anemométricas selecionadas adequadamente para caracterizar a região atravessada pela linha de
transmissão:
(a)
Média e coeficiente de variação (em porcentagem) das séries de velocidades máximas
anuais de vento a 10 m de altura, com tempos de integração da média de 3 (três) segundos
(rajada) 10 (dez) minutos (vento médio).
(b)
Velocidade máxima anual de vento a 10 m de altura, com período de retorno
correspondente ao vento extremo, como definido no item 2.2.4.1, e tempos de integração
para o cálculo da média de 3 (três) segundos e 10 (dez) minutos. Se o número de anos da
série de dados de velocidade for pequeno, na estimativa da velocidade máxima anual deve
ser adotado, no mínimo, um coeficiente de variação compatível com as séries mais longas
de dados de velocidades de ventos medidas na região.
(c)
Coeficiente de rajada para a velocidade do vento a 10 m de altura, referenciado ao tempo
de integração da média de 10 (dez) minutos.
(d)
Categoria do terreno adotada para o local das medições.
No tratamento das velocidades de vento, para fins de dimensionamento, deve ser considerada a
categoria de terreno definida na IEC 60826 que melhor se ajuste à topologia do corredor da LTA.
2.2.4.3.
CARGAS MECÂNICAS SOBRE OS CABOS.
O cabo deve ser dimensionado para suportar três estados de tracionamento – básico, de tração
normal e de referência – definidos a partir da combinação de condições climáticas e de
envelhecimento do cabo como se segue.
(a)
Estado básico



(b)
Estado de tração normal (EDS everyday stress)

(c)
No assentamento final, à temperatura média, sem vento, o nível de tracionamento
médio dos cabos deve atender ao indicado na norma NBR 5422. Além disso, o
tracionamento médio dos cabos deve ser compatível com o desempenho mecânico no
que diz respeito à fadiga ao longo da vida útil da linha de transmissão conforme será
abordado no item 2.2.4.4.
Estado de referência

2.2.4.4.
Para condições de temperatura mínima, a tração axial máxima deve ser limitada a 33%
da tração de ruptura do cabo.
Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial máxima
deve ser limitada a 50% da tração de ruptura do cabo.
Para condições de vento extremo, como definido no item 2.2.4.1, a tração axial máxima
deve ser limitada a 70% da tração de ruptura do cabo.
A distância mínima ao solo do condutor (clearance) deve ser verificada sem considerar
a pressão de vento atuante.
FADIGA MECÂNICA DOS CABOS
Os dispositivos propostos para amortecer as vibrações eólicas devem ter sua eficiência e
durabilidade avaliadas por ensaios que demonstrem sua capacidade de amortecer os diferentes
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tipos de vibrações eólicas e sua resistência à fadiga, sem perda de suas características de
amortecimento e sem causar danos aos cabos.
É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a elaboração de estudos, o desenvolvimento e
a aplicação de sistema de amortecimento para prevenção de vibrações eólicas e efeitos
relacionados com a fadiga dos cabos, de forma a garantir que estes não estejam sujeitos a danos
ao longo da vida útil da linha de transmissão.
A solicitação aos cabos deve ser dimensionada de forma compatível com seu tipo e sua formação.
2.2.4.5.
CARGAS MECÂNICAS SOBRE AS ESTRUTURAS
O projeto mecânico de uma linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60826.
Além das hipóteses previstas na IEC, é obrigatória a introdução de hipóteses de carregamento
que reflitam tormentas elétricas. Devem ser previstas necessariamente as cargas a que as
estruturas estarão submetidas nas condições mais desfavoráveis de montagem e manutenção,
inclusive em linha viva.
Para o caso de uma linha de transmissão construída com estruturas metálicas em treliça, as
cantoneiras de aço-carbono ou microligas laminadas a quente devem obedecer aos requisitos de
segurança estabelecidos na Portaria nº 178 do Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e
Qualidade Industrial – INMETRO, de 18 de julho de 2006.
2.2.4.6.
FUNDAÇÕES
No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações
transmitidas pela estrutura às fundações devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Essas
solicitações, calculadas a partir das cargas de projeto da estrutura, considerando suas condições
particulares de aplicação – vão gravante, vão de vento, ângulo de deflexão, fim de linha e altura da
estrutura – passam a ser consideradas cargas de projeto das fundações.
As fundações de cada estrutura devem ser projetadas estrutural e geotecnicamente de forma a
adequar todos os esforços resultantes de cada estrutura às condições específicas do solo.
As propriedades físicas e mecânicas do solo devem ser determinadas de forma científica, de
modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo. Tal determinação deve ser
realizada a partir das seguintes etapas:

Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da linha com a consequente elaboração
do plano de investigação geotécnica.

Estabelecimento dos parâmetros geomecânicos a partir do reconhecimento do subsolo com
a caracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativa e quantitativamente.

Parecer geotécnico com a elaboração de diretrizes técnicas e recomendações para o
projeto.
No cálculo das fundações, devem ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que
influenciem o estado do solo, seja no aspecto de sensibilidade, de expansibilidade e
colapsividade, levando-se em conta a sazonalidade.
A definição do tipo de fundação, bem como o seu dimensionamento estrutural e geotécnico, deve
considerar os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade de suporte do solo à
compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de
cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica.
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2.2.5.
REQUISITOS ELETROMECÂNICOS
2.2.5.1.
DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
Os cabos para-raios de qualquer tipo e formação devem ter desempenho mecânico frente a
descargas atmosféricas igual ou superior ao do cabo de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8″.
Todos os elementos sujeitos a descargas atmosféricas diretas da superestrutura de suporte dos
cabos condutores e cabos para-raios, incluindo as armações flexíveis de estruturas tipo “CrossRope”, Trapézio ou Chainette, não devem sofrer redução da suportabilidade mecânica original
após a ocorrência de descarga atmosférica. As cordoalhas de estruturas estaiadas mono-mastro
ou V protegidas por cabos para-raios estão isentas deste requisito.
2.2.5.2.
CORROSÃO ELETROLÍTICA
É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a elaboração de estudos para prevenção dos
efeitos relacionados à corrosão em elementos da linha de transmissão em contato com o solo, de
forma a garantir a estabilidade estrutural dos suportes da linha de transmissão e o bom
funcionamento do sistema de aterramento ao longo da vida útil da mesma.
2.2.5.3.
CORROSÃO AMBIENTAL
Todos os componentes da linha de transmissão devem ter sua classe de galvanização compatível
com a agressividade do meio ambiente, particularmente em zonas litorâneas e industriais.
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3.
LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE SUBTERRÂNEA –
LTAS
Não se aplica.
4.
4.1.
LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA – LTS
REQUISITOS GERAIS
Não se aplica.
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5.
SUBESTAÇÕES
5.1.
INFORMAÇÕES BÁSICAS
A TRANSMISSORA deve desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição das
características e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que os
mesmos serão conectados ao sistema existente.
Todos os equipamentos devem ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a
operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema
interligado.
Nas subestações, a configuração básica deve contemplar equipamentos com características
elétricas básicas similares ou superiores às dos existentes, as quais estão apresentadas nos
documentos listados no item 13. O dimensionamento dos novos equipamentos deve considerar as
atuais e futuras condições a serem impostas pela configuração prevista pelo planejamento da
expansão do Sistema Interligado Nacional - SIN.
A TRANSMISSORA será acessante à subestação 230 kV Rio Branco I, sob concessão da
Eletronorte, e deverá observar os critérios e requisitos básicos da subestação, 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.
Nas subestações 230/69/13,8 kV Feijó e Cruzeiro 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, Transformadores, Reatores e demais equipamentos integrantes do lote. A
área mínima a ser considerada para cada uma das subestações Feijó e Cruzeiro do Sul é de
50.000 m² (cinco hectares), devendo contemplar espaço suficiente para as futuras ampliações
descritas nos relatórios mencionados nos itens 13.1, 13.2 e 13.3.
Deverá ser previsto espaço adicional, externo e contíguo à casa de comando da
TRANSMISSORA, com área no mínimo igual à utilizada para a construção desta. Este espaço
ficará reservado para expansões futuras da casa de comando da TRANSMISSORA ou
alternativamente para eventuais novas casas de comando de outras transmissoras, quando da
implantação de novas instalações de transmissão.
O Módulo Geral é composto pelos custos diretos de: terreno, cercas, terraplenagem, drenagem,
grama, embritamento, arruamento, iluminação do pátio, proteção incêndio, sistema abastecimento
de água, sistema de esgoto, malha de terra, canaletas principais, acessos, edificações, serviço
auxiliar, área industrial, sistema de ventilação e ar condicionado, sistema de comunicação, sistema
de ar comprimido e canteiro de obras.
Os Serviços auxiliares, sistema de água, sistema de incêndio, edificações da subestação (casa de
comando, casa de relés, guaritas), acesso, área industrial, sistema de ventilação e ar
condicionado, sistema de comunicação, e canteiro de obras podem ser compartilhados com
outra(s) transmissora(s), não havendo impedimento que a transmissora atenda as suas
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necessidades de forma autônoma, observando sempre a adequada prestação do serviço público
de transmissão de energia elétrica, Cláusula Terceira do Contrato de Concessão.
5.2.
ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES
O barramento de 230 kV da subestação Rio Branco I, sob concessão da Eletronorte, é do tipo BPT
– barra principal e de transferência. A nova entrada de linha deve ser compatível com o arranjo
existente na subestação
As novas subestações 230/69 kV Feijó e Cruzeiro do Sul deverão ter arranjos de barramentos do
tipo BD4 – barra dupla a 4 chaves no setor de 230 kV e do tipo BPT – barra principal e de
transferência no setor de 69 kV.
Os diagramas unifilares orientativos encontram-se nos relatórios R4 listados no item 13.1.3, no
entanto a Transmissora tem liberdade para propor alternativas e submetê-las a aprovação da
ANEEL juntamente com o Projeto Básico.
5.3.
CAPACIDADE DE CORRENTE
(a)
Corrente em regime Permanente
Os barramentos da subestação devem ser dimensionados considerando a situação mais
severa de circulação de corrente, levando em conta a possibilidade de indisponibilidade de
elementos da subestação e ocorrência de emergência no Sistema Interligado Nacional –
SIN, no horizonte de planejamento, conforme estudo definido no item 11.3.4.
No caso de subestação existente, se a máxima corrente verificada for inferior à capacidade
do barramento, o trecho de barramento associado a esse empreendimento deve ser
compatível com o existente.
A TRANSMISSORA deve informar a capacidade de corrente dos barramentos, para todos
os níveis, rígidos ou flexíveis, para a temperatura de projeto.
Para o dimensionamento da corrente nominal dos equipamentos (disjuntores,
seccionadoras, TCs e bobina de bloqueio) a TRANSMISSORA deve identificar as correntes
máximas a que poderão ser submetidos, desde a data de entrada em operação até o ano
horizonte de planejamento, por meio dos estudos de fluxo de potência descritos no item 11
deste anexo técnico.
A corrente nominal dos equipamentos de vãos de linha deve ser no mínimo igual a corrente
de curta duração da respectiva linha.
A corrente nominal dos equipamentos de vãos de transformadores, reatores etc., deve ser
no mínimo igual a máxima corrente de sobrecarga admissível nestes equipamentos.
A corrente nominal dos equipamentos do vão interligador de barras (disjuntor,
seccionadoras e TCs, nos arranjos de barramentos BD4 ou 5 chaves e BPT) deve ser, no
mínimo, igual ao maior valor dentre as correntes determinadas para os demais vãos.
Para os equipamentos utilizados nos arranjos de barramento DJM, Anel e BD duplo
disjuntor a determinação da corrente nominal de seus equipamentos deve também
considerar as indisponibilidades de equipamentos, pertencentes ou não a este
empreendimento, pois estas podem submeter os equipamentos remanescentes a valores
de correntes ainda mais elevados que os determinados para a linha, transformador, reator,
etc.
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(b)
Capacidade de curto-circuito
Os equipamentos e demais instalações das subestações em 230 kV Rio Branco I, Feijó e
Cruzeiro do Sul devem suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuito simétrica e
assimétrica relacionadas a seguir:

Corrente de curto-circuito nominal: 40 kA

Valor de crista da corrente suportável nominal: 104 kA (fator de assimetria de 2,6)
Os equipamentos e demais instalações das subestações em 69 kV Feijó e Cruzeiro do Sul
devem suportar, no mínimo, as correntes de curto circuito simétrica e assimétrica abaixo
relacionadas:

Corrente de curto-circuito nominal: 31,5 kA

Valor de crista da corrente suportável nominal: 82 kA (fator de assimetria de 2,6)
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 desse anexo técnico.
(c)
Sistema de Aterramento
O projeto das subestações deve atender ao critério de um sistema solidamente aterrado.
5.4. SUPORTABILIDADE

Tensão em regime permanente
O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos para a condição de operação em
regime permanente deve considerar os valores de tensão da tabela a seguir.
TABELA.5.4.1 – CONDIÇÃO DE OPERAÇÃO EM REGIME PERMANENTE
TENSÃO NOMINAL DO SISTEMA
(kV)
13,8
TENSÃO NOMINAL DOS EQUIPAMENTOS (kV)
(**)
15
34,5
38
69
72,5
88 (*)
92,4
138
145
230
245
345
362
440 (*)
460
500 ou 525
550
765
800
(*) valores não padronizados pela ABNT
(**) não se aplica a transformadores de potência
O dimensionamento dos equipamentos conectados às extremidades das linhas de
transmissão deve observar o disposto no item 6.13.

Isolamento sob poluição
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As instalações devem ser isoladas de forma a atender, sobretensão operativa máxima, às
características de poluição da região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815
– Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions.

Proteção contra descargas atmosféricas
O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deve ser
dimensionado de forma a assegurar um risco de falha menor ou igual a uma descarga por
50 anos.
Além disso, deve-se assegurar que não haja falha de blindagem nas instalações para
correntes superiores a 2 kA.
Caso existam edificações, as mesmas devem atender às prescrições da Norma Técnica
NBR 5419.
5.5. EFEITOS DE CAMPOS
(a)
Efeito corona
Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não devem
apresentar efeito corona visual em 90% do tempo para as condições atmosféricas
predominantes na região da subestação. A tensão mínima fase-terra eficaz para início e
extinção de corona visual a ser considerada no projeto para os pátios são as seguintes:
Tabela 5.5.1 – Tensão mínima para início e extinção de corona visual.
Tensão nominal (kV)
 765
(b)
Tensão mínima (kV fase – terra eficaz)
 536

500 ou 525

350

440

308

345

242

230

161
Rádio interferência
O valor da tensão de rádio interferência externa à subestação não deve exceder
2.500 V/m a 1.000 kHz, com 1,1 vezes a tensão nominal do sistema.
(c)
Campo elétrico
Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de
março de 2010.
(d)
Campo magnético
Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de
março de 2010.
5.6. INSTALAÇÕES ABRIGADAS
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Todos os instrumentos, painéis e demais equipamentos dos sistemas de proteção, comando,
supervisão e telecomunicação devem ser abrigados e projetados segundo as normas aplicáveis,
de forma a garantir o perfeito desempenho destes sistemas e sua proteção contra desgastes
prematuros.
Em caso de edificações, é de responsabilidade da TRANSMISSORA seguir as posturas
municipais aplicáveis e as normas de segurança do trabalho.
6.
EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO
6.1.
DISJUNTORES
(a)
O ciclo de operação dos disjuntores deve atender aos requisitos das normas aplicáveis.
(b)
O tempo máximo de interrupção para disjuntores classe de tensão de 550 kV e 362 kV deve
ser de 2 ciclos e, para os disjuntores classe de 245 kV, 145 kV e 72,5 kV deve ser de 3
ciclos para a frequência de 60 Hz.
(c)
A corrente nominal do disjuntor deve ser compatível com a máxima corrente possível na
indisponibilidade de um outro disjuntor, no mesmo bay ou em bay vizinho, pertencente ou
não a este empreendimento, para os cenários previstos pelo planejamento e pela operação.
(d)
Os disjuntores devem ser dimensionados respeitando os valores mínimos de corrente de
curto- circuito nominal (corrente simétrica de curto-circuito) e valor de crista da corrente
suportável nominal (corrente assimétrica de curto-circuito) dispostos no item 5.3 (b).
Relações de assimetria superiores a indicada no item 5.3 (b) poderão ser necessárias, em
função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no
item 11 deste anexo técnico.
(e)
Os disjuntores devem ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de
discrepância de polos e acionamento monopolar. O ciclo de operação nominal deve ser
compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar e monopolar.
Para disjuntores em níveis de tensão iguais ou inferiores a 138 kV, não se aplicam
acionamento e religamento automático monopolar, podendo o acionamento ser tripolar.
(f)
Caberá à nova TRANSMISSORA fornecer disjuntores com resistores de pré-inserção ou
com mecanismos de fechamento ou abertura controlados, quando necessário.
(g)
Os disjuntores devem ser especificados para operar quando submetidos às solicitações de
manobra determinadas nos estudos previstos no item 11.
(h)
Os disjuntores que manobrarem linhas a vazio devem ser especificados como de
“baixíssima probabilidade de reacendimento de arco”, classe C2, conforme norma IEC
62271-100.
(i)
Os requisitos mínimos para o disjuntor na manobra de linha a vazio devem levar em conta o
valor eficaz da tensão fase-fase da rede de 770 kV à frequência de 60 Hz, para os
disjuntores dos pátios de 500 kV. Os correspondentes valores para os pátios de 345 kV é
de 507 kV, 230 kV é de 339 kV, 138 kV é de 203 kV e 69 kV é de 102 kV à frequência de 60
Hz. Valores superiores a estes podem ser necessários, caso os estudos definidos no item
11 assim o determinem.
(j)
Os disjuntores que manobrem banco de capacitores em derivação devem ser do tipo de
“baixíssima probabilidade de reacendimento de arco”, classe C2 conforme norma IEC
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62271-100. Caso os estudos de manobra especificados no item 11 indiquem a necessidade
de adoção de chaveamento controlado ou resistores de pré-inserção, os disjuntores
deverão ser equipados com estes dispositivos.
6.2.
(k)
Os disjuntores devem ser especificados para abertura de corrente de curto-circuito nas
condições mais severas de X/R no ponto de conexão do disjuntor, condições estas que
deverão ser identificadas pelo Agente. Em caso de disjuntores localizados nas proximidades
de usinas geradoras, especial atenção deve ser dada à determinação da constante de
tempo a ser especificada para o disjuntor. Isto se deve à possibilidade de elevada
assimetria da corrente de curto-circuito suprida por geradores.
(l)
Capacidade de manobrar outros equipamentos / linhas de transmissão existentes na
subestação onde estão instalados, em caso de faltas nesses equipamentos seguidas de
falha do referido disjuntor, considerando inclusive disjuntor em manutenção.
(m)
Capacidade de manobrar a linha de transmissão licitada em conjunto com o(s)
equipamento(s) / linha(s) de transmissão a elas conectadas em subestações adjacentes,
em caso de falta no equipamento / linha de transmissão da subestação adjacente, seguido
de falha do respectivo disjuntor.
(n)
Os disjuntores utilizados na manobra de reatores em derivação devem ser capazes de abrir
pequenas correntes indutivas e ser especificados com dispositivos de manobra controlada.
(o)
Nos casos em que forem utilizados mecanismos de fechamento ou abertura controlados
devem ser especificados a dispersão máxima dos tempos médios de fechamento ou de
abertura, compatíveis com as necessidades de precisão da manobra controlada.
SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO
Estes equipamentos devem atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes de
efetuar as manobras listadas no item 11.4.8.
As seccionadoras devem ser especificadas com, pelo menos, a mesma corrente nominal utilizada
pelos disjuntores deste empreendimento, aos quais estejam associadas.
A TRANSMISSORA deve especificar o valor de crista da corrente suportável nominal (corrente de
curto-circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta duração (corrente de curto
simétrica) respeitando os valores mínimos dispostos no item 5.3 (b).
Fatores de assimetria superiores ao indicado em 5.3 (b) poderão ser necessários, em função dos
resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos nos item 11 deste
anexo técnico.
As lâminas de terra e chaves de aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas de
capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 62271-102. Caso
os estudos transitórios identifiquem valores superiores aos normalizados, as lâminas de
aterramento deverão ser especificadas para atender a estas solicitações.
Esses equipamentos devem ser dimensionados considerando a relação X/R do ponto do sistema
onde serão instalados.
6.3.
PARA-RAIOS
Deverão ser instalados para-raios nas entradas de linhas de transmissão, nas conexões de
unidades transformadoras de potência, de reatores em derivação e de bancos de capacitores não
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autoprotegidos. Os para-raios devem ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), adequados
para instalação externa.
Os para-raios devem ser especificados com uma capacidade de dissipação de energia suficiente
para fazer frente a todas as solicitações identificadas nos estudos descritos no item 11 deste
anexo técnico.
A TRANSMISSORA deverá informar, ainda na fase de projeto básico, em caso de
indisponibilidade dos dados finais do fornecimento, os valores de catálogo da família do para-raios
escolhido para posterior utilização no empreendimento.
6.4.
TRANSFORMADORES DE CORRENTE E POTENCIAL
As características dos transformadores de corrente e potencial, como: número de secundários,
relações de transformação, carga, exatidão, etc., devem satisfazer as necessidades dos sistemas
de proteção e de medição das grandezas elétricas e medição de faturamento, quando aplicável.
Os transformadores de corrente devem ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e os
de potencial devem ter enrolamentos secundários individuais e serem próprios para instalação
externa.
Os núcleos de proteção dos transformadores de corrente devem possuir classe de desempenho
TPY ou TPZ, conforme estabelecido na Norma IEC 60.044-6 1992 (Instrument transformers - part
6: Requirements for protective current transformers for transient performance), considerando a
constante de tempo primária (relação X/R) do ponto de instalação e o ciclo de religamento
previsto, para que esses núcleos não saturem durante curtos-circuitos e religamentos rápidos.
A TRANSMISSORA deve especificar transformadores de corrente com o valor de crista da
corrente suportável nominal (corrente de curto-circuito assimétrica) e a corrente suportável
nominal de curta duração (corrente de curto simétrica) que respeitem o disposto no item 5.3 (b).
Fatores de assimetria superiores ao indicado em 5.3 (b) poderão ser necessários, em função dos
resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 11 deste
anexo técnico.
6.5.
UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA
Deverá ser previsto espaço para 3 bancos de transformadores monofásicos 230/√3-69/√313,8 kV, nas subestações Feijó e Cruzeiro do Sul, cada um com potência nominal de 30 MVA,
sendo um para instalação imediata na subestação Feijó e dois para instalação imediata na
subestação Cruzeiro do Sul, os quais fazem parte deste leilão.
As características dos transformadores, tais como impedâncias e curvas de saturação encontramse especificadas no relatório R2, listado no item 13.1.1.
(a)
Potência Nominal
As unidades transformadoras monofásicas deverão ser especificadas com potência nominal
de 10 MVA, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tape
especificado.
(b)
Comutação
O comutador de derivação em carga deve ser projetado, fabricado e ensaiado de acordo
com a publicação IEC-214 On Load Tap Changers.
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As unidades transformadoras devem ser providas de comutadores de derivação em carga.
A TRANSMISSORA definirá o enrolamento onde serão instalados os comutadores, cuja
atuação deve ser no sentido de controlar a tensão no barramento de 69 kV.
Os transformadores de Feijó e Cruzeiro do Sul devem, em princípio, permitir no lado
primário, uma faixa de variação de ± 2x2,5% de tensão em relação à nominal, com no
mínimo 5 tapes fixos (comutação sem carga). No lado secundário, a faixa de variação deve
ser de ± 8x1,25% da tensão de 69 kV, com no mínimo 17 tapes (comutação com carga).
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.
(c)
Condições operativas
As unidades transformadoras das Subestações 230/69/13,8 kV Feijó e Cruzeiro de Sul
devem ser especificadas para operar desde sua entrada em operação com:
A.
Carregamento não inferior a 120% da potência nominal definida no item 6.5 (a), por
período de 4 horas do seu ciclo diário de carga, para a expectativa de perda de vida
útil normal estabelecida nas normas técnicas de carregamento de transformadores. A
sobrecarga de até 20% deve ser alcançada para qualquer condição de carregamento
do transformador no seu ciclo diário de carga.
B.
Carregamento não inferior a 140% da potência nominal definida no item 6.5 (a), por
período de 30 minutos do seu ciclo diário de carga, para a expectativa de perda de
vida útil normal estabelecida nas normas técnicas de carregamento de
transformadores. A sobrecarga de até 40% deve ser alcançada para qualquer
condição de carregamento do transformador no seu ciclo diário de carga.
As unidades transformadoras submetidas ao regime de carregamento dos itens (A) e (B)
devem ser especificadas para a expectativa de vida útil de 35 anos.
As unidades transformadoras devem ser capazes de operar nas condições estabelecidas na
norma ABNT NBR 5416 e na Resolução Normativa ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de
2005, resguardado o direito de adicional financeiro devido a sobrecargas que ocasionem
perda adicional de sua vida útil, em conformidade com os procedimentos da Resolução
Normativa ANEEL nº 513, de 16 de setembro de 2002.
As unidades transformadoras devem ser capazes de operar com as suas potências
nominais, em regime permanente, para toda a faixa operativa de tensão da rede básica,
tanto no primário quanto no secundário, com ou sem comutadores de derivações, sejam
eles em carga ou não. Caso o transformador possua comutadores de derivações, em carga
ou não, eles devem poder operar para a referida faixa operativa, em todas as posições dos
comutadores.
Deve ser possível energizar as unidades transformadoras sem restrições, tanto pelo
enrolamento primário quanto pelo secundário, para toda a faixa de tensão operativa.
As unidades transformadoras devem ser adequadas para operação em paralelo nos
respectivos terminais de alta e baixa tensão.
A unidade transformadora de potência deve ser capaz de suportar o perfil de
sobreexcitação em vazio a 60 Hz, de acordo com a Tabela 6.5.1 em qualquer derivação de
operação.
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Tabela 6.5.1 – Sobreexcitação em vazio a 60 Hz, em qualquer derivação
(d)
Período (segundos)
Tensão de derivação (pu)
10
1,35
20
1,25
60
1,20
480
1,15
Impedâncias
O valor da impedância entre o enrolamento primário e secundário deve ser compatível com
o sugerido nos estudos de sistema, disponibilizados na documentação anexa a este Edital.
Estes estudos devem ser detalhados pela TRANSMISSORA quando da execução do
projeto básico, observando-se, no entanto, o valor de impedância máximo de 14% na base
nominal das unidades transformadoras (com todo o sistema de refrigeração em operação),
salvo quando indicado pelos estudos de planejamento ou para limitação da corrente de
curto-circuito, visando evitar a superação de equipamentos. Os valores de impedância
devem estar referenciados à temperatura de 75°C. Em caso de transformadores paralelos
os valores de impedância dos mesmos devem ser compatibilizadas de forma a atender as
condições de paralelismo das unidades.
(e)
Perdas
O valor das perdas máximas para autotransformadores e transformadores monofásicos ou
trifásicos de qualquer potência deve ser inferior ou igual a 0,3% da potência nominal na
operação primário-secundário.
No caso de transformadores trifásicos ou monofásicos de potência trifásica nominal superior
a 5 MVA e de tensão nominal do enrolamento de alta tensão igual ou superior a 230 kV, as
perdas máximas entre o primário e o secundário devem atender à Tabela 6.5.2 a seguir.
Tabela 6.5.2 – Perdas para transformadores trifásicos
Perdas em porcentagem da potência nominal(1)
Potência Trifásica Nominal (Pn(2) )
Perdas Máximas
5 < Pn < 30 MVA
0,70 %
0,60 %
30  Pn < 50 MVA
0,50 %
50  Pn < 100 MVA
0,40 %
100  Pn < 200 MVA
0,30 %
Pn  200 MVA
Notas: 1) Perdas totais na tensão nominal e freqüência nominal para a
operação primário-secundário.
2) Pn: potência nominal no último estágio de refrigeração.
(f)
Nível de ruído
O máximo nível de ruído audível emitido pelas unidades transformadoras de potência deve
estar em conformidade com a norma NBR 5356 da ABNT.
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6.6. TRANSFORMADOR DEFASADOR
Não se aplica.
6.7. REATORES EM DERIVAÇÃO
(a)
Tolerâncias
Serão admitidas as seguintes tolerâncias do reator:

(b)
Impedância:  2% por fase em relação ao valor especificado e não devendo afastarse 1% do valor médio medido das três fases das unidades;
Esquemas de Aterramento
Os bancos de reatores poderão considerar os seguintes esquemas de aterramento:


Estrela solidamente aterrada;
Estrela aterrada através de impedância.
Caso seja necessário o uso de impedância de aterramento, o isolamento do neutro do
reator deve ser dimensionado considerando esse equipamento.
(c)
Perdas
Para reatores em derivação trifásicos ou monofásicos de potência nominal igual ou superior
a 5 Mvar e de tensão nominal do enrolamento de alta tensão igual ou superior a 230 kV, as
perdas totais máximas, à tensão e frequência nominais, devem atender à Tabela 6.7.1
abaixo
TABELA 6.7.1 – PERDAS PARA REATORES EM DERIVAÇÃO TRIFÁSICOS OU MONOFÁSICOS
Perdas totais máximas para reatores em derivação trifásicos ou
monofásicos com tensão nominal ≥ 230 kV
Perdas em porcentagem da potencia nominal
Potência Nominal (Pn)
Perdas Máximas
5 ≤ Pn < 10 Mvar
0,70 %
0,60 %
10  Pn < 15 Mvar
0,50 %
15  Pn < 20 Mvar
0,40 %
20  Pn < 30 Mvar
0,30 %
Pn  30 Mvar
Nota: Perdas totais na tensão e frequência nominais.
(d)
Suportabilidade a Sobretensões
O equipamento deve ser capaz de suportar os níveis de sobretensões transitórias e
temporárias definidos pelos estudos de sistema.
O dimensionamento dos reatores, em especial os de linha, deverá considerar a
possibilidade de sobretensões em regime normal de operação de forma a não serem
limitadores da capacidade de transmissão da linha.
Os reatores manobráveis devem ser especificados para suportar os transitórios devido às
manobras de abertura e fechamento diária de seus disjuntores durante a vida útil
estabelecida no item 6.7(h).
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(e)
Característica V x I
Deve ser definida por estudos de sistema e engenharia.
(f)
Isolamento do Neutro
A necessidade de adoção de reator de neutro deverá ser identificada nos estudos de
religamento monopolar, considerando a frequência da rede entre 56 Hz e 66 Hz. Caso seja
necessário o uso de impedância de aterramento, o isolamento do neutro do reator deve ser
dimensionado considerando esse equipamento.
(g)
Regime de operação
Os reatores em derivação devem ser especificados para operar continuamente na máxima
tensão operativa da rede durante toda a sua vida útil.
(h)
Vida útil
Os reatores em derivação submetidos ao regime de operação definido no item 6.7(g)
devem ser especificados para a expectativa de vida útil de 36 anos.
6.8. TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO
Não se aplica.
6.9. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE
Não se aplica.
6.10.
CAPACITORES EM DERIVAÇÃO
a)
Potência Nominal
Para os três capacitores trifásicos em derivação a serem instalados na barra de 13,8 kV da
Subestação Cruzeiro do Sul, a potência nominal deverá ser 3,6 Mvar para cada capacitor.
b)
Conexão
Será permitida a ligação de mais de um capacitor em derivação ao barramento através de
uma única conexão, desde que cada capacitor seja protegido e manobrado
independentemente e que seja demonstrado através de estudos de sistema que tal
configuração não comprometa o desempenho do sistema.
c)
Tolerâncias
Serão admitidas as seguintes tolerâncias do capacitor:
Capacitância: ± 2,0% por fase em relação ao valor especificado e nenhum valor medido de
quaisquer das 3 fases não deve afastar-se mais de 1% do valor médio medido das três
fases.
d)
Perdas Dielétricas
O valor médio das perdas dielétricas de cada unidade capacitiva à tensão e frequência
nominais, com resistor de descargas e à temperatura de 200ºC deverá ser de no máximo
0,12 W/kVAr para capacitores sem fusíveis internos e 0,16 W/kVAr para capacitores com
fusíveis internos.
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ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
e)
Energização
Todos os equipamentos e dispositivos da subestação onde o capacitor é instalado deverão
suportar e responder adequadamente a todas as solicitações de correntes e tensões
provenientes da energização do banco isoladamente ou na condição back-to-back para
todas as configurações do período de concessão da instalação;
A energização dos capacitores não poderá provocar sobretensões e sobrecorrentes
inaceitáveis nas subestações da Rede Básica.
6.11.
COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS - CER
Não se aplica.
6.12.
COMPENSADOR SÍNCRONO
Não se aplica.
6.13.
EQUIPAMENTOS LOCALIZADOS EM ENTRADAS DE LINHA
6.13.1.
TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA EM VAZIO
Equipamentos localizados nas extremidades de linha e que possam ficar energizados após a
manobra da mesma no terminal em vazio, tais como reatores de linha, disjuntores, seccionadores
e transformadores de potencial, deverão ser dimensionados para suportar por uma hora as
sobretensões à freqüência industrial de acordo com a Tabela 6.13.1.1.
Tabela 6.13.1.1 – Tensão eficaz entre fases admissível nas extremidades das linhas de
transmissão 1 hora após manobra (kV)
Tensão nominal
138
230
345
440
500/525
6.13.2.
Tensão sustentada
152
253
398
506
600
TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA SOB CARGA EM TERMINAIS COM
CAPACITORES SÉRIE
Não se aplica.
VOL. III - Fl. 32 de 96
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SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
7.
SISTEMAS DE PROTEÇÃO
7.1.
DEFINIÇÕES BÁSICAS
Componente do sistema de potência ou componente: é todo equipamento ou instalação
delimitado por um ou mais disjuntores.
Sistema: quando aplicado à proteção, à supervisão e controle ou a telecomunicações, significa o
conjunto de equipamentos e funções requeridas e necessárias para seu desempenho adequado
na operação da instalação e da rede básica.
Sistema de proteção: conjunto de equipamentos e acessórios destinados a realizar a proteção
em caso de falhas elétricas, tais como curtos-circuitos, e de outras condições anormais de
operação dos componentes de um sistema elétrico.
Proteção unitária ou restrita: destina-se a detectar e eliminar, seletivamente e sem retardo de
tempo intencional, falhas que ocorram apenas no componente protegido. São exemplos os
esquemas com comunicação direta relé a relé, os esquemas de teleproteção, as proteções
diferenciais, os esquemas de comparação de fase etc.
Proteção gradativa ou irrestrita: destina-se a detectar e eliminar falhas que ocorram no
componente protegido e a fornecer proteção adicional para os componentes adjacentes. Em sua
aplicação como proteção de retaguarda, sua atuação é coordenada com a atuação das proteções
dos equipamentos adjacentes por meio de retardo de tempo intencional. São exemplos as
proteções de sobrecorrente e as proteções de distância.
Proteção de retaguarda: destina-se a atuar quando da eventual falha de outro sistema de
proteção. Quando esse sistema está instalado no mesmo local do sistema de proteção a ser
coberto, trata-se de retaguarda local; quando está instalado em local diferente daquele onde está
o sistema de proteção a ser coberto, trata-se de retaguarda remota.
Proteção principal: esquema de proteção composto por um sistema de proteção unitária ou
restrita e um sistema de proteção gradativa ou irrestrita.
Proteção alternada: esquema composto por um sistema de proteção unitária ou restrita e por um
sistema de proteção gradativa ou irrestrita, funcionalmente idêntico à proteção principal e
completamente independente desta.
Proteção intrínseca: conjunto de dispositivos de proteção normalmente integrados aos
equipamentos, tais como relés de gás, válvulas de alívio de pressão, sensores de temperatura,
sensores de nível etc.
SIR: relação entre a impedância de fonte e a impedância da linha de transmissão (SIR), é definida
por meio da divisão da impedância da fonte atrás do ponto de aplicação de um relé pela
impedância total da linha de transmissão protegida:
SIR = ZS / ZL
Onde, ZS = Impedância da Fonte e ZL = Impedância da linha de transmissão
Comprimento relativo de linha de transmissão: determinado em função do SIR e utilizado para
a seleção do tipo de proteção mais indicado. No âmbito do presente Anexo Técnico, as linhas de
transmissão classificam-se como:
Linhas de transmissão curtas, as que apresentam SIR > 4;
Linhas de transmissão longas, as que apresentam SIR ≤ 0,5.
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ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
7.2.
REQUISITOS GERAIS
TELECOMUNICAÇÕES
PARA
PROTEÇÃO,
REGISTRADORES
DE
PERTURBAÇÕES
E
Os requisitos técnicos e as características funcionais aqui apresentados referem-se aos seguintes
sistemas funcionalmente distintos:
(a) Sistemas de proteção (SP);
(b) Sistemas de registro de perturbações (SRP); e
(c) Sistemas de telecomunicação (ST).
Cada sistema (proteção, registradores de perturbações e telecomunicações) deve ser integrado no
nível da instalação para permitir o acesso local ou remoto de todos os seus dados, ajustes,
registros de eventos, grandezas de entradas e outras informações. Essa integração não deve
impor restrições à operação dos componentes primários da instalação.
No caso de implantação de um novo vão em instalações de transmissão, os sistemas devem ser
compatibilizados com os já instalados.
Todos os equipamentos e sistemas devem ter automonitoramento e autodiagnóstico, com
bloqueio automático da atuação quando houver defeito e com sinalização local e remota de falha e
defeito.
Os sistemas devem ter arquitetura aberta e utilizar protocolos de comunicação descritos em
norma, de forma a não impor restrições a ampliações futuras da rede básica e à integração com
sistemas e equipamentos de outros fabricantes.
Os sistemas 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, conforme as Normas citadas, nos graus de severidade
adequados para instalação em subestações de extra-alta-tensão.
7.3.
REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO
Todo componente, exceção feita aos barramentos, deve ser protegido localmente por dois
sistemas de proteção completamente independentes.
Excetuando-se os barramentos, a proteção dos componentes deve ser concebida de maneira a
não depender de proteção de retaguarda remota no sistema de transmissão. Para os barramentos
deve ser prevista proteção de retaguarda remota para cobertura de eventual indisponibilidade de
sua única proteção.
Devem ser previstos transformadores para instrumentos – transformadores de corrente e de
potencial – para alimentação dos sistemas de proteção, supervisão e controle, em número
adequado e com características nominais especificadas em função da aplicação (relações
nominais, número de núcleos e enrolamentos secundários, exatidão, cargas nominais,
desempenho transitório, etc.).
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SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
Os enrolamentos dos transformadores de corrente para alimentação dos sistemas de proteção
devem ser dispostos na instalação de forma a permitir a superposição de zonas das proteções
restritas de equipamentos primários adjacentes, evitando a existência de “zonas mortas”. O uso de
proteções que tenham funcionalidades que possam detectar faltas em eventuais “zonas mortas”
resultantes da aplicação de transformadores de corrente na instalação pode ser considerado.
As correntes e tensões para alimentação de cada sistema de proteção - principal e alternada devem ser obtidas de núcleos independentes de transformadores de corrente e de secundários
diferentes de transformadores de potencial. Quando não for utilizada redundância de proteção
(proteção principal e alternada), a alimentação de correntes e tensões da proteção unitária ou
restrita deve ser independente daquela utilizada pela proteção gradativa ou irrestrita.
As proteções que estão sujeitas à operação acidental por perda de potencial devem ter supervisão
de tensão para bloqueio de operação e alarme.
Os conjuntos de proteção principal e alternada devem ser alimentados por bancos de baterias,
retificadores e circuitos de corrente contínua independentes. Quando não for utilizada redundância
de proteção, esse requisito deve ser atendido para a proteção unitária ou restrita e para a proteção
gradativa ou irrestrita.
Os sistemas de proteção principal, alternada (ou de retaguarda) devem ser constituídos,
obrigatoriamente, por equipamentos independentes e dedicados para cada função transmissão da
instalação, podendo esses equipamentos ser do tipo multifunção.
Os sistemas de proteção devem ter saídas para acionar disjuntores com dois circuitos de disparo
independentes.
Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos relés de proteção,
equipamentos de telecomunicação utilizados para teleproteção, religamento automático e
sincronismo, de forma a indicar qualquer anormalidade que possa implicar em perda da
confiabilidade operacional do sistema de proteção.
Os sistemas de proteção devem ter, em condições normais ou durante perturbações,
características de sensibilidade, seletividade, rapidez e confiabilidade operativa, a fim de que seu
desempenho não comprometa a segurança do sistema elétrico.
O agente de transmissão deve realizar os estudos necessários para ajustes e coordenação do
sistema de proteção. Para confirmar o atendimento aos requisitos descritos no item anterior, o
agente de transmissão deve manter o registro dos ajustes implantados. Esses ajustes devem ser
informados ao Operador Nacional de Sistema Elétrico - ONS, sempre que solicitado.
Os transformadores de corrente (TCs), nos arranjos de barramento tipo Barra Dupla 4 ou 5 chaves
e Barra Principal com Barra de Transferência, devem ser locados fisicamente de modo que
quando for utilizado o disjuntor interligador de barras (disjuntor de transferência) esses TCs
continuem alimentando suas respectivas proteções.
7.4.
LINHA DE TRANSMISSÃO
7.4.1.
GERAL
O sistema de proteção de linha de transmissão compreende o conjunto de relés, equipamentos e
acessórios instalados nos terminais de linha de transmissão, necessários e suficientes para a
detecção e eliminação, de forma seletiva, de todos os tipos de faltas – com ou sem resistência de
falta - e de outras condições anormais de operação.
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No caso de utilização de compensação série, o sistema de proteção deve ser adequado para a
manutenção dos requisitos exigidos no parágrafo anterior.
Os sistemas de proteção devem ser selecionados de acordo com as características da linha de
transmissão a ser protegida. Linhas de transmissão curtas (SIR > 4) não devem utilizar esquemas
de proteção com funções ajustadas em subalcance.
Sistemas de proteção compostos por relés de distância devem ter as seguintes funções:
(a) Funções de distância (21/21N)1 para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra, com
temporizadores independentes por zona;
(b) Função de sobrecorrente direcional de neutro (67N), com unidades instantâneas e
temporizadas para complementação da proteção de distância para faltas a terra
independentes das funções de medição de distância;
(c) Função para a detecção de faltas que ocorram durante a energização da linha de
transmissão (50LP - switch on to fault); e
(d) Função para detecção de oscilações de potência e bloqueio das unidades de distância
(68OSB).
Se a proteção unitária ou restrita for realizada por relés de distância, o esquema de teleproteção
deve atender aos seguintes requisitos:
(a) A seleção da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar em
conta o sistema de telecomunicação utilizado, os efeitos das variações das impedâncias das
fontes, o comprimento relativo da linha de transmissão, acoplamentos magnéticos com outras
linhas de transmissão e a existência de compensação série;
(b) A unidade instantânea da proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67 N) deve atuar
incorporada ao esquema de teleproteção selecionado, sempre que possível utilizando canal
de teleproteção independente;
(c) Em esquemas de teleproteção por sobrealcance devem ser utilizadas lógicas de bloqueio
temporário para evitar operação indevida durante a eliminação seqüencial de faltas em linha
de transmissão paralelas (transient blocking);
(d) Os esquemas de teleproteção do tipo permissivo por sobrealcance devem ter lógicas para a
devolução de sinal de disparo (echo) e para proteção de terminais com fraca alimentação
(weak infeed).
As proteções unitárias ou restritas devem detectar faltas entre fases e entre fases e terra, para
100% da extensão da linha de transmissão protegida, sem retardo de tempo intencional.
As proteções gradativas ou irrestritas devem ser compostas por relés de distância (21/21N), para
defeitos entre fases e fase-terra e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N). Devem
atender aos requisitos já mencionados e possibilitar efetiva proteção de retaguarda para a linha de
transmissão protegida e para o barramento remoto, mantida a coordenação com a proteção dos
componentes adjacentes.
Terminais de linha de transmissão conectados a barramentos com arranjos do tipo disjuntor e
meio ou anel devem ter função para proteção do trecho de linha de transmissão que permanece
1
Numeração indicadora da função conforme Norma IEEE Standard Electrical Power System Device Function Numbers and Contact Designations, C37.2-1996.
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energizado quando a chave isoladora da linha de transmissão estiver aberta e seus disjuntores
fechados (stub bus protection).
7.4.2.
COMPATIBILIZAÇÃO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE
TRANSMISSÃO
Nos sistemas de proteção de linha de transmissão com recursos de telecomunicação – esquema
com comunicação relé a relé, teleproteção, proteções diferenciais, etc. –, os relés e equipamentos
instalados em ambos os terminais da linha de transmissão devem ser considerados para a
operação como um conjunto único, devendo ser integrados e idênticos entre si quando
comparadas as duas extremidades da linha de transmissão. Este requisito deve ser observado
tanto para os equipamentos de telecomunicação quanto para os relés de proteção.
Em um terminal é admissível a utilização de equipamentos para a proteção principal diferentes
dos, para a proteção alternada – ou para a proteção de retaguarda –, desde que se atenda ao
requisito explicitado no parágrafo anterior.
Na implantação de uma nova subestação decorrente de seccionamento de linha de transmissão
com a inclusão de novos terminais de linha devem-se adequar as proteções das entradas de linha
existentes ao requisito especificado nos itens acima, tanto pela aquisição e implantação de novos
sistemas de proteção como pelo remanejamento dos existentes.
7.4.3.
LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV
Não se aplica.
7.4.4.
LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL DE 230 KV
Cada terminal de linha de transmissão deve ser equipado com dois conjuntos independentes de
sistema de proteção do tipo proteção unitária ou restrita e proteção gradativa ou irrestrita.
O tempo total de eliminação de faltas pela proteção unitária ou restrita não deve exceder a
150 ms. Nas linhas de transmissão de interligação entre sistemas este tempo não deve exceder
100 ms.
As linhas de transmissão de interligação entre sistemas devem ter função para proteção por perda
de sincronismo (78) baseada na taxa de variação no tempo da impedância medida, com as
seguintes características:

Ajustes das unidades de impedância e do temporizador independentes.

Seleção do modo de disparo na entrada (trip on way in) ou na saída (trip on way out) da
característica de medição.

Bloqueio do disparo para faltas assimétricas.
Quando a linha de transmissão tiver reator diretamente conectado ou quando características locais
ou de equipamento assim o exigirem – por exemplo, em barramentos isolados a SF6 (gás
hexafluoreto de enxofre) – a atuação da proteção do reator ou do equipamento deve comandar,
por transferência de disparo, o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto da linha de
transmissão.
Todos os terminais da linha de transmissão devem ter proteção trifásica para sobretensões (59),
com elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a
tensão nominal. Os elementos instantâneos devem operar apenas para sobretensões que ocorram
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simultaneamente nas três fases e os elementos temporizados devem operar para sobretensões
sustentadas em qualquer uma das três fases.
7.4.5.
LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU INFERIOR A 138 KV
Para as entradas de linha com tensão nominal igual ou inferior a 138 kV, a TRANSMISSORA deve
atender os requisitos de proteção da CONCESSIONÁRIA ao qual o circuito se conectará, bem
como os demais requisitos constantes deste Anexo Técnico.
7.4.6.
ESQUEMAS DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO
Todas as linhas de transmissão com tensão nominal igual ou superior a 230 kV devem ser
dotadas de esquemas para religamento automático tripolar e monopolar.
Os esquemas de religamento automático devem atender à seguinte filosofia:
(a)
Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio
deve-se prever a possibilidade de religamento em qualquer dos disjuntores adjacentes à
linha de transmissão.
(b)
O relé ou função de religamento deve ter temporizador para ajuste de tempo morto de
religamento.
(c)
Uma vez iniciado um determinado ciclo de religamento, somente deve ser permitido um
novo ciclo depois de decorrido um tempo mínimo ajustável, que se iniciará com a abertura
do disjuntor.
(d)
O sistema de proteção deve ter meios para, opcionalmente, realizar o religamento
automático apenas quando da ocorrência de curtos-circuitos internos fase-terra.
(e)
Em subestações com arranjo do tipo anel ou disjuntor e meio devem ser previstas
facilidades (chave seletora ou através do sistema de controle) para a colocação ou retirada
de serviço do religamento e a seleção do disjuntor a religar.
(f)
O ciclo de religamento deve ser iniciado exclusivamente após a eliminação de faltas
internas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser iniciados
quando de aberturas manuais de disjuntores, operação de funções gradativas de proteção,
faltas nos barramentos, atuações de proteções para falha de disjuntor, recepção constante
de transferência de disparo do terminal remoto, atuações de proteção de sobretensão e
proteções de disparo por perda de sincronismo. Quando for o caso, o ciclo iniciará a partir
da eliminação de faltas por atuação das proteções dos reatores de linha ou
transformadores/autotransformadores.
(g)
Deve ser prevista a possibilidade de seleção de qualquer um dos terminais da linha de
transmissão para religar primeiro (terminal líder). Esse religamento deve ocorrer depois de
transcorrido o tempo morto ajustado. O outro terminal (terminal seguidor) deve religar com a
verificação de sincronismo. Para permitir a seleção do terminal líder, ambos os terminais
devem ser equipados com esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo.
O terminal líder deve religar somente se não houver tensão na linha de transmissão. O
terminal seguidor deve religar somente depois da verificação de sincronismo, se houver
nível de tensão adequado do lado da linha de transmissão.
(h)
O comando de fechamento tripolar de disjuntores deve ser supervisionado por funções de
verificação de sincronismo e de subtensão e sobretensão
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7.4.7.
(i)
O desligamento e o religamento dos dois terminais da linha de transmissão devem ser
monopolares para faltas monofásicas e tripolares para os demais tipos de faltas. Caso não
haja sucesso no ciclo de religamento monopolar o desligamento deve ser tripolar. Nesse
esquema deve haver opção também para religamento apenas tripolar. Na opção tripolar,
qualquer ordem de disparo iniciada por proteção deve desligar os três polos do disjuntor e
iniciar o ciclo de religamento.
(j)
O esquema de religamento deve permitir ajustes independentes do tempo morto de
religamento tanto para o religamento monopolar quanto para o tripolar.
(k)
Durante o período de operação com fase aberta imposto pelo tempo morto do religamento
monopolar, qualquer ordem de disparo deve ser tripolar, cancelando o religamento da linha
de transmissão.
(l)
No caso de utilização de esquemas de teleproteção em sobrealcance, com funções
direcionais de sobrecorrente de neutro (sequencia zero e/ou negativa), deve ser previsto o
bloqueio dessas funções durante o período de operação com fase aberta.
(m)
Os sistemas de proteção devem permitir a correta seleção de fases defeituosas para
comandar o desligamento do disjuntor de forma monopolar ou tripolar.
FUNÇÃO PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO
A função para verificação de sincronismo deve permitir o ajuste do tempo total 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, deve possibilitar ajustes da diferença de
tensão, defasagem angular, diferença de frequência e permitir a seleção das seguintes condições
para fechamento do disjuntor:
7.5.

Barra viva - linha morta.

Barra morta - linha viva.

Barra viva – linha viva.

Barra morta - linha morta.
REQUISITOS PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO MANUAL.
As instalações devem ser providas de dispositivo para a verificação das condições de sincronismo
para o fechamento manual de seu(s) disjuntor(es).
No caso de ampliação da rede básica ou modificação da instalação devem ser instalados os
transformadores de instrumentos, eventualmente necessários para a realização da função de
sincronização.
O dispositivo de sincronização deve atender aos seguintes requisitos:

Permitir o fechamento do disjuntor com temporização ajustável, após verificar que os seus
terminais estão sincronizados (sistema em anel), e a diferença entre as tensões dos dois
terminais (módulo e ângulo de fase) está dentro dos limites ajustados.

Permitir o fechamento instantâneo do disjuntor, após verificar que a diferença entre as
tensões (módulo e ângulo de fase) e a diferença da frequência dos dois terminais, está
dentro dos limites ajustados (sistema não sincronizado).
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7.6.

Contar com diferentes grupos de ajustes, de modo a permitir o fechamento de sistemas em
anel com diferenças de ângulo de fase das tensões distintas, dependendo do equipamento
a ser conectado.

Permitir o fechamento nas condições em que um ou ambos os lados do disjuntor estejam
sem tensão – “barra viva-linha morta”, “barra morta-linha viva” ou “barra morta-linha morta”.

Exteriorizar as grandezas de tensão e frequência de ambos os lados do disjuntor a
sincronizar, a diferença de ângulo de fase e o desvio de frequência entre seus terminais.
Deve ainda indicar as condições de sincronização, de forma a permitir a adoção de medidas
operativas para atingir a condição de sincronização.
TRANSFORMADORES OU AUTOTRANSFORMADORES
Compreende o conjunto de relés e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de
todos os tipos de faltas internas - para a terra, entre fases ou entre espiras - em transformadores
de dois ou três enrolamentos. Devem prover também proteção de retaguarda para falhas externas
e internas à sua zona de proteção e dos dispositivos de supervisão próprios de temperatura de
enrolamento e de óleo, válvulas de alívio de pressão e relé de gás.
7.6.1.
TRANSFORMADORES CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO NOMINAL É IGUAL OU SUPERIOR A
345 KV
Não se aplica.
7.6.2.
TRANSFORMADORES OU AUTOTRANSFORMADORES CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO
NOMINAL É 230 KV
Todo transformador cujo mais alto nível de tensão nominal é de 230 kV deve dispor de três
conjuntos independentes de sistema de proteção:

Proteção unitária ou restrita.

Proteção gradativa ou irrestrita.

Proteção intrínseca.
O tempo total de eliminação de faltas - incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos
relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores do transformador pela proteção unitária ou
restrita - não deve exceder a 150 ms.
A função diferencial (87) da proteção unitária ou restrita deve utilizar enrolamentos dos
transformadores de corrente localizados próximos aos disjuntores do transformador ou
autotransformador de potência, para incluir em sua zona de proteção as ligações entre os
disjuntores e o transformador de potência. A zona de proteção dessa função deve se superpor às
zonas de proteção dos barramentos adjacentes.
As proteções unitárias ou restritas devem ter as seguintes funções:

Função diferencial percentual (87) com atuação individual por fase.

Número de circuitos de restrição igual ao número de transformadores de corrente da malha
diferencial.
VOL. III - Fl. 40 de 96
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
Restrição da atuação para correntes de magnetização (inrush e sobreexcitação) e
desempenhos transitórios desiguais de transformadores de corrente.
As proteções gradativas ou irrestritas devem ter as seguintes funções:

Funções de sobrecorrente temporizada de fase (51) e de neutro (51N) vinculadas a cada um
dos enrolamentos do transformador.

Funções de sobrecorrente temporizada de terra (51G) vinculadas a cada ponto de aterramento
do transformador.

Funções de sobretensão de sequencia zero (59G) vinculada ao enrolamento terciário ligado em
delta, para alarme de faltas a terra.
A proteção intrínseca deve possuir as seguintes funções e características:

Função para detecção de faltas internas que ocasionem formação de gás (63) ou aumento de
pressão interna (20).

Função de sobretemperatura do óleo (26) com dois níveis de atuação (advertência e urgência).

Função de sobretemperatura do enrolamento (49) com dois níveis de atuação (advertência e
urgência).
A atuação dos sistemas de proteção deve atender à seguinte filosofia:
7.7.

A proteção unitária ou restrita e a função para detecção de formação de gás (63) no
transformador de potência, integrante da proteção intrínseca, devem comandar a abertura e
bloqueio de todos os disjuntores do transformador.

A proteção gradativa ou irrestrita deve comandar a abertura apenas do(s) disjuntor(es) do
respectivo enrolamento;

Os níveis de advertência e de urgência das funções de sobretemperatura e a válvula de alívio
de pressão (20), integrantes da proteção intrínseca, devem ser utilizados para indicação e
alarme;

Os níveis de urgência das funções de sobretemperatura, integrantes da proteção intrínseca,
podem ser utilizados para comandar a abertura e o bloqueio de todos os disjuntores do
transformador, por meio de temporizadores independentes.
TRANSFORMADORES DE ATERRAMENTO
Não se aplica.
7.8.
REATORES EM DERIVAÇÃO
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 monofásicos ou trifásicos, com neutro em estrela aterrada, conectados nas linhas de
transmissão ou em barramentos.
Todo reator deve dispor de três de sistemas de proteção independentes:

Proteção unitária ou restrita.

Proteção gradativa ou irrestrita.

Proteção intrínseca (de acordo com a recomendação de seu fabricante).
VOL. III - Fl. 41 de 96
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O tempo total de eliminação de faltas - incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos
relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores pela proteção restrita - não deve exceder a
100 ms para reatores de tensão nominais iguais ou superiores a 345 kV e 150 ms para reatores de
tensão nominal igual a 230 kV.
A proteção unitária ou restrita deve ter as seguintes funções e características:
Função diferencial por fase (87 R)

É utilizada apenas para os bancos de reatores monofásicos. A função diferencial (87 R)
deve ser com conexão por fase entre os TCs do lado da linha de transmissão ou do
barramento e os TCs do lado do neutro de cada reator. Esta função deve possuir restrição
da atuação por correntes de inrush e sobreexcitação.
Função diferencial de terra restrita (87TR)

No caso de bancos de reatores monofásicos, a função diferencial de terra restrita (87 TR)
deve ser utilizada os TCs de fase do lado da linha de transmissão ou do barramento em
conexão residual e os TCs de fase do lado do neutro em conexão residual ou
alternativamente a corrente de neutro do banco de reatores.

No caso de reatores trifásicos, é utilizada a proteção diferencial monofásica, com conexão
residual entre os TCs do lado da linha de transmissão ou do barramento e um único TC no
fechamento do neutro do reator.
A proteção gradativa ou irrestrita deve ter as seguintes funções e características:

Função de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase (50/51) e temporizada residual
(51 N), localizada no lado da linha ou do barramento do reator.

Função de sobrecorrente temporizada residual (51 N) localizada no circuito residual dos
TCs de fase do lado de neutro ou temporizada de terra (51 G) localizada no lado do neutro
do reator.
A proteção intrínseca deve ter as seguintes funções e características:

Função para detecção de faltas internas que ocasionem formação de gás (63) ou aumento de
pressão interna (20).

Função de sobretemperatura do óleo (26), com dois níveis de atuação (advertência e urgência).

Função de sobretemperatura do enrolamento (49) com dois níveis de atuação (advertência e
urgência).
A atuação dos sistemas de proteção deve atender à seguinte filosofia:

No caso de reatores manobráveis por disjuntor(es) próprio(s), as proteções unitária ou restrita e
a função para detecção de formação de gás (63) integrante das proteções intrínsecas devem
comandar a abertura e o bloqueio do(s) disjuntor(es) do reator.

No caso de reatores diretamente conectados a linha de transmissão, as proteções unitária ou
restrita e a função para detecção de formação de gás (63) integrante das proteções intrínsecas
devem comandar a abertura e o bloqueio do(s) disjuntor(es) local(is) e enviar comando para a
abertura dos disjuntores remotos. Deve ainda bloquear o fechamento desses disjuntores e o
esquema de religamento automático da linha.
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SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL

7.9.
Os níveis de advertência e urgência das funções de sobretemperatura e a válvula de alivio de
pressão (20), integrantes da proteção intrínseca, devem ser utilizados para indicação e alarme.
CAPACITORES EM DERIVAÇÃO
O sistema de proteção de capacitores em derivação deve levar em consideração a potência, o
nível de tensão, a configuração do banco e as características das unidades capacitivas.
O tempo total de eliminação de faltas no circuito entre o barramento e o capacitor, – incluindo o
tempo de operação dos relés de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura do disjuntor
–, não deve exceder a 150 ms.
O sistema de proteção deve ter as seguintes funções e características:
(a)
Função de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase (50/51) e de neutro (50/51 N),
para a eliminação de todos os tipos de faltas no circuito entre o barramento e o banco de
capacitores propriamente dito, incluindo defeitos oriundos do estabelecimento de arco
elétrico entre racks capacitivos. Em capacitores com tensão nominal igual ou superior a
345 kV essas funções devem ser duplicadas, alimentadas por diferentes enrolamentos
secundários do transformador de corrente e com circuitos de disparo independentes.
(b)
Função de sobretensão de fase (59) com dois níveis, advertência e atuação, com faixa de
ajustes de 110% a 160% da tensão nominal e com temporizadores independentes.
(c)
Função de sobrecorrente (61 N) ou sobretensão residual (59 N) para detecção de
desequilíbrios decorrentes da queima de unidades capacitivas que possam provocar
sobretensões danosas às unidades remanescentes, com dois níveis, advertência e
urgência, e temporizadores independentes. A função (61 N ou 59 N) a ser utilizada deve ser
definida de acordo com o arranjo físico do banco de capacitores.
(d)
Não deve atuar para faltas externas ao capacitor.
(e)
As funções de proteção devem ser imunes a transitórios oriundos de chaveamentos e à
presença de harmônicos.
(f)
Durante as manobras de capacitores, devem ser previstas, se necessário, condições de
bloqueio de unidades instantâneas de relés de sobrecorrente de retaguarda, para evitar
operações indevidas.
A atuação dos sistemas de proteção deve atender à seguinte filosofia:
(i)
As proteções de sobrecorrente de fase (50/51) e de neutro (50/51 N) devem comandar a
abertura e bloqueio de todos os disjuntores do banco de capacitores.
(ii) Os níveis de atuação das funções de sobretensão de fase (59) e de desequilíbrio de tensão
(61 N ou 59 G) devem comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do banco de
capacitores.
(iii) Os níveis de advertência das funções de sobretensão de fase (59) e de desequilíbrio de
tensão (61 N ou 59 G) devem ser utilizados para indicação e alarme.
7.10.
BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE
Não se aplica.
VOL. III - Fl. 43 de 96
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7.11.
BANCOS DE FILTROS
Não se aplica.
7.12.
COMPENSADOR ESTÁTICO
Não se aplica.
7.13.
COMPENSADORES SÍNCRONOS
Não se aplica.
7.14.
BARRAMENTOS COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 138 KV
O sistema de proteção de barramentos compreende o conjunto de relés e acessórios necessários
e suficientes para detectar e eliminar todos os tipos de faltas nas barras, com ou sem resistência
de falta.
Cada barramento da instalação – com exceção dos barramentos com arranjo em anel – deve ter
pelo menos um conjunto independente de proteção unitária ou restrita.
Em subestação com arranjo do tipo disjuntor e meio ou disjuntor duplo é vedado o uso de
proteções de barra do tipo adaptativo que englobem os dois barramentos da instalação.
Em subestação com arranjo do tipo barra dupla com disjuntor simples, a proteção deve ser global
e adaptativa, desligando apenas os disjuntores conectados ao barramento defeituoso, para
qualquer configuração operativa por manobra de secionadoras.
A proteção de retaguarda para faltas nos barramentos deve ser realizada pela proteção gradativa
ou irrestrita dos terminais remotos das linhas de transmissão e equipamentos ligados ao
barramento.
O tempo total de eliminação de faltas – incluindo o tempo de operação do sistema de proteção do
barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores - não deve ser superior a
100 ms, para barramentos de tensões nominais iguais ou superiores a 345 kV e a 150 ms para os
níveis de tensão nominal inferiores.
No caso de falha da proteção unitária ou restrita do barramento, o tempo total para que as
proteções de retaguarda eliminem faltas no barramento não deve ser superior a 500 ms, para
barramentos de tensões nominais iguais ou superiores a 345 kV, e a 600 ms, para os níveis de
tensão nominais inferiores.
O sistema de proteção unitária ou restrita deve ter as seguintes funções e características:
(a)
Ter proteção com princípio diferencial, por sobrecorrente diferencial percentual ou alta
impedância (87), ou comparação de fase, para cada uma das três fases.
(b)
Ser alimentado por núcleos dos transformadores de corrente independentes das demais
funções de proteção.
(c)
Ter imunidade para os diferentes níveis de saturação dos transformadores de corrente, com
estabilidade para faltas externas e sensibilidade para faltas internas.
(d)
Ter supervisão para os enrolamentos secundários dos transformadores de corrente dentro
de sua área de proteção, com bloqueio de atuação e alarme para o caso de abertura de
circuito secundário.
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(e)
Ser seletivo, para desligar apenas os disjuntores conectados à seção defeituosa do
barramento.
O sistema de proteção unitária ou restrita deve desligar e bloquear o fechamento de todos os
disjuntores do barramento protegido.
Novos vãos em subestações existentes devem se adaptar à proteção de barra já instalado.
Havendo impossibilidade, a proteção de barra deve ser substituída.
7.15.
FALHA DE DISJUNTOR COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 138 KV
Todo disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor.
O esquema do sistema de proteção para falha de disjuntor pode ser integrado ao sistema de
proteção de barramentos.
O tempo total para a eliminação de faltas pelo esquema de falha de disjuntores, incluindo o tempo
de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores, não
deve exceder a 250 ms, para os níveis de tensão nominal igual ou superior a 345 kV, e a 300 ms
para os níveis de tensão nominal inferiores a 345 kV.
O sistema de proteção para falha de disjuntores deve ter funções de detecção de corrente (50BF)
e de temporização (62BF), que podem ser integradas aos sistemas de proteção das linhas de
transmissão e demais equipamentos, além de função de bloqueio (86BF). Deve atender, ainda, à
seguinte filosofia:
(a)
Ser acionado por todas as proteções do disjuntor protegido.
(b)
Promover novo comando de abertura no disjuntor protegido (retrip), antes da atuação no
relé de bloqueio;
(c)
Comandar, para a eliminação da falha, a abertura e o bloqueio do fechamento do número
mínimo de disjuntores adjacentes ao disjuntor defeituoso, e promover, se necessário, a
transferência direta de disparo para o(s) disjuntor(es) remoto(s).
Em transformadores, autotransformadores e reatores devem ser previstas lógicas de paralelismo
entre os contatos representativos de estado dos disjuntores e os contatos das unidades de
supervisão de corrente (50BF), de forma a viabilizar a atuação do esquema de falha de disjuntor
para todos os tipos de defeitos nesses equipamentos, inclusive nos que não são capazes de
sensibilizar os relés de supervisão de corrente do referido esquema.
O sistema de proteção para falha de disjuntores não deve ser acionado por comando manual do
disjuntor nem por eventuais Sistemas Especiais de Proteção – SEP.
7.15.1.
SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO
O Sistema Especial de Proteção - SEP, a ser definido nos estudos pré-operacionais do ONS, deve
ser implementado por Unidades de Controle Digital (UCD), específico para processar emergências
envolvendo o Sistema Interligado Nacional - SIN.
Deve existir um SEP para cada subestação.
As características descritas a seguir são específicas para o SEP e devem ser rigidamente
observadas pela TRANSMISSORA:

As UCDs devem ser funcionalmente independentes das demais unidades do sistema de
Proteção Controle e Supervisão (SPCS) no que diz respeito ao desempenho das suas
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funções. Estas unidades devem estar conectadas à Via de dados (VDD) somente para enviar
e receber informações que devem ser exibidas nas Unidades de Supervisão e Operação
(USO) das subestações e dos Centros de Operação.

Os SEPs das subestações devem estar diretamente conectados entre si e com os SEPs das
demais subestações, incluindo as hoje existentes no sistema. Cada SEP deve ser dotado de
um mínimo de cinco portas seriais padrão RS-232C com Protocolo de Comunicação IEC-8705-101 encapsulado em TCP-IP;

Esta conexão deve ser dedicada à função (SEP) e deve atender aos seguintes requisitos de
tempo de resposta:


O tempo máximo (total) estimado para tomada de decisão de um SEP de determinada
Subestação, em função da alteração de entradas digitais e / ou violação dos limites
estabelecidos para as funções supervisionadas ocorridos em outra subestação, incluídos
os tempos de comunicação, deve ser menor ou igual a 200 ms.

Dentro de uma mesma subestação o tempo de atuação deve ser menor ou igual a
20 ms.
Caso a UCD proposta para o SEP não consiga desempenhar as funções especificadas a
seguir, a TRANSMISSORA deve instalar os relés de proteção em quantidade e tipo
necessários e suficientes para cumprir estas funções. Estes relés devem, também, ser
exclusivos para a função SEP, não podendo ser compartilhados com o SPCS.
As seguintes funções devem ser desempenhadas pelas UCDs:



Função Direcional de Potência (para as linhas de transmissão):

Atuação trifásica ou por fase.

Curva característica de tempo inversa.

Possibilidade de inversão da direcionalidade.

Facilidade de ajuste quanto ao ponto de atuação em termos de potência (W) ou corrente
(A).

Dotado de saídas independentes para alarme e desligamento com reset local e remoto.

Interface com fibra óptica.
Função de Sub e Sobretensão (para as barras):

Atuação por fase.

Característica de tempo definido.

Ajuste contínuo da função 27 na faixa de 0,3 a 0,8 da tensão nominal e da função 59 de
1,1 a 1,6 da tensão nominal.

Exatidão melhor que 2%.

Interface com fibra óptica.
Função de Sub e Sobrefrequência:

Possuir 04 estágios de frequência independentes.
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
Faixa de ajuste mínima para cada estágio de operação: de 50 Hz a 70 Hz, ajustável em
intervalos de 0,01 Hz.

Exatidão de ± 0,005 Hz do valor ajustado.

A operação da unidade deverá ser bloqueada por subtensão, ajustável de 40% a 80% da
tensão nominal.

Cada unidade deve ser fornecida com funções para alarme e desligamento.

A atuação dessa unidade só deve ser possível após um período de avaliação não
inferior a 3 (três) ciclos, de forma a eliminar eventuais atuações indevidas provocadas
por componente aperiódica ou outros transitórios na onda de tensão.

O tempo máximo de rearme dessa unidade deve ser de 50 ms.

O erro máximo admissível para cada temporizador deve ser de ± 5%.

Circuitos de medição e saída independentes por estágios de atuação.

Interface com fibra óptica.
Devem ser disponibilizados os seguintes dados para ligação ao controlador lógico programável
(CLP) do sistema:



Entradas analógicas:

Fluxo de potência ativa em todas as linhas de transmissão, geradores e
transformadores/autotransformadores.

Tensão em todas as seções de barramento.
Entradas digitais:

Indicação de estado (com dois contatos) de disjuntores, chaves seccionadoras, chaves
de seleção de corte dos geradores (para usinas).

Indicação da atuação da proteção.
Saídas de controle:
Dois contatos para comando de abertura por disjuntor.
Caso os estudos pré-operacionais desenvolvidos pelo ONS, por ocasião da entrada em operação
do empreendimento, não indicar a necessidade de instalação de SEP, a TRANSMISSORA fica
liberada desse fornecimento imediato. Essa liberação fica condicionada ao seu fornecimento,
durante todo o período de concessão do empreendimento, sem direito a receita adicional, se
assim for recomendado pelo ONS, em função de necessidades sistêmicas.
Se o empreendimento em questão estiver em área com SEP em operação, a TRANSMISSORA
deverá verificar a necessidade de compatibilização de SEP a ser implantado com o existente.
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8.
SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE
8.1.
INTRODUÇÃO
Este item descreve os requisitos de supervisão e controle que devem ser implantados para que
seja assegurada a plena integração da supervisão e controle dos novos equipamentos à
supervisão dos equipamentos existentes, garantindo-se, com isto, uma operação segura e com
qualidade do sistema elétrico interligado. Assim, são de responsabilidade do agente a aquisição e
instalação de todos os equipamentos, softwares e serviços necessários para a implementação dos
requisitos especificados neste item e para a implementação dos recursos de telecomunicações,
cujos requisitos são descritos em item à parte.
Os requisitos de supervisão e controle são divididos em:

Requisitos gerais de supervisão e controle dos agentes, detalhados em requisitos gerais,
interligação de dados e, recursos de supervisão e controle dos agentes.

Requisitos para a supervisão e controle de equipamentos pertencentes à rede de operação,
divididos em interligação de dados, informações requeridas para a supervisão do sistema
elétrico, informações e telecomandos requeridos para o Controle Automático de Geração
(CAG), telecomandos requeridos para o Controle Automático de Tensão (CAT), requisitos
de qualidade de informação e, parametrizações.

Requisitos para o sequenciamento de eventos (SOE), divididos em interligação de dados,
informações requeridas para o sequenciamento de eventos e, requisitos de qualidade dos
eventos.

Requisitos de supervisão do agente proprietário de instalações (subestações)
compartilhadas da rede de operação.

Avaliação da disponibilidade e da qualidade dos recursos de supervisão e controle,
divididos em item geral, conceito de indisponibilidade de recursos de supervisão e controle,
conceito de qualidade dos recursos de supervisão e controle e, indicadores.

Requisitos de atualização das bases de dados dos sistemas de supervisão e controle do
ONS, divididos em requisitos para cadastramento dos equipamentos e, requisitos para teste
de conectividade da(s) interconexão(ões) e testes ponto a ponto.
8.2.
REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES
8.2.1.
REQUISITOS GERAIS
Todas as informações transferidas pelos agentes para o ONS, exceto quando houver orientações
explícitas do ONS em contrário, devem corresponder aos dados coletados nas instalações de
transmissão, que não devem passar por qualquer processamento prévio, como:
(a)
Cálculos a partir de outras informações, exceção feita para os cálculos de conversão para
valores de engenharia;
(b)
Filtragens;
(c)
Substituições por resultados do estimador de estado;
(d)
Entradas manuais feitas pelo agente.
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Todas as telemedições e sinalizações de estado, especificadas posteriormente neste Anexo,
devem ter indicadores de qualidade do dado relativos à coleta, descrevendo as condições de
supervisão local (dado fora de varredura, dado inválido, dado sob entrada manual, etc.).
Cabe ao ONS definir o conjunto de protocolos de comunicação a ser adotado nas interligações de
dados, e ao agente escolher um deles para suas interligações com ONS. Os seguintes protocolos
deverão ser suportados pelos agentes, conforme apropriado:
(a)
Para comunicação com remotas: IEC 870-5-101/104 ou DNP V3.0;
(b)
Para interligação com outros centros de controle: ICCP.
Os CD (Concentradores de Dados), se utilizados, devem ser capazes de identificar o estado
operacional de todos os sistemas hierarquicamente a ele subordinados e de transferir essas
informações para o ONS.
Os centros de operação do ONS identificam o estado operacional das UTR (Unidade Terminal
Remota) e dos CD diretamente a eles conectados a partir das trocas de informações nas
correspondentes interligações de dados. Esse estado é modelado como sinalização de estado nas
bases de dados de seus sistemas de supervisão e controle.
Ainda no caso de uso de CD para atendimento ao CAT e, quando acordado com o ONS, ao CAG,
esses concentradores devem ser capazes de rotear automaticamente telecomandos emanados
pelo ONS para as instalações, sem intervenções manuais.
Os SSCL (Sistema de Supervisão e Controle Local) ou as UTR de cada instalação com
equipamentos na rede de operação devem:
8.2.2.
(a)
Ter seus relógios internos ajustados com exatidão melhor ou igual a 1 (um) ms, com
sincronismo por GPS (Sistema de Posicionamento Global). Os sistemas que atendam
exclusivamente à supervisão de equipamentos da rede de supervisão não integrantes da
rede de operação não precisam atender a esse requisito.
(b)
Ter tempo máximo de reinicialização de 5 (cinco) minutos.
(c)
Ser dimensionados para não perder eventos da SOE. Se ocorrer uma avalanche de
eventos, todos os eventos devem ser transferidos para o ONS em até 5 (cinco) minutos.
INTERLIGAÇÃO DE DADOS
Conceito
Considera-se 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) ou UTR em usinas e subestações;

CD que podem ser sistemas de supervisão e controle de um agente;

Enlace de dados, ponto-a-ponto ou via redes tipo WAN (“Wide Área Network”), entre
quaisquer destes sistemas;

Equipamentos de interfaceamento com comunicações (modems, roteadores ou
equivalentes) no centro de operação designado pelo ONS.
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Requisitos
É responsabilidade do agente prover todas as interligações de dados necessárias para atender
aos requisitos de supervisão e controle especificados.
As interligações de dados entre o(s) centro(s) de operação do ONS e as diversas instalações a
serem supervisionadas pelo ONS são definidas pelos agentes e apresentadas ao ONS, devendo
estar em conformidade com os requisitos de supervisão e controle apresentados neste edital.
São exigidos requisitos diferentes para diferentes tipos de recursos de supervisão e controle, o
que pode levar à necessidade de uso de interligações com características distintas, quais sejam:
(a)
Interligações para atender aos requisitos do CAG.
Estas interligações apresentam as seguintes peculiaridades:
(b)

Estão restritas às instalações necessárias à operação do CAG, normalmente usinas e
subestações que interligam áreas de controle distintas.

Cada interligação transporta um conjunto de dados relativamente pequeno, com uma
ordem de grandeza que varia de uma unidade a algumas dezenas.

Devem ser configuradas como uma ligação direta entre o(s) centro(s) de operação do
ONS e as instalações, não sendo aceitável o uso de CD, exceto quando acordado
com o ONS.

Exigem taxas de transferências de dados relativamente altas, com períodos de
aquisição de no máximo 2 (dois) segundos.

Em virtude de suas características, podem requerer equipamentos especiais nas
instalações para a recepção de telecomandos e a aquisição e transferência das
informações para o ONS.

Excepcionalmente, mediante acordo firmado caso a caso com o ONS, essas
interligações poderão ser compartilhadas com as interligações utilizadas para atender
aos requisitos das funções tradicionais de supervisão e controle, desde que
atendidos todos os requisitos de CAG.
Interligações para atender aos requisitos das funções tradicionais de supervisão e controle.
São as interligações comumente utilizadas para a aquisição de dados eletro-energéticos
pelos sistemas de supervisão e controle, que se caracterizem por:
(c)

Cobrirem todas as instalações (usinas e subestações) sob responsabilidade de um
determinado centro de operação do ONS.

Transportarem informações com períodos de aquisição que variam de poucos
segundos a vários minutos e, em alguns casos, ações de controle.

Abrangem um grande volume de dados.

Conectam as instalações, CD ou centros de operação do agente aos centros de
operação do ONS.
As interligações para atender à SOE, caracterizam-se por transportar as informações de
sequencia de eventos coletadas nas instalações quando da ocorrência de perturbações e
devem ser transferidas aos centros de operação do ONS, em tempo real, pela mesma
interligação de dados utilizada para atender aos requisitos de supervisão e controle. Para as
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informações definidas para trafegarem neste tipo de interligação (SOE), é vetada a
passagem por qualquer tipo de processamento, como filtragem ou cálculos, que não
preserve o selo de tempo original.
(d)
8.2.3.
Além dessas interligações, existem interligações que trafegam informações com alta taxa de
aquisição utilizada pelo ONS para a detecção de ilhamento. As informações transferidas se
constituem em medições de frequência em Hz em barramentos selecionados da REDE
BÁSICA. Para essas interligações, o agente se responsabiliza pela disponibilidade da
medição na instalação. Um acordo entre o agente e o ONS, estabelecido caso a caso,
define a forma e os recursos que serão utilizados para a transferência das informações ao
ONS.
RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES
Entenda-se como recurso de supervisão e controle dos agentes o conjunto formado por:

Ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo, ou seja, transdutores,
relés de interposição, reguladores de velocidade / potência e outros equipamentos;

Interligação de dados, ou seja, o conjunto de equipamentos e sistemas que se interponham
entre o ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo e os
computadores de comunicação do centro de operação do ONS.
Os agentes proprietários de equipamentos enquadrados em algum item deste edital devem
fornecer os recursos necessários para atender os requisitos de supervisão e controle exigidos pelo
ONS, incluindo as interligações de dados.
Para a entrada em operação de novos empreendimentos, é necessário que sejam atendidos todos
os requisitos definidos neste edital e os recursos devem estar completamente testados e prontos
para operar junto com os demais equipamentos do empreendimento.
Os SSCL ou UTR devem atender aos requisitos de supervisão e controle exigidos pelo ONS,
apresentados neste edital.
Os sistemas de transmissão de dados utilizados nas interligações de dados devem atender aos
requisitos descritos neste anexo técnico, no item “Requisitos técnicos do sistema de
telecomunicações”.
8.3.
REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À REDE
DE OPERAÇÃO
Este item define os requisitos de supervisão e controle necessários às funções de supervisão e
controle do ONS, aplicáveis aos equipamentos pertencentes à rede de operação.
Os requisitos necessários à função de sequenciamento de eventos são objetos de um item à
parte.
8.3.1.
INTERLIGAÇÃO DE DADOS
Os recursos especificados neste subitem devem ser disponibilizados, através das seguintes
interligações de dados, conceituadas anteriormente:
(a)
Interligações para atender aos requisitos das funções tradicionais de supervisão e controle;
(b)
Interligações para atender aos requisitos do CAG.
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8.3.2.
INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA A SUPERVISÃO DO SISTEMA ELÉTRICO
Os requisitos necessários ao sequenciamento de eventos são tratados em um item à parte.
Para cada equipamento da rede de operação, as seguintes informações de grandezas analógicas
e de sinalizações de estado devem ser transferidas para o sistema de supervisão e controle do
centro de operação designado pelo ONS para coordenar a operação desse centro, conforme
especificado a seguir:
8.3.2.1.
MEDIÇÕES ANALÓGICAS
Todas as medições deverão ser feitas de forma individualizada e transferidas periodicamente aos
centros de operação.
O período de transferência deve ser parametrizável por centro, devendo os sistemas ser
projetados para suportar períodos de aquisição de pelo menos 4 segundos e, em alguns casos, de
6(seis) segundos, períodos esses definidos em comum acordo entre o agente e o ONS.
As seguintes medições devem ser coletadas e transferidas para os centros de operação:

1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV de cada secção de barramento que
possa formar um nó elétrico ou, caso seja adotado o arranjo em anel, uma medição do
módulo de tensão fase-fase em kV nos terminais de cada equipamento que a ele se
conectem (linhas de transmissão, transformadores/autotransformadores, etc.).

A medição de tensão deve ser reportada ao ONS como sendo fase-fase, no entanto, este
valor pode ser obtido por cálculo a partir de uma medição fase-neutro.

1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV no ponto de conexão entre a linha de
transmissão e a(s) compensação(ões) série, caso a instalação contemple compensação série
na(s) linha(s) de transmissão.

Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar em todas as linhas de transmissão.

Corrente em uma das fases em ampere nos terminais de todas as linhas de transmissão.

1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV de cada terminal de linha de
transmissão.

Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar e corrente em uma das fases em ampéres
de todos os enrolamentos de transformadores/autotransformadores.

Potência trifásica reativa em Mvar de todos os equipamentos de compensação reativa
dinâmicos, tais como compensadores síncronos e compensadores estáticos controláveis.

Posição de tape de transformadores/autotransformadores equipados com comutadores sob
carga. Casos excepcionais de não disponibilização desta informação poderão ser admitidos
apenas mediante inviabilidade técnica comprovada.

1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV para transformadores /
autotransformadores, excetuando-se aquele na fronteira da rede de operação. Esta medição
deve ser no lado ligado à barra de menor potência de curto-circuito, geralmente o de menor
tensão, caso o ONS não explicite que seja no outro lado do transformador /
autotransformador.
VOL. III - Fl. 52 de 96
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ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
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8.3.2.2.
SINALIZAÇÃO DE ESTADO
Devem ser considerados os estados referentes:
(a) A todos os disjuntores e chaves utilizados nos barramentos e nas conexões de equipamentos
da rede de operação, aí incluídas as chaves de by pass. Esse requisito é aplicável tanto a
sistemas de geração e transmissão em corrente alternada quanto a sistemas de transmissão
em corrente contínua (incluindo filtros), sendo que, para os disjuntores, é necessário que a
sinalização seja acompanhada do selo de tempo.
(b) Aos estados operacionais e alarmes dos equipamentos utilizados nos sistemas especiais de
proteção. Se esses sistemas tiverem atuações em instalações fora da rede de operação,
devem ser buscadas alternativas de monitoração, definidas em comum acordo entre o ONS e
o agente.
(c) Aos relés de bloqueio, com selo de tempo.
(d) Ao estado operacional de dispositivos de controle de FACTS, tais como os power oscillation
dampers das compensações série de linhas de transmissão.
(e) Ao estado dos comutadores sob carga (em automático/manual/remoto).
(f) Aos alarmes de temperatura de rotor e estator de compensadores síncronos.
(g) Aos alarmes de temperatura de enrolamento e óleo de transformadores /
autotransformadores e reatores.
(h) Ao estado operacional de UTR e SSCL diretamente subordinados a CD.
Ainda com relação à sinalização de estado, devem-se observar os seguintes requisitos:
(i)
O sistema de supervisão e controle da instalação ou a UTR ou o CD, se utilizado, deve estar
apto a responder a varreduras de integridade feitas pelo ONS, que podem ser periódicas,
com período parametrizável, tipicamente a cada 1 (uma) hora, sob demanda ou por evento,
como por exemplo, uma reinicialização dos recursos de supervisão e controle do ONS.
(j)
Os SSCL ou as UTR de cada instalação com equipamentos na rede de operação devem ser
capazes de armazenar o selo de tempo das sinalizações com uma exatidão melhor ou igual a
1 (um) ms, utilizando o relógio interno do sistema que deve ter a exatidão especificada no
item “Requisitos gerais dos sistemas de supervisão dos agentes”.
(k) Todas as sinalizações devem ser reportadas por exceção.
(l)
Visando contornar as dificuldades oriundas da abrangência continental do SIN (vários fusos
horários) e oriundas da adoção do horário de verão, o selo de tempo informado deve ser no
padrão UTC (Universal Time Coordinate).
(m) Excepcionalmente, a critério do ONS, podem ser reduzidos os requisitos de abrangência da
supervisão de barramentos na fronteira da rede de operação e dos equipamentos a eles
conectados, tais como aqueles aplicáveis a barramentos de terciário de transformadores /
autotransformadores e a barramentos do lado de baixa de transformadores /
autotransformadores na fronteira da rede de operação.
8.3.3.
INFORMAÇÕES E TELECOMANDOS REQUERIDOS PARA O CONTROLE AUTOMÁTICO DE
GERAÇÃO (CAG)
8.3.3.1.
CARACTERIZAÇÃO DOS CENTROS DE OPERAÇÃO QUE RECEBEM AS INFORMAÇÕES
VOL. III - Fl. 53 de 96
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O SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN) está dividido em áreas de controle de frequência e
intercâmbio. Essas áreas são as redes de atuação dos centros de operação do ONS.
As informações de tempo real necessárias ao CAG devem ser enviadas, dependendo de sua
utilização, para um ou mais centros de operação do ONS, conforme abaixo descrito:
8.3.3.2.
(a)
Centro de operação do ONS que controla o CAG da área a que pertence a instalação,
normalmente o centro de operação designado pelo ONS para coordenar a operação da
instalação;
(b)
Centros de operação do ONS responsáveis pelo controle do CAG das áreas adjacentes à
área do centro de operação designado pelo ONS para coordenar a operação da instalação;
(c)
Centros de operação do ONS passíveis de assumir o CAG da área sob responsabilidade do
centro de operação designado pelo ONS para coordenar a operação da instalação.
INFORMAÇÕES REQUERIDAS PELO CENTRO DE OPERAÇÃO QUE CONTROLA O CAG
As seguintes informações utilizadas pelo CAG devem ser coletadas e transmitidas para este
centro de operação:
8.3.3.3.
(a)
Frequência em Hz em barramentos designados pelo ONS em rotina específica.
(b)
Potência ativa trifásica em MW em todos os pontos de interligação com outras áreas de
controle, que pode ser totalizada por instalação e por área.
(c)
Outras de geração e usinas, que não se referem ao presente Anexo Técnico.
INFORMAÇÕES REQUERIDAS PELO CENTRO DE OPERAÇÃO CONTROLADOR DAS ÁREAS
ADJACENTES
As informações de potência ativa trifásica em MW em todos os pontos de interligação com outras
áreas de controle, que pode ser totalizada por instalação e por área, devem ser coletadas nas
instalações de interligação e transmitidas para os centros de operação controladores das áreas
adjacentes.
8.3.3.4.
INFORMAÇÕES REQUERIDAS PELOS CENTROS DE OPERAÇÃO DO ONS PASSÍVEIS DE ASSUMIR
O CAG DE UMA OU MAIS ÁREAS QUE SE INTERLIGAM
Para viabilizar as transferências de área de controle do CAG, o ONS identifica em rotina
específica, instalações em que as informações de potência ativa trifásica em MW nos pontos de
interligação indicados pelo ONS, que pode ser totalizada por instalação e por área, devem ser
coletadas e transmitidas para um ou mais centros de operação passíveis de assumir uma
determinada área de controle.
8.3.4.
TELECOMANDOS REQUERIDOS PARA O CONTROLE AUTOMÁTICO DE TENSÃO
Pode ocorrer que, por razões sistêmicas, seja necessário o uso de CAT (Controle Automático de
Tensão pelo ONS). Os CAT são instalados em seus centros de operação, atuando via
telecomando em equipamentos tais como comutadores sob carga de transformadores /
autotransformadores, compensadores síncronos e compensadores estáticos controláveis,
resguardado suas limitações operativas declaradas pelos agentes.
Excluem-se das ações do CAT a energização e desenergização de equipamentos.
8.3.5.
REQUISITOS DE QUALIDADE DA INFORMAÇÃO
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8.3.5.1.
EXATIDÃO DA MEDIÇÃO
Todas as medições de tensão devem ser efetuadas por equipamentos cuja classe de precisão
garanta uma exatidão mínima de 1% e as demais de 2%. Tal exatidão deve englobar toda a
cadeia de equipamentos utilizados, tais como transformadores de corrente, de tensão,
transdutores, conversores analógico/digital, etc.
8.3.5.2.
IDADE DO DADO
Define-se como idade máxima do dado o intervalo de tempo máximo entre o instante de
ocorrência de seu valor na instalação (processo) e sua recepção no(s) centro(s) designado(s) pelo
ONS.
O tempo necessário para a chegada de um dado ao centro designado pelo ONS inclui o tempo de
aquisição do dado na instalação, processamento da grandeza e transmissão desse dado através
dos enlaces de comunicação até o centro.
A idade máxima de um dado analógico coletado para o CAG deve ser inferior à soma do tempo de
varredura adicionado de:

2 (dois) segundos em média.

5 (cinco) segundos no máximo para algumas varreduras, desde que mantida a média de
2(dois) segundos.
A idade máxima para os demais dados analógicos deve ser inferior à soma do tempo de varredura
adicionado de:

4 (quatro) segundos em média.

10 (dez) segundos no máximo para algumas varreduras, desde que mantida a média de
4(quatro) segundos.
A idade máxima de um dado coletado por exceção deve ser inferior a 8(oito) segundos.
Estes requisitos não se aplicam à transmissão das informações de sequencia de eventos.
8.3.5.3.
BANDA MORTA E VARREDURA DE INTEGRIDADE
Os protocolos que transmitem medições analógicas por exceção devem ter uma banda morta e
varredura de integridade definidas em comum acordo entre o ONS e o agente. As definições
obtidas nestes acordos não devem prejudicar a exatidão das medidas, conforme definido acima.
Enquanto um acordo formal não for firmado entre o ONS e o agente, a UTR e/ou SSCL devem ser
configurados com um valor inicial de banda morta de 0,1% do fundo de escala, ou do último valor
lido e deve suportar varreduras de integridade com períodos menores ou iguais a 30 (trinta)
minutos.
8.3.5.4.
DEMAIS REQUISITOS DE QUALIDADE PARA INFORMAÇÕES NECESSÁRIAS AO CAG
O período de aquisição dessas grandezas pelos centros de operação do ONS deve estar de
acordo com os padrões exigidos pelos sistemas de CAG dos centros de operação designados
pelo ONS e deve ser menor ou igual a 2 (dois) segundos.
Todas as medições devem ser obtidas da mesma fonte, de tal forma que se garanta que todos os
sistemas as recebam exatamente iguais, mesmo que transmitidas para diferentes centros de
operação e em diferentes enlaces e protocolos.
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8.3.5.5.
PARAMETRIZAÇÕES
Todos os períodos de aquisição acima especificados devem ser parametrizáveis, e os valores
apresentados se constituem em níveis mínimos.
8.4.
REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS
8.4.1.
INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS
Sempre que o equipamento dispuser das proteções abaixo citadas, as seguintes informações
devem ser coletadas pelo agente proprietário do equipamento e transferidas para o ONS conforme
a classificação do evento nos grupos:
8.4.2.
(a)
Grupo “A”: compreende os eventos que devem ser enviados diretamente para o ONS, em
tempo real, através das mesmas interligações de dados utilizadas para atender aos
requisitos de supervisão e controle, conforme conceituação feita no item 8.3.1 “Interligação
de dados”.
(b)
Grupo “B”: compreende os eventos que devem ser enviados de forma agrupada para o
ONS, em tempo real, através das mesmas interligações de dados utilizadas para atender
aos requisitos de supervisão e controle, conforme conceituação feita no item 8.3.1
“Interligação de dados”. Os eventos disponíveis na instalação do agente na forma
individualizada devem ser enviados para o ONS, quando solicitados por este, através de
meio eletrônico, em até 24 (vinte e quatro) horas;
(c)
Grupo “C”: compreende os eventos que devem estar disponíveis na instalação do agente e
ser enviados para o ONS, quando solicitados por este, através de meio eletrônico, em até
24 (vinte e quatro) horas.
TRANSFORMADORES E AUTOTRANSFORMADORES:
(a)
Grupo “A”:
Disparo dos relés de bloqueio.
(b)
Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única
mensagem:
(1)
(2)
(3)
“Atuação da proteção do transformador - Função sobrecorrente”
(i)
atuação da proteção de sobrecorrente do comutador sob carga;
(ii)
disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro (por enrolamento).
“Atuação da proteção do transformador - Função sobretemperatura”
(i)
disparo por sobretemperatura do óleo;
(ii)
disparo por sobretemperatura do enrolamento.
“Atuação da proteção do transformador – Outras funções”
(i)
disparo da proteção de gás;
(ii)
disparo da proteção de sobretensão de sequencia zero para o enrolamento
terciário em ligação delta;
(iii)
disparo da válvula de alívio de pressão;
(iv)
disparo da proteção de gás do comutador de derivações;
VOL. III - Fl. 56 de 96
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SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
(v)
8.4.3.
REATORES EM DERIVAÇÃO:
(a)
Grupo “A”:
Disparo dos relés de bloqueio.
(b)
Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única
mensagem:
[A].
[B].
8.4.4.
disparo da proteção diferencial (por fase).
“Atuação da proteção do reator – Função sobretemperatura”
(i)
disparo da proteção de sobretemperatura do óleo;
(ii)
disparo da proteção de sobretemperatura do enrolamento.
“Atuação da proteção do reator – Outras funções”
(i)
disparo da proteção de gás;
(ii)
disparo da válvula de alívio de pressão;
(iii)
disparo da proteção diferencial (por fase);
(iv)
disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro.
BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO:
(a)
Grupo “A”:
(i)
disparo da proteção de sobretensão;
(ii)
disparo dos relés de bloqueio.
(b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem
“Atuação da proteção dos bancos de capacitores – Outras funções”
8.4.5.
(i)
disparo da proteção de desequilíbrio de neutro;
(ii)
disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro.
LINHAS DE TRANSMISSÃO:
(a) Grupo “A”:
(i)
disparo por sobretensão;
(ii)
atuação da lógica de bloqueio por oscilação de potência;
(iii)
disparo da proteção para perda de sincronismo;
(iv)
atuação do relé de bloqueio de recepção permanente de transferência de disparo;
(v)
disparo do relé de bloqueio de linha subterrânea.
(b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem
“Atuação da proteção da linha de transmissão – Outras funções”
(i)
disparo da proteção principal de fase;
(ii)
disparo da proteção alternada de fase;
(iii)
disparo da proteção principal de neutro;
VOL. III - Fl. 57 de 96
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(iv)
disparo da proteção alternada de neutro;
(v)
transmissão de sinal de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo da teleproteção;
(vi)
transmissão de sinal de transferência de disparo da teleproteção;
(vii)
recepção de sinal de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo da teleproteção;
(viii)
disparo por recepção de sinal de transferência de disparo da teleproteção;
(ix)
atuação da lógica de bloqueio por perda de potencial;
(x)
disparo da 2ª zona da proteção de distância;
(xi)
disparo da 3ª zona da proteção de distância;
(xii)
disparo da 4ª zona da proteção de distancia;
(xiii)
disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro temporizada;
(xiv)
disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro instantânea.
(c) Grupo “C”:
8.4.6.
(i)
partida da proteção principal de fase (por fase), nos casos em que o disparo da
proteção de fase não indique a(s) fase(s) defeituosas;
(ii)
partida da proteção alternada de fase (por fase), nos casos em que o disparo da
proteção de fase não indique a(s) fase(s) defeituosas;
(iii)
partida da proteção principal de neutro (por fase), nos casos em que o disparo da
proteção não indique a fase defeituosa;
(iv)
partida da proteção alternada de neutro (por fase), nos casos em que o disparo da
proteção não indique a fase defeituosa;
(v)
partida do religamento automático.
BARRAMENTOS:
(a)
Grupo “A”:
(i)
disparo da proteção de sobretensão;
(ii)
disparo dos relés de bloqueio.
(b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem
“Atuação da proteção diferencial do barramento”
Atuação da proteção diferencial (por fase).
8.4.7.
COMPENSADORES SÍNCRONOS:
(a)
Grupo “A”:
(i)
disparo da proteção de sobretensão;
(ii)
disparo da proteção de subfreqüência;
(iii)
disparo dos relés de bloqueio.
(b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem
“Atuação da proteção do compensador síncrono – Outras funções”
VOL. III - Fl. 58 de 96
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8.4.8.
(i)
atuação da proteção diferencial;
(ii)
disparo da proteção de desequilíbrio de corrente do estator;
(iii)
disparo da proteção de perda de excitação (perda de campo);
(iv)
disparo da proteção de falta à terra no estator;
(v)
disparo da proteção de falta à terra no rotor;
(vi)
disparo da proteção de sobretemperatura do estator e rotor;
(vii)
disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro.
COMPENSADORES ESTÁTICOS:
(a)
Grupo “A”:
Disparo dos relés de bloqueio.
(b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem
“Atuação da proteção do compensador estático – Outras funções”
[A].
Para os equipamentos componentes do compensador, incluindo o transformador
abaixador, reatores e capacitores:
Disparo das proteções intrínsecas dos equipamentos, conforme especificado para o
respectivo equipamento.
[B].
8.4.9.
(i)
disparo da proteção de faltas à terra no compensador;
(ii)
disparo da proteção para faltas no módulo capacitor;
(iii)
disparo da proteção para faltas no módulo reator;
(iv)
disparo da proteção para desequilíbrio de corrente ou tensão para cada
módulo de filtro;
(v)
disparo da proteção de sequencia negativa dos tiristores – 2º estágio.
DISJUNTORES:
(a)
(b)
8.4.10.
Para os equipamentos controlados por tiristor:
Grupo “A”:
(i)
mudança de posição;
(ii)
disparo da proteção de falha do disjuntor;
(iii)
disparo dos relés de bloqueio.
Grupo “C”:
(i)
disparo da proteção de discordância de pólos;
(ii)
alarme de fechamento bloqueado;
(iii)
alarme de abertura bloqueada;
(iv)
alarme de sobrecarga do disjuntor central.
SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO – SEP (ECS, ECE E ERAC):
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(a)
Grupo “A”:
Todos os disparos e alarmes.
8.4.11.
BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE:
(a)
Grupo “A”:
(i)
disparo da proteção de sobrecarga;
(ii)
disparo dos relés de bloqueio.
(b) Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem
“Atuação da proteção dos bancos de capacitores série– Outras funções”
8.4.12.
(i)
disparo da proteção de sub-harmônicas;
(ii)
disparo da proteção do centelhador;
(iii)
disparo da proteção de desbalanço de tensão;
(iv)
disparo da proteção de fuga para a plataforma.
REQUISITOS DE QUALIDADE DOS EVENTOS
Resolução do selo de tempo
Entende-se como resolução a capacidade de discriminar eventos ocorridos em tempos distintos.
Exatidão do selo de tempo
Entende-se como exatidão o grau de aproximação do selo de tempo ao tempo absoluto de
ocorrência do evento.
Requisitos
As UTR ou os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de
armazenar informações para o seqüenciamento de eventos com uma resolução entre eventos
menor ou igual a 5 (cinco) ms. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento deve ser
menor ou igual 1 (um) ms.
A base de tempo utilizada para o registro da seqüência de eventos deve ser o relógio de tempo da
UTR/SSCL, cujas características são apresentadas no item 8.2.1-“Requisitos Gerais”.
A relação de eventos apresentada anteriormente deste documento está baseada numa filosofia de
proteção padrão. Os agentes podem utilizar diferentes filosofias e tecnologias, desde que atendam
ao disposto nos requisitos de proteção. Cabe ao agente mapear, sempre que aplicável, os eventos
aqui apresentados com aqueles efetivamente implementados na instalação. Cabe também ao
agente a implementação de processamentos e/ou combinação de sinais na instalação que
venham a ser necessários para a disponibilidade dos sinais aqui requeridos.
8.5.
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 das subestações Rio Branco I, Feijó e Cruzeiro do Sul, estruturada em um sistema
hierárquico com sistemas de supervisão e controle instalados em Centros de Operação do ONS,
quais sejam:

Centro Regional de Operação Norte Centro-Oeste – COSR-NCO;
VOL. III - Fl. 60 de 96
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
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.
Figura .8.5.1 – 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 Norte/Centro-Oeste (COSR-NCO), para o
atendimento aos requisitos de supervisão e controle dos equipamentos das linhas de transmissão
VOL. III - Fl. 61 de 96
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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
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 COSRNCO do ONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação.
A figura a seguir ilustra uma possível configuração.
Figura 8.5.2 – Arquitetura alternativa de interconexão com o ONS.
8.6.
ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE
TRANSMISSÃO.
Não se aplica.
8.7.
REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE CONCESSIONÁRIO DA(S) INSTALAÇÃO(ÕES)
VOL. III - Fl. 62 de 96
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(SUBESTAÇÃO(ÕES)) COMPARTILHADA(S) DA REDE DE OPERAÇÃO.
Qualquer agente que compartilhe de uma instalação (subestação) existente deve fornecer os
recursos adicionais mencionados a seguir, ao agente concessionário da subestação.
O agente de transmissão concessionário da(s) nova(s) instalação(ões) deve prover ao centro de
operação do agente concessionário da(s) subestação(ões) existente(s) desse empreendimento, a
supervisão remota dos equipamentos que venham a ser instalados, conforme requisitos
apresentados no subitem “Requisitos para a Supervisão e Controle de Equipamentos
Pertencentes à Rede de Operação”, com exceção dos requisitos para CAG e controle de tensão.
Em adição à supervisão remota, todos os equipamentos a serem instalados devem ser
supervisionados em nível local segundo a filosofia adotada pela CONCESSIONÁRIA DE
TRANSMISSÃO de tal(is) subestação(ões), devendo esta supervisão ser devidamente integrada
aos sistemas de supervisão e controle já instalados nesta(s) subestação(ões).
A arquitetura e os requisitos básicos dos Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs)
da(s) EMPRESA(S) CONCESSIONÁRIA(S) DE TRANSMISSÃO da(s) subestação(ões) são
apresentados nos documentos “Características e Requisitos Básicos das Instalações”, referentes
a esta(s) subestação(ões).
Na eventualidade do sistema da TRANSMISSORA entrar em operação antes da instalação dos
SDSCs em implantação na(s) Subestação(ões) existente(s), o mesmo deverá ser projetado para
operação independente e prevendo posterior integração aos referidos SDSCs.
O agente de transmissão é responsável pela instalação e operacionalização de todos os
equipamentos e sistemas necessários para viabilizar estas interligações de dados.
O protocolo adotado para comunicação com o centro de operação do concessionário da
subestação deve ser configurado conforme determinado pelo concessionário proprietário da
subestação.
Alternativamente à instalação de novos recursos de supervisão e controle, o agente de
transmissão, mediante prévio acordo com os agentes concessionários das instalações existentes,
poderá optar pela expansão dos recursos de supervisão e controle disponíveis, desde que
atendidos todos os requisitos de supervisão e controle.
O agente de transmissão deve prever testes de conectividade entre o SSCL/UTR e o sistema de
supervisão e controle do centro de operação do agente concessionário da subestação, de forma a
garantir a coerência das bases de dados deste sistema e o perfeito funcionamento dos protocolos
utilizados.
8.8.
AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E
CONTROLE
8.8.1.
GERAL
Os recursos de supervisão e controle fornecidos pelos agentes ao ONS, para atender aos
requisitos apresentados neste edital, devem ter sua disponibilidade e qualidade medidas pelo
ONS, na fase operacional, através dos conceitos e critérios estabelecidos a seguir.
A avaliação destes recursos será feita por UTR, SSCL, CD e agente, conforme estabelecido e com
base na disponibilidade e a qualidade dos recursos de supervisão e controle por ele fornecidos, de
acordo com o centro de operação designado pelo ONS, incluindo os equipamentos de interface
com os sistemas de comunicação.
VOL. III - Fl. 63 de 96
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ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
Esta avaliação será feita através de índices agregados por UTR, CD e por agente, de forma
ponderada pelo número recursos implantados e liberados para a operação em relação ao número
total que deveriam ser disponibilizados, se aplicados os critérios apresentados neste Edital.
Não serão computados nos índices os tempos de indisponibilidade causados por:
(a)
Indisponibilidade de equipamentos nos centros de operação do ONS.
(b)
Atividades de aprimoramento constantes do plano de adequação das instalações dos
agentes apresentado ao ONS, plano este definido conforme estabelecido nas disposições
transitórias.
(c)
Atualizações e instalação de hardware ou software nas UTR ou nos CD dos agentes, desde
que sejam programados e aprovados com antecedência junto ao ONS.
(d)
Atualizações ou instalação de hardware e software para melhoria de segurança no enlace
de comunicação entre UTR ou CD e o Centro designado pelo ONS, desde que sejam
programadas e aprovadas com antecedência junto ao ONS.
(e)
Manutenções autorizadas pelo ONS no equipamento elétrico associado ao recurso de
supervisão e controle.
São mostrados a seguir os conceitos de indisponibilidade e qualidade que serão considerados na
fase operacional de utilização dos recursos de supervisão e controle.
8.8.2.
CONCEITO DE INDISPONIBILIDADE DE RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE
Uma informação de quaisquer dos tipos especificados no subitem “Requisitos para a Supervisão e
Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação” deste anexo, será considerada
indisponível sempre que:
8.8.3.
(a)
O recurso não estiver instalado ou não estiver liberado para a operação.
(b)
Uma UTR ou um SSCL estiver fora de serviço ou sem comunicação.
(c)
Um CD, quando utilizado, estiver fora de serviço ou sem comunicação.
(d)
Um ponto de controle qualquer é dito indisponível sempre que o ONS detectar falha de
atuação do mesmo.
(e)
Todos os pontos subordinados a um SSCL ou a uma UTR de uma instalação são
declarados indisponíveis sempre que ocorrer ausência de resposta de tal sistema às
solicitações do(s) centro(s) de operação do ONS ou de um CD, se utilizado. Adicionalmente,
no caso de utilização de CD, todos os pontos subordinados ao concentrador são declarados
indisponíveis quando o CD deixar de responder às solicitações do ONS.
(f)
O indicador de qualidade sinalizar informação sob entrada manual pelo agente.
(g)
O indicador de qualidade sinalizar informação fora de varredura.
CONCEITO DE QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE
Considera-se que uma informação de qualquer dos tipos especificados no subitem “Requisitos
para a Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”, deste anexo,
viola critérios de qualidade quando:

Tratando-se de informações analógicas, a informação violar um dos seus limites de escala.

Uma informação estiver comprovadamente inconsistente.
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ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL

8.9.
A informação violar os requisitos de idade do dado.
REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E
CONTROLE
Os requisitos aqui apresentados se aplicam a todos os equipamentos cuja supervisão e
telecontrole sejam objeto de telessupervisão pelo ONS.
8.9.1.
REQUISITOS DE CADASTRAMENTO DE EQUIPAMENTOS
É de responsabilidade dos agentes com equipamentos na rede de supervisão fornecer as
informações cadastrais descritivas para a configuração das bases de dados dos centros de
operação do ONS, incluindo informações sobre:


Equipamentos e instalações do sistema eletro energético.
Equipamentos de supervisão e controle, tais como organização de pontos por remotas,
configurações de protocolos de comunicação etc.
As informações apresentadas devem ter exatidão compatível com a requerida pelas aplicações
dos sistemas de supervisão e controle, exatidão essa normalmente não requerida na fase de
estudos do planejamento de ampliações da rede básica e reforços, daí a necessidade de os
agentes as atualizarem em conformidade com o estabelecido, cujo escopo é a rede de supervisão
e não apenas a rede básica.
Para novas instalações e ampliações da rede básica, as informações devem ser encaminhadas ao
ONS com antecedência de até 30 (trinta) dias em relação à entrada em operação dos
equipamentos, para que a(s) base(s) de dados do(s) sistema(s) de supervisão do(s) centro(s) de
operação do ONS possa(m) ser atualizada(s) e testada(s) em tempo hábil. Algumas informações
que necessitam de datas de antecedência maior do que 30 (dias) possuem orientação explícita.
Para as instalações existentes, sempre que sejam programadas alterações que modifiquem algum
dos dados cadastrais aqui especificados – tais como alteração de relação de
transformadores/autotransformadores, alteração de parâmetros de transformador de corrente
(TC), etc., essas alterações devem ser informadas ao ONS com antecedência de pelo menos 5
(cinco) dias úteis.
As informações cadastrais descritivas dos equipamentos são detalhadas em rotina específica,
elaboradas em comum acordo com os agentes, que devem incluir:
(a)
Parâmetros descritivos de linhas de transmissão, aí incluídas a impedância série e a
susceptância, segundo o modelo , bem como a corrente máxima em ampere e a potência
máxima em MVA.
(b)
No caso de ramais de linha de transmissão, além dos dados acima, a posição do ramal na
linha de transmissão, expressa em quilômetros.
(c)
Latitude e longitude de todas as instalações e torres de linhas de transmissão e de ramais
de linha de transmissão, como forma de viabilizar a elaboração de diagramas geográficos
do sistema elétrico.
(d)
Capacidade nominal em Mvar e a tensão nominal, de todos os equipamentos estáticos de
suporte de reativo que venham a ser utilizados, como capacitores, reatores, etc.
(e)
Valor mínimo e máximo de suporte de reativo em Mvar, tensão nominal em kV para os
geradores e compensadores síncronos.
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(f)
Curvas de capabilidade de geradores.
(g)
Para cada um dos enrolamentos (primário, secundário e terciário) de cada
transformador/autotransformador:






8.9.2.
Corrente nominal.
Tensão nominal em kV.
Potência aparente nominal em MVA.
Reatância indutiva em porcentagem (primário-secundário, primário-terciário e
secundário-terciário).
Tensão base (kV) e potência base (MVA), utilizadas para o cálculo das reatâncias
indutivas em percentagem acima especificadas.
Adicionalmente, para cada transformador/autotransformador, deve ser informado o
lado do transformador/autotransformador onde está instalado o comutador sob carga,
se utilizado, e a respectiva tabela de derivação, informada em kV e em porcentagem,
sendo que toda vez que for alterada a posição do tape fixo, deve ser fornecida relação
das novas posições variáveis dos tapes do transformador/autotransformador.
(h)
Impedância série de capacitores série, se utilizados.
(i)
Relação, compatível com os requisitos de supervisão e controle aqui apresentados, dos
pontos de medição, telessinalização, controle, SOE, e das informações para a supervisão
hidrológica que trafegam na interconexão (ou interconexões) como o(s) sistema(s) de
supervisão e controle do ONS num formato compatível com o protocolo adotado para a
interconexão. Essa relação é organizada por SSCL ou UTR e CD, se utilizados.
(j)
Quando apropriado, no caso de interligação de dados direta com UTR, parâmetros que
permitam a conversão para valores de engenharia dos dados recebidos e enviados pelo
centro de operação.
(k)
Sempre que aplicáveis, limites de escala, superior e inferior, para todos os pontos
analógicos supervisionados.
REQUISITOS PARA TESTE DE CONECTIVIDADE DA(S) INTERCONEXÃO(ÕES) E TESTES PONTO A
PONTO
Todos os agentes com equipamentos com telessupervisão pelo ONS devem prever testes de
conectividade entre os seus SSCL, UTR e o(s) SSCL do(s) centro(s) de operação designado(s)
pelo ONS.
Além do teste da conectividade, devem ser previstos testes ponto a ponto da nova instalação ou
ampliação da rede básica com o(s) centro(s) do ONS, conforme programação a ser previamente
acordada com o ONS, de forma a garantir a coerência das bases de dados desses sistemas e o
perfeito funcionamento dos protocolos utilizados. Estes testes devem ser efetuados entre o
SSCL/UTR, da instalação de origem dos dados, e o SSC do centro designado pelo ONS.
Os testes devem ser programados de comum acordo entre o agente e o ONS, observando-se que:

Para novas instalações ou ampliações da rede básica, devem estar concluídos pelo menos
5 (cinco) dias úteis antes da operacionalização da instalação/ampliação da rede básica.

Sempre que as alterações modificarem o conjunto de informações armazenadas na base de
dados do ONS, esses testes devem ser programados em comum acordo entre o agente e o
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ONS, devendo estar concluídos pelo menos 2 (dois) dias úteis antes da operacionalização
da alteração.
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9.
REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES
9.1.
REQUISITOS GERAIS
Para as novas instalações de transmissão, devem ser previstos Registradores Digitais de
Perturbações – RDP com configuração de canais de entradas analógicas e entradas digitais
suficientes para permitir o completo monitoramento e registro, de acordo com os requisitos
mínimos descritos a seguir.
Em instalações de transmissão existentes, devem ser previstos RDP para monitoramento dos
novos vãos instalados ou expansão dos RDP existentes, de acordo com os requisitos mínimos
descritos a seguir.
9.2.
REQUISITOS FUNCIONAIS
Os sistemas de registro de perturbações devem atender aos seguintes requisitos:

Ser implementado por equipamentos independentes dos demais sistemas de proteção ou
supervisão (stand alone).

Amostrar continuamente as grandezas analógicas e digitais supervisionadas (dados da
perturbação). As amostras mais antigas devem ser sucessivamente substituídas por
amostras mais recentes, num buffer circular.

Disparar o registro da perturbação por variações das grandezas analógicas e digitais em
qualquer dos canais supervisionados, de forma livremente configurável.

Transferir automaticamente os dados relativos à perturbação do buffer circular, quando
houver disparo para registro de uma perturbação, e arquivá-los na memória do próprio
registrador. Durante a fase de armazenamento dos dados da perturbação, o registrador
deve permanecer amostrando as grandezas analógicas e digitais, de forma a não perder
nenhum evento.

Interromper o registro de uma perturbação só depois de cessada a condição que ocasionou
o disparo e transcorrido o tempo de pós-falta ajustado. Se, antes de encerrar o tempo de
registro de uma perturbação, ocorrer nova perturbação, o registrador deve iniciar novo
período de registro sem levar em conta o tempo já transcorrido da perturbação anterior.

Registrar, para cada perturbação, no mínimo 160 ms de dados de pré-falta e ter tempo de
pós-falta ajustável entre 100 ms e 5000 ms.

Ter filtragem anti-aliasing e taxa de amostragem tal que permitam o registro nos canais
analógicos de componentes harmônicas até a 15ª ordem (frequência nominal de 60 Hz).

Registrar dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cada operação de
registro.

Ter relógio de tempo interno sincronizado por meio de receptor de sinal de tempo do GPS,
de forma a manter o erro máximo da base de tempo inferior a 1 ms.

O erro de tempo entre a atuação de qualquer sinal numa entrada digital e o seu registro não
pode ser superior a 2 ms.

O tempo de atraso da amostragem entre quaisquer canais analógicos não pode ser superior
a 1 grau elétrico, referido à frequência de 60 Hz.
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9.3.

Ter memória suficiente para armazenar dados referentes a, no mínimo, 30 perturbações
com duração de 5 s cada, para o caso em que várias faltas consecutivas disparem o
registrador.

Ter porta de comunicação para a transferência dos registros de perturbação do RDP.

Ser dotado de automonitoramento e autodiagnóstico contínuos.
REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES
A arquitetura da rede de comunicação e o modo de transferência dos arquivos dos RDP para
concentradores locais ou concentrador central devem ser definidos pelo agente proprietário da
instalação.
Se o sistema de coleta realizar a transferência automática dos registros, deve ser prevista uma
opção que permita a desativação do modo de transferência automática e a subsequente ativação
de modo de transferência seletiva.
9.4.
REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES
9.4.1.
TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV
Não se aplica.
9.4.2.
TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL INFERIOR A 345 KV
As seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas:

Três correntes da linha de transmissão LT (três fases ou duas fases e corrente residual).

Três tensões da linha de transmissão (três fases ou duas fases e a tensão residual).
Para os sistemas de proteções de linha de transmissão cujas tensões são alimentadas por
transformadores de potencial instalados em barras, as tensões de duas das três fases e a tensão
residual do barramento devem ser supervisionadas, para cada barramento.
As seguintes grandezas digitais devem ser supervisionadas:

Desligamento pela proteção restrita de fases.

Desligamento pela proteção de retaguarda de fases.

Desligamento pela proteção restrita de neutro.

Desligamento pela proteção de retaguarda de neutro.

Desligamento pela proteção restrita de sobretensão.

Desligamento pela proteção de retaguarda de sobretensão.

Recepção de sinais de teleproteção.

Transmissão de sinais de teleproteção.

Atuação de bloqueio por oscilação de potência.

Atuação de religamento automático.

Atuação do esquema de falha de disjuntor.
VOL. III - Fl. 69 de 96
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SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL

Desligamento pela proteção de barras, quando houver.
Os registros devem ser realizados para as seguintes condições:
9.4.3.
(a)
Alteração do estado dos canais digitais, originados pelas proteções supervisionadas.
(b)
Sobrecorrente nas fases monitoradas.
(c)
Sobrecorrente residual.
(d)
Subtensão nas fases monitoradas.
(e)
Sobretensão residual.
BARRAMENTOS
Se o barramento tiver transformadores de potencial instalados nas barras e utilizados para
alimentação de relés de proteção, as seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas,
por barramento:

Três tensões do barramento (três fases ou duas fases e a tensão residual).
A seguinte grandeza digital deve ser supervisionada:

9.4.4.
Desligamento pela proteção diferencial.
TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO NOMINAL
É IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV
Não se aplica.
9.4.5.
TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO NOMINAL
É INFERIOR A 345 KV
As seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas:

Correntes das três fases do lado de AT;

Correntes de três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de
transformadores de três enrolamentos e transformadores/autotransformadores de
interligação.

Correntes de sequencia zero para cada ponto de aterramento.
As seguintes grandezas digitais devem ser supervisionadas:
9.4.6.

Desligamento pela proteção restrita.

Desligamento pela proteção de retaguarda.

Desligamento pelas proteções de neutro, para cada ponto de aterramento.

Desligamento pelas proteções intrínsecas.
REATORES EM DERIVAÇÃO.
As seguintes grandezas analógicas devem ser registradas:

Corrente das três fases.

Corrente de sequencia zero.
VOL. III - Fl. 70 de 96
EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
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SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
Reatores conectados aos terciários de transformadores devem ter as seguintes grandezas
analógicas monitoradas:

Corrente das três fases.

Tensão de sequencia zero do barramento terciário.
As seguintes grandezas digitais devem ser registradas:
9.4.7.

Desligamento pela proteção restrita.

Desligamento pela proteção de retaguarda de fases.

Desligamento pela proteção de retaguarda de neutro.

Desligamento pelas proteções intrínsecas.
BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE
Não se aplica.
9.4.8.
COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS (CER)
Não se aplica.
9.4.9.
BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO
As seguintes grandezas analógicas devem ser registradas:

Corrente das três fases do banco.

Tensões fase-neutro das três fases do banco, caso não supervisionadas no barramento.

Corrente ou tensão de desequilíbrio do banco.
As seguintes grandezas digitais devem ser registradas:
9.4.10.

Desligamento pela proteção de sobrecorrente instantânea.

Desligamento pela proteção de sobrecorrente temporizada.

Desligamento pela proteção de sobretensão.

Desligamento pela proteção de desequilíbrio de corrente ou tensão.
COMPENSADORES SÍNCRONOS
Não se aplica.
VOL. III - Fl. 71 de 96
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SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
10.
REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES
10.1.
REQUISITOS GERAIS
Os sistemas de telecomunicações das linhas de transmissão e subestações, integrantes deste
lote, devem atender aos sistemas de comunicação de voz operativa e administrativa, teleproteção,
supervisão e controle elétrico, supervisão de telecomunicações, controle de emergência, medição,
faturamento e manutenção da linha de transmissão de energia elétrica, entre as subestações de
energia elétrica envolvidas e destas aos centros de operação do sistema elétrico envolvidos.
10.1.1.
10.1.2.
DISPONIBILIDADE

Serviço Classe A: disponibilidade igual ou superior a 99,98%, apurada mensalmente e
tendo como valor a média aritmética dos últimos 12 meses;

Serviço Classe B: disponibilidade igual ou superior a 99,00%, apurada mensalmente e
tendo como valor a média aritmética dos últimos 12 meses;

Serviço Classe C: disponibilidade igual ou superior a 95,00%, apurada mensalmente e
tendo como valor a média aritmética dos últimos 12 meses.
QUALIDADE
a.
Sistemas Analógicos ou Mistos
Todos os serviços realizados sobre sistemas de transmissão analógicos ou mistos (estes
com parte analógica e parte digital) devem obedecer aos valores dos parâmetros a seguir:

b.
Níveis relativos nos pontos de entrada e saída analógicos, a 4 fios, em ambos os
lados das conexões de voz:

Lado de transmissão: -5,5  0,5 dBr.

Lado de recepção: -2,0  0,5 dBr.

Nível máximo aceitável de ruído na recepção: -40 dBmO.

Relação sinal/ruído mínima: 40 dB.

Taxa de erro máxima: 50 bits/milhão, sem código de correção de erro (circuitos de
dados).
Sistemas Digitais
Todos os serviços realizados sobre sistemas de transmissão puramente digitais devem
obedecer aos valores dos parâmetros a seguir:


Níveis relativos nos pontos de entrada e saída analógicos, a 4 fios, em ambos os
lados das conexões de voz:

Lado de transmissão: 0  0,5 dBr;

Lado de recepção: 0  0,5 dBr.
Requisito qualitativo dos circuitos: taxa de erro de bit, medida durante 15 minutos,
igual a 0 (zero), para qualquer taxa de transmissão igual ou superior a 64 Kbps, em,
pelo menos, uma medida entre três realizadas.
VOL. III - Fl. 72 de 96
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c.

No caso de uso de canais de voz com compressão, serão admitidas as subtaxas de
8 Kbps (ITU-T G.729) e 16 Kbps (ITU-T G.728), desde que não sejam utilizadas mais
do que três seções com compressão em cascata.

No caso de uso de redes para o provimento dos serviços:

Latência (round trip):  140 ms;

Variação estatística do retardo:  20 ms;

Taxa de perda de pacotes:  1%.
Sistema de Teleproteção
Para o sistema de teleproteção também devem ser seguidos os requisitos das normas IEC
834-1, IEC 870-5 e IEC 870-6 onde aplicável.
10.1.3.
SISTEMA DE ENERGIA
O sistema de energia para todos os equipamentos de telecomunicações fornecidos deverá ter as
seguintes características:
10.1.4.

Unidade de supervisão e, no mínimo, duas unidades de retificação.

Dois bancos de baterias. Em caso de falta de alimentação CA, cada banco de bateria deve
ter autonomia de no mínimo 10 (dez) horas, para atender à carga total dos equipamentos de
telecomunicação da subestação.

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.

O sistema de energia deverá estar dimensionado para uma carga adicional de pelo menos
30%.
SUPERVISÃO
Os equipamentos de telecomunicações devem ser supervisionados local e remotamente. Os
alarmes e eventuais medidas analógicas deverão ser apresentados nas instalações onde se
encontram os equipamentos e também permitir a transmissão para um Centro de Supervisão
remoto.
Os equipamentos digitais devem permitir remotamente o gerenciamento, diagnóstico e
parametrização.
10.1.5.
INFRAESTRUTURA
A TRANSMISSORA será responsável pela total operacionalização dos sistemas de comunicações
devendo ser prevista toda a infraestrutura necessária para implantação do sistema de
telecomunicações, tais como: edificações, alimentação de corrente contínua, aterramento, bem
como qualquer outra infra-estrutura que se identificar necessária para o pleno funcionamento do
sistema de telecomunicações.
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10.1.6.
ÍNDICES DE QUALIDADE
A TRANSMISSORA será responsável pela manutenção dos índices de qualidade e de
disponibilidade dos serviços de comunicação de dados e voz que se interligam com o ONS e os
demais agentes envolvidos, tais como, àquele(s) proprietário(s) de ativos de função transmissão
localizados na(s) subestação(ões) deste lote e os demais que se interliguem, por meio de linha(s)
de transmissão ou outro equipamento de função transmissão, com a(s) subestação(ões) deste
lote.
Em caso de indisponibilidade programada de quaisquer serviços de comunicação de dados ou de
voz de interesse do ONS e/ou dos demais agentes interligados, a TRANSMISSORA deve manter
entendimentos com o ONS e/ou os Centros de Operação das demais concessionárias que
detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o empreendimento deste lote,
a fim de obter a aprovação da solicitação de realização do serviço, para a data e horário
convenientes.
10.1.7.
CONTATO TÉCNICO
A TRANSMISSORA deverá indicar um contato técnico para tratar dos assuntos relacionados a
telecomunicações com o ONS e os demais agentes interligados.
10.2.
REQUISITOS TÉCNICOS DOS CANAIS PARA TELEPROTEÇÃO
A função teleproteção, que converte os sinais e mensagens das proteções em sinais e mensagens
compatíveis com os canais dos sistemas de telecomunicações e vice versa, pode ser executada
pelos próprios relés de proteção, pelos equipamentos dos sistemas de telecomunicações ou,
ainda, por equipamentos dedicados, denominados equipamentos de teleproteção.
Os equipamentos de teleproteção devem atender às normas de compatibilidade eletromagnética
aplicáveis, nos graus de severidade adequados para utilização em instalações de transmissão de
sistemas elétricos de potência.
Funções de teleproteção integradas em equipamentos de telecomunicação devem ter interfaces
dedicadas e independentes, e os equipamentos que têm tais funções integradas devem ser
adequados para uso em instalações de transmissão de sistemas elétricos de potência, conforme o
parágrafo anterior.
Os canais para teleproteção devem:
(a)
Ser adequados ao esquema de teleproteção selecionado ou à quantidade de grandezas ou
informações a serem transferidas, no que concerne a número de comandos, largura de
banda, taxa de transmissão, tempo de propagação, simetria e variação de tempo de
propagação e integridade das informações.
(b)
Manter a confiabilidade e segurança de operação em situações de baixa relação sinal/ruído
(canal analógico) ou erro na taxa de transmissão (BER) acima do especificado.
Os equipamentos de teleproteção devem:
(a)
Ter facilidades para a simulação do funcionamento dos esquemas de teleproteção, ponta a
ponta, com o bloqueio simultâneo da saída de comando para a proteção, independente do
meio de comunicação utilizado, para que seja possível realizar verificações dos enlaces
sem ser necessário desligar a LT.
VOL. III - Fl. 74 de 96
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(b)
Ter chaves de testes para permitir realizar intervenção nos equipamentos de proteção e de
telecomunicações sem ser necessário desligar a LT.
Se o equipamento de teleproteção for instalado em edificação distinta dos equipamentos de
telecomunicações, independente da distância envolvida, a interligação entre ambos deve ser
efetuada de forma a não comprometer a confiabilidade e segurança da teleproteção.
Os canais de telecomunicações providos por sistema de onda portadora sobre linha de
transmissão (OPLAT) devem manter a confiabilidade e a segurança de operação em condições
adversas de relação sinal/ruído, sobretudo na ruptura ou curto-circuito para terra de uma das fases
da LT utilizadas pelo sistema OPLAT.
Esquemas de transferência de disparo devem utilizar dois canais de telecomunicações, de
equipamentos de telecomunicação independentes. Sempre que possível, os equipamentos de
telecomunicação devem utilizar meios físicos de comunicação independentes. Os equipamentos
de teleproteção, caso utilizados, também deverão ser independentes.
Em condições normais, o disparo nos esquemas de transferência de disparo se dará pelo
recebimento dos comandos de disparo em ambos os canais. No caso de falha de um dos canais
de telecomunicação, o esquema deve permitir o disparo apenas com o recebimento do comando
no canal íntegro (lógica monocanal).
10.3.
TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR
A 345 KV
Não se aplica.
10.4.
TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO DE 230 KV
Os canais para teleproteção devem ser, preferencialmente, dedicados, específicos para proteção
e não compartilhados com outras aplicações. Quando for justificável a utilização de
compartilhamento, o atendimento à aplicação de proteção deve ser prioritário.
Os esquemas de teleproteção e de transferência de disparo são obrigatórios apenas para a
proteção principal.
10.5.
REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ
A TRANSMISSORA deve prover serviços de telefonia para comunicação de voz, full duplex, com
sinalização sonora e visual para comunicação operativa do sistema elétrico em tempo real.
10.5.1.
10.5.2.
ENTRE SUBESTAÇÕES ADJACENTES
(a)
Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação
telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe B.
(b)
Serviço de telefonia para comunicação de voz, podendo ser discado via sistema de telefonia
comutada e apresentando, no mínimo, Classe C.
COM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL
Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado
para atendimento às subestações envolvidas, deverão ser previstos:
(a)
Entre o Centro de Operação Local e as subestações envolvidas
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ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
(b)

Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem
comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe B.

Serviço de telefonia para comunicação de voz, podendo ser discado via sistema de
telefonia comutada e apresentando, no mínimo, Classe C.
Entre o Centro de Operação Local e os Centros de Operação das demais concessionárias
que detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o empreendimento
deste lote.

(c)
Entre o Centro de Operação Local e o(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS,
responsável(is) pela operação da região de instalação do empreendimento:

10.5.3.
Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem
comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. Em decorrência da alta
disponibilidade exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com
recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e
independentes.
Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem
comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. O serviço Classe A,
com o(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS, deve ser prestado com
recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e
independentes.
SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL
Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado
para atendimento às subestações envolvidas, deverão ser previstos:
(a)
Entre cada uma das subestações e os respectivos Centros de Operação das demais
concessionárias que detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o
empreendimento deste lote:

(b)
Entre cada uma das subestações envolvidas e o(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do
ONS, responsável(is) pela operação da região de instalação do empreendimento:

10.5.4.
Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem
comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. Em decorrência da alta
disponibilidade exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com
recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e
independentes.
Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem
comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. O serviço Classe A,
com o(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS, deve ser prestado com
recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e
independentes.
OUTROS
Adicionalmente, deverá ser fornecido um sistema de comunicação móvel (comunicação de voz)
que possa cobrir toda a extensão das linhas de transmissão e as subestações envolvidas, para
apoio às equipes de manutenção em campo.
VOL. III - Fl. 76 de 96
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ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
Para comunicação com o(s) centro(s) de operação do ONS, responsável(is) pela operação da
região de instalação do empreendimento, e Centros de Operação das demais concessionárias que
detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o empreendimento deste lote,
a TRANSMISSORA deve dispor de serviço de telefonia comutada Classe C, no mínimo, em seu
centro de operação local próprio ou contratado para suporte às atividades das áreas de
normatização, pré-operação, pós-operação e apoio e coordenação dos serviços de
telecomunicações.
Para comunicação com o escritório central do ONS, a TRANSMISSORA deve dispor de serviço de
telefonia comutada Classe C, no mínimo, em seu centro de operação local próprio ou contratado
para suporte às atividades das áreas de planejamento e programação da operação.
10.6.
REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS
Os serviços de comunicação de dados abaixo especificados devem ser dimensionados
(quantidade de canais, velocidade, uso de rotas alternativas, etc.) de forma a suportar o
carregamento imposto pela transferência das informações especificadas e apresentar a
disponibilidade e qualidade conforme descrito neste edital. Cada circuito de comunicação de
dados é formado pelo respectivo canal de dados e associado às interfaces necessárias para
permitir a comunicação de dados entre dois pontos.
10.6.1.
SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA SUPERVISÃO E CONTROLE
Para a supervisão e controle pelo ONS e agentes interligados, deverão ser fornecidos os
seguintes serviços de comunicação de dados e atendendo a Classe A. Em decorrência da alta
disponibilidade exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com recursos de
telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.
10.6.2.
COM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL
Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado,
devem ser previstos os seguintes serviços de comunicação de dados:
10.6.3.
(a)
Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e as subestações
envolvidas.
(b)
Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e os computadores de
comunicação dos Centros de Operação dos agentes Interligados.
(c)
Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e o computador de
comunicação do(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS responsável(is) pela
operação da região de instalação do empreendimento. O serviço Classe A com o(s)
Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS deve ser prestado com recursos de
telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.
SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL
Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de um Centro de Operação Local, devem ser previstos
os seguintes serviços de comunicação de dados:

Entre cada subestação envolvida e o computador de comunicação do Centro de Operação
do agente Interligado correspondente.

Entre cada subestação envolvida e o computador de comunicação do Centro Regional de
Operação do ONS. O serviço Classe A com o Centro Regional de Operação do ONS deve
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ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
ser prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas
distintas e independentes.
Os serviços acima deverão ser independentes de qualquer outro serviço de comunicação de
dados.
10.6.4.
RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES
Para a aquisição de dados de registro de perturbação devem ser previstos dois ramais telefônicos
DDR (discagem direta ao ramal) e ligados a modem para conexão ao Concentrador Central de
Dados de Registro de Perturbações da TRANSMISSORA ou diretamente aos RDP localizados nas
subestações envolvidas, para acesso pelo ONS ou outros Agentes autorizados.
Soluções alternativas que permitam o acesso via rede de dados poderão ser admitidas, uma vez
assegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos aos circuitos acima
especificados.
10.6.5.
OUTROS SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS
Para suporte às atividades de normatização, pré-operação, pós-operação, planejamento da
operação, programação da operação, administração de serviços e encargos da transmissão e
demais sistemas de apoio disponibilizados pelo ONS para os agentes, a TRANSMISSORA deve
dispor de meio de acesso à Internet, dimensionado de forma a suportar o carregamento imposto
pelo conjunto dessas atividades, através de serviço de comunicação de dados Classe B.
Soluções alternativas que permitam a comunicação via outros tipos de redes de dados poderão
ser admitidas, uma vez assegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos
aos serviços acima especificados.
VOL. III - Fl. 78 de 96
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ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
11.
DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESTE
ANEXO TÉCNICO
Seja qual for a configuração proposta, básica ou alternativa, a TRANSMISSORA deve realizar, no
mínimo, os seguintes estudos:

Fluxo de potência, rejeição de carga e energização na frequência fundamental.

Estudos de transitórios de religamento tripolar e rejeição de carga.

Estudos de religamento monopolar de linhas de transmissão e/ou de dimensionamento
de reatores de neutro, considerando a faixa operativa de frequências de 56 a 66 Hz.

Estudos de transitórios de energização de linhas de transmissão e de transformadores.

Estudos de tensão de restabelecimento transitória (TRT) dos disjuntores e manobra de
chaves de aterramento.

Estudo de coordenação de isolamento das subestações.
Esses estudos devem demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critérios da
EPE, nos relatórios de estudos indicados no subitem 13.1, e aos critérios e requisitos
estabelecidos nesse item.
A TRANSMISSORA deve certificar-se de que os parâmetros das linhas a serem avaliados pelos
estudos de transitórios eletromagnéticos são aqueles definidos pelos estudos de coordenação de
isolamento das linhas elaborados pela TRANSMISSORA.
Ressalta-se que a TRANSMISSORA deve analisar o empreendimento para o ano de entrada em
operação, utilizando a base de dados disponibilizada pelo ONS em sua página na internet,
www.ons.org.br. Para estudos no horizonte do planejamento, a base de dados disponibilizada pela
EPE em sua página na internet, www.epe.gov.br.
Os estudos de transitórios eletromagnéticos deverão ser desenvolvidos na ferramenta ATP
(Alternative Transients Program). A TRANSMISSORA deverá disponibilizar à ANEEL os casos
base de cada um desses estudos, no formato do programa ATP, em meio digital, para fins de
registro na base de dados de estudos.
A especificação do conjunto das características elétricas básicas dos diversos equipamentos
integrantes deste empreendimento deverá levar em conta os resultados dos estudos supra
mencionados.
11.1.
TENSÃO OPERATIVA
A tensão eficaz entre fases de todas as barras do sistema interligado, em todas as situações de
intercâmbio e cenários avaliados, deve situar-se na faixa de valores listados na Tabela 11.1.1, que
se refere às condições operativas normal (regime permanente) e de emergência (contingências
simples em regime permanente nos estudos que definiram a configuração básica ou
alternativa).
TABELA 11.1.1 – TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL (KV)
Tensão nominal Condição operativa Condição operativa
de emergência (kV)
do sistema (kV) normal (kV)
VOL. III - Fl. 79 de 96
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Tensão nominal Condição operativa Condição operativa
de emergência (kV)
do sistema (kV) normal (kV)
69
66 a 72,5
62 a 72,5
230
218 a 242
207 a 242
345
328 a 362
311 a 362
500 ou 525
500 a 550
475 a 550
Notas: Na análise de contingências devem ser observados:
Os limites de tensão identificados como condição operativa normal na Tabela 11.1.1, nas barras
de conexão à rede básica de agentes de distribuição e de consumidores livres ou potencialmente
livres.
Os limites de tensão identificados como condição operativa de emergência na Tabela 11.1.1, nas
demais barras da rede básica.
11.2.
SOBRETENSÃO ADMISSÍVEL PARA ESTUDOS A 60 HZ
A máxima tensão em regimes permanente e dinâmico na extremidade das linhas de transmissão
após manobra (energização, religamento tripolar e rejeição de carga) deve ser compatível com a
suportabilidade dos equipamentos das subestações terminais, dos isolamentos das linhas e das
torres de transmissão.
A tensão dinâmica (tensão eficaz entre fases no instante imediatamente posterior à manobra dos
disjuntores) e a tensão sustentada (tensão eficaz entre fases nos instantes subsequentes) devem
situar-se dentro dos limites constantes da Tabela 11.2.1 abaixo.
Tabela 11.2.1 – Sobretensões eficazes entre fases máximas admissíveis na extremidade das
linhas de transmissão após manobra (kV)
Tensão
Tensão dinâmica
dinâmica
Máxima tensão
máxima
máxima
sustentada
com elementos
sem elementos
em vazio
saturáveis
saturáveis
(kV)
(kV)
(kV)
(kV)
138
203
193
152
230
339
322
253
345
507
483
380(1) / 398 (2)
440
645
616
484(1) / 506 (2)
500 ou 525
770
735
575(1) / 600 (2)
765
1120
1070
800
(1) Tensão máxima em regime permanente contínuo
(2) Tensão máxima por 1 hora em terminal em vazio de linha de transmissão
após manobra
Tensão
nominal de
operação
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11.3. CRITERIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS A 60 HZ
11.3.1.
ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA
De forma geral, avaliam se os níveis de tensão nos barramentos e os carregamentos nas linhas,
transformadores e demais componentes da rede de transmissão, para múltiplas condições de
carga (mínima, leve, média e máxima), de topologia e de despacho de geração.
Devem abranger, além da condição operativa normal, a análise de contingências de linhas,
transformadores e outros equipamentos do sistema elétrico, com o objetivo de se definirem ações
para que o SIN opere sem perda de carga e sem violações inadmissíveis dos limites de tensão e
de carregamento.
Caso faça parte do empreendimento a inclusão de novos transformadores, deve ser demonstrado
pela Transmissora que a faixa de tapes especificada é adequada para o controle de tensão da
região em análise.
Estes estudos de fluxo de potência devem ser efetuados com a principal finalidade de comprovar
que a entrada em operação das novas instalações de transmissão, na configuração efetivamente
disponível em sua entrada em operação e durante o horizonte operativo (até o último ano do Plano
de Ampliação e Reforços vigente), não importará em restrições a operação da rede. Os estudos
deverão também identificar a eventual necessidade de compensação reativa adicional.
Por fim, tendo em vista a característica de dimensionamento de equipamentos dos estudos
apresentados na fase do projeto básico, algumas investigações no horizonte do planejamento
poderão vir a ser necessárias, como por exemplo, identificar as tensões máximas, em regime
permanente, as quais ficarão sujeitos os equipamentos situados na conexão do banco de
capacitores série a linha ou a subestação.
11.3.2.
ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO
Os estudos de energização visam definir as estratégias a serem adotadas nas manobras
programadas de forma a evitar a ocorrência de sobretensões acima da suportabilidade dos
equipamentos associados à manobra programada. Devem também identificar se a compensação
reativa fixa é adequada à manobra de energização da linha associada.
Devem ser consideradas as seguintes premissas:

Adotar configurações que resultem nas solicitações mais severas para o sistema analisado,
com o menor número de unidades geradoras sincronizadas (menor potência de curto-circuito
a montante da manobra).

Adotar o status “em operação” para toda a compensação reativa indutiva fixa em derivação,
existente no trecho a ser analisado.

Adotar o status “fora de operação” para toda a compensação reativa indutiva manobrável em
derivação, existente no trecho a ser analisado, verificando-se o efeito de ligar essa
compensação, quando necessário.

Adotar o status “disponível” para qualquer fonte controlada de potência reativa, como
compensadores estáticos e/ou síncronos, verificando-se as consequências da
indisponibilidade desses equipamentos, com o objetivo de liberar o maior número possível de
configurações para a operação.
VOL. III - Fl. 81 de 96
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As sobretensões no instante imediatamente após a manobra (t0+) não deverão ultrapassar os
valores de Tensão Máxima com/sem elementos saturáveis da Tabela 11.2.1 (sobretensão
dinâmica). A sobretensão sustentada não deverá ser superior ao limite máximo estabelecido na
Tabela 11.1.1 (Tensão Eficaz entre fases Admissível), para a classe de tensão do
empreendimento em análise.
Devem ser apresentados, para cada configuração analisada, os valores de tensão nas barras de
interesse para os instantes T0-, T0+ e no regime permanente posterior a manobra.
11.3.3.
REJEIÇÃO DE CARGA
Estes estudos de carga visam identificar a eventual existência de restrições à operação do
sistema, de forma a não ocorrerem sobretensões acima da suportabilidade dos equipamentos
como consequência da ocorrência de aberturas intempestivas em um dos terminais das linhas em
análise.
Devem ser consideradas as seguintes premissas:

Adotar configurações que resultem nas solicitações mais severas para o sistema analisado,
como, por exemplo, o maior fluxo possível na linha onde está sendo avaliada a rejeição
associado a menor potência de curto-circuito a montante da abertura.

Adotar o status “em operação” para toda a compensação reativa indutiva fixa em derivação,
existente no trecho a ser analisado.

Adotar o status “fora de operação” para toda a compensação reativa indutiva manobrável em
derivação, existente no trecho a ser analisado, verificando-se o efeito de ligar essa
compensação, quando necessário.

Adotar o status “disponível” para qualquer fonte controlada de potência reativa, como
compensadores estáticos e/ou síncronos, verificando-se as consequências da
indisponibilidade desses equipamentos, com o objetivo de liberar o maior número possível de
configurações para a operação.
As sobretensões no instante imediatamente após a manobra (t0+) não deverão ultrapassar os
valores de Tensão Máxima com/sem elementos saturáveis da Tabela 11.2.1 (sobretensão
dinâmica). A sobretensão sustentada não deverá ser superior ao limite máximo estabelecido na
Tabela 11.1.1 (Tensão Eficaz entre fases Admissível), para a classe de tensão do
empreendimento em análise.
Devem ser apresentados, para cada configuração analisada, os valores de tensão nas barras de
interesse para os instantes T0-, T0+ e no regime permanente posterior a manobra.
11.3.4.
ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES
Esses estudos têm por objetivo identificar as correntes máximas em regime permanente as quais
estão sujeitos os barramentos (incluindo os vãos interligadores de barras) e os equipamentos das
subestações, de forma a prover os susbsídios necessários à determinação da corrente nominal
dos equipamentos e barramentos das subestações.
Os seguintes aspectos devem ser levados em conta nas avaliações:

Condições normal e emergência (n-1) de operação do sistema, com os valores máximos dos
fluxos em linhas que se conectam às subestações em análise, tanto para o ano de entrada
em operação como para o ano horizonte de planejamento.
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
Condição degradada das subestações em análise, com indisponibilidade de um equipamento
ou mesmo de um trecho do barramento, para as condições normal e emergência (n-1) do
sistema.

Evolução prevista da topologia da subestação.
11.4. CRITÉRIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS DE MANOBRA
11.4.1.
ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO
A energização das linhas de transmissão deve ser viável em todos os cenários avaliados, atendido
o critério de tensão em condições operativas normais definido na Tabela 11.1.1.
Em particular, deve ser prevista a possibilidade de energização nos dois sentidos, considerando,
inclusive, o sistema degradado, por conta de possíveis manobras de recomposição.
Devem ser avaliadas energizações com e sem aplicação de defeito ao longo da linha, respeitandose o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede igual ou acima de 345 kV e de 150 ms
para a rede abaixo de 345 kV.
Devem ser respeitadas as premissas, definidas nos estudos de coordenação de isolamento das
linhas de transmissão, elaborados pela TRANSMISSORA, quanto às máximas tensões fase-terra
e fase-fase admissíveis ao longo da LT.
Os para-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia advinda da
manobra de energização.
Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos,
elaborados pela TRANSMISSORA, devem levar em conta os resultados dos estudos em epigrafe,
bem como as características dos equipamentos de controle de sobretensões considerados nestes
estudos.
11.4.2.
RELIGAMENTO TRIPOLAR DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO
Deve ser prevista a possibilidade de religamento tripolar, por ambos os terminais, em todas as
linhas de transmissão.
Deve ser avaliado o religamento com aplicação de defeito ao longo da linha, respeitando-se o
tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede igual ou acima de 345 kV e de 150 ms para a
rede abaixo de 345 kV.
Devem ser respeitadas as premissas, definidas nos estudos de coordenação de isolamento das
linhas de transmissão, elaborados pela TRANSMISSORA, quanto às máximas tensões fase-terra
e fase-fase admissíveis ao longo da LT.
Os para-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia advinda da
manobra de religamento tripolar.
Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos,
elaborados pela TRANSMISSORA, devem levar em conta os resultados dos estudos em epigrafe,
bem como as características dos equipamentos de controle de sobretensões considerados nestes
estudos.
11.4.3.
RELIGAMENTO MONOPOLAR
VOL. III - Fl. 83 de 96
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Deve ser prevista a possibilidade de religamento monopolar da linha de transmissão. Cabe à
TRANSMISSORA a viabilização técnica do religamento monopolar, conforme o seguinte
procedimento:

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 11.4.3 (a).

Somente nos casos em que for demonstrada, por meio da apresentação de resultados de
estudos, a inviabilidade técnica de atender tal requisito, a TRANSMISSORA poderá optar
pela utilização do critério definido no item 11.4.3 (b), para tempos de extinção superiores a
500 ms.

Quando só for possível a solução técnica para tempos mortos acima de 500 ms, devem ser
avaliadas, pela TRANSMISSORA, as implicações de natureza dinâmica para a Rede
Básica, advindas da necessidade de operar com tempos mortos mais elevados.

A TRANSMISSORA deve evitar soluções que possam colocar em risco a segurança do
sistema elétrico, tais como a utilização de chaves de aterramento rápido em terminais de
linha adjacentes a unidades geradoras, onde a ocorrência de curtos-circuitos devidos ao
mau funcionamento de equipamentos e sistemas de proteção e controle possa causar
severos impactos à rede.

Todos os equipamentos associados, tais como disjuntores, bem como a proteção, o
controle e o nível de isolamento dos equipamentos, incluído o neutro de reatores em
derivação, o espaço físico e demais facilidades necessárias ao religamento monopolar
devem ser providos, de forma a permitir a sua implementação.
(a)
Critério com Tempo Morto de 500 ms
A Figura 11.4.3.1 deve ser utilizada para a avaliação da probabilidade de sucesso da
extinção do arco secundário. São considerados, como pontos de entrada, o valor eficaz do
último pico da corrente de arco secundário (em Ampères) e o valor do primeiro pico da
tensão de restabelecimento transitória (em kVp). Um religamento monopolar, para ser
considerado como sendo de boa probabilidade de sucesso para faltas não mantidas, deve
ser caracterizado pelo par de valores (V, I) localizado no interior da curva ilustrada na Figura
11.4.3.1.
VOL. III - Fl. 84 de 96
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Primeiro Pico da TRV (kV)
200
150
Zona de Provável
Extinção do Arco
100
50
0
0
10
20
30
40
50
60
Iarc(rms)
Figura 11.4.3.1 – Curva de referência para análise da extinção da corrente de arco secundário, considerando-se tempo
morto de 500 ms.
A TRANSMISSORA deve dimensionar os seus equipamentos de forma a tentar obter uma
corrente máxima de arco secundário de 50 A e com TRV, dentro da “zona provável de
extinção”, o que indica uma probabilidade razoável de sucesso na extinção do arco
secundário.
A demonstração do atendimento deste critério deve ser oferecida pela TRANSMISSORA
por meio de estudos de transitórios eletromagnéticos, considerando, inicialmente, a não
utilização de quaisquer métodos de mitigação.
Caso estas simulações demonstrem a improbabilidade da extinção dos arcos secundários
dentro do tempo de 500 ms, novas simulações devem ser efetuadas, considerando a
utilização de métodos de mitigação. Apenas no caso dessas novas simulações
demonstrarem não ser possível atender o requisito da Figura 11.4.3.1, poderá a
TRANSMISSORA optar pela utilização do critério definido no item 11.4.3 (b).
(b)
Critério com Tempo Morto superior a 500 ms
Para avaliação do sucesso do religamento monopolar com tempo morto superior a 500 ms,
deve ser considerada a curva de referência da Figura 11.4.3.2, que relaciona o tempo morto
necessário para a extinção do arco secundário com o valor eficaz do último pico da corrente
de arco, da forma proposta a seguir:

A TRANSMISSORA deve refazer os estudos de transitórios de forma a viabilizar o
menor valor possível de corrente de arco, utilizando, inicialmente, apenas os meios
de mitigação convencionais. Caso estes não se mostrem suficientes, outros meios de
mitigação poderão ser considerados. Em qualquer caso, os tempos mortos a serem
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considerados nos ajustes para definição do tempo para religamento do disjuntor
devem ser aqueles definidos pela curva da Figura 11.4.3.2 para a corrente
encontrada;

Nessa avaliação, devem ser consideradas, preferencialmente, soluções de
engenharia que não demandem equipamentos que requeiram fabricação especial.
Nos casos em que os tempos mortos definidos de acordo com a alínea a acima forem iguais ou
superiores a 1,75 segundos, a TRANSMISSORA deve avaliar a viabilidade técnica da adoção de
medidas de mitigação não usuais, tais como chaves de aterramento rápido, entre outras,
procurando o menor tempo morto possível, sem exceder 1,75 segundos.
Notas:
Quando da adoção de chaves de aterramento rápido a extinção do arco pode ocorrer mesmo com
correntes mais elevadas que as indicadas nesse critério. Nesse caso, a TRANSMISSORA deve
demonstrar a extinção do arco, de forma independente da Figura 11.4.3.2.
A adoção de solução que demande tempo morto superior a 500 ms fica condicionada à
demonstração, pela TRANSMISSORA, por meio de estudos dinâmicos, que a mesma não
compromete o desempenho do SIN.
Figura 11.4.3.2 – Curva de referência - Tempo Morto para Extinção do Arco Secundário X Valor eficaz da Corrente de
Arco Secundário, para tensões até 765 kV
Os estudos de religamento monopolar têm por objetivo não apenas avaliar a extinção do arco
secundário, mas também prover as informações necessárias ao correto dimensionamento do
isolamento do neutro do reator de linha, nos casos em que for necessária a utilização de um reator
de neutro.
Dessa forma, deve também ser apresentada pela TRANSMISSORA a simulação no tempo (com o
programa ATP), considerando toda a sequencia de eventos, com o tempo de eliminação de falta
de 100 ms para a rede igual ou acima de 345 kV e de 150 ms para a rede abaixo de 345 kV.
VOL. III - Fl. 86 de 96
EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
Para as linhas dotadas de reatores em derivação, incluindo-se eventuais reatores de neutro,
deverá ser verificado o desempenho para a faixa de frequência dinâmica permissível para o
sistema (56 Hz a 66 Hz) de forma a certificar que não haverá problemas de ressonância entre os
reatores e a linha de transmissão durante o religamento monopolar.
As simulações devem identificar as solicitações de dissipação de energia nos para-raios de linha e
nos para-raios do reator de neutro, quando for o caso.
Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos,
elaborado pela TRANSMISSORA , deve levar em conta os resultados desses estudos.
11.4.4.
REJEIÇÃO DE CARGA
Devem ser atendidas sem violação dos critérios de desempenho as situações de rejeição de carga
avaliadas para a configuração básica ou alternativa.
Devem ser avaliadas rejeições com e sem aplicação de defeito monofásico ao longo da linha,
respeitando-se o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede igual ou acima de 345 kV e
de 150 ms para a rede abaixo de 345 kV.
Deve ser avaliada também a rejeição sem aplicação de falta prévia, com a ocorrência de curto
circuito posterior à rejeição, no instante de máxima tensão.
A TRANSMISSORA deverá avaliar a rejeição nos dois sentidos, com fluxos o mais próximo
possível da capacidade da linha em análise, mesmo que os casos operativos indiquem fluxos mais
baixos.
Em caso de circuitos duplos deverá ser considerada a possibilidade de rejeição dupla em
condições de fluxo máximo nos dois sentidos.
Em todos os casos supra mencionados os para-raios de linha deverão ser dimensionados para
dissipar sozinhos a energia resultante da rejeição de carga.
Devem ser atendidas sem violação dos critérios de desempenho as situações de rejeição de carga
avaliadas para a configuração básica ou alternativa.
Devem ser avaliadas rejeições com e sem aplicação de defeito monofásico ao longo da linha,
respeitando-se o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede de 500 kV e de 150 ms para
a rede de 230 kV.
Deve ser avaliada também a rejeição sem aplicação de falta prévia, com a ocorrência de curtocircuito posterior à rejeição, no instante de máxima tensão.
A TRANSMISSORA deverá avaliar a rejeição em ambos os sentidos, com fluxos o mais próximo
possível da capacidade da linha em análise, mesmo que os casos operativos indiquem fluxos mais
baixos.
Em caso de circuitos duplos deverá ser considerada a possibilidade de rejeição de ambos circuitos
em condições de fluxo máximo nos dois sentidos.
Em todos os casos supra mencionados os para-raios de linha deverão ser dimensionados para
dissipar sozinhos a energia resultante da rejeição de carga.
11.4.5.
ESTUDOS DE TENSÃO DE RESTABELECIMENTO TRANSITÓRIA (TRT)
VOL. III - Fl. 87 de 96
EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
Esses estudos transitórios têm por objetivo quantificar as solicitações as quais estarão sujeitos os
diversos disjuntores integrantes deste empreendimento. Compreendem as avaliações de TRT as
seguintes condições de manobra:
11.4.6.

Abertura de defeito terminal trifásico à terra e trifásico não aterrado, sendo o ponto de
aplicação da falta no barramento ou saída de linha.

Abertura de defeito terminal monofásico sendo o ponto de aplicação da falta no barramento
ou saída de linha.

Abertura de defeito quilométrico.

Abertura em discordância de fases. Deverá ser identificada a condição mais crítica de
solicitação de tensão através dos polos do disjuntor imposta pela rede para a abertura do
disjuntor em discordância de fases.; Ressalta-se que a solicitação de abertura durante
defasagens angulares “sistêmicas” inferiores a 180º podem, eventualmente, ocasionar
solicitações superiores, em kV, aquelas definidas em norma para a condição de abertura em
oposição de fases, para os disjuntores para aquela classe de tensão e com fator de 1º polo
normalizado. Nestes casos pode ser necessário um maior refinamento da modelagem, o que
pode em algumas situações levar a necessidade de investigações, de caráter dinâmico
(ANATEM), do contexto (tensão e ângulo) no qual se dará a efetiva abertura do disjuntor.

Abertura de linha a vazio. Essa situação deve ser simulada no programa ATP, com as fontes
ajustadas para na frequência fundamental (60 Hz) e com tensão de pré-manobra igual à
máxima tensão operativa da rede (1,05 ou 1,10 dependendo do nível de tensão), com
aplicação de falta monofásica e abertura das fases sãs. Os estudos de abertura de linha a
vazio devem levar em conta a necessidade de atendimento ao requisito descrito no item
6.1 (i). Caso a região do sistema onde o disjuntor será instalado esteja sujeita a
sobrefrequências em regime dinâmico a simulação de abertura de linha a vazio deverá levar
em conta a máxima sobrefrequência identificada nos estudos.
ESTUDOS DE ENERGIZAÇÃO DE TRANSFORMADORES
Esses estudos têm por objetivo identificar as solicitações de corrente e tensão impostas à rede e
aos equipamentos próximos pela manobra de energização dos transformadores. Devem ainda
demonstrar que os transformadores podem ser energizados em situações de rede completa e
degradada, pelos seus dois terminais e para toda a faixa de tensão operativa. Estão incluídas
neste escopo as situações de recomposição de rede.
Os estudos compreendem avaliações de energização em vazio, com e sem falta aplicada,
considerando os recursos de controle de sobretensões disponíveis, tais como, disjuntores com
resistores de pré-inserção e/ou dispositivos de manobra controlada. Deve ser levado em conta o
fluxo residual do transformador.
Devem ser avaliados também o montante de energia a ser absorvido pelos para-raios do
transformador e a necessidade de utilização dos mecanismos de controle de sobretensões
supramencionados, bem como as correntes inrush.
Para a realização desses estudos, os transformadores devem ser modelados considerando a sua
curva de saturação e a impedância especificada no documento da TRANSMISSORA que define
as características elétricas básicas dos equipamentos principais do empreendimento. No caso de
indisponibilidade da curva de saturação real do equipamento, poderá ser utilizada curva típica,
VOL. III - Fl. 88 de 96
EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
desde que sejam feitas parametrizações quanto ao joelho e à reatância de núcleo de ar, alterandose esses valores no sentido de verificar os seus efeitos sobre os resultados dos estudos.
11.4.7.
ESTUDOS DE MANOBRA DE BANCOS DE CAPACITORES
Não se Aplica.
11.4.8.
MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE
ATERRAMENTO
As manobras de fechamento e abertura de seccionadores e de seccionadores de aterramento
devem considerar as condições mais severas de tensões induzidas de linhas de transmissão
existentes em paralelo, incluindo carregamento máximo e situações de ressonância.
Deverão ser avaliadas, sem considerar a aplicação de medidas operativas, os efeitos de eventuais
induções ressonantes provocadas pela linha de transmissão objeto dessa licitação sobre outras
linhas de transmissão existentes.
11.5.
OUTROS ESTUDOS
11.5.1.
CAMPOS ELÉTRICOS E MAGNÉTICOS
Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº398, de 23 de março de
2010.
11.5.2.
ESTUDOS DE RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA
Não se aplica.
11.5.3.
ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DOS COMPENSADORES ESTÁTICOS
Não se aplica.
11.5.4.
ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DA COMPENSAÇÃO SÉRIE
Não se aplica.
12.
REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO
Não se Aplica
Inspeção
Inspeção Lógica
Lógica
SCDE
Medidores
Medidores
VPN
VPN
(via
(via Internet
Internet
broadband)
broadband) ou
ou
FRAME
FRAME RELAY
RELAY
IP: 172.xxx.xxx.xxX
Porta Serial
Firewall
Terminal Server
IP: 172.xxx.xxx.xxx
Router
Switch
Aquisição
Aquisição
Switch
Router
Router
IP: 172.xxx.xxx.xxY
Porta Serial
Internet
Internet (broadband)
(broadband)
IP: 172.xxx.xxx.xxZ
Porta Serial
Firewall Switch
Switch
Firewall
Switch
UCM
UCM
VOL. III - Fl. 89 de 96
EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
13.
DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO
Os relatórios de Estudos de Engenharia e Planejamento elaborados pela EPE e os documentos
elaborados pela Eletronorte para as linhas de transmissão e para as subestações interligadas
estão relacionados a seguir.
Estes relatórios e documentos são partes integrantes do ANEXO 6A 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 6A.
13.1.
RELATÓRIOS DE ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO
13.1.1.
ESTUDOS (RELATÓRIOS R1 E R2)
Nº EMPRESA
EPE-DEE-RE-116/2011-Rev1
RE-EPPT-4.006/12
13.1.2.
DOCUMENTO
ESTUDOS PARA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO - Integração
de Cruzeiro do Sul ao Sistema Interligado, de 6 de março de 2012
RELATÓRIO R2 – LT 230 kV RIO BRANCO – FEIJÓ –
CRUZEIRO DO SUL - Estudos de Transitórios Eletromagnéticos
de Energização, Religamento e Rejeição de Carga e Condutor
Econômico, de 30 de abril de 2012.
MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO (RELATÓRIOS R3)
A TRANSMISSORA deve implantar as instalações de transmissão deste LOTE H, observando a
legislação e os requisitos ambientais aplicáveis.
Nº EMPRESA
EEMT_RE_003/2012
13.1.3.
Relatório R3 - CARACTERIZAÇÃO E ANÁLISE
SOCIOAMBIENTAL - Linha de Transmissão 230 kV Rio Branco /
Feijó / Cruzeiro do Sul e Subestações Associadas – C1, de 25 de
abril de 2012
CARACTERÍSTICAS DOS EQUIPAMENTOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES (RELATÓRIOS R4)
Nº EMPRESA
R4 EETS AC1-2012
R4 EETS AC1-2012
R4 EETS AC1-2012
14.
DOCUMENTO
DOCUMENTO
Relatório R4 - Caracterização da Rede Existente SUBESTAÇÃO RIO BRANCO I – 230/138/69/34,5/13,8 kV,
de 7 de maio de 2012.
Relatório R4 - Caracterização da Rede Existente SUBESTAÇÃO FEIJÓ – 230/69/13,8 kV, de 7 de maio de
2012.
Relatório R4 - Caracterização da Rede Existente SUBESTAÇÃO CRUZEIRO DO SUL – 230/69/13,8 kV, de 7
de maio de 2012.
DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS
VOL. III - Fl. 90 de 96
EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
Conforme previsto no Edital e para fins de verificação da conformidade com os requisitos técnicos
exigidos, a TRANSMISSORA deve apresentar à ANEEL para liberação o Projeto Básico das
instalações deste lote.
A TRANSMISSORA deve entregar 2 cópias de toda documentação do Projeto Básico em papel e
em meio magnético ou ótico.
14.1.
ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA
A TRANSMISSORA deve apresentar os relatórios dos estudos apresentados no item 11.

Estudos de regime permanente






Estudos de transitórios eletromagnéticos









Modelagem da rede
Energização de linhas de transmissão
Religamento monopolar
Energização de transformadores
Rejeição de carga
Tensão de restabelecimento transitória

Curto-circuito terminal

Curto-circuito quilométrico

Abertura de linha de transmissão em vazio

Abertura em discordância de fases

Tensões e correntes induzidas em lâminas de terra de seccionadoras
Coordenação de isolamento
Integração dos estudos de manobra e de coordenação de isolamento das estruturas
da LT
Outros estudos




14.2.
Estudo de fluxo de carga
Estudos de rejeição de carga
Estudos de energização de linhas
Estudos de curto-circuito
Estudos de fluxo de potência em barramentos
Campos elétricos magnéticos.
.
.
.
PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES
Os documentos de projeto básico da subestação devem incluir:

Relação de normas técnicas oficiais utilizadas.

Critérios de projeto para as obras civis, projeto eletromecânico, sistemas de proteção,
comando, supervisão e telecomunicações, instalações de blindagem e aterramento,
inclusive premissas adotadas.

Desenho de locação das instalações.

Diagrama unifilar simplificado.
VOL. III - Fl. 91 de 96
EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
14.3.

Diagrama unifilar de proteção, medição e controle.

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 (reator, transformador, seccionadoras, TC, TP,
banco de capacitores, unidades de compensação série, CE, para-raios, bobina de bloqueio
etc.).

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.

Capacidade de corrente dos barramentos.

Alimentação dos serviços auxiliares em corrente contínua 125 Vcc

Alimentação dos Serviços auxiliares em corrente alternada 13,8 kV
PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO
Os documentos de projeto básico das linhas de transmissão devem apresentar:

Parâmetros elétricos da linha de transmissão

Capacidade de corrente dos cabos para-raios

Distâncias de segurança

Perdas Joule nos cabos

Desequilíbrio

Coordenação de isolamento




Isolamento à tensão máxima operativa
Isolamento a manobras
Desempenho a descargas atmosféricas
Emissão eletromagnética





Corona visual
Rádio-interferência
Ruído audível
Campo elétrico
Campo magnético

Cargas mecânicas sobre os cabos

Cargas mecânicas sobre as estruturas

Memória de cálculo dos suportes

Fadiga mecânica dos cabos

Requisitos para cantoneiras das torres de transmissão
VOL. III - Fl. 92 de 96
EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
14.4.

Fundações

Série de estruturas

Planta do traçado das linhas

Informações sobre cruzamentos com outras LTs da Rede Básica

Informações sobre grandes travessias de rio

Projeto do seccionamento de LTs da Rede Básica
PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES
Os documentos de projeto básico de telecomunicação devem apresentar:
14.5.

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.
PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE
Os documentos de projeto básico de supervisão e controle devem apresentar:

14.6.
Sistema de supervisão e controle das instalações

Requisitos gerais

Interligação de dados

Dimensionamento dos sistemas utilizados

Elenco de informações a serem supervisionadas

Sistema de supervisão pelos agentes proprietários das subestações

Sistema de supervisão pelo ONS

Requisitos básicos para a supervisão dos equipamentos

Arquitetura da interconexão com o ONS

Requisitos para o cadastramento dos equipamentos

Disponibilidade e avaliação de qualidade

Sistema para teste de conectividade da(s) interconexão(ões)
PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO
Os documentos de projeto básico de proteção devem apresentar:

Sistema de proteção da linha de transmissão

Esquemas de proteção utilizados
VOL. III - Fl. 93 de 96
EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL

Esquemas de religamento





Geral
Religamento tripolar
Religamento monopolar
Relés verificadores de sincronismo
Sistema de proteção de transformador

Esquemas de proteção utilizados

Sincronização manual
 Lado de alta tensão
 Lado de baixa tensão
14.7.

Sistema de proteção de barramentos

Sistema de proteção de reatores shunt

Sistema de proteção de bancos de capacitores em derivação

Sistema de proteção para falha de disjuntor

Sistemas Especiais de Proteção
PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL
Os documentos de projeto básico de oscilografia digital devem apresentar:
14.8.

Descrição funcional

Disparo do registrador digital de perturbações

Sincronização de tempo

Requisitos de compatibilidade eletromagnética

Características dos sinais de entrada e saída

Capacidade de registro de ocorrências

Requisitos de comunicação

Requisitos mínimos de registro
PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO
A TRANSMISSORA deverá fornecer na apresentação do Projeto as planilhas disponíveis no CD
“Planilhas de Dados do Projeto” preenchidas com dados requeridos, no que couber, do
empreendimento em licitação.
VOL. III - Fl. 94 de 96
EDITAL DE LEILÃO NO 002/2013-ANEEL
ANEXO 6A- LOTE A – LTS 230 KV RIO BRANCO I – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
15.
CRONOGRAMA
A TRANSMISSORA deve apresentar cronograma de implantação das instalações de transmissão
pertencentes a sua concessão, conforme modelo apresentado no item 15.1 deste ANEXO 6A, de maneira
que permita aferir, mensalmente, o progresso das obras e assegurar a entrada em OPERAÇÃO
COMERCIAL no prazo máximo de 36 (trinta e seis) meses.
A ANEEL poderá solicitar a qualquer tempo a inclusão de outras atividades no cronograma.
A TRANSMISSORA deve apresentar mensalmente, à fiscalização da ANEEL, Relatório do
andamento da implantação das instalações de transmissão, através de meio eletrônico
devidamente indicado.
VOL. III - Fl. 95 de 96
EDITAL DE LEILÃO NO 007/2012-ANEEL
ANEXO 6H- LOTE H – LTS 230 KV RIO BRANCO – FEIJÓ – CRUZEIRO DO SUL E
SES 230/69 KV FEIJÓ E CRUZEIRO DO SUL
15.1. CRONOGRAMA FÍSICO DO EMPREENDIMENTO
Nome da Empresa:
Empreendimento:
Data:
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
7
Obras Civis
7.1
Canteiro de Obras
7.2
Fundações
8
Montagem
8.1
Estruturas
8.2
Cabos e Condutores
9
Comissionamento
10
Desenvolvimento Físico
11
Desenvolvimento Geral
12
Operação Comercial
Observações:
Meses
Data de Início
Data de Conclusão
Assinatura
Engenheiro
Duração
CREA No
Região
VOL. III - Fl. 96 de 96