EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6F – LOTEF – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
ANEXO 6G
LOTE G
LINHA DE TRANSMISSÃO 230 kV
SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E
SUBESTAÇÃO 230/69 kV SÃO LUÍS III – 150 MVA
CARACTERÍSTICAS
E
REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS
DAS
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
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ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
ÍNDICE
1
REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES ..................................................................473
1.1
INTRODUÇÃO ....................................................................................................................473
1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL.............................................................................................................473
1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA ......................................................................................................473
1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS ...........................................................................................474
1.1.4 REQUISITOS GERAIS ...........................................................................................................474
1.2
LINHA DE TRANSMISSÃO ..................................................................................................476
1.2.1 REQUISITOS GERAIS ...........................................................................................................476
1.2.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS ................................................................................476
1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS ......................................................................................................476
1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS .....................................................................................................479
1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS...........................................................................................482
1.3
SUBESTAÇÕES..................................................................................................................483
1.3.1 REQUISITOS GERAIS ...........................................................................................................483
1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS..........................................................................................485
1.4
REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO ..................................................490
1.4.1 GERAL .............................................................................................................................490
1.4.2 PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO...............................................................................491
1.4.3 PROTEÇÃO DE BARRA NA SUBESTAÇÃO SÃO LUÍS II ..................................................................497
1.4.4 PROTEÇÃO DE BARRAS DE 230 KV PARA A NOVA SUBEST AÇÃO DE SÃO LUIZ III................................497
1.4.5 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES/ AUTOTRANSFORMADORES .................................498
1.4.6 PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR ...................................................................................499
1.4.7 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO.......................................................................................500
1.5
SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE........................................................................502
1.5.1 INTRODUÇÃO.....................................................................................................................502
1.5.2 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DAS INSTALAÇÕES ....................................................502
1.5.3 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS SUBESTAÇÕES ..............................510
1.5.4 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE PELO ONS ..............................................................512
1.5.5 REQUISITOS DE DISPONIBILIDADE E AVALIAÇÃO DE QUALIDADE.....................................................515
1.5.6 REQUISITOS PARA TESTE DE CONECTIVIDADE DA(S) INTERCONEXÃO(ÕES) .....................................519
1.6
REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL..................................520
1.6.1 ASPECTOS GERAIS.............................................................................................................520
1.6.2 DESCRIÇÃO FUNCIONAL.......................................................................................................520
1.6.3 DISPARO DO REGISTRADOR DIGITAL DE PERTURBAÇÕES.............................................................521
1.6.4 SINCRONIZAÇÃO DE TEMPO..................................................................................................522
1.6.5 REQUISITOS DE COMPATIBILIDADE ELETROMAGNÉTICA...............................................................522
1.6.6 CARACTERÍSTICAS DOS SINAIS DE ENTRADA E SAÍDA..................................................................522
1.6.7 CAPACIDADE DE REGISTRO DE OCORRÊNCIAS ..........................................................................523
1.6.8 REQUISITOS DE COMUNICAÇÃO.............................................................................................524
1.6.9 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO ......................................................................................524
VOL. IV - Fl. 471 de 544
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ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
1.7
REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES .....................................526
1.7.1 REQUISITOS GERAIS ...........................................................................................................526
1.7.2 REQUISITOS PARA A TELEPROTEÇÃO ......................................................................................527
1.7.3 REQUISITOS PARA CANAIS DE VOZ ..........................................................................................528
1.7.4 REQUISITOS PARA TRANSMISSÃO DE DADOS ............................................................................529
1.8
DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESTE
ANEXO TÉCNICO ...........................................................................................................................530
1.8.1 TENSÃO OPERATIVA............................................................................................................530
1.8.2 CRITÉRIOS PARA AS CONDIÇÕES DE MANOBRA ASSOC IADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO .................531
1.8.3 CRITÉRIOS PARA MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE
ATERRAMENTO...............................................................................................................................536
1.8.4 CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE DISJUNTORES..................................................536
2
DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO..............................537
2.1
ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ...............................................................537
2.1.1 RELATÓRIOS .....................................................................................................................537
2.2
RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES
EXISTENTES ..................................................................................................................................537
3
4
MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO ..............................................................................538
3.1
GERAL ...............................................................................................................................538
3.2
DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL .........................................................................................538
DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ......................................................539
4.1
ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA............................................................................539
4.2
PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES............................................................................539
4.3
PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO ..............................................................539
4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO...........................................................................................................539
4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS..............................................................................540
5
4.4
PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: ..................................................................541
4.5
PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO: ..............................................................................541
CRONOGRAMA .....................................................................................................................542
5.1
CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A) .................................543
5.2
CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B) ...................................................544
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ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
1
REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES
1.1
INTRODUÇÃO
1.1.1
DESCRIÇÃO GERAL
Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos da linha de transmissão em
230 kV São Luís II – São Luís III, com 36 km e subestação 230/69 kV São Luís III – 150 MVA; que
atenderão à expansão do sistema de transmissão da Ilha de São Luís do Maranhão, região
metropolitana de São Luís, pertencentes à Rede Básica do SIN – Sistema Interligado Nacional.
1.1.2
CONFIGURAÇÃO BÁSICA
A configuração básica a ser licitada é composta pela linha de transmissão em 230 kV São Luís II –
São Luís III, com 36 km e subestação 230/69 kV São Luís III – 150 MVA.
Tabela 1.1 – Linha de transmissão prevista para 2009
ORIGEM
São Luís II
DESTINO
São Luís III
CIRCUITO
C1
kV
230
km
36
Tabela 1.2 – Subestações previstas para 2009
SUBESTAÇÃO
kV
São Luís II
230
São Luís III
230
São Luís III
69
EQUIPAMENTO
1 entrada de linha
1 módulo geral SE média
1 entrada de linha
1 interligação de barras
1 transformador trifásico 230/69 kV – 150 MVA
1 conexão de transformador
1 conexão de transformador
1 interligação de barras
A configuração básica supracitada constitui-se na alternativa de referência. Os requisitos técnicos
deste ANEXO 6F caracterizam o padrão de desempenho mínimo a ser atingido por qualquer solução
proposta. Este desempenho deverá ser demonstrado mediante justificativa técnica comprobatória.
A utilização pelo empreendedor de outras soluções, que não a de referência, fica condicionada à
demonstração de que a mesma apresente desempenho elétrico equivalente ou superior àquele
proporcionado pela alternativa de referência.
No entanto, nesta proposta de configuração alternativa, a TRANSMISSORA NÃO tem liberdade para
modificar:
•
Níveis de tensão (somente CA);
•
Distribuição de fluxo de potência em regime permanente.
O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nas
Tabelas 1.1 e 1.2. Estão incluídos no empreendimento os equipamentos terminais de manobra,
proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e
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facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, ainda que não
expressamente indicados neste ANEXO 6F.
SE São Luís II
SE São Luís I
SE São Luís III
Legenda
500 kV
230 kV
69 kV
Objeto deste Lote F
Previsão futura
Figura 1.1 – Diagrama unifilar da Rede Básica na região metropolitana de São Luís.
1.1.3
DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS
Os dados de sistema utilizados nos estudos em regime permanente e transitório, efetuados para a
definição da configuração básica estão disponibilizados, conforme documentação relacionada no
item 2.1 deste ANEXO 6F.
Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas
do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE e ANATEM, no site da Empresa de Pesquisa Energética
– EPE (www.epe.gov.br).
Os dados relativos aos estudos de transitórios eletromagnéticos estão disponíveis no formato do
programa ATP, no anexo 01 do documento “Sistema Norte Nordeste – LT 230 kV São Luís II – São
Luís III – relatório R2, de maio de 2007”.
1.1.4
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 e, na falta destas, com as últimas
revisões das normas da International Electrotechnical Commission - IEC, American National
Standards Institute - ANSI ou National Electrical Safety Code - NESC, nesta ordem de preferência,
salvo onde expressamente indicado.
Os requisitos aqui estabelecidos aplicam-se ao pré-projeto, aos projetos básico e executivo bem
como às fases de construção, manutenção e operação do empreendimento. Aplicam-se ainda ao
projeto, fabricação, inspeção, ensaios e montagem de materiais, componentes e equipamentos
utilizados no empreendimento.
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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 responsabilid ade 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 6F e as práticas da boa engenharia, bem como a
política de reservas.
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1.2
LINHA DE TRANSMISSÃO
1.2.1
REQUISITOS GERAIS
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 linhas de transmissão , e informar
as providências que serão tomadas no sentido de minimizar os riscos inerentes a esses cruzamentos,
ficando a critério da ANEEL a aprovação dessas providências.
1.2.2
CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS
1.2.2.1
Parâmetros elétricos
A impedância equivalente vista dos terminais de cada trecho de linha de transmissão, composta por
suas componentes de seqüência positiva e zero e também por seu grau de compensação série e/ou
paralela, deve possibilitar que o desempenho sistêmico da instalação seja similar ao da configuração
básica, caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta dinâmica em
um conjunto de situações em regime normal e sob contingências apresentados nos estudos
documentados nos relatórios listados no item 2.
1.2.2.2
Capacidade de corrente
A linha de transmissão 230 kV São Luís II – São Luís III, com 36 km deverá ter capacidade operativa
de longa duração de 1104 A e, de curta duração de 1534 A.
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.
1.2.3
REQUISITOS ELÉTRICOS
1.2.3.1
Definição da flecha máxima dos condutores
A linha de transmissão deve ser projetada de acordo com as prescrições da Norma Técnica
NBR 5422, da ABNT, de forma a preservar, em sua operação, as distâncias de segurança nela
estabelecidas. Devem ser previstas a circulação das capacidades de longa e de curta duração na
linha de transmissão e a ocorrência simultânea das seguintes condições climáticas:
(a)
temperatura máxima média da região;
(b)
radiação solar máxima da região; e
(c)
brisa mínima prevista para a região, desde que não superior a um metro por segundo.
Na operação em regime de longa duração, devem ser preservadas as distâncias de segurança
correspondentes, estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT, e mantida a temperatura dos
condutores igual ou inferior à temperatura de projeto.
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Na operação em regime de curta duração, devem ser preservadas as distâncias de segurança
correspondentes, estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT. As linhas de transmissão
para cuja classe de tensão essa norma não estabeleça valores de distâncias de segurança devem
ser projetadas segundo as prescrições contidas no NESC, em sua edição de 2002.
Em condições climáticas comprovadamente mais favoráveis do que as estabelecidas acima, a linha
de transmissão pode ser solicitada a operar com carregamento superior à capacidade de longa ou
curta duração, desde que as distâncias de segurança, conforme definidas nos itens acima, sejam
respeitadas.
1.2.3.2
Definição da capacidade de condução de corrente dos acessórios, conexões e demais
componentes que conduzem corrente
A capacidade de condução de corrente dos acessórios, conexões e demais componentes que
conduzem corrente deve ser superior à máxima corrente que pode circular na linha preservando as
distâncias de segurança correspondentes à operação em regime de longa duração prescritas na
Norma Técnica NBR 5422 da ABNT nas seguintes condições climáticas:
I.
Média das temperaturas mínimas diárias da região;
II.
sem radiação solar; e
III.
vento médio da região.
A linha de transmissão deve ser projetada de sorte a não apresentar óbices técnicos à instalação de
monitoramento de distâncias de segurança, uma vez que, a qualquer tempo, pode vir a ser solicitada
pela ANEEL a sua implantação.
1.2.3.3
Capacidade de corrente dos cabos pára-raios
Nas condições climáticas estabelecidas no item 1.2.3.1, os cabos pára-raios – conectados ou não à
malha de aterramento das subestações terminais e às 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. Devem-se considerar
níveis de curto-circuito de 40 kA nas subestações 230 kV.
1.2.3.4
Perda Joule nos cabos condutores e pára-raios
A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento da linha de transmissão deve ser
igual ou inferior à da configuração básica, como segue:
(a) Linhas de transmissão São Luís II – São Luís III, com 36 km, para freqüência nominal de 60 Hz e
para a temperatura de 75ºC deve ser igual ou inferior a 0,044 Ω/km/fase.
A perda Joule nos cabos pára-raios deve ser inferior a 5% das perdas no cabo condutor para
qualquer condição de operação.
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1.2.3.5
Desequilíbrio
O desequilíbrio de tensão de seqüência negativa e zero deve estar limitado a 1,5%, em vazio e a
plena carga. Caso este valor seja ultrapassado a linha deverá ser transposta com um ciclo completo
de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total.
1.2.3.6
Tensão máxima operativa
A tensão máxima operativa da linha de transmissão obje to deste Anexo F, mencionada nos itens
subseqüentes, está limitada a 242 kV.
1.2.3.7
Coordenação de isolamento
(a) Isolamento à tensão máxima operativa
Para dimensionar o isolamento da linha de transmissão para tensão máxima operativa deve-se
considerar:
•
as características de contaminação da região, conforme classificação contida na publicação
IEC 815;
•
a distância específica de escoamento deve atender ao especificado nos itens 4 e 5 daquela
norma, limitada a um mínimo de 14 mm/kV eficazes fase-fase; e
•
o balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento com período de retorno de, no mínimo,
30 (trinta) anos.
Deve ser mantida a distância mínima para evitar descarga à tensão máxima operativa entre
qualquer condutor da linha e objetos situados no limite da faixa de servidão, tanto para as
condições sem vento como para as velocidades de vento e ângulos de balanço dos cabos e
cadeias nas condições especificadas na NBR 5422.
(b) Isolamento para manobras
O dimensionamento dos espaçamentos elétricos na estrutura deverá considerar os resultados
indicados pelos estudos de transitórios eletromagnéticos.
O risco de falha em manobras de energização e religamento deve estar limitado aos valores
constantes da Tabela 1.3.
Tabela 1.3 – Risco máximo de falha em manobras de energização e religamento
Manobra
Energização
Religamento
Risco de falha (adimensional)
Entre fase e terra
Entre fases
–
3
10
10 – 4
10 – 2
10 – 3
(c) Desempenho a descargas atmosféricas
Para esta linha de transmissão, o número total de desligamentos por descargas atmosféricas
deve ser inferior ou, no máximo , igual a dois desligamentos por 100 km por ano.
As estruturas deverão ser dimensionadas com dois cabos pára-raios, dispostos sobre os cabos
condutores, de forma que impeça descargas diretas nos cabos condutores com intensidade
suficiente para causar falha do isolamento, para o terreno predominante da região
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1.2.3.8
Emissão eletromagnética
Os efeitos tratados abaixo devem ser verificados à tensão máxima de operação da linha, 242 kV.
(a) Corona visual
A linha de transmissão, com seus cabos e acessórios, bem como as ferragens das cadeias de
isoladores, quando submetida à tensão máxima operativa, não deve apresentar corona visual por
90% do tempo para as condições atmosféricas predominantes na região atravessada pela linha
de transmissão.
(b) Rádio-interferência
A relação sinal/ruído no limite da faixa de servidão, quando a linha de transmissão estiver
submetida à tensão máxima operativa, deve ser, no mínimo, igual a 24 dB, para 50% do período
de um ano. O sinal adotado para o cálculo deve ser o nível mínimo de sinal na região
atravessada pela linha de transmissão, conforme norma DENTEL ou sua sucedânea.
(c) Ruído audível
O ruído audível no limite da faixa de servidão, quando a linha de transmissão estiver submetida à
tensão máxima operativa, deve ser, no máximo, igual a 58 dBA em qualquer uma das seguintes
condições não simultâneas: durante chuva fina (0,00148 mm/min); durante névoa de 4 (quatro)
horas de duração; ou durante os primeiros 15 (quinze) minutos após a ocorrência de chuva.
(d) Campo elétrico
Quando a linha de transmissão estiver submetida à tensão máxima operativa, o campo elétrico a
um metro do solo no limite da faixa de servidão deve ser inferior ou igual a 4,2 kV/m.
Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da
mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos.
(e) Campo magnético
O campo magnético na condição de carregamento máximo e no limite da faixa de servidão deve
ser inferior ou igual a 67 A/m, equivalente à indução magnética de 83 µT.
Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da
mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos.
1.2.4
REQUISITOS MECÂNICOS
1.2.4.1
Confiabilidade
O projeto mecânico da linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60826 –
International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines.
O nível de confiabilidade do projeto eletromecânico, expresso pelo período de retorno do vento
extremo, deve ser compatível com um nível intermediário entre os níveis 2 e 3 preconizados na
IEC 60826. Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 150 anos.
1.2.4.2
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
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probabilística das velocidades de vento da região, com tratamento para fenômenos meteorológicos
severos, tais como, sistemas frontais, tempestades, tornados, furacões, etc.
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) e
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 1.2.4.1, 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.
Deverá ser informada a categoria de terreno, adotada no tratamento das velocidades de vento, com
base na rugosidade do terreno do corredor por onde a linha de transmissão será implantada.
1.2.4.3
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 idade 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, deve ser compatível
com o desempenho mecânico no que diz respeito à fadiga ao longo da vida útil da linha de
transmissão conforme será abordado no item 1.2.4.4.
Estado de referência
•
1.2.4.4
Para condições de temperatura mínima, a tração axial deve ser limitada a 33% da tração
de ruptura do cabo.
Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial deve ser
limitada a 50% da tração de ruptura do cabo.
Para condições de vento extremo, como definido no item 1.2.4.1, a tração axial 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
tipos de vibrações eólicas e sua resistência à fadiga, sem perda de suas características de
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amortecimento e sem causar danos aos cabos.
É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a elaboração de estudos, o desenvolvimento
e a aplicação de sistema de amortecimento para prevenção de vibrações eólicas e efeitos
relacionados com a fadiga dos cabos, de forma a garantir que estes não estejam sujeitos a
danos ao longo da vida útil da linha de transmissão.
A solicitação aos cabos deve ser dimensionada de forma compatível com seu tipo e sua
formação.
1.2.4.5
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 243 do Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e
Qualidade Industrial – INMETRO, publicada no Diário Oficial da União, de 17 de dezembro de
2002. Deve considerar, também, as condições climáticas da região caracterizadas por maresias
de alta salinidade.
1.2.4.6
Fundações
No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações
transmitidas pela estrutura a suas fundações devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10.
Essas solicitações, calculadas com as cargas de projeto da torre, considerando suas condições
particulares de aplicação – vão gravante, vão de vento, ângulo de desvio, fim de linha de
transmissão e altura da torre, passam a ser consideradas cargas de projeto das fundações.
As fundações de cada estrutura devem ser projetadas estrutural e geotecnicamente de forma a
adequar todos os esforços resultantes de cada torre às condições específicas de seu próprio
solo de fundação.
As propriedades físicas e mecânicas do solo de fundação de cada estrutura devem ser
determinadas de forma reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, os
parâmetros geomecânicos do solo. Tal determinação deve ser realizada a partir das seguintes
etapas:
•
•
•
Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da linha com a conseqüente elaboração do
plano de investigação geotécnica.
Estabelecimento dos parâmetros geomecânicos a partir do reconhecimento do subsolo com a
caracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativa e quantitativamente
Parecer geotécnico com a elaboração de diretrizes técnicas e recomendações para o projeto.
No cálculo das fundações, devem ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que
influenciem o estado do solo de fundação, seja no aspecto de sensibilidade, de expansibilidade,
seja de colapsividade, levando-se em conta a sazonalidade.
A definição do tipo de fundação, bem como o seu dimensionamento estrutural e geotécnico,
deve considerar os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade de suporte do solo à
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compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de
cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica.
1.2.5
REQUISITOS ELETROMECÂNICOS
1.2.5.1
Descargas atmosféricas
Os cabos pára-raios de qualquer tipo e formação devem ter desempenho mecânico frente a
descargas atmosféricas igual ou superior ao do cabo de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8?.
Todos os elementos sujeitos a descargas atmosféricas diretas da superestrutura de suporte dos
cabos condutores e cabos pára-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 pára-raios estão isentas deste requisito.
1.2.5.2
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 e o bom funcionamento do
sistema de aterramento ao longo da vida útil da mesma.
1.2.5.3
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 de alta
salinidade, como esta na qual estará inserida a LT 230 kV São Luís II – São Luís III, e em zonas
industriais.
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1.3
SUBESTAÇÕES
1.3.1
REQUISITOS GERAIS
1.3.1.1
Informações básicas
A TRANSMISSORA deve desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição das
características e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que os
mesmos serão conectados ao sistema existente na SE São Luís II.
Todos os equipamentos devem ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a
operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema
interligado.
Nas subestações, a configuração básica deve contemplar equipamentos com características
elétricas básicas similares ou superiores às dos existentes, as quais estão apresentadas nos
documentos listados no item 2. O dimensionamento dos novos equipamentos deve considerar
as atuais e futuras condições a serem impostas pela configuração prevista pelo planejamento da
expansão do Sistema Interligado Nacional - SIN.
Na subestação São Luís III 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, barramentos, serviço auxiliar, casa de comando, acesso, dentre
outras, para a instalação, manutenção e operação do módulo de entrada de linha, interligações
de barra, conexões de unidades transformadoras e da Unidade Transformadora de Potência,
indicada no item 1.3.2.5. A área mínima a ser adquirida é de 200 x 160 metros. Estão disponíveis
os documentos de referência Diagrama Unifilar (MAR-103-56000-PB) e Arranjo Físico (MAR103-02001-PB) no Relatório “Interligação – 230 kV São Luís II / São Luís III – C1 – Relatório – IV
Caracterização da Rede Existente”.
Na subestação existente São Luís II deverão ser realizadas as obras necessárias de infra–
estrutura, descritas no módulo geral – Resolução ANEEL no 191, de 12 de dezembro de 2005,
como terraplenagem, drenagem, malha de terra, barramentos, dentre outras, para a instalação,
manutenção e operação do módulo de entrada de linha.
Devem ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações da SE São Luís II
conforme especificados nos documentos listados no item 2.
1.3.1.2
Arranjo de barramentos e equipamentos das subestações
A Subestação São Luís II possui no setor de 230 kV arranjo de barras tipo barra dupla a 5
chaves. A implantação do módulo de manobra entrada de linha ser compatível com este arranjo
de barras
O arranjo de barras da Subestação São Luís III deverá ser do tipo barra dupla no setor de
230 kV e no setor de 69 kV, tipo barra principal e de transferência.
1.3.1.3
Capacidade de corrente
(a) Corrente em regime Permanente
Os barramentos das subestações devem ser dimensionados considerando a situação mais
severa de circulação de corrente, levando em conta a possibilidade de indisponibilidade de
elementos da subestação e ocorrência de emergência no Sistema Interligado Nacional – SIN,
no horizonte de planejamento.
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No caso de subestação existente, se a máxima corrente verificada for inferior à capacidade do
barramento, o trecho de barramento associado a este empreendimento deverá 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 capacidade de corrente nominal dos equipamentos a serem
implantados na subestação, tais como, disjuntores, chaves seccionadoras e transformadores
de corrente, deve ser considerado que indisponibilidades de equipamentos, pertencentes ou
não a este empreendimento, podem submeter os remanescentes a valores de correntes mais
elevados, cabendo a TRANSMISSORA identificar as correntes máximas que poderão ocorrer
nos seus equip amentos, desde a data de entrada em operação até o ano horizonte de
planejamento, por meio de estudo específico descrito no item 1.8 deste anexo técnico.
(b)
Capacidade de curto-circuito
Os equipamentos e demais instalações das subestações São Luís II e São Luís III devem
suportar, no mínimo, nos pátios de 230 kV, 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: 104,0 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 1.8 desse anexo técnico.
(c)
Sistema de Aterramento
O projeto das subestações deve atender ao critério de um sistema solidamente aterrado.
1.3.1.4
Suportabilidade
(a)
Tensão em regime permanente
O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos para a condição de operação em
regime permanente deve considerar o valor máximo de tensão de 242 kV para a tensão
nominal de 230 kV.
(b)
Isolamento sob poluição
As instalações devem ser isoladas de forma a atender, sobretensão operativa máxima, às
características de poluição da região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815 –
Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions.
(c)
Proteção contra descargas atmosféricas
O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deve ser dimensionado
de forma a assegurar um risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 anos.
Além disso, deve-se assegurar que não haja falha de blindagem nas instalações para correntes
superiores a 2 kA.
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Caso existam edificações, as mesmas devem atender às prescrições da Norma Técnica
NBR 5419.
1.3.1.5
Efeitos de campos
(a)
Efeito corona
Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não devem
apresentar efeito corona visual em 90% do tempo para as condições atmosféricas
predominantes na região da subestação. A tensão mínima fase-terra eficaz para início e
extinção de corona visual a ser considerada no projeto para os pátios de 230 kV é de 161 kV.
(b)
Rádio interferência
O valor da tensão de rádio interferência externa à subestação não deve exceder 2.500 µV/m a
1.000 kHz, com 1,1 vezes a tensão nominal do sistema.
1.3.2
REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS
1.3.2.1
Disjuntores
(a)
O ciclo de operação dos disjuntores deve atender aos requisitos das normas aplicáveis.
(b)
O tempo máximo de interrupção para disjuntores classe de tensão de 230 kV deve ser de
3 ciclos.
(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 1.3.1.3 b)..
Relações de assimetria superiores a indicada em 1.3.1.3 b) poderão ser necessárias, em
função dos resultados dos estudos a serem realizados pela própria TRANSMISSORA,
descritos nos item 1.8 deste anexo técnico.
(e)
Os disjuntores devem ser capazes de efetuar as operações de manobra listadas no item
1.8.4.
(f)
Os disjuntores devem ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de
discrepância de pólos e acionamento monopolar. O ciclo de operação nominal deve ser
compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar e monopolar.
(g)
Caberá à nova TRANSMISSORA fornecer disjuntores com resistores de pré -inserção ou
com mecanismos de fechamento ou abertura controlados, quando necessário.
(h)
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.
(i)
O disjuntor deve manobrar linhas a vazio sem reacendimento do arco.
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1.3.2.2
(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
62271-100.
(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. Em caso de disjuntores
localizados nas proximidades de usinas geradoras especial atenção deve ser dada a
determinação da constante de tempo a ser especificada para o disjuntor. Caso exista à
possibilidade da ocorrência de “zeros atrasados”, em caso de defeitos próximos a usina o
disjuntor deve ser especificado para operar nestas condições de defeito;
(l)
Capacidade de manobrar outros equipamentos ou 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) ou linha(s) a ela conectadas em subestações adjacentes, em caso de falta
no equipamento ou na linha 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.
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 1.8.3.
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 1.3.1.3 b).
Fatores de assimetria superiores ao indicado em 1.3.1.3 b) poderão ser necessários, em função
dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 1.8
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.
Esses equipamentos devem ser dimensionados considerando a relação X/R do ponto do sistema
onde serão instalados.
1.3.2.3
Pára-raios
Deverão ser instalados pára-raios nas entradas de linhas de transmissão, nas conexões de
unidades transformadoras de potência, de reatores em derivação e de bancos de capacitores não
autoprotegidos. Os pára-raios devem ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), adequados
para instalação externa.
Os pára-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 1.8 deste
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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 páraraios escolhido para posterior utilização no empreendimento.
1.3.2.4
Transformadores de corrente e potencial
As características dos transformadores de corrente e potencial, como: número de secundários,
relações de transformação, carga, exatidão, etc., devem satisfazer as necessidades dos
sistemas de proteção e de medição das grandezas elétricas e medição de faturamento, quando
aplicável.
Os transformadores de corrente devem ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e
os de potencial devem ter enrolamentos secundários individuais e serem próprios para
instalação externa.
Para a especificação dos núcleos de proteção dos transformadores de corrente deve-se
considerar a relação X/R do ponto de instalação, para que esses núcleos não saturem durante
curtos-circuitos e religamentos rápidos (IEEE 76 CH1130-4 Transient response of current
transformers e IEC 44-6 Instrument transformers - part 6: Requirements for protective current
transformers for transient performance).
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 1.3.1.3
b).
Fatores de assimetria superiores a indicada em 1.3.1.3 b) poderão ser necessários, em função
dos resultados dos estudos a serem realizados pela própria TRANSMISSORA, descritos no item
1.8 deste anexo técnico.
1.3.2.5
Unidades transformadoras de potência
Deve ser prevista a instalação de um transformador trifásico 230/69/13,8 kV, na Subestação São
Luís III, com potência nominal de 150 MVA.
Conforme especificado no relatório R2, disponibilizado junto com o Edital, a unidade
transformadora deverá ter uma curva de saturação com os seguintes requisitos mínimos: joelho
= 1,2 pu; Xac = 20%.. O valor máximo da reatância Xps do transformador, deverá ser de 8%
(oito por cento)
(a)
Potência Nominal
A unidade transformadora trifásica deverá ser especificada com potência nominal de 150 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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O autotransformador deve ser provido 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.
Deve ser especificada a faixa de derivações de tape de no mínimo ±10% da tensão nominal,
com 16 posições de ajuste.
(c)
Condições operativas
O transformador deve ser capaz 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.
Os transformadores devem ser capazes de operar com as suas potências nominais, em
regime permanente, para toda a faixa operativa de tensão da rede básica, tanto no primário
quanto no secundário, com ou sem comutadores de derivações, sejam eles em carga ou não.
Caso 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 terminais
230 kV e 69 kV.
A unidade transformadora de potência deve ser capaz de suportar o perfil de sobreexcitação
em vazio a 60 Hz, de acordo com a Tabela 5, em qualquer derivação de operação.
Tabela 1.4 - Sobreexcitação em vazio a 60 Hz, em qualquer derivação
Período (segundos) Tensão de derivação (pu)
10
1,35
20
1,25
60
1,20
480
1,15
(d) Impedâncias
O valor da impedância entre o enrolamento primário e secundário deve ser compatível com o
sugerido nos estudos de sistema, disponibilizados na documentação anexa a este Edital.
Estes estudos devem ser detalhados pela TRANSMISSORA quando da execução do projeto
básico, observando-se, no entanto, o valor de impedância máximo de 8 % na base nominal
das unidades transformadoras, salvo quando indicado pelos estudos. Os valores de
impedância devem estar referenciados à temperatura de 75 °C.
(e) Perdas
O valor das perdas 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.
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(f)
Ligação dos enrolamentos
Os enrolamentos de 230 kV das unidades transformadoras devem ser conectados em estrela,
com neutro acessível para aterramento sólido.
O enrolamento de 69 kV deverá ser conectado em triângulo.
(g) Nível de ruído
O máximo nível de ruído audível emitido pelas unidades transformadoras de potência deve
estar em conformidade com a norma NBR 5356 da ABNT.
1.3.2.6
Instalações abrigadas
Todos os instrumentos, painéis e demais equipamentos dos sistemas de proteção, comando,
supervisão e telecomunicação devem ser abrigados e projetados segundo as normas aplicáveis,
de forma a garantir o perfeito desempenho destes sistemas e sua proteção contra desgastes
prematuros.
Em caso de edificações, é de responsabilidade da TRANSMISSORA seguir as posturas
municipais aplicáveis e as normas de segurança do trabalho.
1.3.2.7
Equipamentos localizados em entradas de linhas
Equipamentos localizados nas extremidades da linha de 230 kV e que possam ficar energizados
após a manobra da mesma no terminal em vazio, tais como: disjuntores, secionadores e
transformadores de potencial, deverão ser dimensionados para suportar por uma hora as
sobretensões à freqüência industrial de acordo com a Tabela 1.6:
Tabela 1.6 – Tensão eficaz entre fases admissível na extremidade das linhas de transmissão 1 hora após manobra (kV)
Tensão nominal
230
345
500/525
Tensão na extremidade
da LT
253
398
600
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1.4
REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO
1.4.1
GERAL
Cada equipamento primário, exceção feita aos barramentos, deve ser protegido por, no mínimo,
dois conjuntos de proteção completamente independentes. Acrescenta-se, quando aplicável, a
proteção própria ou intrínseca dos equipamentos.
Os sistemas de proteção são identificados como:
(a)
Proteção principal e proteção alternada - quando as mesmas forem funcionalmente idênticas;
(b)
Proteção principal e proteção de retaguarda - quando as mesmas forem funcionalmente
diferentes.
Os sistemas de proteção devem ser constituídos, obrigatoriamente, de equipamentos discretos e
dedicados para cada componente da instalação (transformador, barramento etc) e linhas de
transmissão, podendo os mesmos ser do tipo multifunção.
Todos os relés de proteção deverão utilizar tecnologia digital numérica.
Os sistemas de proteção deverão ser integrados no nível da instalação, permitindo o acesso
local e remoto aos ajustes, registros de eventos, grandezas de entrada e outras informações
pertinentes de cada um dos sistemas ou relés de proteção. A arquitetura e protocolos utilizados
não devem impor restrições à integração de novos equipamentos, nem à operação da
instalação.
Todos os equipamentos e sistemas digitais devem possuir automonitoramento e autodiagnóstico,
com bloqueio automático de atuação por defeito, sinalização local e remota de falha ou defeito.
Todos os sistemas de proteção devem admitir a falha ou defeito de um componente sem que isto
acarrete a degradação do seu desempenho final.
Os trans formadores de corrente deverão ser dispostos na instalação de forma a permitir a
superposição de zonas de proteções unitárias de equipamentos primários adjacentes.
A proteção dos equipamentos deve ser concebida de maneira a não depender de proteção de
retaguarda remota no sistema de transmissão. Nos casos de barramentos é admitida,
excepcionalmente, proteção de retaguarda remota quando da indisponibilidade de sua única
proteção.
Os conjuntos de proteção principal e alternada (ou unitária e de retaguarda) deverão ser
alimentados por bancos de baterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independentes,
além de possuírem independência a nível físico de painel, fonte auxiliar e todo e qualquer
recurso que possam compartilhar.
As proteções deverão possuir saídas para acionar disjuntores com dois circuitos de disparo
independentes e para acionamento monopolar e/ ou tripolar.
As informações de corrente e tensão para cada sistema de proteção (principal e alternada ou
unitária e de retaguarda) deverão ser obtidas de núcleos independentes de transformadores de
corrente e de secundários diferentes de transformadores de potencial.
As proteções alimentadas por transformadores de potencial devem possuir supervisão de tensão
para bloqueio de operação indevida e alarme por perda de potencial.
VOL. IV - Fl. 490 de 544
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Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos esquemas dos conjuntos
de proteção, teleproteção, religamento automático e sincronismo, de forma a indicar qualquer
anormalidade que possa implicar em perda da confiabilidade operacional do sistema de
proteção.
Todos os sistemas de proteção e equipamentos associados deverão atender às normas de
compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instalação
em subestações de Extra Alta Tensão (EAT).
Os Sistemas de Proteção devem atender aos requisitos existentes de sensibilidade, seletividade,
rapidez e confiabilidade operativa, de modo a não deteriorar o desempenho do sistema elétrico
em condições de regime ou durante perturbações.
1.4.2
PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO
Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios, instalados em todos os terminais da
linha de transmissão, necessários e suficientes para a detecção e eliminação de todos os tipos
de faltas (envolvendo ou não impedância de faltas) e outras condições anormais de operação na
linha de transmissão, realizando a discriminação entre faltas internas e externas à linha
protegida.
1.4.2.1
Proteções Principal e Alternada - Linhas de Transmissão em 500 kV
Cada terminal de linha de transmissão deve ser equipado com dois conjuntos independentes de
proteção, do tipo proteção principal e proteção alternada, totalmente redundantes, cada um deles
provendo completa proteção unitária e de retaguarda, ambos adequados para a proteção da
linha de transmissão em que forem instalados.
O sistema de proteção deve ser seletivo e adequado para a detecção e eliminação de todo tipo
de falta ao longo da linha de transmissão.
As proteções unitárias ou restritas, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada,
devem ser capazes de realizar, individualmente e independentemente, a detecção e eliminação
de faltas entre fases e entre fase e a terra para 100 % da extensão da linha protegida, sem
retardo de tempo intencional.
O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas, incluindo o tempo de abertura dos
disjuntores de todos os terminais da linha e da teleproteção, não deve exceder a 100 ms.
Os conjuntos de proteção principal e alternada devem permitir a correta seleção das fases
defeituosas para comandar o desligamento do disjuntor de forma mono ou tripolar. É vedada a
utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero para a seleção de
fases.
No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as seguintes
funções e características:
•
Elementos de medição para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra (21/21N), com,
pelo menos, três zonas diretas e uma reversa. As unidades de medição deverão apresentar
sobrealcance transitório máximo de 5 % para defeitos sólidos com máxima componente
exponencial;
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ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
•
A proteção de distância deve ser complementada com a utilização de proteção de
sobrecorrente direcional de neutro (67N), com unidades instantâneas e temporizadas;
•
Permitir a adequada eliminação de faltas que ocorram durante a energização da linha de
transmissão, mesmo quando a alimentação de potencial para a proteção seja proveniente de
DCP de linha (“line pick-up”);
•
Permitir o bloqueio das unidades de distância por oscilações de potência (68OSB).
Se a proteção unitária for realizada por relés de distância, a mesma deve se adequar, por meio de
configuração de sua lógica, aos seguintes esquemas básicos de teleproteção:
•
Esquema permissivo de transferência de disparo por subalcance (PUTT);
•
Esquema permissivo de transferência de disparo por sobrealcance (POTT);
•
Esquema de desbloqueio por comparação direcional (DCU);
•
Esquema de bloqueio por comparação direcional (DCB);
•
Esquema de transferência de disparo direta (DUTT).
Além dos requisitos descritos no ite m 1.7.2 do sistema de telecomunicações a ser implantado, no
qual inclui o número mínimo de canais, a teleproteção deverá ainda atender os seguintes requisitos:
•
A determinação da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar
em conta os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento da linha de
transmissão, a existência de acoplamentos magnéticos com outras linhas de transmissão,
derivações na linha de transmissão e a existência ou não de compensação série;
•
A proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N) deve atuar incorporada ao esquema de
teleproteção utilizado;
•
Em esquemas de teleproteção baseados em unidades de medida ajustadas em sobrealcance
devem ser utilizadas lógicas de bloqueio para operação indevida durante a eliminação
seqüencial de faltas nas linhas paralelas;
•
Quando necessário, os esquemas devem possuir lógicas para a devolução de sinal permissivo
de disparo (“echo ”) e para proteção de terminais com fraca alimentação (“weak infeed”);
•
No esquema de transferência direta de desligamento (DUTT) devem ser previstos meios para
permitir o desligamento do disjuntor remoto quando ocorrer falha de algum canal de
telecomunicação (operação monocanal);
•
Devem ser previstos meios para a verificação funcional de todos os canais de transmissão e
recepção de teleproteção, independentemente do meio usado na comunicação, sem risco de
desligamento acidental e sem a necessidade do desligamento da linha de transmissão.
As proteções de retaguarda, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada devem ser
gradativas, compostas por relés de distância (21/21N), para defeitos entre fases e fase terra e por
relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N), atendendo as seguintes condições:
•
Elementos de medição para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra (21/21N) com,
pelo menos, três zonas diretas e uma reversa. As unidades de medição deverão apresentar
sobrealcance transitório máximo de 5 % para defeitos sólidos com máxima componente
exponencial;
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ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
•
A proteção de distância deve ser complementada com a utilização de proteção de
sobrecorrente direcional de neutro (67N), com unidades instantâneas e temporizadas;
•
Permitir a adequada eliminação de faltas que ocorram durante a energização da linha de
transmissão, mesmo quando a alimentação de potencial para a proteção seja proveniente de
DCP de linha (“line pick-up”);
•
Permitir o bloqueio das unidades de distância por oscilações de potência (68OSB).
No caso de terminais conectados a barras com arranjos do tipo disjuntor e meio ou em anel, deve ser
prevista lógica para proteção do trecho da linha que permanecer energizado quando a respectiva
chave isoladora estiver aberta (linha fora de serviço), estando o(s) disjuntor(es) da linha fechado(s)
(“stub bus protection”).
Todo desligamento tripolar em um terminal de linha de transmissão deve gerar um sinal a ser
transferido para o terminal remoto, via esquema de transferência direta de disparo, para efetuar o
desligamento dos disjuntores do terminal remoto. A lógica de recepção deverá discriminar os
desligamentos para os quais é desejado o religamento da linha daqueles para os quais o religamento
deve ser bloqueado.
As proteções principal e alternada devem possuir esquema para disparo por perda de sincronismo
(78).
Todo terminal de linha de transmissão deve possuir proteção principal e alternada para sobretensões
(59), com elementos instantâneo e temporizado, com ajustes independentes e faixa de ajustes de 1,1
a 1,6 vezes a tensão nominal.
•
Os elementos instantâneos devem operar somente para eventos onde se verificam
sobretensões simultaneamente nas três fases;
•
Os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma
das três fases.
Todo terminal de linha de transmissão deve possuir esquema de verificação de sincronismo, para
supervisionar o comando de fechamento tripolar dos disjuntores.
1.4.2.2
Proteções Principal e Alternada - Linha de Transmissão em 230 kV
Cada terminal de linha de transmissão deve ser equip ado com dois conjuntos independentes de
proteção do tipo proteção unitária e proteção de retaguarda, adequadas para a proteção da linha
de transmissão em que for instalada.
O sistema de proteção deve ser seletivo e adequado para a detecção e eliminação de todo tipo
de falta ao longo da linha de transmissão.
O conjunto de proteção unitária deve ser capaz de realizar, individualmente e
independentemente, a eliminação de faltas entre fases e entre fases e terra, para 100% da
extensão da linha de transmissão protegida, sem retardo de tempo adicional.
O conjunto de proteção de retaguarda deve ser capaz de realizar, individualmente e
independentemente, a eliminação de faltas entre fases e entre fases e terra, sem retardo de
tempo intencional, para a maior extensão possível da linha de transmissão protegida,
considerando os limites de exatidão dos ajustes dos relés e outras características da linha de
transmissão.
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O tempo total de eliminação de faltas pela proteção unitária não deve exceder a 150 ms. A
proteção de retaguarda deve permitir a eliminação de todos os tipos de faltas, mantida a
coordenação com as proteções dos equipamentos adjacentes.
Os conjuntos de proteção unitária e retaguarda devem permitir a seleção para comandar o
desligamento de forma mono ou tripolar. É vedada a utilização de unidades de distância com
compensação de seqüência zero para a seleção de fases.
Em caso de opção pela utilização de proteções principal e alternada nestes níveis de tensão,
deverão ser aplicados os requisitos do item 1.4.2.1.
No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as seguintes
funções e características:
•
Elementos de medição para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra (21/21N) com,
pelo menos três zonas diretas e uma reversa e temporizadores independentes para cada zona.
As unidades de medição deverão apresentar sobrealcance transitório máximo de 5 % para
defeitos sólidos com máxima componente exponencial;
•
A proteção de distância deve ser complementada com a utilização de proteção de
sobrecorrente direcional de neutro (67 N), com unidades instantâneas e temporizadas;
•
Permitir a adequada eliminação de faltas que ocorram durante a energização da linha de
transmissão, mesmo quando a alimentação de potencial para a proteção seja proveniente de
divisor capacitivo de potencial instalado na linha de transmissão (“line pick-up”);
•
Permitir o bloqueio das unidades de distância por oscilações de potência (68OSB).
Se a proteção unitária for realizada por relés de distância, a mesma deve se adequar, por meio de
configuração de sua lógica, aos seguintes esquemas básicos de teleproteção:
•
Esquema permissivo de transferência de disparo por subalcance (“PUTT”);
•
Esquema permissivo de transferência de disparo por sobrealcance (“POTT”);
•
Esquema de desbloqueio por comparação direcional (“DCU”);
•
Esquema de bloqueio por comparação direcional (“DCB”);
•
Esquema de transferência de disparo direto (“DUTT”).
Além dos requisitos descritos no item 1.7.2 do sistema de telecomunicações a ser implantado, no
qual inclui o número mínimo de canais, a teleproteção deverá ainda atender os seguintes
requisitos:
•
A determinação da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar
em conta o sistema de telecomunicação previsto, o número de terminais da linha de
transmissão, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento da linha de
transmissão, a existência de acoplamentos magnéticos com outras linhas de transmissão e a
existência ou não de compensação série na linha de transmissão;
•
A proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N) deve atuar incorporada ao esquema de
teleproteção utilizado;
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•
Em esquemas de teleproteção baseados em unidades de medida ajustadas em sobrealcance
devem ser utilizadas lógicas de bloqueio temporário para evitar operação indevida durante a
eliminação de faltas em linhas de transmissão paralelas;
•
Quando necessário, os esquemas devem possuir lógicas para a devolução de sinal permissivo
de disparo (“echo”) e para proteção de terminais com fraca alimentação (“weak infeed”);
•
No esquema de transferência direta de disparo (DUTT) deve ser previsto recurso para permitir
o desligamento do disjuntor remoto, quando ocorrer falha de algum canal de telecomunicação
(lógica para operação monocanal);
•
Devem ser previstos meios para a verificação funcional de todos os canais de transmissão e
recepção de sinais de teleproteção, independentemente do meio usado na comunicação e sem
risco de desligamento acidental e sem a necessidade de desligamento da linha de transmissão
protegida.
A proteção de retaguarda deve ser gradativa, composta por relés de distância para fases e para
fase-terra (21/21N), complementada por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N),
atendendo aos mesmos requisitos dos relés de distância da proteção principal.
No caso de utilização de relés de distância para as proteções unitárias e de retaguarda, as
unidades instantâneas da proteção de retaguarda, em conjunto com as unidades em sobrealcance
da proteção de retaguarda do outro terminal, podem ser utilizadas para formar um esquema de
teleproteção, compartilhando o mesmo equipamento de telecomunicação exigido para a proteção
unitária.
Quando necessário ou aplicável, o desligamento em um terminal da linha de transmissão deve
gerar um sinal a ser transferido para o terminal remoto, via esquema de transferência direta de
disparo, para efetivar o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto. A lógica da recepção
deverá discriminar os desligamentos para os quais é desejado o religamento da linha de
transmissão daqueles para os quais o religamento deve ser bloqueado.
Todo terminal de linha de transmissão deve possuir proteção para sobretensões (59), com
elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a tensão
nominal:
•
Os elementos instantâneos devem operar somente para eventos onde se verificam
sobretensões simultaneamente nas três fases;
•
Os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma
das três fases.
Todo terminal de linha de transmissão deve possuir esquema de verificação de sincronismo para
supervisionar o comando de fechamento tripolar dos disjuntores.
1.4.2.3
Esquemas de religamento
As linhas de transmissão devem ser dotadas de esquema de religamento conforme filosofia
definida a seguir:
(a) Requisitos gerais
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O esquema de religamento deverá possibilitar a seleção do tipo com duas possibilidades: tripolar e
monopolar e do número de tentativas de religamento.
Na posição “tripolar” qualquer ordem de disparo iniciada por proteção deverá desligar os três pólos
do disjuntor e iniciar automaticamente o religamento tripolar.
Na posição “monopolar”, o desligamento e o religamento dos dois terminais da linha deverão ser
monopolares para curtos-circuitos fase-terra e tripolares para os demais tipos de curtos-circuitos.
Caso não haja sucesso no ciclo de religamento o desligamento deverá ser tripolar (por exemplo:
curto-circuito permanente).
Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio deverá
ser prevista a possibilidade de religamento em qualquer dos disjuntores associados à linha. A
colocação ou retirada de serviço e a seleção do tipo de religamento e do disjuntor a religar deverão
ser realizadas por meio de chave seletora e do sistema de supervisão e controle da subestação.
Os relés de religamento deverão possuir temporizadores independentes com possibilidade de
ajuste de tempo morto, para religamento monopolar e tripolar.
Uma vez iniciado um determinado ciclo de religamento, um novo ciclo somente será permitido
depois de decorrido um tempo mínimo ajustável, que se iniciará com a abertura do disjuntor.
A proteção a ser fornecida deverá ter meios para, opcionalmente, realizar o religamento automático
somente quando da ocorrência de curtos–circuitos monofásicos internos.
O esquema de verificação de sincronismo deve supervisionar todo comando de fechamento tripolar
de disjuntores, sendo composto por unidade de verificação de sincronismo e por unidades de
subtensão e sobretensão.
(b)
Esquema de religamento tripolar
Os esquemas de religamento automático tripolar são para atuação exclusiva após a eliminação de
faltas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser iniciados quando de
aberturas manuais de disjuntores, operação de funções de proteção temporizadas, operação do
Sistema Especial de Proteção, falhas em barras, falhas em disjuntores, recepção de transferência
de disparo contínuo do terminal remoto, atuação das proteções de sobretensão e proteções de
disparo por perda de sincronismo ou, quando for o caso, por atuações das proteções dos reatores
de linha ou transformadores.
Qualquer um dos terminais da linha de transmissão poderá ser selecionado para ser o primeiro
terminal a religar (“LÍDER“), e deverá religar depois de transcorrido o tempo morto. O outro terminal
(“SEGUIDOR”) deverá ser religado por meio de um relé verificador de sincronismo. Para permitir a
seleção do terminal que será religado em primeiro lugar, ambos os terminais deverão ser
equipados com esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo.
O terminal “LÍDER” deverá religar somente se não houver tensão na linha. O terminal “SEGUIDOR”
deverá religar somente após a verificação de sincronismo e havendo nível de tensão adequado do
lado da linha de transmissão. O relé de verificação de sincronismo deverá monitorar o ângulo e o
escorregamento entre as tensões a serem sincronizadas.
(c)
Esquema de religamento monopolar
Os esquemas de religamento automático monopolar são para atuações exclusivas após a
eliminação de faltas fase-terra por proteções de alta velocidade ou instantâneas. Estes esquemas
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de religamento automático não deverão ser iniciados pelas mesmas funções descritas no item
anterior.
As proteções deverão ser dotadas de esquemas de seleção de fases adequados a cada aplicação
para prover a abertura monopolar para os defeitos monofásicos internos à linha de transmissão.
Em caso de utilização de proteções de distância, as unidades de seleção de fases utilizadas
deverão ser independentes das unidades de partida e medida da proteção.
Durante o período de operação com fase aberta imposto pelo tempo morto do religamento
monopolar, deverão ser bloqueadas as funções direcionais de sobrecorrente de seqüências
negativa e zero de alta sensibilidade, associadas a esquemas de teleproteção baseados em lógicas
de sobrealcance, caso necessário. Durante este período de tempo, qualquer ordem de disparo para
o disjuntor como, por exemplo, vinda das outras fases, deverá ser tripolar, cancelando o
religamento da linha de transmissão.
(d)
Relés verificadores de sincronismo
Os relés verificadores de sincronismo utilizados nos esquemas de religamento tripolar deverão
permitir o ajuste do tempo de religamento, considerando a contagem de tempo desde a abertura do
disjuntor e incluindo os tempos mortos típicos para a respectiva classe de tensão. Além disso,
deverão possibilitar ajustes da diferença de tensão, defasagem angular, diferença de freqüência e
permitir a seleção das seguintes condições para fechamento do disjuntor:
1.4.3
•
barra viva - linha morta;
•
barra morta - linha viva;
•
barra viva – linha viva; e
•
barra morta - linha morta.
PROTEÇÃO DE BARRA NA SUBESTAÇÃO SÃO LUÍS II
Deverão ser previstos os equipamentos e esquemas associados necessários à integração da nova
entrada de linha ao esquema de proteção diferencial de barras.
Deverão ser utilizados núcleos de transformador de corrente independentes e dedicados para cada
proteção diferencial, sendo vedada a utilização de transformadores de corrente auxiliares.
Onde existirem proteções de barra com relés de alta impedância, as características magnéticas dos
transformadores de corrente a serem acrescentados devem ser idênticas às dos transformadores de
corrente existentes.
1.4.4
PROTEÇÃO DE BARRAS DE 230 KV PARA A NOVA SUBESTAÇÃO DE SÃO LUIZ III
Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para detecção e
eliminação de todos os tipos de falhas nos barramentos da subestação (envolvendo ou não alta
impedância de falta), realizando a discriminação entre faltas internas e externas ao barramento
protegido.
O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas no barramento não deve ser superior a 150
ms para os barramentos de 230 kV, incluindo o tempo de operação do relé de proteção de
barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores.
VOL. IV - Fl. 497 de 544
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Cada barramento da instalação deve ser equipado com um conjunto de proteção do tipo proteção de
barras com princípio diferencial (87B), alimentados por secundários independentes dos
transformadores de corrente.
As proteções dos barramentos devem ser estáveis (não atuar) para faltas externas aos barramentos,
mesmo quando ocorra a saturação de transformador de corrente.
As proteções dos barramentos não devem operar indevidamente no caso de abertura de circuito
secundário de transformador de corrente, sinalizando este tipo de ocorrência.
Deve ser seletiva, desligando apenas os disjuntores conectados à seção defeituosa do barramento,
mesmo no caso de arranjos de barramento com configuração variável por manobra de
seccionadoras.
1.4.5
SISTEMA DE PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES/ AUTOTRANSFORMADORES
Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a eliminação
de todos os tipos de faltas internas (para a terra, entre fases ou entre espiras) nos transformadores,
além de prover proteção de retaguarda para falhas externas e internas à sua zona de proteção e dos
dispositivos de supervisão próprios de temperatura de enrolamento e de óleo, válvulas de alívio de
pressão e relé de gás.
1.4.5.1
Transformadores/ autotransformadores com tensão primária nominal inferior a 345 kV
O transformador deve dispor de três conjuntos de proteção:
•
Proteção unitária;
•
Proteção de retaguarda;
•
Proteção intrínseca.
O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés
auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores associados ao transformador pelas proteções
unitárias, não deve exceder a 150 milissegundos.
A proteção unitária deve possuir as seguintes funções e características:
•
Proteção diferencial percentual trifásica ou três unidades monofásicas, com circuitos de restrição
para tantos enrolamentos quantos necessários, com bloqueio ou restrição para 2º e 5º
harmônicos e unidade diferencial instantânea ajustável (87);
•
A proteção unitária deve atuar sobre relé de bloqueio (86T), para comandar a abertura e bloqueio
de todos os disjuntores do transformador.
A proteção de retaguarda deve possuir as seguintes funções e características atuando nos
disjuntores através de relés de disparo de alta velocidade:
•
Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase e neutro (50/51 e 50/51N)
composta por conjuntos de proteção vinculados a cada um dos enrolamentos do transformador;
•
Sobretensão de seqüência zero (64), quando necessária, para detecção de falhas à terra no
enrolamento terciário, em transformadores com o terciário ligado em delta, sendo que esta função
deve ser prevista apenas para alarme;
VOL. IV - Fl. 498 de 544
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•
Proteção de sobrecarga (50/51-OLT), com temporizador (62-OLT) independente ajustável.
A proteção intrínseca deve possuir as seguintes funções e características:
•
Proteção por acúmulo ou detecção de gás (tipo Bulchholz ou similar,63), pressão súbita de óleo
ou gás (válvula de segurança ou similar, 63V), ambas promovendo o desligamento do
transformador através de relé de bloqueio (86T);
Proteção para sobretemperatura do óleo (26) e dos enrolamentos (49), ambas com contatos para
alarme de advertência e urgência, bem como contatos para disparo dos disjuntores após
temporização ajustável.
1.4.6
PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR
Todo disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor, consistindo de
relés detectores de corrente, temporizadores e relés de bloqueio, com as seguintes características:
•
Partida pela atuação de todas as proteções que atuam sobre o disjuntor protegido;
•
Promover um novo comando de abertura no disjuntor protegido (retrip), antes de atuar no relé de
bloqueio;
•
Comandar, por atuação do relé de bloqueio, a abertura e bloqueio de fechamento de todos os
disjuntores necessários à eliminação da falta, em caso de recusa de abertura do disjuntor;
•
Possuir sensores ajustáveis de sobrecorrente de fases e terra e temporizadores ajustáveis.
O tempo total para a eliminação de faltas pela proteção para falha de disjuntores não deve ser
superior a 300 ms para o nível de tensão inferior a 345 kV.
Os sistemas de proteção para falha de disjuntores associados a equipamentos tais como
autotransformadores e reatores, devem permitir a inicialização por meio de sinais da operação de
proteções mecânicas ou referentes a outras faltas, onde não existam níveis de corrente suficientes
para sensibilizar as unidades de supervisão de sobrecorrente do esquema de falha de disjuntor.
Nestes casos, devem ser previstas lógicas de paralelismo entre os contatos representativos de
estado dos disjuntores e os contatos das unidades de supervisão de corrente, de forma a viabilizar a
atuação do esquema de falha de disjuntor para todos os tipos de defeitos, inclusive aqueles não
capazes de sensibilizar os relés de supervisão de corrente do referido esquema.
A proteção para falha de disjuntores deve comandar a abertura do menor número de disjuntores
adjacentes ao disjuntor defeituoso, suficientes para a eliminação da falha, promovendo, quando
necessário, a transferência de disparo direta para o disjuntor do terminal remoto.
A proteção de falha de disjuntor deverá ser dedicada e possibilitar a integração aos esquemas de
falha de disjuntores existentes.
No caso de barramentos com configuração variável por manobra de chaves seccionadoras, a
proteção para falha de disjuntor deve ser seletiva para todas as configurações, de modo a desligar
apenas a seção de barra necessária ao isolamento do disjuntor em falta.
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1.4.7
SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO
O Sistema Especial de Proteção - SEP deverá ser implementado por Unidades de Controle Digital
(UCD), específico para processar emergências envolvendo o Sistema Interligado Nacional – SIN.
Deverá existir um SEP para cada subestação 230 kV.
As características descritas a seguir são específicas para o SEP e deverão ser rigidamente
observadas pela TRANSMISSORA:
•
As UCDs deverão ser funcionalmente independentes das demais unidades do Sistema de
Proteção Controle e Supervisão (SPCS) no que diz respeito ao desempenho das suas funções.
Estas unidades deverão estar conectadas à Via de dados (VDD) somente para enviar e receber
informações que deverão ser exibidas nas Unidades de Supervisão e Operação (USO) das
subestações e dos Centros de Operação;
•
Os SEPs das subestações deverão estar diretamente conectados entre si e com os SEPs das
demais subestações, incluindo as hoje existentes no sistema. Cada SEP deverá ser dotado de
um mínimo de cinco portas seriais padrão RS-232C com Protocolo de Comunicação IEC-870-5101 encapsulado em TCP-IP;
•
Esta conexão deverá ser dedicada à função (SEP) e deverá atender aos seguintes requisitos de
tempo de resposta:
-
O tempo máximo (total) estimado para tomada de decisão de um SEP de determinada
Subestação, em função da alteração de entradas digitais e / ou violação dos limites
estabelecidos para as funções supervisionadas ocorridos em outra subestação, incluídos os
tempos de comunicação, deverá ser menor ou igual a 200 ms;
Dentro de uma mesma subestação o tempo de atuação deverá ser menor ou igual a 20 ms.
Caso a UCD proposta para o SEP não consiga desempenhar as funções especificadas a seguir,
a TRANSMISSORA deverá instalar os relés de proteção em quantidade e tipo necessários e
suficientes para cumprir estas funções. Estes relés deverão, também, ser exclusivos para a
função SEP, não podendo ser compartilhados com o SPCS.
-
•
As seguintes funções deverão ser desempenhadas pelas UCDs:
•
Função Direcional de Potência (para as linhas):
-
Atuação trifásica ou por fase;
-
Curva característica de tempo inversa;
-
Possibilidade de inversão da direcionalidade;
-
Facilidade de ajuste quanto ao ponto de atuação em termos de potência (W) ou corrente (A);
-
Dotado de saídas independentes para alarme e desligamento com reset local e remoto;
Interface com fibra óptica.
Função de Sub e Sobretensão (para as barras):
-
•
-
Atuação por fase;
-
Característica de tempo definido;
-
Ajuste contínuo da função 27 na faixa de 0,3 a 0,8 da tensão nominal e da função 59 de 1,1 a
VOL. IV - Fl. 500 de 544
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1,6 da tensão nominal;
-
Exatidão melhor que 2%;
Interface com fibra óptica.
Função de Sub e Sobrefreqüência:
-
•
-
-
-
Possuir 04 estágios de freqüência independentes;
Faixa de ajuste mínima para cada estágio de operação: de 50 Hz a 70 Hz, ajustável em
intervalos de 0,01 Hz;
Exatidão de ± 0,005 Hz do valor ajustado;
A operação da unidade deverá ser bloqueada por subtensão, ajustável de 40 % a 80 % da
tensão nominal;
Cada unidade deverá ser fornecida com funções para alarme e desligamento;
A atuação dessa unidade só deverá ser possível após um período de avaliação não inferior a
3 (três) ciclos, de forma a eliminar eventuais atuações indevidas provocadas por componente
aperiódica ou outros transitórios na onda de tensão;
-
O tempo máximo de rearme dessa unidade deverá ser de 50 ms;
-
O erro máximo admissível para cada temporizador será de ± 5 %;
-
Circuitos de medição e saída independentes por estágios de atuação;
-
Interface com fibra óptica.
Deverão ser disponibilizados os seguintes dados para ligação ao CLP do sistema:
•
•
Entradas analógicas:
-
Fluxo de potência ativa em todas as linhas de transmissão, geradores e transformadores;
-
Tensão em todas as seções de barramento.
Entradas digitais:
-
Indicação de estado (com dois contatos) de disjuntores, chaves seccionadoras, chaves de
seleção de corte dos geradores (para usinas);
Indicação da atuação da proteção.
Saídas de controle:
-
•
-
Dois contatos para comando de abertura por disjuntor.
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EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
1.5
SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE
1.5.1
INTRODUÇÃO
Este item descreve os requisitos de supervisão e controle que devem ser implantados para que seja
assegurada a plena integração da supervisão e controle dos novos equipamentos à supervisão dos
equipamentos existentes, garantindo-se, com isto, uma operação segura e com qualidade do sistema
elétrico interligado. Assim, são de responsabilidade da TRANSMISSORA a aquisição e instalação de
todos os equipamentos, softwares e serviços necessários para a implementação dos requisitos
especificados neste item e para a implementação dos recursos de telecomunicações, cujos requisitos
são descritos em item à parte.
Os requisitos de supervisão e controle foram divididos em:
1.5.1.1
Requisitos de supervisão e controle das instalações, detalhados em:
•
Requisitos gerais;
•
Interligação de dados;
•
Dimensionamento dos sistemas utilizados;
•
Critérios para a operação e manutenção dos recursos de supervisão e controle;
•
Elenco de informações a serem supervisionadas;
1.5.1.2
Requisitos de supervisão pelo Agente proprietário das subestações existentes;
1.5.1.3
Requisitos de supervisão e controle pelo ONS, divididos em:
•
Requisitos básicos de supervisão, normalmente atendidos por um SSCL (Sistema de Supervisão
e Controle Local) ou UTR (Unidade Terminal Remota) convencional;
•
Arquitetura da interconexão com o ONS;
•
Requisitos para o cadastramento dos equipamentos;
1.5.1.4
Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade;
1.5.1.5
Requisitos para teste de conectividade da(s) interconexão(ões);
1.5.2
REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DAS INSTALAÇÕES
1.5.2.1
Requisitos gerais
A construção da linha de transmissão em 230 kV São Luís II – São Luís III e das subestações
associadas envolve, a instalação de um conjunto de equipamentos que inclui entrada de linha na
subestação existente de São Luís II, de propriedade da ELETRONORTE.
Em função disto, todos os equipamentos a serem instalados pela TRANSMISSORA devem ser
supervisionados a nível local segundo a filosofia, critérios e padrões adotados pela empresa
proprietária de taL subestação, devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos Sistemas
Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) existentes ou que serão futuramente instalados pelo atual
proprietário.
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A arquitetura e os requisitos básicos destes Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) são
sucintamente apresentados nos documentos “Características e Requisitos Básicos das Instalações”,
referentes às Subestações São Luís II e São Luís III.
Na época da elaboração do Workstatement a TRANSMISSORA receberá os documentos detalhados
dos requisitos de hardware, funcionais e de projeto dos SDSCs, padrões do ONS e da Eletronorte.
Estes documentos estão disponíveis a princípio para consulta, a qualquer momento na Eletronorte e
no ONS.
Na eventualidade do sistema da TRANSMISSORA entrar em operação antes da instalação dos
SDSCs em implantação nas Subestações existentes, o mesmo deverá ser projetado para operação
independente e prevendo posterior integração aos referidos SDSCs.
Em adição à supervisão local, os equipamentos elétricos devem permitir a supervisão remota pelos
seguintes Centros de Operação:
•
Centro do agente proprietário da subestação São Luís II:
-
•
Centro de Operação Regional de São Luís, COR-São Luís, pertencente à ELETRONORTE,
localizado em São Luís, MA;
Centro do ONS:
-
Centro Regional de Operação Norte- Centro Oeste, COSR-NCO, localizado na cidade de
Brasília – DF.
Assim sendo, o atendimento aos requisitos de supervisão e controle requererá a instalação de
sistemas de supervisão nas instalações para:
•
A aquisição das informações necessárias à supervisão e controle local dos equipamentos a
serem implantados;
•
Nas subestações existentes, integração funcional com os Sistemas Digitais de Supervisão e
Controle (SDSCs) existentes, visando troca de informações;
•
Interconexão ao COSR-NCO, do ONS, utilizando o protocolo IEC 870-5-101/104 ou DNP V3.0 e
atendendo ao especificado no item “Requisitos de Supervisão e Controle pelo ONS”;
•
Interconexão ao Centro Regional da ELETRONORTE, para a subestação São Luís II, conforme
indicado no item “Requisitos de supervisão pelos agentes proprietários das subestações
existentes”. Esta interconexão deve ser feita utilizando o protocolo já implementado nestes
centros.
Os protocolos adotados para comunicação com os centros de operação (ONS; ELETRONORTE)
devem ser configurados conforme determinado por estes Agentes, devendo-se observar:
•
IEC 60870-5-101/104 – implementado atendendo a todos os requisitos definidos pelo padrão IEC
60870-5-101/104, incluindo, também, uma “Lista de Interoperabilidade”, conforme cláusula 8 do
referido padrão;
•
DNP 3.0 – implementado em conformidade com os requisitos do Nível 3 do referido protocolo,
conforme descrito na versão mais recente do documento DNP V 3.00 Subset Definition do DNP
Users Group (http://www.dnp.org ). Deve, também, incluir o documento DNP V 3.00 Device Profile
Document, conforme também descrito no DNP V 3.00 Subset Definition do DNP Users Group.
Adicionalmente, a configuração dos protocolos deve permitir a tais centros identificar o estado
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operacional dos sistemas de supervisão da TRANSMISSORA instalados nas subestações. Estas
informações serão modeladas como indicações de estado nas bases de dados destes centros de
operação.
Nota Importante:
No caso de interposição de um centro de operação, neste edital denominado de concentrador de
dados, na rota de comunicação com algum dos centros de operação da ELETRONORTE, ou do
ONS, a configuração do protocolo deve permitir que tais centros identifiquem o estado
operacional do concentrador e, adicionalmente, o concentrador de dados deve ser capaz de
identificar o estado operacional de todos os sistemas hierarquicamente a ele subordinados e
transferir estas informações para os correspondentes centros, conforme o caso. Adicionalmente,
no caso de adoção de concentradores de dados, a comunicação com o ONS deve ser feita
usando-se o protocolo ICCP, em vez de IEC ou DNP.
Devem ser efetuadas, às custas da TRANSMISSORA, as modificações de hardware e software
e demais serviços necessários nos Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs)
existentes nas subestações para permitir a completa supervisão dos equipamentos elétricos a
partir das interfaces homem máquina (IHMs) existentes nas salas de controle local das
subestações. A quantidade e tipos de pontos supervisionados devem ser similares ao dos
sistemas existentes.
Alternativamente à instalação de novos recursos de supervisão e controle, a TRANSMISSORA,
mediante prévio acordo com as empresas proprietárias das instalações existentes, pode optar
pela expansão dos recursos de supervisão e controle disponíveis, desde que atendidos todos os
requisitos especificados neste item de “Sistemas de Supervisão e Controle” e no de “Requisitos
Técnicos do Sistema de Telecomunicações a ser Implantado”.
1.5.2.2
Interligação de dados
As interligações de dados necessárias para atender aos requisitos de supervisão e controle aqui
especificados devem ser direcionadas aos Computadores de Comunicação que atendem ao Sistema
de Supervisão e Controle dos centros citados neste edital.
a) Conceito de interligação de dados
Será considerado como interligação de dados o conjunto de equipamentos e sistemas que se
interpõe entre o ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo e cada um
dos centros citados neste edital.
Este conjunto poderá abranger, entre outros, os seguintes equipamentos:
•
Sistemas de Supervisão e Controle Locais – SSCLs e Unidades Terminais Remotas – UTRs que
venham a ser instalados nas subestações São Luís II e são Luís III;
•
Sistemas que eventualmente se interponham entre as citadas subestações e os computadores de
comunicações dos Centros de Operação descritos no título 1.5.2.1, designados genericamente
neste documento por “Concentradores de Dados”;
•
Enlaces de dados, ponto-a-ponto, que podem ser redundantes em função da disponibilidade
exigida neste edital, ou via redes WAN, entre quaisquer destes sistemas;
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•
Hardware, Software e interfaces necessárias para a integração das UTRs/SSCLs aos
computadores de comunicação, incluindo-se aí modems e/ou outros equipamentos de
interfaceamento de comunicações.
Será por meio destas interligações de dados que a TRANSMISSORA disponibilizará os recursos
de supervisão e controle citados neste edital aos Centros de Operação descritos no título 1.5.2.1.
As mesmas interligações de dados utilizadas para atender aos requisitos de supervisão e
controle devem ser utilizadas para a disponibilização da seqüência de eventos.
É requerido que a TRANSMISSORA seja responsável pela instalação e operacionalização de
todos os equipamentos e sistemas necessários para implantar as interligações de dados com os
centros de operação aqui citados. Como é requerido que a interface entre os equipamentos da
TRANSMISSORA e os citados centros seja a entrada dos computadores de comunicação dos
centros, de acordo com o critério estabelecido acima, isto inclui a implantação destas conexões e
também inclui a instalação de sistemas de comunicação, de modems, e/ou de roteadores e
outros equipamentos que se fizerem necessários em todos os terminais das conexões de dados.
b) Conceito de recurso de supervisão e controle
Entenda-se como recurso de supervisão e controle dos Agentes como sendo o conjunto formado
por:
•
Ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo, que pode abranger TPs,
transformadores de corrente, transdutores, relés de interposição, e outros equipamentos;
•
Interligação de dados, ou seja, o conjunto de equipamentos e sistemas que se interponham entre
o ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo e os computadores de
comunicação do centro de operação do ONS.
•
1.5.2.3
Dimensionamento dos sistemas utilizados
É, também, responsabilidade da TRANSMISSORA:
1.5.2.4
•
O dimensionamento de todos os sistemas utilizados para atender aos requisitos aqui
apresentados, incluindo o sistema de telecomunicações. Os enlaces de dados das UTRs/SSCLs
com o(s) computador(es) de comunicação devem ser dedicados.
•
A futura operação e manutenção destes recursos de forma a manter os índices de disponibilidade
e qualidade aqui especificados., A manutenção deve seguir as regras aqui especificadas.
Critérios para a operação e manutenção dos recursos de supervisão e controle
(a) Requisitos gerais
Este item estabelece os procedimentos a serem seguidos pela TRANSMISSORA e pelos
Centros de Operação descritos no título 1.5.2.1, no processo de acompanhamento dos índices
de disponibilidade e qualidade e, também, no processo de identificação de anomalias nos
recursos de supervisão e controle disponibilizados pela TRANSMISSORA e os procedimentos a
serem adotados para solicitação para execução dos serviços de manutenção e
acompanhamento dos mesmos.
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A disponibilidade dos recursos de supervisão e controle providos pela TRANSMISSORA será
avaliada mensalmente pelos Centros, por meio de índices de indisponibilidade calculados como
descrito no subitem 1.5.5 “Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade” deste edital.
Em tempo real, os citados centros solicitarão à TRANSMISSORA correção de eventuais
anomalias que sejam detectadas, no que devem ser atendidos pela TRANSMISSORA de forma
a não comprometer seus índices de disponibilidade e qualidade.
É importante lembrar que existirão dois tipos de programa de intervenção no sistema de
medição:
• Intervenção para eliminação de problemas identificados pelos Centros: manutenção corretiva;
• Intervenção para cumprir programa de manutenção preventiva da TRANSMISSORA.
Em ambos os casos, qualquer intervenção nos recursos de supervisão e controle
disponibilizados a um determinado Centro deve ser programada com tal Centro, cumprindo os
prazos previamente estabelecidos em procedimento de rede específico. O referido Centro
avaliará a solicitação e fará a liberação para que o serviço possa ser executado.
É de extrema importância que a empresa TRANSMISSORA comunique ao Centro em questão o
tipo de serviço que irá ser realizado para que possa ser avaliado o impacto da manutenção
solicitada na operação em tempo real.
1.5.2.5
Elenco de informações a serem supervisionadas
Como requisito geral de supervisão e controle, devem ser supervisionados todos os equipamentos
que venham a ser instalado nas subestações, sejam elas novas ou existentes. As informações
coletadas nestas subestações devem ser transferidas para os centros de operação indicados neste
edital conforme abaixo especificado:
(a) Telemedições
• Todas as medições deverão ser feitas de forma individualizada e transferidas
periodicamente aos centros de operação;
•
O período de transferência deve ser parametrizável por centro, devendo os sistemas ser
projetados para suportar períodos de pelo menos 4 segundos;
•
As seguintes medições devem ser coletadas e transferidas para os centros de operação:
- Módulo de tensão fase-fase em kV em todas as entradas de linha (uma medição por
entrada de linha, por exemplo: tensão fase-fase A-B);
- Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar em todas as entradas de linha;
- Corrente de uma das fases em Ampère em todos os terminais de linha de transmissão
(por exemp lo: Ia);
- Freqüência em Hz em todos os barramentos envolvidos.
- Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar e corrente em Ampère do primário e
secundário de transformadores;
- Posição de tap de transformadores equipados com comutadores sob carga, desde que
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tecnicamente viável.
•
Todas as medições de tensão devem ter 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.
(b) Indicação de estado
• Todas as indicações de estado devem ser coletadas com selo de tempo com exatidão
melhor que 1 ms e reportadas por exceção aos centros de operação;
•
O selo de tempo a ser transmitido aos centros de operação indicados neste edital deve ser
aquele definido quando da aquisição do dado pela unidade de aquisição e controle (UAC),
não sendo aceitável sua posterior alteração.
•
Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem estar aptos a responder a
varreduras de integridade feitas pelos centros a ele conectados (Centros de Operação
descritos no título 1.5.2.1) que podem ser cíclicas, com período parametrizável, tipicamente
a cada 1 hora, ou por evento, como, por exemplo, uma reinicialização dos recursos de
supervisão e controle dos centros ou, então, sob demanda;
•
Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de identificar e
armazenar o selo de tempo das indicações de estado com uma resolução mínima de 1
milissegundo entre eventos;
•
Os relés de interposição devem ser compatíveis com a resolução acima especificada;
•
As seguintes indicações de estado devem ser coletadas e transferidas para os centros de
operação:
- Posição de todas as chaves e disjuntores utilizados para a conexão de todos os
equipamentos, incluindo-se chaves de aterramento e de by-pass;
- Indicação de atuação dos disjuntores pela proteção ou por ação do operador;
- Relés de bloqueio;
- Estado dos comutadores sob carga (em automático, remoto ou manual), se aplicável;
- Alarme de temperatura de enrolamento e óleo de unidades transformadoras e reatores.
Nota: As indicações de estado de chaves não precisam ser coletadas com selo de
tempo.
(c) Cada unidade de aquisição e controle (UAC) deve ter um relógio e calendário interno para
prover precisamente o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cada operação
de registro de variação de estado. Estes relógios internos devem possuir circuitos de
sincronismo a partir de um sinal com data absoluta obtida de um sistema GPS, sistema este
incluído no objeto deste edital, de forma a garantir que a supervisão e controle das diversas
instalações sejam feitos dentro de uma mesma base de tempo. O sistema deverá ser projetado
de forma que a exatidão seja melhor que 1 milissegundo.
(d) Todas as telemedições e indicações de estado devem ter indicadores de qualidade do dado,
relativos à coleta do dado e às condições de supervisão local (dado inválido na origem, dado
sem atualização na última varredura da remota, etc).
(e) Exceto quando explicitamente dito em contrário, todas as informações transferidas aos centros
de operação dos Agentes citados neste item de sistemas de supervisão e controle, devem
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estar em valor de engenharia, correspondentes aos dados coletados nas instalações, não
sendo aceitável qualquer outro tipo de processamento prévio.
(f) Quando, caso a caso, acordado algum processamento prévio, as informações devem dispor de
indicadores de qualidade informando, pelo menos:
• Indicação de entrada manual pelo operador da instalação ou do centro de operação da
TRANSMISSORA, conforme apropriado;
•
Indicação de ponto desativado pelo operador da instalação ou do centro de operação da
TRANSMISSORA, conforme apropriado.
(g) Informações para o seqüenciamento de eventos
• Resolução e exatidão
•
Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de armazenar
informações para o seqüenciamento de eventos com uma resolução entre eventos menor
ou igual a 5 milissegundos. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento também
deve ser menor ou igual a 1 milissegundo, tendo por base o GPS e devendo ser
considerados todos os tipos de atuação a serem definidos durante a execução do projeto
executivo.
•
Conjunto de Informações
Sempre que existentes, as informações indicadas abaixo, armazenadas pelos sistemas de
supervisão e controle das instalações, devem ser transferidas aos COSR-NCO, conforme
apropriado, contendo o instante da atuação do evento, sendo que pontos adicionais poderão
ser incluídos durante desenvolvimento do projeto executivo:
-
Linha de Transmissão:
- Partida da proteção principal de fase (por fase);
- Disparo da proteção principal de fase;
- Partida da proteção alternada de fase (por fase);
- Disparo da proteção alternada de fase;
- Partida da proteção principal de neutro (por fase);
- Disparo da proteção principal de ne utro;
- Partida da proteção alternada de neutro (por fase);
- Disparo da proteção alternada de neutro;
- Partida do religamento automático;
- Disparo por sobretensão;
- Alarme de bloqueio por oscilação de potência;
- Disparo da proteção para perda de sincronismo;
- Alarme de transmissão de sinal de desbloqueio / bloqueio ou sinal permissivo da
teleproteção;
- Alarme de transmissão de sinal de transferência de disparo da teleproteção;
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- Alarme de recepção de sinal de desbloqueio / bloqueio ou sinal permissivo da
teleproteção;
- Disparo por recepção de sinal de transferência de disparo da teleproteção;
- Alarme de bloqueio por falha de fusível;
- Disparo da 2ª zona da proteção de distância;
- Disparo da 3ª zona da proteção de distância;
- Disparo da 4ª zona da proteção de distância;
- Disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro temporizada;
- Disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro instantânea;
- Disparo do relé de bloqueio.
-
Barramento
- Disparo da proteção diferencial (por fase);
- Disparo da proteção de sobretensão ;
- Disparo do relé de bloqueio.
-
Disjuntor
- Alarme de mudança de posição;
- Alarme de falta de alimentação nos circuitos de abertura e fechamento;
- Disparo da proteção de discordância de pólos;
- Alarme de fechamento bloqueado;
- Alarme de abertura bloqueada;
- Alarme de fechamento automático por mínima pressão sistema de isolação;
- Alarme de baixa pressão sistema de extinção de arco;
- Alarme de baixa pressão sistema de acionamento;
- Alarme de recarga de ar insuficiente;
- Disparo da proteção de falha do disjuntor;
- Alarme de sobrecarga do disjuntor central;
- Disparo do relé de bloqueio.
-
Transformadores / Autotransformadores:
- Disparo da proteção de sobrecorrente do comutador sob carga;
- Disparo por sobretemperatura do óleo;
- Disparo por sobretemperatura do enrolamento;
- Disparo da proteção de gás;
- Alarme da proteção de sobretensão de seqüência zero para o enrolamento terciário em
ligação delta;
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- Alarme de falha no sistema de ventilação forçada;
- Alarme de discrepância de posição de derivação (quando da operação paralela);
- Alarme de bloqueio de comutador de derivações;
- Disparo da válvula de alívio de pressão;
- Disparo da proteção de gás do comutador de derivações;
- Disparo da proteção diferencial (por fase);
- Disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro (por enrolamento);
- Disparo do relé de bloqueio;
(h) Idade do dado
• Define-se como “idade máxima do dado” o tempo máximo decorrido entre o instante de
ocorrência de seu valor na instalação (processo) e sua recepção nos Centros de Operação
descritos no título 1.5.2.1.
• O tempo necessário para a chegada de um dado a qualquer um destes centros inclui o
tempo de aquisição do dado na instalação, processamento da grandeza e sua transmissão
por meio dos enlaces de comunicação.
• A idade máxima de um dado coletado periodicamente (por varredura) deve ser inferior à
soma do tempo de varredura do mesmo adicionado de:
- 4 segundos em média;
- 10 segundos no máximo.
•
•
A idade máxima de um dado de indicação de estado deve ser inferior a 8 segundos. Este
requisito não se aplica quando ocorrer uma mudança de estado e o sistema de supervisão
local estiver sob ciclo de integridade.
Estes requisitos não se aplicam à transmissão das informações de seqüência de eventos.
(i) Banda morta
•
1.5.3
Dependendo do protocolo de comunicações adotado, as informações analógicas poderão
ser reportadas por exceção aos centros de operação aqui indicados. Nestes casos, o valor
adotado para a banda morta utilizada no processo de filtragem deve ser definido de comum
acordo entre o Agente proprietário do centro (Centros de Operação descritos no título
1.5.2.1) e a empresa TRANSMISSORA, não devendo o valor que venha a ser fixado para a
banda morta comprometer o requisito de exatidão da medição.
REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS SUBESTAÇÕES
A TRANSMISSORA deve prover aos Centro de Operação do Agente proprietário da subestação São
Luís II, a supervisão remota dos equipamentos que venham a ser instalados conforme requisitos
apresentados no sub-item 1.5.2.5 “Elenco de Informações a serem Supervisionadas.
A figura a seguir apresenta uma visão simplificada dos requisitos de supervisão das subestações
(instalações) objeto deste edital pelos Centros de Operação dos Agentes existentes. Foi aqui
colocada com objetivo meramente ilustrativo, no intuito de dar uma visão gráfica dos requisitos
especificados no texto deste edital.
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COR-SLuizEletronorte(1)
COL (1) a
ser definido
SLZ2(2)
Recursos a serem
instalados
SLZ3(2)
SLZ2(3)
Recursos existentes
Legenda:
(1) Centro de operação utilizado pelo Agente proprietário das SEs:
COR-SLuiz – Centro de Operação Regional de S.Luiz da
Eletronorte
COL – Centro de Operação a ser definido
(2) Ampliações de supervisão e controle em SEs existentes:
SLZ2 – Recursos de S&C na SE São Luiz 2
SLZ3 – Recursos de S&C na SE São Luiz 3
(3) Recursos de S&C existentes nas subestações
Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros do Agente
proprietário das subestações (instalações) pode se dar por meio de um centro de operação
próprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos os
requisitos descritos neste item, “Sistemas de Supervisão e Controle”. Neste edital, este centro é
genericamente chamado de “concentrador de dados”. Neste caso, a estrutura de centros
apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados num
nível hierárquico situado entre as instalações e os Centros da ELETRONORTE, portanto incluído
no objeto desta licitação.
A figura a seguir ilustra uma possível configuração.
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COR-SLuizEletronorte(1)
CD(1)
Recursos a serem
instalados
SLZ2(2)
SLZ3(2)
SLZ2(3)
Recursos existentes
Legenda:
Em adição às siglas da figura anterior, utilizou-se:
CD – Concentrador de dados, nome genérico dado para um
sistema de supervisão e controle que se interponha entre as
instalações e os Centros da Eletronorte.
1.5.4
REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE PELO ONS
1.5.4.1
Requisitos básicos para a supervisão dos equipamentos
Os recursos básicos para a supervisão dos equipamentos que devem ser disponibilizados ao
ONS estão descritos no item 1.5.2.5 “Elenco de Informações a serem Supervisionadas” e
abrangem:
•
Telemedições com varredura de 4 segundos, período este parametrizável;
•
Indicações de estado reportadas por exceção e com ciclo de integridade, também parametrizável;
•
Seqüência de eventos (SOE).
•
1.5.4.2
Arquitetura da interconexão com o ONS
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A supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico, estando
hoje estruturada em um sistema hierárquico com sistemas de supervisão e controle instalados em
cinco Centros de Operação do ONS, quais sejam:
•
Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico – CNOS;
•
Centro Regional de Operação Norte Centro-Oeste – COSR-NCO;
Esta estrutura é simplificadamente apresentada, para fins meramente ilustrativos, 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.
CNOS(1)
COSR-NCO(1)
Recursos a serem
instalados
SLZ2(2)
SLZ3(2)
SLZ2(3)
Recursos existentes
Legenda:
Em adição as siglas anteriormente utilizadas:
(1) Centros de operação utilizados pelo ONS:
CNOS - Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico
COSR-NCO – Centro Regional de Operação Norte/Centro-Oeste
Observa-se na figura acima que a interconexão com o CNOS se dá por meio de interligações de
dados entre os COSR-NCO e os Centros de Operação das Concessionárias de Transmissão.
Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros do ONS poderá
se dar por meio de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado de
terceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos neste item, “Sistemas de
Supervisão e Controle” e no de “Requisitos Técnicos do Sistema de Telecomunicações a ser
Implantado”. Neste edital, este centro é genericamente chamado de “Concentrador de Dados”.
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EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
Neste caso, a estrutura dos centros apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção
do concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e o COSR-NCO do
ONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação.
A figura a seguir ilustra uma possível configuração
CNOS
COSR-NCO
Recursos a serem
instalados
CD(1)
SLZ2
SLZ3
SLZ2
Recursos existentes
Legenda:
Em adição as siglas da figura anterior utilizou-se:
(1) CD – Concentrador de dados, nome genérico dado para um
sistema de supervisão e controle que se interponha entre as
instalações e os centros do ONS.
1.5.4.3
Requisitos para o Cadastramento dos equipamentos
As informações cadastrais de todos os equipamentos que serão operados pelo ONS devem ser
encaminhadas ao mesmo com no mínimo 2 meses de antecedência da entrada em operação. Estas
informações devem incluir para os equipamentos objeto deste edital:
VOL. IV - Fl. 514 de 544
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ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
•
Parâmetros descritivos de linhas de transmissão, incluindo-se impedância série e a susceptância
da mesma, segundo o modelo π, bem com a corrente máxima em ampéres, a potência máxima
em MVA e a latitude e longitude de cada instalação e das torres de linha;
•
Capacidade nominal em Mvar e a tensão nominal em kV, de todos os equipamentos estáticos de
suporte de reativo que venham a ser utilizados, como capacitores, reatores, etc.,
•
Impedância série de capacitores série;
•
Fornecimento dos diagramas unifilares de operação com a identificação de todos os
equipamentos de cada instalação;
•
Fornecimento dos diagramas com a localização da posição exata de todos os pontos de medição,
telessinalização e controle de cada instalação;
•
Todos os diagramas devem ser fornecidos em papel e meio magnético, num padrão de
importação e exportação a ser previamente acordado entre os Agentes e o ONS;
•
Relação, compatível com os requisitos de supervisão e controle aqui apresentados, dos pontos
de medição, telessinalização, controle, e SOE que trafegarão na interconexão (ou interconexões)
como o(s) sistema(s) de supervisão e controle do ONS, num formato compatível com o protocolo
adotado para a interconexão e organizado por SSCL/UTR e concentradores de dados, se
utilizados;
•
No caso de interligações de dados diretas com UTRs, e se aplicável, parâmetros que permitam a
conversão para valores de engenharia dos dados recebidos / enviados pelo Centro;
•
Sempre que aplicáveis, limites de escala, superior e inferior, para todos os pontos analógicos
supervisionados.
1.5.5
REQUISITOS DE DISPONIBILIDADE E AVALIAÇÃO DE QUALIDADE
1.5.5.1
Geral
Os recursos de supervisão e controle providos pela TRANSMISSORA aos Centros de Operação
citados neste edital, para atender aos requisitos também apresentados neste edital, deverão ter sua
disponibilidade e qualidade medida por tais Centros de acordo com os conceitos e critérios a seguir
estabelecidos.
A avaliação destes recursos será feita por ponto de medição ou de controle, ou seja, por unidade
terminal remota, sistema de supervisão e controle local, concentrador de dados e TRANSMISSORA,
conforme apropriado e com base na disponibilidade / qualidade dos recursos de supervisão e controle
providos pelos mesmos, segundo visão dos centros de operação citados neste edital. Assim, serão
avaliados conjuntamente os equipamentos de captação de dados ou de aplicação de comandos nas
instalações e também todos os sistemas que se interponham entre tais equipamentos e o sistema
computacional do referido centro, incluindo os equipamentos de interfaceamento com os sistemas de
comunicação.
Esta avaliação será feita por meio de índices agregados por unidade terminal remota, concentrador
de dados e para a TRANSMISSORA de forma ponderada pelo número recursos implantados e
liberados para a operação em relação ao número total que deveriam ser disponibilizados se aplicados
os critérios apresentados no subitem 1.5.2.5 – “Elenco de informações a serem supervisionadas”,
deste Edital.
VOL. IV - Fl. 515 de 544
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ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
Não serão computados nos índices os tempos de indisponibilidade causados por indisponibilidade no
centro de operação do ONS (COSR-NCO).
1.5.5.2
Conceito de indisponibilidade de recursos de supervisão e controle
Uma informação de quaisquer dos tipos especificados no subitem 1.5.2.5 – Elenco de informações a
serem supervisionadas, deste anexo, é dita indisponível sempre que:
•
O recurso não estiver instalado ou não estiver liberado para a operação;
•
Uma unidade terminal remota ou um sistema de supervisão e controle local estiver fora de
serviço ou sem comunicação;
•
O concentrador de dados, quando utilizado, estiver fora de serviço ou sem comunicação.
Todos os pontos subordinados a um sistema de supervisão e controle de uma instalação serão
declarados indisponíveis sempre que ocorrer ausência de resposta de tal sistema às solicitações
do(s) centro(s) ou de um concentrador de dados, se utilizado. Adicionalmente, no caso de
utilização de concentradores de dados, todos os pontos subordinados ao concentrador serão
declarados indisponíveis quando o mesmo deixar de responder às solicitações de qualquer um
dos centros de operação citados neste edital.
1.5.5.3
Conceito de qualidade dos recursos de supervisão e controle
Uma informação de qualquer dos tipos especificados no subitem 1.5.2.5 – “Elenco de informações a
serem supervisionadas”, deste anexo, é dita violando os critérios de qualidade quando:
•
O indicador de qualidade sinalizar informação sob entrada manual pelo operador da
TRANSMISSORA (se houver);
•
O indicador de qualidade sinalizar informação fora de varredura;
•
No caso de informações analógicas, violar um dos seus respectivos limites de escala;
•
Uma informação estiver comprovadamente inconsistente.
1.5.5.4
Indicadores
(a)
(b)
Os indicadores abaixo apresentados serão usados para apurar os seguintes índices:
• Disponibilidade geral dos recursos providos pela TRANSMISSORA;
•
Disponibilidade de cada concentrador de dado utilizado, se aplicável;
•
Disponibilidade de cada unidade terminal remota ou sistema de supervisão e controle
local;
•
Qualidade geral dos recursos providos pela TRANSMISSORA;
•
Qualidade de cada concentrador de dado utilizado, se aplicável;
•
Qualidade de cada unidade terminal remota ou sistema de supervisão e controle local;
Disponibilidade dos recursos de supervisão e controle agregado para a TRANSMISSORA e
por unidade terminal remota e concentrador de dados [DRSij].
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•
Caracterização:
•
Abreviatura: DRSij
•
Objetivo: Avaliar, percentualmente, para a TRANSMISSORA e para uma determinada
unidade terminal remota e concentrador de dados “i”, a disponibilidade agregada dos
recursos de supervisão e controle fornecidos para a operação de determinado centro de
operação “j”, no período de observação;
•
Periodicidade de avaliação: Mensal;
•
Unidade dimensional: Percentual;
•
Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle;
•
Agregação: Dos últimos 12 meses, para a TRANSMISSORA, por unidade terminal
remota e concentrador de dados, apurados por centro de operação;
•
Critério de disponibilidade: Os valores mínimos aceitáveis são:
•
Para unidades terminais remotas ou sistemas de supervisão e controle local: 98,5 % em
base anual;
•
Para concentradores de dados e TRANSMISSORA: 99% em base anual;
•
Dados necessários: Conforme equação;
Equação:
DRS ij =
∑T
zij
× 100
z
T × NPRS ij
Onde:
T: Tempo total em minutos do período de apuração;
Tzij: Soma dos períodos em que o recurso “z” da TRANSMISSORA ou da unidade
terminal remota ou do concentrador de dados “i” ficou disponível durante o tempo
total “T” para um determinado centro “j”;
Nota:
Tzij = (T – Tlzij)
Onde:
(c)
Tlzij: Soma dos períodos em que o ponto “z” da TRANSMISSORA ou da unidade
terminal remota ou do concentrador de dados “i” ficou indisponível durante o tempo
total, visto pelo centro “j”
NPRS ij: Número total de recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA
ou da unidade terminal remota ou do concentrador de dados “i”, vistos pelo centro
“j”.
Qualidade dos recursos de supervisão e controle agregado para a TRANSMISSORA e por
unidade terminal remota e concentrador de dados [QRSij]
• Caracterização:
•
Abreviatura: QRSij
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•
Objetivo: Avaliar, percentualmente, para a TRANSMISSORA e para uma determinada
unidade terminal remota, ou concentrador de dados “i”, a média dos tempos em os
recursos de supervisão e controle fornecidos pelos mesmos para a operação de
determinado Centro do ONS “j” não violaram o conceito de qualidade, no período de
observação;
•
Periodicidade de avaliação: Me nsal;
•
Unidade dimensional: Percentual;
•
Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle;
•
Agregação: Dos últimos 12 meses, para a TRANSMISSORA, por unidade terminal
remota e concentrador de dados, apurados por centro de operação;
•
Critério de qualidade: Os valores mínimos aceitáveis são:
•
Para unidades terminais remotas ou sistemas de supervisão e controle local: 98,5%
•
Para concentradores de dados e Agentes: 99%
•
Dados necessários: Conforme equação;
Equação:
QRS ij =
∑ Tq
zij
×100
z
Tq × NPRSq IJ
Onde:
Tq: Tempo total em minutos do período de apuração;
Tqzij: Soma dos períodos em que o recurso “z” da TRANSMISSORA ou da
unidade terminal remota ou do concentrador de dados “i” atendeu ao conceito de
qualidade durante o tempo total “Tq”, quando visto pelo centro “j”;
Nota: Tqzij = (Tq – Tnqzij)
Onde:
Tnqzij: Soma dos períodos em que o ponto “z” da TRANSMISSORA ou da unidade
terminal remota ou do concentrador de dados “i” não atendeu ao conceito de
qualidade durante o tempo total, quando visto pelo centro “j”;
NPRSqij: Número total de recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA
ou da unidade terminal remota ou do concentrador de dados “i”, vistos pelo centro
“j” e passíveis de avaliação de qualidade.
1.5.5.5
Relatórios de análise e de avaliação da disponibilidade dos recursos de supervisão e controle
Os centros de operação que receberão as informações da TRANSMISSORA avaliarão a
disponibilidade e qualidade dos recursos de supervisão e controle, emitindo relatórios de não
conformidade nas seguintes situações:
•
A cada apuração mensal, qualq uer um dos indicadores especificados for inferior, no mês, ao
correspondente critério definido neste edital;
VOL. IV - Fl. 518 de 544
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•
Ocorra perda de mais 30 por cento dos recursos de supervisão e controle providos pela
TRANSMISSORA por um período maior ou igual a 1 hora;
•
Durante uma perturbação de vulto na Rede Básica, um ou mais sistemas de supervisão e
controle local da TRANSMISSORA saírem de serviço ou se perder a comunicação com algum
concentrador de dados da TRANSMISSORA, caso utilizado.
Pelo acima exposto, existirão dois tipos de relatórios:
•
Relatório de Avaliação de Disponibilidade e Qualidade: Emitido sempre que algum critério de
disponibilidade e / ou qualidade for violado.
•
Relatório de Ocorrência: Emitido nos demais casos.
1.5.5.6
Publicação dos relatórios de disponibilidade, qualidade e acionamento da TRANSMISSORA
Os relatórios finais devem ser emitidos com base nos relatórios elaborados pelos Agentes
proprietários dos centros de operação e após equalização com a TRANSMISSORA e incluindo, se for
o caso, recomendações para a correção de eventual anomalia.
Nos casos em que houver violação dos critérios especificados neste edital, o Agente proprietário do
centro de operação enviará os relatórios à ANEEL para a tomada das providências cabíveis, definidas
em função da legislação vigente e dos contratos firmados com a TRANSMISSORA.
1.5.6
REQUISITOS PARA TESTE DE CONECTIVIDADE DA(S) INTERCONEXÃO(ÕES)
Devem ser previstos testes de conectividade entre o sistema de supervisão e controle local
(SSCL)/unidade terminal remota (UTR) e o sistema de supervisão e controle dos Centros de
Operação do ONS e dos Agentes proprietários das subestações existentes, de forma a garantir a
coerência das bases de dados destes sistemas e o perfeito funcionamento dos protocolos utilizados.
Os testes devem ser programados de comum acordo entre a TRANSMISSORA e o correspondente
agente proprietário do centro de operação, observando-se:
•
Devem estar concluídos pelo menos 10 dias úteis antes da operacionalização das novas
instalações contempladas neste edital;
•
Sempre que as alterações modificarem o conjunto de informações armazenadas na base de
dados de qualquer um dos Centros citados neste edital, estes testes devem ser programados de
comum acordo entre a TRANSMISSORA e o Agente proprietário do Centro em questão, devendo
estar concluídos pelo menos 2 dias úteis antes da operacionalização da alteração;
•
Em complemento, os testes devem ser ponto a ponto, conforme programação a ser previamente
acordada com o agente proprietário de cada centro de operação.
VOL. IV - Fl. 519 de 544
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1.6
REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL
1.6.1
ASPECTOS GERAIS
O Sistema de Registro de Perturbações compõem dos seguintes subsistemas:
•
Registradores Digitais de Perturbações (RDP) localizados nas subestações;
•
Quando necessários, Concentrador de Dados Local e rede de comunicação para coleta e
armazenamento dos dados dos diversos registradores instalados na subestação;
•
Concentrador de Dados Central para a coleta e armazenamento dos dados oriundos das
diversas subestações;
•
Recursos de comunicação interligando o Concentrador de Dados Central aos Concentradores
de Dados Locais das diversas subestações ou diretamente aos RDP, quando não for
necessária a utilização de concentrador de dados local na subestação.
Os registros armazenados no concentrador de dados central deverão ser disponibilizados para
acesso ao ONS por meio de servidor computacional conectado à INTERNET, utilizando o protocolo
de transferência de arquivos FTP (RFC-959,“File Transfer Protocol”).
Os registros deverão ser disponibilizados ao ONS convertidos para o formato de dados descrito na
NORMA ANSI / IEEE C37.111 “IEEE Standard Common Format for Transient Data Exchange
(CONTRADE) for Power Systems”.
O subsistema de registro digital de perturbações nas subestações deve se constituir de um ou mais
registradores digitais de perturbações (RDP), independentes das demais funções de proteção,
controle ou supervisão, contemplando as seguintes funções:
•
Aquisição e armazenamento de correntes e tensões (canais analógicos);
•
Aquisição e armazenamento de sinais digitais (canais digitais);
•
Localização de faltas em linha de transmissão;
•
Comunicação para a transferência dos dados do RDP para o concentrador local ou
independente, para acesso remoto desde o concentrador de dados central.
As funções acima devem permitir, quando da ocorrência de uma falta no sistema elétrico, a análise
do comportamento, no tempo, das grandezas elétricas, do desempenho da proteção, além da
indicação da distância em que a falta ocorreu.
Devem ser expandidos os sistemas de oscilografia existentes para os vãos acrescidos, ou a
instalação de novos RDP, que deverão ser integrados aos sistemas de oscilografia existentes.
A TRANSMISSORA deve realizar a integração funcional de todos os equipamentos e softwares, e
disponibilizar os softwares de comunicação, de configuração e ajuste e de conversação para o
padrão COMTRADE (IEEE C37.111-1999). A integração funcional deve incluir os dispositivos de
sincronização de tempo via GPS.
1.6.2
DESCRIÇÃO FUNCIONAL
Para realizar as funções de registro de perturbações, as grandezas elétricas (tensão e corrente) e os
sinais digitais devem ser amostrados em intervalos de tempo regulares, atendendo aos requisitos de
VOL. IV - Fl. 520 de 544
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resposta de freqüência conforme especificados, convertidos para a forma digital e armazenados em
memória.
Em situação normal, o RDP deve permanecer monitorando continuamente as grandezas analógicas e
digitais. As amostras mais antigas devem ser sucessivamente recobertas por amostras mais recentes
(buffer circular) mantendo sempre um quadro completo dos dados abrangendo um intervalo de tempo
igual ao tempo de pré-falta ajustado.
Havendo o disparo do RDP os dados básicos relativos à perturbação são automaticamente
arquivados em memória do próprio registrador. Durante a fase de armazenamento dos dados de falta
os registradores devem continuar supervisionando as grandezas analógicas e digitais, de forma a não
perder nenhum evento mesmo que este tempo seja muito pequeno.
Este processo deve continuar até que a situação se normalize, quando então as amostragens
efetuadas devem passar a serem consideradas como dados de pós-falta, até que se esgote o tempo
de pós-falta ajustado. O esgotamento do tempo de pós-falta configura o término da coleta de dados
relativa àquela ocorrência.
Os dados referentes a uma perturbação devem estar armazenados em memória própria, devendo ser
possível, quando solicitado, a sua transmissão para análise remota, por meio do elo de comunicação,
manual ou automaticamente.
Os cálculos necessários para a localização de faltas podem ser executados local ou remotamente.
Os dados de perturbações existentes na memória do RDP devem ser transferidos automaticamente
para memória não volátil, devendo o programa de comunicação prever o gerenciamento, acesso e o
descarte destes dados.
Devem ser disponibilizados os softwares para fazer a transferência, a compactação/ descompactação
dos dados, a conversão para formato padrão COMTRADE (IEEE C37.111-1999) e a interface de
comunicação remota, bem como o software para ajustes e calibração do RDP.
O RDP deve conter rotinas de automonitoramento e autodiagnóstico contínuo.
A sincronização do tempo interno do RDP deve ser efetuada por dispositivo de sincronização via sinal
de satélite (GPS).
1.6.3
DISPARO DO REGISTRADOR DIGITAL DE PERTURBAÇÕES
O RDP deve ser disparado para a memorização na ocorrência de qualquer uma das condições
listadas a seguir ou por qualquer combinação delas, devendo ser livremente configurável
(programável) pelo usuário:
•
Disparo por variação do estado da proteção;
•
Disparo por violação de limites operacionais;
•
Disparo por lógica digital;
•
Disparo manual, local ou remotamente.
O disparo do RDP deve ser feito por meio de sensores próprios, ou por software, ou por contatos
externos, ou pela combinação desses. O modo de disparo deve ser configurável, local e
remotamente.
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1.6.4
SINCRONIZAÇÃO DE TEMPO
Cada RDP deve possuir um relógio e calendário interno para prover o dia, mês, ano, hora,
minuto, segundo e milissegundo de cada operação de registro.
O RDP deve permitir a sincronização da base de tempo interna por meio de relógio externo, de
forma a manter a exatidão em relação ao tempo do Sistema Global de Posicionamento por
Satélites (GPS) com erro máximo inferior a 1 ms.
1.6.5
REQUISITOS DE COMPATIBILIDADE ELETROMAGNÉTICA
A TRANSMISSORA deve executar as medidas necessárias para proteger as entradas e saídas
do RDP de emissões eletromagnéticas.
O RDP deverá atender as normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de
severidade adequados para instalações de EAT.
1.6.6
CARACTERÍSTICAS DOS SINAIS DE ENTRADA E SAÍDA
As entradas digitais devem possuir erro máximo de tempo entre a atuação de qualquer sinal de
entrada e o seu registro, inferior a 2ms.
As entradas analógicas devem possuir as seguintes características:
•
Configuráveis para corrente e tensão;
•
Possuir tempo de atraso, entre quaisquer canais, menor do que 1 grau elétrico, referido à
freqüência de 60 Hz;
As entradas de tensão devem possuir as seguintes características:
Tabela 1.6 – Características das entradas de tensão.
CARACTERÍSTICAS
GRANDEZAS
Tensão nominal (Vn)
Faixa de medição
Sobretensão permanente
Faixa de resposta de freqüência com assimetria total + 1dB
Erro de ângulo de fase
Exatidão da amplitude do registro
Consumo da entrada
Resolução do dado menor ou igual a
115 e 115/ 3 V
0 a 2,0 Vn
2,0 Vn
1 a 1000 Hz
≤ 1,0 milisegundos
≤ 2,0%
≤ 2,0 VA
1% a 60 Hz
Obs.: A exatidão e os erros de ângulo de fase acima mencionados referem-se à relação entre o
sinal de entrada e ou seu registro em papel ou terminal de vídeo.
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As entradas de corrente devem possuir as seguintes características:
Tabela 1.7 – Características das entradas de corrente .
CARACTERÍSTICAS
Corrente nominal (In)
Faixa de medição
Detecção de corrente contínua até a saturação:
Com 1 In
Com 20 In
Sobrecorrente:
Permanente
1 segundo
Erro de ângulo de fase de registro
Exatidão amplitude:
De 0 a 1 In
Faixa de resposta de freqüência com assimetria total + 1dB
Consumo individual
GRANDEZAS
1 ou 5 A rms
0 a 20 In
1,5 s
50 milisegundos
2 In
20 In
≤ 1,0 milisegundos
≤ 1%
1 a 1000 Hz
≤ 2,0 VA
Obs.: A exatidão e os erros de ângulo de fase acima mencionados referem-se à relação entre o
sinal de entrada e ou seu registro em papel ou terminal de vídeo.
As saídas digitais devem ser do tipo contato livre de tensão para sinalizar os seguintes eventos:
1.6.7
•
defeito no sistema;
•
registrador disparado;
•
falha na comunicação remota;
•
75% de sua capacidade de armazenar esgotada;
•
indicação de estado de operação normal.
CAPACIDADE DE REGISTRO DE OCORRÊNCIAS
O RDP deve ter memória suficiente para armazenar dados referentes a, no mínimo, 30 (trinta)
perturbações, com duração de 5 segundos cada perturbação, para o caso de várias faltas
consecutivas dispararem o registrador.
O RDP deve ser capaz de registrar para cada falta ou perturbação no mínimo 160 ms de dados
de pré -falta e o tempo de pós falta deve ser ajustável entre 100 e 5000 ms.
O registro de uma falta ou perturbação só deve ser interrompido na condição em que os
sensores de partida estiverem desoperados e depois de transcorrido o tempo de pós-falta
ajustado.
Se antes de encerrar o tempo de registro de uma perturbação ocorrer uma nova, o registrador
deve iniciar um novo período de registro, não se levando em conta o tempo já transcorrido da
anterior.
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1.6.8
REQUISITOS DE COMUNICAÇÃO
O RDP deve possuir porta de comunicação serial padrão RS-232C para as funções de
comunicação local e remota.
Nos locais com mais de um RDP, os mesmos deverão estar interligados por meio de rede
exclusiva. Um microconcentrador conectado a esta rede realizará a função de comunicação com
o nível hierárquico superior. Nos locais onde existe rede de oscilografia, os novos equipamentos
deverão ser integrados à mesma.
A transferência remota dos dados poderá ocorrer por solicitação ou automaticamente, sendo
que, durante a transferência devem ser previstos meios para a verificação da integridade dos
mesmos. O descarte dos dados armazenados na memória interna só deverá ocorrer por
solicitação.
O protocolo de comunicação deve ser aberto ao usuário e formalmente descrito de modo que,
caso necessário, se possa conectar o RDP a outros sistemas digitais já existentes ou a serem
desenvolvidos. Preferencialmente deve estar de acordo com o padrão da ISO.
1.6.9
REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO
1.6.9.1
Terminais de linha de transmissão inferior a 345 kV
Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas:
•
Correntes das três fases e corrente residual da linha de transmissão;
•
Tensões das três fases e tensão residual da linha de transmissão.
Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas digitais:
•
Desligamento pela proteção unitária de fases;
•
Desligamento pela proteção retaguarda de fases;
•
Desligamento pela proteção unitária de terra;
•
Desligamento pela proteção retaguarda de terra;
•
Desligamento pela proteção unitária de sobretensão;
•
Desligamento pela proteção retaguarda de sobretensão;
•
Recepção de sinais de teleproteção;
•
Transmissão de sinais de teleproteção;
•
Atuação de bloqueio por oscilação de potência;
•
Atuação de religamento automático;
•
Atuação do esquema de falha de disjuntor;
•
Desligamento pela proteção de barras, quando houver.
1.6.9.2
Barramentos
Deverão ser registradas, em cada seção de barramento, as seguintes grandezas digitais:
•
Desligamento pela proteção – fase A;
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•
Desligamento pela proteção – fase B;
•
Desligamento pela proteção – fase C.
1.6.9.3
Transformadores/autotransformadores com tensão nominal inferior a 345 kV
Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas:
•
Correntes das três fases do lado de AT;
•
Correntes de três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de transformadores
de três enrolamentos e transformadores ou autotransformadores de interligação;
•
Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento.
Deverão ser supervisionadas as seguintes grandezas digitais:
•
Desligamento pela proteção unitária;
•
Desligamento pela proteção de retaguarda;
•
Desligamento pelas proteções de neutro, para cada ponto de aterramento;
•
Desligamento pelas proteções intrínsecas
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1.7
REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES
1.7.1
REQUISITOS GERAIS
O sistema de telecomunicações das linhas de transmissão em 230 kV São Luís II – São Luís III,
circuito simples, deve atender aos sistemas de comunicação de voz operativa e administrativa,
teleproteção, supervisão e controle elétrico, supervisão de telecomunicações, controle de
emergência, medição, faturamento e manutenção da linha de transmissão de energia elétrica,
entre as subestações de energia elétrica envolvidas e destas aos centros de operação do
sistema elétrico envolvidos.
Os meios de comunicação para voz e dados devem atender aos seguintes requisitos:
•
Serviço Classe A: igual ou superior a 99,98%, apurada mensalmente e tendo como valor de
referência o somatório dos últimos 12 meses;
•
Serviço Classe B: igual ou superior a 99,00%, apurada mensalmente e tendo como valor de
referência o somatório dos últimos 12 meses;
•
Circuitos de voz analógicos:
•
•
-
Nível de sinal: ± 3 dB de variação em relação ao nível nominal
-
Nível de ruído admissível: ≤ - 40 dBm0
Circuitos de dados analógicos:
-
Nível de sinal: ± 3 dB de variação em relação ao nível nominal
-
Nível de ruído admissível: ≤ - 40 dBm0
-
Taxa de erro: ≤ 50 bits / milhão, sem código de correção de erros, com seqüência pseudoaleatória em teste com duração de 15 minutos.
Circuitos de voz ou de dados digitais:
Taxa de erro 0 (zero), em pelo menos uma dentre três medidas realizadas, com duração de
15 minutos cada uma e utilizando uma seqüência pseudo-aleatória.
Para o sistema de teleproteção também devem ser seguidos os requisitos das normas IEC 834-1,
IEC 870-5 e IEC 870-6 onde aplicável.
-
•
O sistema de energia para todos os equipamentos de telecomunicações fornecidos deverá ter as
seguintes características:
•
Unidade de supervisão e, no mínimo, duas unidades de retificação;
•
Dois bancos de baterias com autonomia total de no mínimo 12 horas, dimensionados para a
carga total de todos os equipamentos de telecomunicações instalados;
•
No caso de utilização de baterias do tipo chumbo-ácido, os bancos de baterias deverão estar
acondicionados em ambiente especial, isolado das demais instalações e com sistema de
exaustão de gases;
VOL. IV - Fl. 526 de 544
EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
•
As unidades de retificação deverão ter a capacidade de alimentar, simultaneamente, o banco de
baterias em carga e todos os equipamentos de telecomunicações, com margem de mais 30%
no dimensionamento.
Os equipamentos de telecomunicações devem ser supervisionados local e remotamente,
devendo alarmar nas instalações anomalias dos principais equipamentos de telecomunicações,
incluindo os equipamentos de suprimento de energia.
Os equipamentos digitais devem possuir telessupervisão, e permitir remotamente
gerenciamento, autodiagnóstico e configuração.
A TRANSMISSORA será responsável pela total operacionalização dos enlaces de comunicação
devendo ser prevista toda a infra-estrutura necessária para implantação do sistema de
telecomunicações, tais como: edificações, alimentação de corrente contínua de 48 Vcc para
suprimento dos equipamentos de telecomunicações com autonomia de no mínimo 12 horas na
falta de CA, aterramento, bem como qualquer outra infra-estrutura que se identificar necessária
para a plena funcionabilidad e do sistema de telecomunicações.
A TRANSMISSORA será responsável pela manutenção dos índices de qualidade e de
disponibilidade dos canais de dados e voz que se interligam com o ONS e ELETRONORTE.
Em caso de indisponibilidade programada de quaisquer canais de dados ou de voz de interesse
do ONS e ELETRONORTE, a TRANSMISSORA deve manter entendimentos com o Centro de
Operação destes agentes, para obter a aprovação do serviço solicitado em data e horário
convenientes.
A TRANSMISSORA deverá indicar um contato técnico para tratar dos assuntos relacionados a
telecomunicações com o ONS e ELETRONORTE.
1.7.2
REQUISITOS PARA A TELEPROTEÇÃO
Os equipamentos de telecomunicações para as funções de teleproteção devem ser dedicados e
adequados para uso em instalações de transmissão de sistemas elétricos de potência.
Os equipamentos de teleproteção devem ter chaves de testes, a fim de que seja possível realizar
intervenção nesses equipamentos sem ser necessário desligar a linha de transmissão.
É admissível a utilização de comunicação direta relé a relé por meio de fibra óptica, para a
implementação dos esquemas de teleproteção utilizando unidades de distância, desde que
mantida a independência dos meios de comunicação da proteção principal e da alternada.
A teleproteção deve manter a confiabilidade e a segurança de operação em condições adversas
de relação sinal/ruído, sobretudo na ruptura de condutores da linha de transmissão sob falta.
1.7.2.1
Teleproteção para linhas de transmissão com tensão nominal igual ou superior a 345 kV
Nos esquemas de teleproteção devem ser utilizados equipamentos de telecomunicação
independentes e redundantes para a proteção principal e alternada, preferencialmente com a
utilização de meios físicos de transmissão independentes, de tal forma que a indisponibilidade de
uma via de telecomunicação não comprometa a disponibilidade da outra via.
Cada equipamento de comunicação deve ter o número de canais necessários para o correto
desempenho do esquema de teleproteção utilizado.
VOL. IV - Fl. 527 de 544
EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
Os esquemas de transferência de disparo direto, em cada proteção, devem utilizar dois canais
de comunicação. As saídas dos receptores de transferência de disparo devem ser ligadas em
série, de tal forma que ambos os receptores devem receber o sinal antes de executar o comando
de disparo. Deve ser prevista lógica para permitir disparo, mesmo no caso da perda de um dos
canais de comunicação.
Os canais de transferência de disparo devem permanecer permanentemente acionados quando
da atuação de relés de bloqueio (quando da ocorrência de falha na abertura de disjuntores,
atuação de proteções de reatores, proteções de sobretensão, etc.) e temporariamente acionados
quando atuados pelas proteções de linha de transmissão. O esquema de recepção deve ter
meios para diferenciar os sinais de transferência de disparo direto para os quais o religamento
automático deve ser permitido, daqueles para os quais o religamento não deve ser permitido.
Nos esquemas de teleproteção, baseados em lógicas permissivas de sobrealcance, os
comandos de cada proteção deverão ser acionados pelas unidades de medida de sobrealcance
da proteção da linha. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas de comparação
direcional por sinal de bloqueio, estes comandos serão acionados por unidades de medida
reversas das proteções da linha. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas
permissivas por subalcance, estes comandos serão acionados pelas unidades de medida de
subalcance das proteções da linha.
Os canais de telecomunicação devem ser específicos para proteção, não compartilhados com
outras aplicações. O tempo decorrido entre o envio do sinal em um terminal e seu recebimento
no terminal oposto deve ser menor que 15ms, aí incluídos os tempos de operação dos relés
auxiliares.
Deve ser previsto o registro de transmissão e recepção de sinais associados à atuação da
teleproteção no sistema de registro de seqüência de eventos da instalação, visando a facilitar a
análise de ocorrências pós-distúrbios.
1.7.2.2
Teleproteção para Linhas de transmissão com tensão nominal inferior a 345 kV
O equipamento de comunicação deve ter o número de canais necessários para o correto
desempenho do esquema de teleproteção utilizado, atendendo aos demais requisitos definidos
no subitem 1.7.2.1 acima.
1.7.3
REQUISITOS PARA CANAIS DE VOZ
1.7.3.1
A TRANSMISSORA deve prover canalização para telefonia full duplex, com sinalização sonora e
visual, conforme definido a seguir, para comunicação operativa do sistema elétrico entre:
(a) As subestações envolvidas: São Luís II e São Luís III – serviço no mínimo Classe B.
(b) Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado,
deverão ser previstos canais entre tal centro e:
•
Subestações São Luís II e São Luís III – serviço de telefonia direta no mínimo Classe B;
•
Centros de Operação Local da ELETRONORTE– serviço de telefonia direta Classe A;
•
Centro Regional de Operação Norte – Centro Oeste – COSR-NCO, do ONS – serviço de
telefonia direta Classe A.
VOL. IV - Fl. 528 de 544
EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
(c) Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado,
para atendimento às subestações São Luís II e São Luís III deve-se prever um serviço de
telefonia direta Classe A:
•
Entre estas Subestações e os Centros de Operação Local da ELETRONORTE;
•
Entre estas Subestações e o Centro Regional de Operação Norte Centro Oeste – COSRNCO, do ONS.
1.7.3.2
Adicionalmente, deverá ser fornecido um sistema de comunicação móvel para cobertura de toda
a extensão das linhas de transmissão e das subestações envolvidas, para apoio às equipes de
manutenção elétrica e de telecomunicações.
1.7.4
REQUISITOS PARA TRANSMISSÃO DE DADOS
Os enlaces de dados abaixo especificados devem ser dimensionados (quantidade de canais,
velocidade, uso de rotas alternativas, etc.) de forma a suportar o carregamento imposto pela
transferência das informações especificadas e apresentar a disponibilidade e qualidade
conforme descrito neste edital.
1.7.4.1
Enlaces para supervisão e controle
Para a supervisão e controle pelo ONS e ELETRONORTE, deverão ser fornecidos os seguintes
enlaces de dados, atendendo ao serviço Classe A:
(a) Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado,
devem ser previstos enlaces entre tal centro e:
•
Subestações São Luís II e São Luís III;
•
Computadores de comunicação do Centro de Operação Local da ELETRONORTE;
•
Computadores do Centro Regional de Operação Norte Centro Oeste – COSR-NCO, do
ONS.
(b) Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local:
•
Enlace com o computador de comunicação do Centro de Operação Local da
ELETRONORTE;
- Subestações São Luís II e São Luís III.
•
Enlace com o computador de comunicação do Centro Regional de Operação Norte –
Centro Oeste – COSR-NCO, do ONS:
- Subestações São Luís II e São Luís III;
•
1.7.4.2
Estes enlaces deverão ser independentes de qualquer outro enlace de dados.
Outros enlaces de dados
Para a aquisição de dados de registro de perturbação devem ser previstos dois ramais
telefônicos DDR (discagem direta ao ramal).
Soluções alternativas que permitam o acesso via rede de dados poderão ser admitidas, uma vez
assegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos aos enlaces acima
especificados.
VOL. IV - Fl. 529 de 544
EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
1.8
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 freqüência fundamental;
•
Estudos de fluxo de potência nos barramentos das subestações;
•
Estudos de transitórios de religamento, rejeição de carga e energização;
•
Estudos de tensão transitória de restabelecimento;
• Estudo de coordenação de isolamento das subestações.
Esses estudos devem demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critério s da EPE,
nos relatórios de estudos indicados no subitem 2.1.1, e aos critérios e requisitos estabelecidos nesse
item.
A TRANSMISSORA deve certificar-se de que os parâmetros das linhas a serem avaliadas 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 também o ano de entrada em operação do
empreendimento, utilizando a base de dados disponibilizada pelo ONS e pela EPE em suas páginas na
Internet, www.ons.org.br e www.epe.gov.br, respectivamente.
Todos 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.
1.8.1
TENSÃO OPERATIVA
A tensão eficaz entre fases de todas as barras do sistema interligado, em todas as situações de
intercâmbio e cenários avaliados, deve situar-se na faixa de valores listados na Tabela 1.8, 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 1.8 – Tensão eficaz entre fases admissível (kV).
Nominal
230
Condição operativa de emergência
Condição
operativa normal
Barras com carga Demais barras
218 a 242
218 a 242
207 a 242
VOL. IV - Fl. 530 de 544
EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
1.8.2
CRITÉRIOS PARA AS CON DIÇÕES DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO
1.8.2.1
Sobretensão admissível
A máxima tensão em regimes permanente e dinâmico na extremidade das linhas de transmissão
após manobra (energização, religamento tripolar e rejeição de carga) deve ser compatível com a
suportabilidade dos equipamentos das subestações terminais, dos isolamentos das linhas e das
torres de transmissão.
A tensão dinâmica (tensão eficaz entre fases no instante imediatamente posterior à manobra dos
disjuntores) e a tensão sustentada (tensão eficaz entre fases nos instantes subseqüentes)
devem situar-se na faixa de valores constantes da 1.9 abaixo.
Tabela 1.9 – Tensão eficaz entre fases admissível na extremidade das linhas de transmissão após manobra (kV).
Tensão nominal
230
Tensão dinâmica
218 a 322
Tensão sustentada
218 a 253
A TRANSMISSORA deve levar em conta, no dimensionamento dos equipamentos que se situam
na extremidade das linhas de transmissão que os mesmos possam ficar em vazio e sujeitos ao
valor da tensão sustentada estabelecido na Tabela 1.9 por até uma hora.
1.8.2.2
Energização das linhas de transmissão
A energização das linhas de transmissão deve ser viável em todos os cenários avaliados,
atendido o critério de tensão em condições operativas normais definido na Tabela 1.8.
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,
respeitando-se o tempo de eliminação de falta de 150 ms.
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 pára-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.
1.8.2.3
Religamento tripolar das linhas de transmissão
Deve ser prevista a possibilidade de religamento tripolar, pelos dois 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 150 ms.
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
VOL. IV - Fl. 531 de 544
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ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
e fase-fase admissíveis ao longo da LT.
Os pára-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.
1.8.2.4
Religamento monopolar
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 1.8.2.4 ?(a);
•
Somente nos casos em que for demonstrada, por meio da apresentação de resultados de
estudos, a inviabilidade técnica de atender tal requisito, a TRANSMISSORA poderá optar pela
utilização do critério definido no item 1.8.2.4 ?(b), para tempos de extinção superiores a 500 ms;
•
Quando só for possível a solução técnica para tempos mortos acima de 500 ms, devem ser
avaliadas, pela TRANSMISSORA, as implicações de natureza dinâmica para a Rede Básica,
advindas da necessidade de operar com tempos mortos mais elevados.
•
A TRANSMISSORA deve evitar soluções que possam colocar em risco a segurança do sistema
elétrico, tais como a utilização de chaves de aterramento rápido em terminais de linha adjacentes
a unidades geradoras, onde a ocorrência de curtos-circuitos devidos ao mau funcionamento de
equipamentos e sistemas de proteção e controle possa causar severos impactos à rede;
•
Todos os equipamentos associados, tais como disjuntores, bem como a proteção, o controle e o
nível de isolamento dos equipamentos, incluído o neutro de reatores em derivação, o espaço
físico e demais facilidades necessárias ao religamento monopolar devem ser providos, de forma
a permitir a sua implementação.
(a) Critério com Tempo Morto de 500 ms
A Figura 1.8 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 1.8.
VOL. IV - Fl. 532 de 544
EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
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 1.8 – 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 1.8, poderá a TRANSMISSORA optar pela utilização do critério
definido no item 1.8.2.4(b).
(b) Critério com Tempo Morto superior a 500 ms
Para avaliação do sucesso do religamento monopolar com tempo morto superior a 500 ms, deve
ser considerada a curva de referência da Figura 1.9, 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
VOL. IV - Fl. 533 de 544
EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
ser considerados. Em qualquer caso, os tempos mortos a serem considerados nos ajustes
para definição do tempo para religamento do disjuntor devem ser aqueles definidos pela
curva da Figura 1.9 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 1.9.
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 1.9 – 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 seqüência de eventos, com o tempo de eliminação de
falta de 150 ms.
VOL. IV - Fl. 534 de 544
EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
As simulações devem identificar as solicitações de dissipação de energia nos pára-raios de linha
e nos pára-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.
1.8.2.5
Rejeição de carga
Devem ser atendidas sem violação dos critérios de desempenho as situações de rejeição de
carga avaliadas para a configuração básica ou alternativa.
Devem ser avaliadas rejeições com e sem aplicação de defeito monofásico ao longo da linha,
respeitando-se os tempos de eliminação de falta de 150 ms.
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 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 casos de circuitos duplos deverá ser considerada a possibilidade de rejeição dupla.
Os pára-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia advinda da
rejeição de carga.
Devem também ser avaliadas as rejeições consideradas como operativamente mais severas,
que podem ser inclusive duplas.
1.8.2.6
Estudos de Tensão Transitória de Restabelecimento (TRT)
Esses estudos têm por objetivo quantificar as solicitações as quais estarão sujeitos os diversos
disjuntores integrantes deste empreendimento.
Compreendem as avaliações de abertura de faltas terminais e quilométricas, a abertura em
discordância de fases e a abertura em vazio.
Devem ser aplicados os critérios definidos no item 1.8.4.
Os estudos de abertura em vazio devem, adicionalmente, levar em conta a necessidade de
atendimento ao requisito descrito no item 1.3.2.1 m). Essa situação deve ser simulada na
freqüência fundamental, com aplicação de falta monofásica e máxima tensão operativa prémanobra (1,05 ou 1,10 dependendo do nível de tensão).
1.8.2.7
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.
VOL. IV - Fl. 535 de 544
EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
Os seguintes aspectos devem ser levados em conta nas avaliações:
1.8.3
–
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;
–
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.
CRITÉRIOS PARA MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE
ATERRAMENTO
As manobras de fechamento e abertura de seccionadores e de seccionadores de aterramento
devem considerar as condições mais severas de tensões induzidas de linhas de transmissão
existentes em paralelo, incluindo carregamento máximo e situações de ressonância.
Deverão ser avaliadas, sem considerar a aplicação de medidas operativas, os efeitos de
eventuais induções ressonantes provocadas pela linha de transmissão objeto dessa licitação
sobre outras linhas de transmissão existentes.
1.8.4
CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE DISJUNTORES
•
Deverá ser considerado o maior nível de curto-circuito previsto entre a data de entrada em
operação e o horizonte de planejamento. A TRANSMISSORA deverá levar em conta as
informações disponibilizadas pela EPE e pelo ONS.
•
Abertura de linha em vazio, com tensão da rede do lado fonte do disjuntor na freqüência de
60 Hz e com valor eficaz entre fases de 339 kV.
•
Deverá ser identificado o maior angulo para abertura em discordância de fases a que ficará
sujeito o disjuntor, considerando as condições operativas mais desfavoráveis;
•
Deverá ser avaliada a abertura de defeito trifásico envolvendo ou não a terra, no
barramento ou saída de linha;
•
Deverá ser avaliada a abertura de defeito monofásico, no barramento ou saída de linha;
•
Deverá ser avaliada a abertura de defeito quilométrico;
•
Deverá ser avaliada a situação crítica de X/R no ponto da rede onde os disjuntores estão
instalados.
•
Nas manobras de energização e de religamento de linhas de transmissão bem como na
energização e abertura dos transformadores conectados à rede, deve-se observar os limites
de suportabilidade de sobretensão dos equipamentos associados e a capacidade de
absorção de energia dos pára-raios envolvidos.
Os critérios mencionados neste item devem subsidiar a definição dos requisitos para disjuntores
definidos no item 1.3.2.1 deste anexo técnico.
VOL. IV - Fl. 536 de 544
EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
2
DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO
Os relatórios de Estudos de Engenharia e Planejamento, elaborados pela EPE, e os documentos
elaborados pela ELETRONORTE para a linha de transmissão e para as subestações
interligadas, estão relacionados a seguir.
Estes relatórios e documentos são partes integrantes do ANEXO 6F devendo suas
recomendações serem adotadas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos
para implantação das instalações.
2.1
ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO
2.1.1
RELATÓRIOS
Nº EMPRESA
DOCUMENTO
EPE/GET-N R1-001.2006 – R1 – Estudos de Suprimento à Região Metropolitana de São Luís
revisão 0
- MA – maio de 2006.
ELETRONORTE – RE-EPES R2 – Sistema Norte Nordeste – LT 230 kV S. Luís II – S. Luís III –
– 1.003/07
maio de 2007.
EPE-DEE-RE-171/2006
PAR/PET- Obras Consolidadas Período 2007 a 2009 – janeiro de
ONS 2.1.002/2007
2007
2.2
RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES
EXISTENTES
NºEMPRESA
ELETRONORTE
DOCUMENTO
R4 – Interligação 230 kV São Luís II – São Luís III – C1 –
Caracterização da Rede Existente.
VOL. IV - Fl. 537 de 544
EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
3
3.1
MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO
GERAL
A TRANSMISSORA deve implantar as INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO do LOTE F,
observando a legislação e os requisitos ambientais aplicáveis.
3.2
DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL
Nº EMPRESA
DOCUMENTO
EPE/GET-N R1-001.2006 – R1 – Estudos de Suprimento à Região Metropolitana de São Luís
revisão 0
- MA – maio de 2006.
ELETRONORTE
R3 - Caracterização da Diretriz Básica da LT São Luís II – São
Luís III – 230 kV – abril de 2007.
VOL. IV - Fl. 538 de 544
EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
4
DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS
Conforme previsto no Edital, Volume I - item 4.7, e para fins de verificação da conformidade com
os requisitos técnicos exigidos, a TRANSMISSORA deve apresentar à ANEEL para liberação o
Projeto Básico das instalações, de acordo com o Relatório Diretrizes para Projeto Básico de
Sistemas de Transmissão - DNAEE-ELETROBRAS e a itemização a seguir.
A TRANSMISSORA deve entregar 2 cópias de toda documentação do Projeto Básico em papel
e em meio magnético ou ótico.
4.1
ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA
A TRANSMISSORA deve apresentar os relatórios dos estudos apresentados no item 2.1.
Sempre que solicitado, a TRANSMISSORA deve comprovar mediante estudo que as soluções
adotadas nas especificações e projetos das instalações de transmissão objeto deste anexo são
adequadas.
4.2
PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES
Os documentos de projeto básico da subestação devem incluir:
4.3
•
Relação de normas técnicas oficiais utilizadas.
•
Critérios de projeto para as obras civis, projeto eletromecânico, sistemas de proteção, comando,
supervisão e telecomunicações, instalações de blindagem e aterramento, inclusive premissas
adotadas.
•
Desenho de locação das instalações.
•
Diagrama unifilar.
•
Desenho de arquitetura das construções: plantas, cortes e fachadas.
•
Arranjo geral dos pátios: planta e cortes típicos.
•
Arranjo dos sistemas de blindagem e aterramento.
•
Características técnicas dos equipamentos e dos materiais principais.
•
Descrição dos sistemas previstos para proteção, comando, supervisão e telecomunicações,
inclusive diagramas esquemáticos.
•
Descrição dos sistemas auxiliares, inclusive diagramas esquemáticos e folha de dados técnicos
de equipamentos e materiais principais.
PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO
Os documentos de projeto básico da linha de transmissão devem apresentar:
4.3.1
RELATÓRIO TÉCNICO
VOL. IV - Fl. 539 de 544
EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
Relatório técnico com roteiro completo e descrição detalhada do tratamento e das hipóteses
assumidas para os dados de vento, as pressões dinâmicas e as cargas resultantes, os
esquemas e as hipóteses de carregamentos e o respectivo memorial de cálculo com o
dimensionamento completo dos suportes incluindo:
•
Mapas (isótacas);
•
Estações Anemométricas usadas;
•
Velocidade Máxima Anual de vento a 10 m de altura e média de 3 segundos, tempo de retorno de
250 anos (para linha com tensão superior a 230 kV) e 150 anos (para linha com tensão igual ou
inferior a 230 kV) e ,também, com média de 10 minutos;
•
Média de Velocidade Máxima Anual de vento a 10 m de altura e média de 3 segundos, tempo de
retorno de 250 anos (para linha com tensão superior a 230 kV) e 150 anos (para linha com
tensão igual ou inferior a 230 kV) e, também, com média de 10 minutos;
•
Coeficiente de variação da Velocidade Máxima Anual a 10 m de altura (em porcentagem);
•
Coeficientes de rajadas a 10 m de altura e média de 10 minutos.
4.3.2
NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS.
•
Relação de normas técnicas oficiais utilizadas;
•
Memorial de cálculo dos suportes;
•
Desenho da diretriz selecionada e suas eventuais interferências;
•
Desenho da faixa de passagem, “clearances” e distâncias de segurança;
•
Regulação mecânica dos cabos: características físicas, estados básicos e pressão resultante dos
ventos;
•
Suportes (estrutura metálica ou de concreto armado e ou especiais):
-
Tipos, características de aplicação e relatórios de ensaio s de cargas para os suportes préexistentes:
-
Desenhos das silhuetas com as dimensões principais;
-
Coeficientes de segurança;
-
Pressões de ventos atuantes (cabos e suportes), coeficientes de arrasto, forças resultantes e
pontos de aplicação;
-
Esquemas de carregamentos e cargas atuantes;
-
Cargas resultantes nas fundações.
•
Ensaio de carregamento de protótipo (para os suportes de suspensão simples de maior
incidência);
•
Programa preliminar do ensaio de carregamento a ser realizado com a indicação da data
prevista, hipóteses e a determinação das cargas (Kgf) e respectivos locais de aplicação;
•
Tipos de fundações: critérios de dimensionamento e desenhos dimensionais;
VOL. IV - Fl. 540 de 544
EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
•
Cabos condutores: características;
•
Cabos pára-raios: características;
•
Cadeias de isoladores: coordenação eletromecânica, desenhos e demais características;
•
Contrapeso: características, material, método e critérios de dimensionamento;
•
Ferragens, espaçadores e acessórios: descrição, ensaios de tipo, características físicas e
desenhos de fabricação;
•
Vibrações eólicas:
-
-
4.4
4.5
Relatórios dos Estudos de vibração eólica e de sistemas de amortecimentos para fins de
controle da fadiga dos cabos.
Projeto do sistema de amortecimento para fins de controle da fadiga dos cabos de forma a
garantir a ausência de danos aos cabos.
PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES:
•
Descrição sumária dos sistemas de telecomunicações.
•
Descrição sumária do sistema de energia (alimentação elétrica).
•
Diagramas de configuração dos sistemas de telecomunicações.
•
Diagramas de configuração do sistema de energia.
•
Diagramas de canalização.
•
Comentários sobre as alternativas de provedores de telecomunicações prováveis e sistemas
propostos.
PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO:
A TRANSMISSORA deverá fornecer na apresentação do Projeto Básico as planilhas disponíveis no
CD “Planilhas de Dados do Projeto” preenchidas com dados requeridos, no que couber, do
empreendimento em licitação.
VOL. IV - Fl. 541 de 544
EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
5
CRONOGRAMA
A TRANSMISSORA deve apresentar cronograma de implantação das INSTALAÇÕES DE
TRANSMISSÃO pertencentes a sua concessão, conforme modelos apresentados nas tabelas A
e B deste ANEXO 6F, com a indicação de marcos intermediários para as seguintes atividades,
não se restringindo a essas: licenciamento ambiental, projeto básico, topografia, instalações de
canteiro, fundações, montagem de torres, lançamento dos cabos condutores e instalações de
equipamentos, obras civis e montagens das instalações de Transmissão e das Subestações, e
comissionamento, que permitam aferir, mensalmente, o progresso das obras e assegurar a
entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL no prazo máximo de 24 (vinte e quatro) meses.
A ANEEL poderá solicitar a qualquer tempo a inclusão de outras atividades no cronograma.
A TRANSMISSORA deve apresentar mensalmente, à fiscalização da ANEEL, Relatório do
andamento da implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, em meio ótico e papel.
VOL. IV - Fl. 542 de 544
EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
5.1
CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A)
NOME DA EMPRESA:
LINHA DE TRANSMISSÃO:
DATA:
No
DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA IMPLANTAÇÃO
1
PROJETO BÁSICO
2
ASSINATURA DE CONTRATOS
2.1
EPC – Estudos, projetos e construção
2.2
CCT – Acordo Operativo
2.3
CCI – Acordo Operativo
2.4
CPST
3
IMPLANTAÇÃO DO TRAÇADO
4
LOCAÇÃO DE TORRES
5
DECLARAÇÂO DE UTILIDADE PUBLICA
6
LICENCIAMENTO AMBIENTAL
6.1
Termo de Referência
6.2
Estudo de Impacto Ambiental
6.3
Licença Prévia
6.4
Licença de Instalação
6.5
Autorização de Supressão de Vegetação
6.6
Licença de Operação
7
PROJETO EXCUTIVO
8
AQUISIÇÕES
8.1
Pedido de Compra
8.2
Estruturas
8.3
Cabos e Condutores
9
OBRAS CIVIS
9.1
Canteiro de Obras
9.2
Fundações
10
MONTAGEM
10.1
Montagem de Torres
10.2
Lançamento de Cabos
11
ENSAIOS DE COMISSIONAMENTO
12
OPERAÇÃO COMERCIAL
OBSERVAÇÕES:
MESES
1
2
3
DATA DE INÍCIO
DATA DE CONCLUSÃO
ASSINATURA
ENGENHEIRO
16
17
18
DURAÇÃO
CREA N o
REGIÃO
VOL. IV - Fl. 543 de 544
EDITAL DE LEILÃO NO 004/2007-ANEEL
ANEXO 6G – LOTEG – LT 230 KV – CS – SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E SE 230/69 KV SÃO LUÍS III – 1X150 MVA
5.2
CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B)
NOME DA EMPRESA
SUBESTAÇÂO
DATA
Meses
No
1
2
2.1
2.2
2.3
2.4
3
4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
5
6
6.1
6.2
6.3
DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA OBRA
1
PROJETO BÁSICO
ASSINATURA DE CONTRATOS
EPC – Estudos, projetos e construção
CCT – Acordo Operativo
CCI – Acordo Operativo
CPST
DECLARAÇÂO DE UTILIDADE PUBLICA
LICENCIAMENTO AMBIENTAL
Termo de Referência
Estudo de Impacto Ambiental
Licença Prévia
Licença de Instalação
Autorização de Supressão de Vegetação
Licença de Operação
PROJETO EXCUTIVO
AQUISIÇÔES
Pedido de Compra
Estruturas
Equipamentos Principais (Transformadores e
Compensadores de Reativos)
6.4
Demais Equipamentos (Disj., Secc., TP, TC, PR e
etc)
6.5
Painéis de Proteção, Controle e Automação
7
OBRAS CIVIS
7.1
Canteiro de Obras
7.2
Fundações
8
Montagem
8.1
Pedido de Compra
8.2
Estruturas
8.3
Equipamentos Principais (Transformadores e
Compensadores de Reativos)
8.4
Demais Equipamentos (Disj., Secc., TP, TC, PR e
etc)
8.5
Painéis de Proteção, Controle e Automação
9
ENSAIOS DE COMISSIONAMENTO
10
OPERAÇÃO COMERCIAL
DATA DE INÍCIO
DATA DE CONCLUSÃO
ENGENHEIRO
ASSINATURA
2
3
4
16 17 18
OBSERVAÇÕES:
DURAÇÃO DA OBRA
CREA N o
REGIÃO
VOL. IV - Fl. 544 de 544