EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
ANEXO 6A
LOTE A
LT JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM - 500KV
LT CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III - 500KV
SE JOÃO CÂMARA II – 500/138 KV – 2X450 MVA
SE CEARÁ MIRIM 500/230 KV – 2X450 MVA
SE CAMPINA GRANDE III 500/230 KV – 600 MVA
CARACTERÍSTICAS
E
REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS
DAS
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
VOL. III - Fl. 1 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
ÍNDICE
1
REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES ................................................................... 5
1.1
INTRODUÇÃO........................................................................................................................................ 5
1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL ............................................................................................................................... 5
1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA........................................................................................................................ 6
1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS ........................................................................................................... 9
1.1.4 REQUISITOS GERAIS ............................................................................................................................. 9
1.1.5 REQUISITOS TÉCNICOS ESPECIAIS ASSOCIADOS AOS SECCIONAMENTOS DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO,
EM 230 KV, CAMPINA GRANDE II – EXTREMOZ II C1 E C2 E EXTREMOZ II – JOÃO CÂMARA ............................... 10
1.2
LINHAS DE TRANSMISSÃO (LT) ...................................................................................................... 11
1.2.1 REQUISITOS GERAIS ........................................................................................................................... 11
1.2.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS ............................................................................................. 11
1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS...................................................................................................................... 11
1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS .................................................................................................................... 16
1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS......................................................................................................... 18
1.3
SUBESTAÇÕES (SE) .......................................................................................................................... 19
1.3.1 REQUISITOS GERAIS ........................................................................................................................... 19
1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS ....................................................................................................... 23
1.4
REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO .......................................................... 34
1.4.1 DEFINIÇÕES BÁSICAS.......................................................................................................................... 34
1.4.2 REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES . 35
1.4.3 REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO .................................................................................................... 35
1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO............................................................................ 36
1.4.5 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE AUTOTRANSFORMADORES E TRANSFORMADORES ..................................... 41
1.4.6 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES EM DERIVAÇÃO ...................................................... 44
1.4.7 SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS ....................................................................................... 45
1.4.8 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ................................................ 46
1.4.9 SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR........................................................................... 46
1.4.10 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE COMPENSADOR ESTÁTICO ......................................................................... 47
1.4.11 PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES DE ATERRAMENTO........................................................................ 47
1.4.12 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO ................................................................................................... 47
1.5
SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ................................................................................... 50
1.5.1 INTRODUÇÃO ...................................................................................................................................... 50
1.5.2 REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES ........................................... 50
1.5.3 REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À REDE DE
OPERAÇÃO....................................................................................................................................................... 53
1.5.4 REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS .......................................................................... 57
1.5.5 ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS ................................................................................... 60
1.5.6 ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO. 63
1.5.7 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS INSTALAÇÕES (SUBESTAÇÕES)
COMPARTILHADAS DA REDE DE OPERAÇÃO. ..................................................................................................... 64
1.5.8 AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE........ 64
1.5.9 REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE 66
VOL. III - Fl. 2 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
1.6
REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ..................... 69
1.6.1 REQUISITOS GERAIS ........................................................................................................................... 69
1.6.2 REQUISITOS FUNCIONAIS .................................................................................................................... 69
1.6.3 REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES....................... 70
1.6.4 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ..................................................................... 70
1.7
REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES............................................ 74
1.7.1 REQUISITOS GERAIS ........................................................................................................................... 74
1.7.2 REQUISITOS TÉCNICOS DOS CANAIS PARA TELEPROTEÇÃO ................................................................. 76
1.7.3 TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345
KV
76
1.7.4 TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL INFERIOR A 345 KV ........ 77
1.7.5 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ ..................................................................... 77
1.7.6 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS................................................................. 78
1.8
DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESTE
ANEXO TÉCNICO ............................................................................................................................................. 80
1.8.1 TENSÃO OPERATIVA ............................................................................................................................ 80
1.8.2 CRITÉRIOS PARA AS CONDIÇÕES DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO ..................... 81
1.8.3 CRITÉRIOS PARA MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE
ATERRAMENTO ................................................................................................................................................. 85
1.8.4 CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE DISJUNTORES SOB CONDIÇÕES DE MANOBRA............ 85
1.8.5 ESTUDOS DE RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA .......................................................................................... 86
1.8.6 ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES......................................... 86
1.8.7 ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DOS COMPENSADORES ESTÁTICOS.................................................... 87
1.8.8 CAMPOS ELÉTRICOS E MAGNÉTICOS .................................................................................................... 88
1.9
REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO ......................... 89
1.9.1 ASPECTOS GERAIS ....................................................................................................................... 89
1.9.2 ASPECTOS ESPECÍFICOS..................................................................................................................... 90
1.9.3 REQUISITOS PARA APROVAÇÃO DOS PROJETOS DE SMF ................................................... 92
1.9.4 COMUNICAÇÃO DE DADOS................................................................................................................... 93
1.9.5 RECURSOS DE PROGRAMAÇÃO ........................................................................................................... 94
1.9.6 MEDIÇÃO DE RETAGUARDA ........................................................................................................ 94
1.9.7 LOCALIZAÇÃO DOS PONTOS DE MEDIÇÃO............................................................................... 94
1.9.8 ARQUITETURA BÁSICA DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO ......................... 96
2
DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO .............................. 99
2.1
ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ......................................................................... 99
2.1.1 RELATÓRIOS ....................................................................................................................................... 99
3
4
MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO ............................................................................. 99
3.1
GERAL .................................................................................................................................................. 99
3.2
DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL ....................................................................................................... 99
DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS .................................................... 101
4.1
ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA ..................................................................................... 101
4.2
PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES ..................................................................................... 101
4.3
PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ................................................................. 101
4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO......................................................................................................................... 101
VOL. III - Fl. 3 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
4.3.2
5
NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS........................................................................................ 102
4.4
PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES:........................................................................... 103
4.5
PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO: ........................................................................................ 103
CRONOGRAMA ................................................................................................................ 104
5.1
CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A) .................................... 105
5.2
CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B).......................................................... 106
VOL. III - Fl. 4 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
1
1.1
REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES
INTRODUÇÃO
1.1.1
DESCRIÇÃO GERAL
Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos do Lote A composto pelas
seguintes instalações:
subestação Campina Grande III em 500/230 kV, 600 MVA;
subestação Ceará Mirim em 500/230 kV, 2x450 MVA;
subestação João Câmara II em 500/138 kV, 2x450 MVA;
linha de transmissão em 500 kV, circuito simples, entre as subestações Campina Grande III e
Ceará Mirim;
linha de transmissão em 500 kV, circuito simples, entre as subestações João Câmara II e
Ceará Mirim;
linha de transmissão em 230 kV, circuito simples, entre as subestações Campina Grande III e
Campina Grande II (CHESF);
linha de transmissão em 230 kV, circuito simples, entre as subestações Ceará Mirim e
Extremoz II (CHESF);
trechos de linha de transmissão em 230 kV, circuito duplo, entre os pontos de seccionamento
das linhas de 230 kV Campina Grande II e Extremoz II C1 e C2 e a subestação Campina
Grande III.
trechos de linha de transmissão em 230 kV, circuito duplo, entre o ponto de seccionamento
da linha de 230 kV João Câmara e Extremoz II e a subestação Ceará Mirim.
Este empreendimento tem como objetivo permitir o escoamento da energia proveniente das diversas
usinas eólicas, que serão instaladas no Estado do Rio Grande do Norte, para o SIN – Sistema
Interligado Nacional, bem como reforçar o atendimentos às regões metropolitanas de Natal e João
Pessoa, após a complementação da interligação em 500 kV com as usinas hidrelétricas do Rio São
Francisco.
A Figura 1 mostra o atual diagrama geoelétrico da região.
Alegria Alegria II
Mossoró
Mossoró IIII
Banabuiú
João Câmara II
Jesus
Jesus Soares
Soares Pereira
Pereira
Rio
Rio do
do Fogo
Fogo
Açu
Açu IIII
Extremoz II
RIO GRANDE DO NORTE
Potiguar
Potiguar III
III Natal III
CEARÁ
CEARÁ
Paraíso
Icó
Icó
Coremas
Coremas
PARAÍBA
PARAÍBA
Santa Rita II
Epasa
Epasa
Norfil
Coteminas
Coteminas Campina
Campina Grande
Grande
Milagres
Milagres
PERNAMBUCO
PERNAMBUCO
FIGURA 1 – DIAGRAMA ILUSTRATIVO GEOELÉTRICO DA REGIÃO
VOL. III - Fl. 5 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
FIGURA 2 – DIAGRAMA UNIFILAR
1.1.2
CONFIGURAÇÃO BÁSICA
A configuração básica é caracterizada pelas instalações de linhas de transmissão listadas na Tabela
1 e pelas instalações em subestações listadas na Tabela 2 e na Tabela 3 seguir.
TABELA 1 – LINHAS DE TRANSMISSÃO DA REDE BÁSICA
Origem
João Câmara II
Ceará Mirim
Ceará Mirim
Campina Grande III
Destino
Ceará Mirim
Campina Grande III
Extremoz II
Campina Grande II
Circuito
CS
CS
CS
CS
Extensão (km)
64
201
26
8,5
Tensão (kV)
500
500
230
230
Legenda:
- CS – Linha de transmissão em Circuito Simples
VOL. III - Fl. 6 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
TABELA 2 – SUBESTAÇÕES DA REDE BÁSICA
Subestação
João Câmara II
Tensão (kV)
500
500
Ceará Mirim
230
Extremoz II
230
500
Campina Grande III
230
Campina Grande II
230
Empreendimentos principais
1 Módulo Geral – DJM
1 Entrada de Linha – DJM
2 Interligações de Barras – DJM
1 Módulo Geral – DJM
2 Entradas de Linha – DJM
3 Interligações de Barras – DJM
7 Autotransformadores Monofásicos 500/√3/230/√3 - 13,8 kV,
150 MVA cada (dois bancos e uma unidade reserva)
2 Conexões de Transformador – DJM
4 Reatores Monofásicos 500/√3 kV, 50 Mvar cada (um banco e
uma unidade reserva) de Barra
1 Conexão de Reator de Barra – DJM
4 Reatores Monofásicos 500/√3 kV, 33,33 Mvar cada (um
banco e uma unidade reserva) de Linha
1 Conexão de Reator de Linha (sem disjuntor) para a SE
Campina Grande III
2 Conexões de Transformador – BD4
1 Entrada de Linha – BD4
1 Interligação de Barras – BD4
1 Compensador Estático de Reativos (CER) -75/150 Mvar
1 Conexão de CER – BD4
1 Entrada de Linha
1 Módulo Geral – DJM
1 Entrada de Linha – DJM
2 Interligações de Barras – DJM
4 Autotransformadores Monofásicos 500/√3/230/√3 - 13,8 kV,
200 MVA cada (um banco e uma unidade reserva)
1 Conexão de Transformador – DJM
4 Reatores Monofásicos 500/√3 kV, 50 Mvar cada (um banco e
uma unidade reserva) de Barra
1 Conexão de Reator de Barra – DJM
4 Reatores Monofásicos 500/√3 kV, 33,33 Mvar cada (um
banco e uma unidade reserva) de Linha
1 Conexão de Reator de Linha (sem disjuntor) para a SE Ceará
Mirim
1 Conexão de Transformador – BD4
1 Entrada de Linha – BD4
1 Interligação de Barras – BD4
1 Entrada de Linha – BPT
Legenda:
- DJM – Arranjo de subestação do tipo Disjuntor e Meio
- BD4 – Arranjo de subestação do tipo Barra Dupla 4 Chaves
VOL. III - Fl. 7 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
TABELA 3 – SUBESTAÇÕES REDE ICG
Subestação
Tensão (kV)
500
João
Câmara II
138
Empreendimentos principais
2 Conexões de Transformador – DJM
7 Autotransformadores Monofásicos 500/√3/138/√3 - 13,8 kV, 150 MVA
cada (dois bancos e uma unidade reserva)
2 Sistemas de medição e faturamento (SMF)
1 Módulo Geral – BD4
2 Conexões de Transformador – BD4
1 Interligação de Barras – BD4
1 Conexão de Banco de Capacitor – BD4
1 Banco de Capacitores de 50 Mvar
Legenda:
- DJM – Arranjo de subestação do tipo Disjuntor e Meio
- BD4 – Arranjo de subestação do tipo Barra Dupla 4 Chaves
Além das instalações elencadas na Tabela 1, na Tabela 2 e na Tabela 3, o vencedor da licitação
deverá providenciar ainda a obra de implementação de trecho de barramento, em 138 kV, com a
infra-estrutura necessária como embritamento, cabos, tubos, estruturas, malha de terra e canaletas,
suficiente para instalação de 7 entradas de linha, a serem executadas pelos geradores que se
conectarão na Subestação João Câmara II 138 kV.
Além destas instalações integrantes da concessão do serviço público de transmissão de energia
elétrica, o vencedor da licitação deverá providenciar ainda as obras descritas na Tabela 4.
TABELA 4 – SECCIONAMENTOS DE LTS EXISTENTES
Subestação
Campina
Grande III
Atividades
Implementação de dois trechos de linhas de transmissão, circuito duplo, em 230 kV,
entre a SE Campina Grande III e os pontos de seccionamentos das Linhas de
Transmissão Campina Grande II – Extremoz II, C1 e C2, em 230 kV, com extensão
aproximada de 6,5 km e suas respectivas entradas de linha em arranjo barra dupla a 4
chaves na subestação 230 kV Campina Grande III.
Aquisição dos equipamentos necessários para as modificações nas entradas de linha
das subestações 230 kV Campina Grande II e Extremoz II
Ceará Mirim
Implementação de um trecho de linha de transmissão, circuito duplo, em 230 kV, entre
a SE Ceará Mirim e o ponto de seccionamento da Linha de Transmissão João Câmara
– Extremoz II, em 230 kV, com extensão aproximada de 6 km e suas respectivas
entradas de linha em arranjo barra dupla a 4 chaves na subestação 230 kV Ceará
Mirim.
Aquisição dos equipamentos necessários para as modificações nas entradas de linha
das subestações 230 kV Extremoz II e João Câmara.
As instalações e equipamentos descritos na Tabela 4 serão transferidos sem ônus para a CHESF,
proprietária das linhas a serem seccionadas, conforme disposto na Resolução n o 67, de 8 de junho de
2004, sendo a CHESF a responsável pela Operação e Manutenção das Linhas de Transmissão
resultantes dos seccionamentos.
O projeto das compensações reativas em derivação das linhas de transmissão deve ser definido de
forma que o conjunto formado pelas linhas e suas compensações atendam aos requisitos constantes
do item 2 e demais critérios constantes deste Anexo.
O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nas
Tabelas 1 a 4. Estão incluídos no empreendimento os equipamentos terminais de manobra, proteção,
supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e facilidades
VOL. III - Fl. 8 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, ainda que não expressamente
indicados neste ANEXO 6A.
Os equipamentos necessários para as modificações nas entradas de linha das subestações
existentes, a que se referem a Tabela 4, são aqueles relacionados aos sistemas de proteção,
supervisão e controle, e telecomunicações, associados ao seccionamento das LTs 230 kV Campina
Grande II – Extremoz II e Extremoz II – João Câmara.
A configuração básica supracitada se constitui na alternativa de referência. Os requisitos técnicos
deste ANEXO 6A caracterizam o padrão de desempenho mínimo a ser atingido por qualquer solução
proposta. Este desempenho deverá ser demonstrado mediante justificativa técnica comprobatória.
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 local destinado à instalação das subestações integrantes deste lote será conforme indicado nos
seus respectivos relatórios do item Erro! Fonte de referência não encontrada.. O empreendedor
terá liberdade para alteração desta localização, desde que mantenha os requisitos de fluxo de
potência, conforme parágrafo anterior e mediante anuência prévia da ANEEL.
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 6A.
Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas
de simulação de rede, ANAREDE e ANATEM/ANAT0, no site da Empresa de Pesquisa Energética –
EPE (www.epe.gov.br).
1.1.4
REQUISITOS GERAIS
O projeto e a construção das linhas de transmissão e das subestações 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.
É de responsabilidade da TRANSMISSORA obter os dados, inclusive os descritivos das condições
ambientais e geomorfológicas da região de implantação, a serem adotados na elaboração do projeto
básico, bem como nas fases de construção, manutenção e operação das instalações.
É de responsabilidade e prerrogativa da TRANSMISSORA o dimensionamento e especificação dos
equipamentos e instalações de transmissão que compõem o Serviço Público de Transmissão, objeto
desta licitação, de forma a atender este ANEXO 6A e as práticas da boa engenharia, bem como a
política de reserva.
VOL. III - Fl. 9 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
1.1.5
REQUISITOS TÉCNICOS ESPECIAIS ASSOCIADOS AOS SECCIONAMENTOS DAS LINHAS DE
TRANSMISSÃO, EM 230 KV, CAMPINA GRANDE II – EXTREMOZ II C1 E C2 E EXTREMOZ II – JOÃO
CÂMARA
A TRANSMISSORA deverá observar os requisitos descritos neste Anexo Técnico 6A e
adicionalmente as normas e padrões técnicos da CHESF, para a implementação dos trechos de linha
relativos aos seccionamentos das linhas de transmissão 230 kV Campina Grande II – Extremoz II C1
e C2 e Extremoz II – João Câmara.
A TRANSMISSORA deverá fornecer à CHESF, antes do início do primeiro ensaio, uma lista, com
cronograma, de todos os ensaios a serem realizados, sendo necessária a realização dos ensaios
requeridos pela Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT. Para os casos em que a ABNT
não for aplicável, deve-se realizar os ensaios requeridos pelas Normas Técnicas Internacionais
mencionadas no item 1.1.4. Deve ser emitido um certificado para cada ensaio. Os ensaios de rotina
deverão ser executados em todos os painéis incluídos no fornecimento, inclusive naqueles a serem
fornecidos para as Subestações Campina Grande II, Extremoz II e João Câmara.
O comissionamento das instalações será realizado em conjunto pela TRANSMISSORA e pela
CHESF.
A TRANSMISSORA deverá adquirir os equipamentos necessários para as modificações nas Entradas
das Linhas de Transmissão 230 kV Campina Grande II – Extremoz II C1 e C2 e Extremoz II – João
Câmara e transferí-los para CHESF, que será a responsável pela sua implementação, devendo estes
equipamentos ser entregues nos locais onde serão instalados.
Para os equipamentos associados aos seccionamentos das linhas de transmissão, a
TRANSMISSORA deverá fornecer à CHESF peças sobressalentes em quantidade suficiente, que
viabilizem a disponibilidade requerida para o sistema e que compreendam os equipamentos
necessários para substituição de uma fase completa do módulo de Entrada de Linha, para cada nova
subestação decorrente de seccionamento (pólo de disjuntor, chave seccionadora, transformador de
potencial, transformador de corrente e pára raios).
A TRANSMISSORA será responsável pelo fornecimento para CHESF de todas as ferramentas e
acessórios necessários para o comissionamento, operação e manutenção dos equipamentos
transferidos.
A TRANSMISSORA deverá prover treinamento adequado abrangendo os equipamentos fornecidos
para as entradas de linha, caso esses equipamentos sejam diferentes dos utilizados pela CHESF nas
Linhas de Transmissão seccionadas.
OBSERVAÇÃO: Até a publicação deste Edital os seccionamentos das linhas de transmissão em
230 kV Campina Grande II – Natal III C1 e C2 na Subestação Extremoz II, sob responsabilidade da
CHESF, não tinham sido efetivados. Se permanecer esta situação a TRANSMISSORA deverá
considerar em todas as especificações referentes a estes seccionamentos a SE Natal III, mantendose todas as demais obrigações.
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
1.2
LINHAS DE TRANSMISSÃO (LT)
1.2.1
REQUISITOS GERAIS
Os novos trechos de linha de transmissão entre os pontos de seccionamento das LTs 230 kV e as
subestações de 230 kV Campina Grande III e Ceará Mirim virão a se constituir em extensões das
linhas existentes. Os novos trechos de linha devem ter características elétricas, mecânicas e
desempenho iguais ou superiores às das linhas existentes. Devem ser utilizados os critérios e
padrões de projeto e de construção da CHESF para 230 kV.
1.2.2
1.2.2.1
CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS
Parâmetros elétricos
O desempenho sistêmico do conjunto formado pela linha de transmissão e sua compensação reativa
série e/ou paralela deve ser similar ao do conjunto considerado na configuração básica. Esse
desempenho é caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta
dinâmica em regime normal e nas situações de contingência apresentadas nos estudos
documentados nos relatórios listados no item 2.1,
1.2.2.2
Capacidade de corrente
As linhas de transmissão e os trechos de linha a partir dos pontos de seccionamento das linhas
existentes devem ter capacidade operativa de longa duração, por circuito, não inferior aos valores
apresentados na Tabela 5.
Com base na temperatura de projeto da linha de transmissão, o empreendedor deve disponibilizar
uma capacidade operativa de curta duração, admissível durante condição de emergência, conforme
regulamento da ANEEL, não inferior aos valores apresentados na Tabela 5.
TABELA 5 - CAPACIDADE OPERATIVA DE LONGA E CURTA DURAÇÃO
Linha de Transmissão
LT 500 kV João Câmara II – Ceará Mirim
LT 500 kV Ceará Mirim – Campina Grande III
LT 230 Ceará Mirim – Extremoz II
LT 230 kV Campina Grande III - Campina Grande II
Trechos de LT entre o ponto de seccionamento das
LTs Campina Grande II – Extremoz II C1 e C2, em
230 kV, e a Subestação Campina Grande III
Trechos de LT entre o ponto de seccionamento da LT
Extremoz II – João Câmara, em 230 kV, e a
Subestação Ceará Mirim
Longa Duração (A)
3092
3092
1380
1265
Curta Duração (A)
3895
3895
1740
1590
1265
1590
1380
1740
As capacidades de corrente de longa duração correspondem ao valor de corrente das linhas de
transmissão em condição normal de operação e devem atender às diretrizes fixadas pela norma
técnica NBR 5422 da ABNT. As capacidades de corrente de curta duração referem-se à condição de
emergência estabelecida na norma técnica NBR 5422 da ABNT.
1.2.3
1.2.3.1
REQUISITOS ELÉTRICOS
Definição da flecha máxima dos condutores
As linhas de transmissão devem ser projetadas de acordo com as prescrições da Norma Técnica
NBR 5422, da ABNT, de forma a preservar, em sua operação, as distâncias de segurança nela
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
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, as distâncias do condutor ao solo ou aos obstáculos
devem ser iguais ou superiores às distâncias de segurança (mínimas) em condições normais de
operação estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora.
Na operação em regime de curta duração, as distâncias do condutor ao solo ou aos obstáculos
devem ser iguais ou superiores às distâncias de segurança (mínimas) em condições de emergência
estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora. As linhas de transmissão
para cuja classe de tensão essa norma não estabeleça valores de distâncias de segurança devem
ser projetadas segundo as prescrições contidas no NESC, em sua edição de 2002.
Em condições climáticas comprovadamente mais favoráveis do que as estabelecidas acima, a linha
de transmissão pode ser solicitada a operar com carregamento superior à capacidade de longa ou
curta duração, desde que as distâncias de segurança, conforme definidas nos itens acima, sejam
respeitadas.
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.
1.2.3.2
Definição da capacidade de condução de corrente dos acessórios, conexões e demais
componentes
Os acessórios, conexões e demais componentes que conduzem corrente devem ser dimensionados
de forma a não criar restrição à operação da linha, incluindo as condições climáticas referidas no item
1.2.3.1. Deverão ser atendidas, também, as prescrições das normas de dimensionamento e ensaios
de ferragens eletrotécnicas de linhas de transmissão, em especial da Norma Técnica NBR 7095 da
ABNT, ou sua sucessora.
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 ao sistema de aterramento das estruturas da linha
– devem ser capazes de suportar, sem dano, durante o período de concessão da linha de
transmissão, a circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em
qualquer estrutura por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda.
Para efeito de dimensionamento dos cabos pára-raios, devem ser considerados os níveis de curtocircuito de 50 kA nos barramentos de 500 kV e de 40 kA nos barramentos de e 230 kV das
subestações objeto deste Anexo.
As novas linhas de transmissão devem ter pelo menos um dos cabos pára-raios do tipo Optical
Ground Wire – OPGW.
Nos trechos de linhas originados a partir do seccionamento de uma linha de transmissão existente,
deverá ser aplicada a seguinte regra: se a linha existente já possuir cabo(s) pára-raios tipo OPGW, os
novos trechos de linha a serem implantados deverão, no mínimo, manter a confiabilidade e a
capacidade da transmissão de dados originais da linha como um todo (entre as subestações
terminais existentes e a nova subestação a ser implantada); se a linha existente não possuir cabo
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
pára-raios tipo OPGW, não haverá obrigatoriedade de instalação de cabos tipo OPGW nos novos
trechos de linha.
Deve ser verificada a capacidade de corrente dos cabos pára-raios da LT a ser seccionada, nas
proximidades do ponto de seccionamento. Caso haja superação destes cabos pára-raios devido ao
nível de curto-circuito na nova SE, a TRANSMISSORA deverá informar no projeto básico as
providências a serem tomadas para adequar a instalação existente a esse nível de curto-circuito, no
sentido de garantir o adequado desempenho da instalação. A TRANSMISSORA deverá comprovar,
no projeto básico, a referida adequação, por meio de cálculo ou simulação computacional.
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) Linha de Transmissão 500 kV João Câmara II – Ceará Mirim para freqüência nominal de 60 Hz e
temperatura de 50 ºC, igual a 0,0171 /km/fase.
(b) Linha de Transmissão 500 kV Ceará Mirim – Campina Grande III para freqüência nominal de 60
Hz e temperatura de 50 ºC, igual a 0,0171 /km/fase.
(c) Linha de Transmissão 230 kV Ceará Mirim – Extremoz II para freqüência nominal de 60 Hz e
temperatura de 50 ºC, igual a 0,0348 /km/fase.
(d) Linha de Transmissão 230 kV Campina Grande III - Campina Grande II para freqüência nominal
de 60 Hz e temperatura de 50 ºC, igual a 0,0516 /km/fase.
A perda Joule nos cabos pára-raios deve ser inferior a 5% das perdas no cabo condutor para
qualquer condição de operação
1.2.3.5
Desequilíbrio
As novas linhas de transmissão de comprimento superior a 100 km devem ser transpostas com um
ciclo completo de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento
total.
Caso a linha não seja transposta, os desequilíbrios de tensão de seqüência negativa e zero, em vazio
e a plena carga, devem estar limitados a 1,5%.
Linhas de transmissão em paralelo na mesma faixa ou em faixas contíguas ou linhas de circuito
duplo, que necessitem ser transpostas, devem ter os ciclos de transposição com sentidos opostos.
Com os seccionamentos das LTs 230 kV Campina Grande II – Extremoz II, C1 e C2 e Extremoz II –
João Câmara a TRANSMISSORA deverá calcular os desequilíbrios de tensão de seqüência negativa
e zero, em vazio e a plena carga, nas SEs Campina Grande III e Ceará Mirim. Caso os desequilíbrios
de tensão calculados fiquem acima de 1,5%, a TRANSMISSORA deverá propor no projeto básico
solução para adequar as instalações, visando o atendimento deste requisito.
1.2.3.6
Tensão máxima operativa
A tensão máxima operativa das linhas de transmissão, para a classe de tensão correspondente está
indicada na Tabela 6.
TABELA 6 – TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA
Tensão nominal do sistema
(kV)
138
230
Tensão máxima operativa
(kV)
145
242
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Tensão nominal do sistema
(kV)
345
440 (*)
500
525
765
(*)valores não padronizados pela ABNT
1.2.3.7
Tensão máxima operativa
(kV)
362
460
550
550
800
Coordenação de isolamento
A TRANSMISSORA deverá comprovar por cálculo ou simulação que o dimensionamento dos
espaçamentos elétricos das estruturas da família de estruturas da linha de transmissão foi feito de
forma a assegurar o atendimento dos requisitos abaixo.
a) Isolamento à tensão máxima operativa
Para dimensionar o isolamento da linha de transmissão para tensão máxima operativa deve ser
considerado o balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento com período de retorno de, no
mínimo, 30 (trinta) anos.
A distância de escoamento mínima da cadeia de isoladores deve ser determinada conforme a
norma IEC 60815, considerando o nível de poluição da região de implantação da LT. Caso o nível
de poluição da região seja classificado como inferior ao nível I – leve, a distância específica de
escoamento deverá ser igual ou superior a 14 mm/kV eficaz fase-fase.
Deve ser garantida a distância de segurança entre qualquer condutor da linha e objetos situados
na faixa de segurança, tanto para a condição sem vento quanto para a condição de balanço dos
cabos e cadeias de isoladores devido à ação de vento com período de retorno de, no mínimo, 50
(cinqüenta) anos. Na condição de balanço dos cabos e cadeias de isoladores devido à ação de
vento, essa distância de segurança deve ser também garantida:
ao longo de toda a LT, independentemente do comprimento do vão, mesmo que para tanto a
largura da faixa de segurança seja variável ao longo da LT, em função do comprimento do
vão; e
para qualquer topologia de terreno na faixa de segurança, especificamente quando há perfil
lateral inclinado (em aclive).
b) Isolamento para manobras
A sobretensão adotada no dimensionamento dos espaçamentos elétricos das estruturas deverá
ser, no mínimo, igual à maior das sobretensões indicadas nos estudos de transitórios
eletromagnéticos.
Os riscos de falha (fase-terra e fase-fase) em manobras de energização e religamento, devem
ser limitados aos valores constantes daTabela 7.
TABELA 7 – RISCO MÁXIMO DE FALHA POR CIRCUITO, EM MANOBRAS DE ENERGIZAÇÃO E RELIGAMENTO
Manobra
Energização
Religamento
Risco de falha (adimensional)
Fase-terra
Fase-fase
10 – 3
10 – 4
–
2
10
10 – 3
(c) Desempenho a descargas atmosféricas
Para o nível de 500 kV, o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser
inferior ou, no máximo, igual a um desligamento por 100 km por ano. Para as linhas de 230 kV o
número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser inferior ou, no máximo, igual
a dois desligamentos por 100 km por ano.
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As estruturas deverão ser dimensionadas com pelo menos dois cabos pára-raios, dispostos sobre
os cabos condutores de forma que não haja, para o terreno predominante da região, descargas
diretas nos cabos condutores com intensidade suficiente para causar falha do isolamento,
considerando uma tolerância de no máximo 0,01 desligamentos por 100 km por ano.
1.2.3.8
Emissão eletromagnética
Os efeitos tratados nas alíneas (a) a (d) devem ser verificados à tensão máxima operativa da linha
indicada na Tabela 6.
(a) Corona visual
A linha de transmissão, com seus cabos e acessórios, bem como as ferragens das cadeias de
isoladores, não deve apresentar corona visual em 90% do tempo para as condições atmosféricas
predominantes na região atravessada pela linha de transmissão.
(b) Rádio-interferência
A relação sinal/ruído no limite da faixa de segurança, deve ser, no mínimo, igual a 24 dB, para
50% do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deve ser o nível mínimo de sinal na
região atravessada pela linha de transmissão, conforme resolução da ANATEL ou sua sucessora.
(c) Ruído audível
O ruído audível no limite da faixa de segurança deve ser, no máximo, igual a 58 dBA em qualquer
uma das seguintes condições não simultâneas: durante chuva fina (0,00148 mm/min); durante
névoa de 4 (quatro) horas de duração; ou durante os primeiros 15 (quinze) minutos após a
ocorrência de chuva.
(d) Campo elétrico
Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de março de
2010.
(e) Campo magnético
Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de março de
2010.
1.2.3.9
Travessia de linhas de transmissão existentes
A TRANSMISORA deve evitar ao máximo o cruzamento sobre linhas de transmissão existentes.
Caso o cruzamento seja inevitável, a TRANSMISSORA deve identificar esses casos, tanto nas
entradas/saídas das subestações quanto ao longo do traçado das LTs, e informar no projeto
básico as providências que serão tomadas no sentido de minimizar os riscos inerentes a esses
cruzamentos, ficando a critério da ANEEL a aprovação dessas providências.
A TRANSMISSORA deverá relacionar no projeto básico os cruzamentos da LT em projeto com
outra(s) LT(s) existente(s) da Rede Básica. Seguem, abaixo, as informações mínimas da(s) LT(s)
em cruzamento a serem prestadas pelo agente:
(a) identificação com as SEs terminais do trecho em questão;
(b) tensão nominal;
(c) número de circuitos;e
(d) disposição das fases (horizontal, vertical, triangular etc).
Nos casos relacionados a seguir, de cruzamento da LT em projeto com outra(s) LT(s) da Rede
Básica, a LT em projeto deverá cruzar necessariamente sob a(s) existente(s):
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(a) quando um circuito simples (em projeto) cruzar, num mesmo vão de travessia, mais de um
circuito de LT existente com tensão igual ou superior à de projeto; ou;
(b) quando a tensão nominal da LT em projeto for menor que a da LT existente.
1.2.4
1.2.4.1
REQUISITOS MECÂNICOS
Confiabilidade
O projeto mecânico da linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60.826 –
International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines.
O nível de confiabilidade do projeto eletromecânico, expresso pelo período de retorno do vento
extremo, deve ser compatível com um nível intermediário entre os níveis 2 e 3 preconizados na
IEC 60826. Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 150 anos para LT de
tensão nominal igual ou inferior a 230 kV e igual ou superior a 250 (duzentos e cinqüenta) anos para
LT de tensão superior a 230 kV.
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
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)
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.
(d)
categoria do terreno adotada para o local das medições.
No tratamento das velocidades de vento, para fins de dimensionamento, deve ser considerada a
categoria de terreno definida na IEC 60826 que melhor se ajuste à topologia do corredor da LT.
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
envelhecimento do cabo como se segue.
(a)
Estado básico
Para condições de temperatura mínima, a tração axial máxima deve ser limitada a 33% da
tração de ruptura do cabo.
Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial máxima deve
ser limitada a 50% da tração de ruptura do cabo.
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Para condições de vento extremo, como definido no item 1.2.4.1, a tração axial máxima
deve ser limitada a 70% da tração de ruptura do cabo.
(b)
Estado de tração normal (EDS everyday stress)
No assentamento final, à temperatura média, sem vento, o nível de tracionamento médio
dos cabos deve atender ao indicado na norma NBR 5422. Além disso, o tracionamento
médio dos cabos deve ser compatível com o desempenho mecânico no que diz respeito à
fadiga ao longo da vida útil da linha de transmissão conforme será abordado no item
1.2.4.4.
(c)
Estado de referência
A distância mínima ao solo do condutor (clearance) deve ser verificada sem considerar a
pressão de vento atuante.
1.2.4.4
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 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 178 do Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e
Qualidade Industrial – INMETRO, de 18 de julho de 2006.
1.2.4.6
Fundações
No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações
transmitidas pela estrutura às fundações devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Essas
solicitações, calculadas a partir das cargas de projeto da estrutura, considerando suas condições
particulares de aplicação – vão gravante, vão de vento, ângulo de deflexão, fim de linha e altura da
estrutura – passam a ser consideradas cargas de projeto das fundações.
As fundações de cada estrutura devem ser projetadas estrutural e geotecnicamente de forma a
adequar todos os esforços resultantes de cada estrutura às condições específicas do solo.
As propriedades físicas e mecânicas do solo devem ser determinadas de forma 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.
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Estabelecimento dos parâmetros geomecânicos a partir do reconhecimento do subsolo com a
caracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativa e quantitativamente.
Parecer geotécnico com a elaboração de diretrizes técnicas e recomendações para o projeto.
No cálculo das fundações, devem ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que
influenciem o estado do solo, seja no aspecto de sensibilidade, de expansibilidade e colapsividade,
levando-se em conta a sazonalidade..
A definição do tipo de fundação, bem como o seu dimensionamento estrutural e geotécnico, deve
considerar os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade de suporte do solo à
compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de
cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica.
1.2.5
1.2.5.1
REQUISITOS ELETROMECÂNICOS
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 de transmissão 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 e industriais.
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1.3
SUBESTAÇÕES (SE)
1.3.1
1.3.1.1
REQUISITOS GERAIS
Informações básicas
A TRANSMISSORA deve desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição das
características e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que os
mesmos serão conectados ao sistema existente.
Todos os equipamentos devem ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operação
das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado.
Nas subestações, a configuração básica deve contemplar equipamentos com características
elétricas básicas similares ou superiores às dos existentes, as quais estão apresentadas nos
documentos listados no item 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.
Deverão ser realizadas, dentre outras, as obras necessárias de infra-estrutura, descritas no módulo
geral – Resolução ANEEL nº. 191, de 12 de dezembro de 2005, necessárias para a implantação,
manutenção e operação da configuração básica caracterizada pelas instalações listadas no item 1.1.2
deste Anexo Técnico.
O Módulo Geral é composto pelos custos diretos de: terreno, cercas, terraplenagem, drenagem,
grama, embritamento, arruamento, iluminação do pátio, proteção contra incêndio, sistema de
abastecimento de água, sistema de esgoto, malha de terra, canaletas principais, acessos,
edificações, serviço auxiliar, área industrial, sistema de ventilação e ar condicionado, sistema de
comunicação, sistema de ar comprimido e canteiro de obras.
A TRANSMISSORA, acessante às subestações 230 kV Extremoz II e Campina Grande II deverá
observar os critérios e requisitos básicos da subestação, bem como deve providenciar as obras de
infra-estrutura incluídas no Módulo Geral – Resolução ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de 2005,
necessárias para a instalação, manutenção e operação dos módulos de entrada de linha. Entre as
possíveis obras necessárias encontram-se, dentre outros: a extensão de barramentos, serviços
auxiliares, cabos, tubos, estruturas, suportes, pórticos, cercas divisórias de seus ativos, conexões de
terra entre seus equipamentos e a malha de terra da subestação, canaletas secundárias e
recomposição da infra-estrutura construída como, por exemplo, reposição de britas.
Os serviços auxiliares, sistema de água, sistema de incêndio, edificações existentes nas subestações
230 kV Extremoz II e Campina Grande II (casa de comando, casa de relés, guaritas), bem como
acesso, área industrial, sistema de ventilação e ar condicionado, sistema de comunicação, e canteiro
de obras podem ser compartilhados com outra(s) transmissora(s), não havendo impedimento que a
transmissora atenda as suas necessidades de forma autônoma, observando sempre a adequada
prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica, Cláusula Terceira do Contrato de
Concessão.
Deverá ser previsto espaço adicional, externo e contíguo às casas de comando da TRANSMISSORA
nas subestações João Câmara II, Ceará Mirim e Campina Grande III, com área no mínimo igual à
utilizada para a construção destas. Este espaço ficará reservado para expansões futuras das casas
de comando da TRANSMISSORA ou alternativamente para eventuais novas casas de comando de
outras transmissoras, quando da implantação de novas instalações de transmissão.
VOL. III - Fl. 19 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
1.3.1.2
Arranjo de barramentos e equipamentos das subestações
Subestação 500/138 kV João Câmara II:
O terreno a ser adquirido para implantação desta SE deverá ser suficiente para a
implantação, no mínimo, de: 7 (sete) vãos de 500 kV kV; 1 pátio de 230 kV com 4 bancos de
autotransformadores 500/230 kV e mais 5 (cinco) vãos de 230 kV e 1 pátio de 138 kV com 4
bancos de autotransformadores 500/138 kV e mais 5 (cinco) vãos de 138 kV, de forma a
atender às instalações a serem implantadas de imediato e as futuras. A área mínima prevista
para comportar os equipamentos licitados e expansões futuras é de 200.000 m2 (20 hectares)
Todas as conexões em 500 kV deverão ser em arranjo disjuntor e meio (DJM) e em 138 kV
em arranjo barra dupla a quatro chaves (BD4).
A SE João Câmara II deverá ser implantada de imediato conforme a configuração prevista na
Tabela 2 e na Tabela 3 do item 1.1.2 deste Anexo Técnico. A disposição dos equipamentos
no terreno destinado a subestação deverá ser de tal maneira que permita a sua futura
expansão incluindo transformadores e um novo pátio na tensão de 230 kV.
Subestação 500/230 kV Ceará Mirim:
O terreno a ser adquirido para implantação desta SE deverá ser suficiente para a implantação
no mínimo de: 5 (cinco) vãos em 500 kV; 4 (quatro) bancos de autotransformadores
500/230 kV; 8 (oito) vãos em 230 kV de forma a atender às instalações a serem implantadas
de imediato e as futuras, sendo a área de no mínimo 150.000m2 (15 hectares) Todas as
conexões em 500 kV deverão ser em arranjo disjuntor e meio (DJM) e em 230 kV em arranjo
barra dupla a quatro chaves (BD4).
A SE Ceará Mirim deverá ser implantada de imediato conforme a configuração prevista na
Tabela 2 do item 1.1.2 deste Anexo Técnico.
Subestação 500/230 kV Campina Grande III:
O terreno a ser adquirido para implantação desta SE deverá ser suficiente para a implantação
no mínimo de: 5 (cinco) vãos em 500 kV; 4 (quatro) bancos de autotransformadores
500/230 kV; 6 (seis) vãos em 230 kV de forma a atender às instalações a serem implantadas
de imediato e as futuras, sendo a área de no mínimo 150.000m2 (15 hectares) Todas as
conexões em 500 kV deverão ser em arranjo disjuntor e meio (DJM) e em 230 kV em arranjo
barra dupla a quatro chaves (BD4).
A SE Campina Grande III deverá ser implantada de imediato conforme a configuração
prevista na Tabela 2 do item 1.1.2 deste Anexo Técnico.
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.
No caso das subestações existentes, se a máxima corrente verificada for inferior à capacidade
dos barramentos, 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.
VOL. III - Fl. 20 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
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 equipamentos, 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 em 500 kV das subestações João Câmara II, Ceará
Mirim e Campina Grande III devem suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuito simétrica
e assimétrica relacionadas a seguir:
Corrente de curto-circuito nominal: 50 kA
Valor de crista da corrente suportável nominal: 130, kA (fator de assimetria de 2,6)
Os equipamentos e demais instalações em 230 kV das subestações Ceará Mirim e Campina
Grande III devem suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica
relacionadas a seguir:
Corrente de curto-circuito nominal: 40 kA
Valor de crista da corrente suportável nominal: 104,0 kA (fator de assimetria de 2,6)
Os equipamentos e demais instalações em 138 kV da subestação João Câmara II, devem
suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a
seguir:
Corrente de curto-circuito nominal: 40 kA
Valor de crista da corrente suportável nominal: 104 kA (fator de assimetria de 2,6)
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 os valores de tensão da Tabela 8.
TABELA 8 – CONDIÇÃO DE OPERAÇÃO EM REGIME PERMANENTE
TENSÃO NOMINAL DO SISTEMA
(kV)
13,8
34,5
69
88 (*)
138
230
TENSÃO NOMINAL DOS EQUIPAMENTOS (kV)
15
38
72,5
92,4
145
245
VOL. III - Fl. 21 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
TENSÃO NOMINAL DO SISTEMA
(kV)
345
440 (*)
TENSÃO NOMINAL DOS EQUIPAMENTOS (kV)
362
460
500 ou 525
765
(*) valores não padronizados pela ABNT
550
800
O dimensionamento dos equipamentos conectados às extremidades das linhas de transmissão
deve observar o disposto no item 1.3.2.8
(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.
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 é apresentada na Tabela 9:
TABELA 9 – TENSÃO MÍNIMA PARA INÍCIO E EXTINÇÃO DE CORONA VISUAL.
Tensão nominal (kV)
(b)
765
500 ou 525
440
345
230
Rádio interferência
Tensão mínima (kV fase – terra eficaz)
536
350
308
242
161
O valor da tensão de rádio interferência externa à subestação não deve exceder 2.500 V/m a
1.000 kHz, com 1,1 vezes a tensão nominal do sistema.
(c)
Campo elétrico
Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº398, de 23 de março de
2010.
(d)
Campo magnético
Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº398, de 23 de março de
2010.
VOL. III - Fl. 22 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
1.3.2
1.3.2.1
REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS
Disjuntores
(a)
O ciclo de operação dos disjuntores deve atender aos requisitos das normas aplicáveis.
(b)
O tempo máximo de interrupção para disjuntores de classes de tensão de 550 kV deve ser de 2
ciclos para a freqüência de 60 Hz.
(c)
O tempo máximo de interrupção para disjuntores de classes de tensão de 245 kV, 145 kV e
72.5 kV deve ser de 3 ciclos para a freqüência de 60 Hz.
(d)
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.
(e)
Os disjuntores devem ser dimensionados respeitando os valores mínimos de corrente de curtocircuito nominal (corrente simétrica de curto-circuito) e valor de crista da corrente suportável
nominal (corrente assimétrica de curto-circuito) dispostos no item 0(b). Fatores de assimetria
superiores ao indicado poderão ser necessárias, em função dos resultados dos estudos a
serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 1.8 deste anexo técnico.
(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. Para
disjuntores em níveis de tensão iguais ou inferiores a 138 kV, não se aplica o religamento
automático monopolar, podendo o acionamento ser tripolar.
(g)
Caberá à nova TRANSMISSORA fornecer disjuntores com resistores de pré-inserção ou com
mecanismos de fechamento ou abertura controlados, quando necessário.
(h)
Os disjuntores devem ser especificados para operar quando submetidos às solicitações de
manobra determinadas nos estudos previstos no item 1.8.4.
(i)
Os disjuntores que manobrem linhas à vazio devem ser especificados como de “baixíssima
probabilidade de reacendimento de arco”, classe C2, conforme norma IEC 62271-100.
(j)
Os requisitos mínimos para o disjuntor na manobra de linha a vazio devem levar em conta o
valor eficaz da tensão fase-fase da rede de 770 kV à frequência de 60 Hz, para os disjuntores
dos pátios de 500 kV e de 339 kV à freqüência de 60 Hz, para os disjuntores dos pátios de 230
kV. Para os pátios de 138 kV é 203 kV à freqüência de 60 Hz. Para os pátios de 69 kV os
requisitos mínimos para o disjuntor na manobra de linha a vazio devem levar em conta o valor
eficaz da tensão fase-fase da rede 102 kV à freqüência de 60 Hz. Valores superiores a estes
podem ser necessários, caso os estudos definidos no item 1.8 assim o determinem.
(k)
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 62271100. Caso os estudos de manobra especificados no item 1.8 indiquem a necessidade de
adoção de chaveamento controlado ou resistores de pré-inserção, os disjuntores deverão ser
equipados com estes dispositivos.
(l)
Os disjuntores devem ser especificados para abertura de corrente de curto-circuito nas
condições mais severas de X/R no ponto de conexão do disjuntor, condições estas que
deverão ser identificadas pelo Agente. Em caso de disjuntores localizados nas proximidades de
usinas geradoras, especial atenção deve ser dada à determinação da constante de tempo a ser
especificada para o disjuntor. Isto se deve à possibilidade de elevada assimetria da corrente de
curto-circuito suprida por geradores.
VOL. III - Fl. 23 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
1.3.2.2
(m)
Capacidade de manobrar outros equipamentos / linhas de transmissão existentes na
subestação onde estão instalados, em caso de faltas nesses equipamentos seguidas de falha
do referido disjuntor, considerando inclusive disjuntor em manutenção.
(n)
Capacidade de manobrar a linha de transmissão licitada em conjunto com o(s) equipamento(s)
e linha(s) de transmissão a elas conectadas em subestações adjacentes, em caso de falta no
equipamento / linha de transmissão da subestação adjacente, seguido de falha do respectivo
disjuntor.
(o)
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.
(p)
Nos casos em que forem utilizados mecanismos de fechamento ou abertura controlados devem
ser especificados a dispersão máxima dos tempos médios de fechamento ou de abertura,
compatíveis com as necessidades de precisão da manobra controlada.
Seccionadoras, lâminas de terra e chaves de aterramento
Estes equipamentos devem atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes de
efetuar as manobras listadas no item 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. Caso os
estudos transitórios identifiquem valores superiores aos normalizados, as lâminas de aterramento
deverão ser especificadas para atender a estas solicitações.
Esses equipamentos devem ser dimensionados considerando a relação X/R do ponto do sistema
onde serão instalados.
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 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 pára-raios 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.
VOL. III - Fl. 24 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
Os transformadores de corrente devem ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e os de
potencial devem ter enrolamentos secundários individuais e serem próprios para instalação externa.
Os núcleos de proteção dos transformadores de corrente devem possuir classe de desempenho TPY
ou TPZ, conforme estabelecido na Norma IEC 60.044-6 1992 (Instrument transformers - part 6:
Requirements for protective current transformers for transient performance), considerando a
constante de tempo primária (relação X/R) do ponto de instalação e o ciclo de religamento previsto,
para que esses núcleos não saturem durante curto-circuitos e religamentos rápidos.
A TRANSMISSORA deve especificar transformadores de corrente com o valor de crista da corrente
suportável nominal (corrente de curto-circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta
duração (corrente de curto simétrica) que respeitem o disposto no item 0(b).
Fatores de assimetria superiores ao indicado em 0(b) poderão ser necessários, em função dos
resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos nos item 1.8 deste
anexo técnico.
Os requisitos para os transformadores de corrente e potencial para medição de faturamento se
encontram no item 1.9.
1.3.2.5
Unidades transformadoras de potência
Deverá ser previsto espaço para 4 (quatro) bancos de autotransformadores 500/√3/138/√3 - 13,8 kV
na SE João Câmara II, cada um com potência nominal de 450 MVA, sendo 2 (dois) bancos de
autotransformadores para instalação imediata, os quais fazem parte deste leilão. Adicionalmente,
deverá ser previsto nesta SE espaço para um novo pátio de 230 kV com 4 (quatro) bancos de
autotransformadores 500/√3/230/√3 - 13,8 kV, cada um com potência nominal de 450 MVA.
Deverá ser previsto espaço para 4 (quatro) bancos de autotransformadores 500/√3/230/√3 - 13,8 kV na
SE Ceará Mirim, cada um com potência nominal de 450 MVA, sendo 2 (dois) bancos de
autotransformadores para instalação imediata, os quais fazem parte deste leilão.
Deverá ser previsto espaço para 4 (quatro) bancos de autotransformadores 500/√3/230/√3 - 13,8 kV na
SE Campina Grande III, cada um com potência nominal de 600 MVA, sendo 1 (um) banco de
autotransformadores para instalação imediata, os quais fazem parte deste leilão.
As características das unidades transformadoras encontram-se especificadas nos relatórios listados
no item 2.
(a) Potência Nominal
Os bancos de autotransformadores 500/√3/138/√3 - 13,8 kV da SE João Câmara II deverão
ser especificadas com potência nominal de 450 MVA, nos enrolamentos primário e secundário,
para a operação em qualquer tape especificado.
Os bancos de autotransformadores 500/√3/230/√3 - 13,8 kV da SE Ceará Mirim deverão ser
especificadas com potência nominal de 450 MVA, nos enrolamentos primário e secundário,
para a operação em qualquer tape especificado.
O banco de autotransformadores 500/√3/230/√3 - 13,8 kV da SE Campina Grande III deverá ser
especificadas com potência nominal de 600 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.
As unidades transformadoras devem ser providas de comutadores de derivação em carga. A
TRANSMISSORA definirá o enrolamento onde serão instalados os comutadores, cuja atuação
VOL. III - Fl. 25 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
deve ser no sentido de controlar a tensão no barramento de 138 kV da Subestação João
Câmara II e de 230 kV das subestações Ceará Mirim e Campina Grande III.
Para o autotransformador da SE João Câmara II deve ser especificada no mínimo a faixa de
derivações de tape de + 15% e – 10% em relação a 138 kV, com no mínimo 22 posições de
ajuste (tapes).
Para os autotransformadores das SEs Ceará Mirim e Campina Grande III deve ser
especificada no mínimo a faixa de derivações de tape de + 15% e – 10% em relação a 230
kV, com no mínimo 22 posições de ajuste (tapes).
Caso os estudos de fluxo de potência, a serem executados durante a etapa de projeto
básico, identifiquem a necessidade de uma faixa mais extensa de tapes, a Transmissora
deverá atendê-la.
(c)
Condições operativas das unidades transformadoras
As unidades transformadoras das três subestações (João Câmara II, Ceará Mirim e Campina
Grande III) devem ser especificadas para operar desde sua entrada em operação com:
(i)
Carregamento não inferior a 120% da potência nominal definida no item 1.3.2.5(a), por
período de 4 horas do seu ciclo diário de carga, para a expectativa de perda de vida útil
normal estabelecida nas normas técnicas de carregamento de transformadores. A
referida sobrecarga de 20% deve ser alcançada para qualquer condição de
carregamento do transformador no seu ciclo diário de carga, inclusive se esse
carregamento for de 100% da sua potência nominal;
(ii)
Carregamento não inferior a 140% da potência nominal definida no item 1.3.2.5(a), por
período de 30 minutos do seu ciclo diário de carga, para a expectativa de perda de vida
útil normal estabelecida nas normas técnicas de carregamento de transformadores. A
referida sobrecarga de 40% deve ser alcançada para qualquer condição de
carregamento do transformador no seu ciclo diário de carga, inclusive se esse
carregamento for de 100% da sua potência nominal;
As unidades transformadoras devem ser capazes de operar nas condições estabelecidas na
norma ABNT NBR 5416 e na Resolução Normativa ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de
2005, resguardado o direito de adicional financeiro devido a sobrecargas que ocasionem perda
adicional de sua vida útil, em conformidade com os procedimentos da Resolução Normativa
ANEEL nº 513, de 16 de setembro de 2002.
Também, 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 a
unidade transformadora possua comutadores de derivações, em carga ou não, eles devem
poder operar para a referida faixa operativa, em todas as posições dos comutadores.
Deve ser possível energizar as unidades transformadoras sem restrições, tanto pelo
enrolamento primário quanto pelo secundário, para toda a faixa de tensão operativa.
As unidades transformadoras devem ser adequadas para operação em paralelo nos
respectivos terminais de alta e baixa tensão.
As unidades transformadoras de potência devem ser capazes de suportar o perfil de
sobreexcitação em vazio a 60 Hz, de acordo com a Tabela 1010 em qualquer derivação de
operação.
VOL. III - Fl. 26 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
TABELA 10 – SOBREEXCITAÇÃO EM VAZIO A 60 HZ, EM QUALQUER DERIVAÇÃO
Período (segundos)
10
20
60
480
Tensão de derivação (pu)
1,35
1,25
1,20
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 o valor máximo de impedância de 14% na base nominal das unidades
transformadoras, salvo quando indicado pelos estudos de planejamento ou para limitação da
corrente de curto-circuito, visando evitar a superação de equipamentos. Os valores de
impedância devem estar referenciados à temperatura de 75 °C. Em caso de transformadores
paralelos os valores de impedância dos mesmos devem ser compatibilizados de forma a
atender as condições de paralelismo das unidades.
(e) Perdas
O valor das perdas máximas para autotransformadores monofásicos ou trifásicos de qualquer
potência deve ser igual ou inferior a 0,3% da potência nominal na operação primáriosecundário.
O valor das perdas máximas para transformadores trifásicos ou monofásicos de potência
trifásica nominal superior a 5 MVA e de tensão nominal do enrolamento de alta tensão igual ou
superior a 230 kV, entre o primário e o secundário devem atender à Tabela 4.
TABELA 4 – PERDAS PARA TRANSFORMADORES
Perdas em porcentagem da potência nominal (1)
Potência Trifásica Nominal (Pn(2) )
Perdas Máximas
5 < Pn < 30 MVA
0,70 %
0,60 %
30
Pn < 50 MVA
0,50 %
50
Pn < 100 MVA
0,40 %
100 Pn < 200 MVA
0,30 %
Pn 200 MVA
Notas: 1) Perdas totais na tensão nominal e freqüência nominal para a operação
primário-secundário.
2) Pn: potência nominal no último estágio de refrigeração.
(f)
Nível de ruído
O máximo nível de ruído audível emitido pelas unidades transformadoras de potência deve
estar em conformidade com a norma NBR 5356 da ABNT.
1.3.2.6
Compensador Estático da SE Ceará Mirim 230 kV
A configuração básica indica a necessidade de utilização de um compensador estático de reativos,
situado na SE Ceará Mirim 230 kV, cujos requisitos técnicos estão descritos a seguir.
.
VOL. III - Fl. 27 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
1.3.2.6.1
Condições Gerais
a.
O sistema de controle do compensador estático não pode comprometer o desempenho
do SIN, tanto em operação normal como sob contingências, emergências e operação
degradada, para regimes permanente e transitório;
b.
O compensador estático não deve propiciar o surgimento de condições de
ferrorressonância, nem de saturação assimétrica de núcleos de transformadores;
c.
Para qualquer cálculo de harmônicos e filtros devem ser consideradas as tolerâncias de
fabricação das impedâncias dos transformadores elevadores dos CERs, incluindo
diferenças entre fases, bem como os valores especificados de tensão de seqüência
negativa da rede e da faixa de variação da freqüência fundamental;
d.
O controle do CER deve ser concebido de forma a evitar hunting com controles de outros
CERs eletricamente próximos. As operações do sistema de controle de elementos
manobráveis e/ou comutadores automáticos de transformadores (do compensador
estático ou externos), não devem dar origem a oscilações intermitentes (huntings) entre
estes elementos, nem entre nenhum deles e o controle do compensador;
e.
O controle do compensador estático deve ser concebido de forma a contribuir para
minimizar as perturbações no sistema elétrico, durante uma falta. O controle deve ser
dimensionado considerando a necessidade de atuação do esquema de religamento
monopolar;
f.
O controle do CER deve permitir a entrada de sinais de grandezas elétricas adicionais
(fluxo de potência ativa, frequência, etc.) com o objetivo de modular, se necessário, a
potência reativa do CER no sentido de amortecer oscilações de tensão, oscilações de
potência na rede elétrica e ressonâncias subsíncronas;
g.
O controle do CER deve ser projetado de tal forma a não comprometer a estabilidade de
tensão da rede elétrica. Para tanto, deve identificar a sensibilidade da tensão da rede
elétrica à variação da susceptância do CER, e adotar medidas corretivas no sentido de
evitar condições de instabilidade;
h.
Deve ser demonstrado o desempenho do compensador estático para a operação em
condições nominais e degradadas por meio de estudos, com programas de transitórios
eletromagnéticos e de estabilidade transitória e dinâmica, a serem elaborados pelo
agente transmissor;
i.
Todos os equipamentos integrantes do CER deverão ser dimensionados para suportar
solicitações de curto-circuito na barra de conexão da Rede Básica em 230 kV, definidas
no item 1.3.1.3.(b);
j.
Deve ser possível ajustar a inclinação da rampa do controle do CER de forma contínua
dentro da faixa de tensão operativa em regime permanente definida no item 1.3.2.6.5.
k.
Deverá ser fornecido na etapa de projeto básico a memória de cálculo com o
dimensionamento do circuito principal do compensador estático.
1.3.2.6.2
Frequência
O CER deverá ser dimensionado para operar nas seguintes condições de frequência:
Faixa de Frequência em Regime Permanente - 60 Hz +/- 0,5 Hz
Faixa de Variação Transitória de Frequência
-
56 a 59,5 Hz por 20 segundos
VOL. III - Fl. 28 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
-
60,5 a 66 Hz por 20 segundos
A faixa de operação em regime permanente deverá ser utilizada para cálculos de desempenho de
equipamentos e as faixas de operação transitória para o cálculo dos valores de capacidade
(rating).
1.3.2.6.3
Ciclo de Sobrecarga
O CER deverá ser capaz de suportar as seguintes condições de operação em sobrecarga:
Tensão (pu)
1,80
1,40
1,30
1,20
1,10
1,05
1.3.2.6.4
Tempo
50 ms (Ind)
200 ms (Ind)
1 s (Ind)
10 s (Ind)
1 hora (Ind)
Contínuamente (Cap/Ind)
Desempenho do CER
A resposta ao degrau do CER deverá apresentar, no mínimo, o seguinte desempenho:
Parâmetros
Response time (rise time): 90% do valor final
Settling time: +-5% do valor final
Overshoot: sem exceções
Valor
33 ms
100 ms
30%
Esta resposta deve ser atingida para qualquer tensão dentro da faixa operativa., 0,95 a 1,05 pu,
para qualquer condição da rede externa ao CER.
1.3.2.6.5
Tensões nominais e limites de potência reativa
A Tabela 5 resume o montante de compensação reativa controlável a ser instalado. Entende-se por
barra de conexão àquela barra da rede à qual se conecta o lado de alta tensão do(s) transformador(es)
do CER.
TABELA 5 – TENSÕES NOMINAIS E LIMITES DE POTÊNCIA REATIVA
Subestação
Tensão Nominal na
Barra de Conexão
do CER (kV)
Faixa de Tensão Operativa
em regime permanente na
Barra de Conexão do CER
(kV)
Ceará Mirim
230
218 a 242
1.3.2.6.6
Capacidade
Nominal
Contínua na Barra de
Conexão do CER para
toda a faixa de tensão
operativa (Mvar)
-75/+150
Configuração mínima do CER
O CER deverá ser composto no mínimo por dois módulos de TSCs (Capacitor Chaveado a Tiristores) e
dois módulos de TCRs (Reator Controlado a Tiristores), onde cada módulo deverá ser provido de
equipamento de seccionamento motorizado para isolamento. Caberá à TRANSMISSORA definir a
configuração a ser adotada para os filtros., respeitando o desempenho harmônico definido no subitem
1.3.2.6.8.
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1.3.2.6.7
Perdas máximas nos componentes do CER
As perdas máximas totais do CER, incluindo as perdas do transformador e a potência de serviços
auxiliares para refrigeração das válvulas, devem ser iguais ou menores a 0,6% com máxima potência
reativa capacitiva, a 0,20% com potência reativa nula e a 0,4% com máxima potência reativa indutiva.
Estas potências reativas são referidas ao lado de alta tensão, em 230 kV, do CER, com tensão nominal
e 60 Hz. Os citados valores percentuais são referidos à potência de 150 MVA.
1.3.2.6.8
Desempenho harmônico
Definições :
a) Distorção de tensão harmônica individual
D = Vh (em %)
b) Distorção de tensão harmônica total (DTHT) é a raiz quadrada do somatório quadrático das
tensões harmônicas de ordens 2 a 30:
Vh2 (em %), onde :
DTHT =
Vh
vh
v1
1.3.2.6.9
vh
tensão harmônica de ordem h em porcentagem da fundamental;
v1
tensão harmônica de ordem h (V);
tensão fundamental nominal (V).
100
Condições gerais para o desempenho harmônico
Deve-se considerar, para a avaliação do desempenho harmônico do CER (Compensador Estático
de Reativos), as seguintes condições e requisitos:
a) A determinação do envelope de impedância harmônica da rede CA deve considerar os
diversos cenários de evolução da rede ao longo do período de concessão, nas configurações
relativas aos patamares de carga leve, média e pesada. As cargas não deverão ser
consideradas. O envelope total poderá ser subdividido em subenvelopes de harmônicos
sucessivos. Além dos harmônicos do grupo deverão ser incluídos em cada subenvelope o
harmônico imediatamente superior e imediatamente inferior as ordens harmônicas do grupo,
com a finalidade de garantir a intersecção entre os conjuntos.
b) Deve ser considerada a necessidade de atendimento ao desempenho harmônico, para as
configurações de rede completa e (n-1) da rede CA.
c) A TRANSMISSORA deve manter para todas as etapas de implementação do presente lote, o
desempenho harmônico estabelecido no submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede,
considerando as condições de máxima dessintonia dos filtros e às condições mais severas de
geração de correntes harmônicas pelos TCRs.
d) Deve ser considerada a possibilidade de operação da rede CA com um desbalanço máximo de
seqüência negativa de 2,0%. Nos casos de filtros ativos ou passivos de sintonia automática,
devem ser considerados os erros de controle.
As instalações da TRANSMISSORA deverão ainda:
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e) Ter desempenho harmônico, do ponto de vista de distorção harmônica no ponto de
acoplamento comum (PAC) com a rede básica, demonstrado por meio de estudos e de
medições nos barramentos CA da rede básica conectados à subestação onde se localiza o
CER, conforme estabelecido no Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede. Esses estudos e
medições são de responsabilidade da TRANSMISSORA. As medições devem ser realizadas
durante o comissionamento, mas podem também virem a ser solicitadas em outras ocasiões, a
critério do ONS. O agente deverá instalar um equipamento de monitoração contínua, que utilize
métodos e equipamentos de medição autorizados pelo ONS.
f)
Não permitir que as correntes harmônicas nas linhas CA conectadas ao CER, produzam
interferências em linhas telefônicas em operação na data de comissionamento do CER, acima
dos limites das normas correspondentes..
1.3.2.6.10 Avaliação da Performance dos Filtros
A tabela a seguir define os limites de distorção harmônica individual (D) na barra de conexão a serem
atendidos pela TRANSMISSORA, considerando o CER como o único gerador de harmônicos.
TABELA 6 – LIMITES DE DISTORÇÃO HARMÔNICA INDIVIDUAL
13,8 kV V 69 kV
ÍMPARES
V 69 kV
PARES
ORDEM
VALOR(%)
3 a 25
1,5
ORDEM
ÍMPARES
VALOR(%)
todos
ORDEM
VALOR(%)
3 a 25
0,6
ORDEM
VALOR(%)
todos
0,3
0,6
0,7
27
PARES
0,4
27
DTHTS95% = 3
DTHTS95% = 1,5
1.3.2.6.11 Avaliação do Rating dos Filtros:
Para a definição do rating dos elementos dos filtros, a TRANSMISSORA deverá avaliar as harmônicas
externas ao seu CER (background harmonics), considerando os valores limites globais apresentados
na tabela a seguir, que impliquem nos piores valores de corrente e tensão nos componentes dos filtros,
respeitando o limite global de DTHT.
TABELA 7 – LIMITES GLOBAIS DE TENSÃO EXPRESSOS EM PORCENTAGEM DA TENSÃO FUNDAMENTAL
V < 69 kV
ÍMPARES
PARES
ORDEM
VALOR(%)
3, 5, 7
5%
ORDEM
2, 4, 6
9, 11, 13
V ≥ 69 kV
ÍMPARES
VALOR(%)
15 a 25
2%
≥27
1%
ORDEM
VALOR(%)
3, 5, 7
2%
2%
3%
9, 11, 13
≥8
ORDEM
VALOR(%)
2, 4, 6
1%
≥8
0,5%
1,5%
1%
15 a 25
≥27
DTHT = 6%
PARES
1%
0,5%
DTHT = 3%
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Os filtros deverão ser dimensionados para que não haja necessidade de desligamento por overrating
em condições operativas normais e de contingências simples (n-1) da rede externa, mesmo em caso
de operação com indisponibilidade de um filtro.
1.3.2.6.12 Modelos para programas computacionais
Deverão ser encaminhados à ANEEL os modelos computacionais dos compensadores estáticos a serem
utilizados em estudos de sistemas, conforme tabela abaixo:
TABELA 8 - MODELOS DE PROGRAMAS COMPUTACIONAIS
Aplicação
Estudo de fluxo de
carga
Estudos de transitórios
eletromecânicos
Estudos de transitórios
eletromagnéticos
Programa computacional
Anarede – desenvolvido pelo
Cepel
Anatem – desenvolvido pelo
Cepel
ATP - Alternative Transients
Program
Observação
O grau de detalhamento do modelo deve
ser definido pelo fabricante, de modo a
permitir a análise do desempenho do
CER frente a surtos de manobra.
Os modelos devem ser acompanhados de documentação detalhada, incluindo todo o material relativo
a sua descrição, filosofia e aferição em relação ao equipamento real.
Ressalta-se que os estudos pré-operacionais, que são realizados até 6 meses antes da entrada em
operação dos equipamentos, já devem dispor destas modelagens, devidamente testadas, para as
suas avaliações.
Ressalta-se que a indisponibilidade da modelagem do equipamento, devidamente testada e
documentada, pode vir a ser um impeditivo para a sua entrada em operação.
1.3.2.7
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.
1.3.2.8
Equipamentos localizados em entradas de linha
1.3.2.8.1
Tensão máxima em regime a 60 Hz aplicada em vazio
Equipamentos localizados nas extremidades de linha e que possam ficar energizados após a
manobra da mesma no terminal em vazio, tais como reatores de linha, disjuntores, secionadores e
transformadores de potencial, deverão ser dimensionados para suportar por uma hora as
sobretensões à freqüência industrial de acordo com a Tabela 9.
TABELA 9 – TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL NAS EXTREMIDADES DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO 1 HORA APÓS MANOBRA (KV)
Tensão nominal
230
345
500
Tensão sustentada
253
398
600
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1.3.2.9
REATORES EM DERIVAÇÃO
(a)
Tolerâncias
Serão admitidas as seguintes tolerâncias do reator:
•
Impedância: 2% por fase em relação ao valor especificado e não devendo afastar-se 1% do
valor médio medido das três fases das unidades;
(b)
Esquemas de Aterramento
Os bancos de reatores poderão considerar os seguintes esquemas de aterramento:
•
Estrela solidamente aterrada;
•
Estrela aterrada através de impedância.
Caso seja necessário o uso de impedância de aterramento, o isolamento do neutro do reator deve ser
dimensionado considerando esse equipamento.
(c)
Perdas
O valor médio das perdas totais, à tensão nominal de operação e freqüência 60 Hz, deve ser inferior a
0,3 % da potência nominal do reator.
(d)
Suportabilidade a Sobretensões
O equipamento deve ser capaz de suportar os níveis de sobretensões transitórias e temporárias
definidos pelos estudos de sistema.
O dimensionamento dos reatores, em especial os de linha, deverá considerar a possibilidade de
sobretensões em regime normal de operação de forma a não serem limitadores da capacidade de
transmissão da linha.
(e)
Característica V x I
Deve ser definida por estudos de sistema e engenharia.
(f)
Isolamento do Neutro
Para a viabilização da implementação do religamento monopolar, a necessidade da utilização de
reatores de neutro, o isolamento do reator deve ser especificado de forma a permitir a conexão
desses reatores.
Caso os estudos de religamento monopolar indiquem a necessidade de instalação de reatores de neutro, a
Transmissora deverá implementá-los de forma a viabilizar o referido religamento. Nesse caso, o isolamento
do neutro dos reatores principais deverá ser especificado de forma a permitir a conexão dos reatores de
neutro.
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1.4
REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO
1.4.1
DEFINIÇÕES BÁSICAS
COMPONENTE DO SISTEMA DE POTÊNCIA ou COMPONENTE: é todo equipamento ou instalação
delimitado por disjuntores, elos fusíveis ou religadores automáticos. Uma exceção existe para reator
shunt de LINHA DE TRANSMISSÃO que também é classificado como COMPONENTE, mesmo sem
disjuntor próprio.
SISTEMA: quando aplicado à proteção, à supervisão e controle ou a telecomunicações, significa o
conjunto de equipamentos e funções requeridas e necessárias para seu desempenho adequado na
operação da instalação e da REDE BÁSICA.
SISTEMA DE PROTEÇÃO: conjunto de equipamentos composto por relés de proteção, relés
auxiliares, equipamentos de teleproteção e acessórios destinados a realizar a proteção em caso de
falhas elétricas, tais como curtos-circuitos, e de outras condições anormais de operação dos
COMPONENTES de um sistema elétrico (LINHAS DE TRANSMISSÃO, barramentos e
equipamentos).
PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA: destina-se a detectar e eliminar, seletivamente e sem retardo
de tempo intencional, falhas que ocorram apenas no COMPONENTE protegido. São exemplos os
esquemas com comunicação direta relé a relé, os esquemas de teleproteção, as proteções
diferenciais, os esquemas de comparação de fase etc.
PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA: destina-se a detectar e eliminar falhas que ocorram no
COMPONENTE protegido e a fornecer proteção adicional para os COMPONENTES adjacentes. Em
sua aplicação como PROTEÇÃO DE RETAGUARDA, sua atuação é coordenada com a atuação das
proteções dos equipamentos adjacentes por meio de retardo de tempo intencional. São exemplos as
proteções de sobrecorrente e as proteções de distância.
PROTEÇÃO DE RETAGUARDA: destina-se a atuar quando da eventual falha de outro SISTEMA DE
PROTEÇÃO. Quando esse SISTEMA está instalado no mesmo local do SISTEMA DE PROTEÇÃO a
ser coberto, trata-se de retaguarda local; quando está instalado em local diferente daquele onde está
o SISTEMA DE PROTEÇÃO a ser coberto, trata-se de retaguarda remota.
PROTEÇÃO PRINCIPAL: esquema de proteção composto por um SISTEMA de PROTEÇÃO
UNITÁRIA OU RESTRITA e um SISTEMA de PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA.
PROTEÇÃO ALTERNADA: esquema composto por um SISTEMA DE PROTEÇÃO UNITÁRIA OU
RESTRITA e por um SISTEMA de PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA, funcionalmente
idêntico à PROTEÇÃO PRINCIPAL e completamente independente desta.
PROTEÇÃO INTRÍNSECA: conjunto de dispositivos de proteção normalmente integrados aos
equipamentos, tais como relés de gás, válvulas de alívio de pressão, sensores de temperatura,
sensores de nível etc.
SIR: relação entre a impedância de fonte e a impedância da LINHA DE TRANSMISSÃO (SIR), é
definida por meio da divisão da impedância da fonte atrás do ponto de aplicação de um relé pela
impedância total da LINHA DE TRANSMISSÃO protegida:
SIR = ZS / ZL
Onde, ZS = Impedância da Fonte e ZL = Impedância da LINHA DE TRANSMISSÃO
COMPRIMENTO RELATIVO DE LINHA DE TRANSMISSÃO: determinado em função do SIR e
utilizado para a seleção do tipo de proteção mais indicado. No âmbito do presente Anexo Técnico, as
LINHAS DE TRANSMISSÃO classificam-se como:
LINHAS DE TRANSMISSÃO curtas, as que apresentam SIR > 4;
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LINHAS DE TRANSMISSÃO longas, as que apresentam SIR ≤ 0,5.
1.4.2
REQUISITOS GERAIS
TELECOMUNICAÇÕES
PARA
PROTEÇÃO,
REGISTRADORES
DE
PERTURBAÇÕES
E
Os requisitos técnicos e as características funcionais aqui apresentados referem-se aos seguintes
SISTEMAS funcionalmente distintos:
a) SISTEMAS DE PROTEÇÃO (SP);
b) SISTEMAS de registro de perturbações (SRP); e
c) SISTEMAS de telecomunicação (ST).
Cada SISTEMA (proteção, registradores de perturbações e telecomunicações) deve ser integrado no
nível da instalação para permitir o acesso local ou remoto de todos os seus dados, ajustes, registros
de eventos, grandezas de entradas e outras informações. Essa integração não deve impor restrições
à operação dos COMPONENTES primários da instalação.
No caso de implantação de um novo vão em INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, os SISTEMAS
devem ser compatibilizados com os já instalados.
Todos os equipamentos e SISTEMAS devem ter automonitoramento e autodiagnóstico, com bloqueio
automático da atuação quando houver defeito e com sinalização local e remota de falha e defeito.
Os SISTEMAS devem ter arquitetura aberta e utilizar protocolos de comunicação descritos em norma,
de forma a não impor restrições a AMPLIAÇÕES futuras DA REDE BÁSICA e à integração com
SISTEMAS e equipamentos de outros fabricantes.
Os SISTEMAS devem ter recursos que possibilitem a intervenção das equipes de manutenção sem
desligamento de COMPONENTES primários.
Os materiais e equipamentos a serem utilizados devem ser projetados, fabricados, montados e
ensaiados em conformidade com as últimas revisões das normas da Associação Brasileira de
Normas Técnicas - ABNT no que for aplicável, e, na falta destas, com as últimas revisões das normas
da International Electrotechnical Commission – IEC ou da American National Standards Institute –
ANSI, nessa ordem de preferência.
Todos os equipamentos e SISTEMAS digitais devem atender aos requisitos das normas para
compatibilidade eletromagnética aplicáveis, conforme as Normas citadas, nos graus de severidade
adequados para instalação em subestações de extra-alta-tensão.
1.4.3
REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO
Todo COMPONENTE, exceção feita aos barramentos, deve ser protegido localmente por dois
SISTEMAS DE PROTEÇÃO completamente independentes.
Excetuando-se os barramentos, a proteção dos COMPONENTES deve ser concebida de maneira a
não depender de PROTEÇÃO DE RETAGUARDA remota no SISTEMA DE TRANSMISSÃO. Para os
barramentos deve ser prevista PROTEÇÃO DE RETAGUARDA remota para cobertura de eventual
indisponibilidade de sua única proteção.
Devem ser previstos transformadores para instrumentos – transformadores de corrente e de potencial
– para alimentação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO, supervisão e controle, em número adequado e
com características nominais especificadas em função da aplicação (relações nominais, número de
núcleos e enrolamentos secundários, exatidão, cargas nominais, desempenho transitório, etc.).
Os enrolamentos dos transformadores de corrente para alimentação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO
devem ser dispostos na instalação de forma a permitir a superposição de zonas das PROTEÇÕES
RESTRITAS de equipamentos primários adjacentes, evitando a existência de “pontos cegos”. O uso
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de proteções que tenham funcionalidades que possam detectar faltas em eventuais “zonas mortas”
resultantes da aplicação de transformadores de corrente na instalação pode ser considerado.
As correntes e tensões para alimentação de cada SISTEMA DE PROTEÇÃO - PRINCIPAL E
ALTERNADA - devem ser obtidas de núcleos independentes de transformadores de corrente e de
secundários diferentes de transformadores de potencial. Quando não for utilizada redundância de
proteção (PROTEÇÃO PRINCIPAL E ALTERNADA), a alimentação de correntes e tensões da
PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve ser independente daquela utilizada pela PROTEÇÃO
GRADATIVA OU IRRESTRITA.
As proteções que estão sujeitas à operação acidental por perda de potencial devem ter supervisão de
tensão para bloqueio de operação e alarme.
Os conjuntos de PROTEÇÃO PRINCIPAL E ALTERNADA devem ser alimentados por bancos de
baterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independentes. Quando não for utilizada
redundância de proteção, esse requisito deve ser atendido para a PROTEÇÃO UNITÁRIA OU
RESTRITA e para a PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA.
Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ser constituídos, obrigatoriamente, por equipamentos
independentes e dedicados para cada COMPONENTE da instalação, podendo esses equipamentos
ser do tipo multifunção.
Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ter saídas para acionar disjuntores com dois circuitos de
disparo independentes.
Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos relés de proteção,
equipamentos de telecomunicação utilizados para teleproteção, religamento automático e
sincronismo, de forma a indicar qualquer anormalidade que possa implicar em perda da confiabilidade
operacional do SISTEMA DE PROTEÇÃO.
Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ter, em condições normais ou durante perturbações,
características de sensibilidade, seletividade, rapidez e confiabilidade operativa, a fim de que seu
desempenho não comprometa a segurança do sistema elétrico.
O agente de transmissão deve realizar os estudos necessários para ajustes e coordenação do
SISTEMA DE PROTEÇÃO. Para confirmar o atendimento aos requisitos descritos no item anterior, o
agente de transmissão deve manter o registro dos ajustes implantados. Esses ajustes devem ser
informados ao OPERADOR NACIONAL DE SISTEMA ELÉTRICO - ONS, sempre que solicitado.
1.4.4
1.4.4.1
SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO
Geral
O SISTEMA DE PROTEÇÃO de LINHA DE TRANSMISSÃO compreende o conjunto de relés,
equipamentos e acessórios instalados nos terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO, necessários e
suficientes para a detecção e eliminação, de forma seletiva, de todos os tipos de faltas – com ou sem
resistência de falta - e de outras condições anormais de operação.
No caso de utilização de compensação série, o SISTEMA DE PROTEÇÃO deve ser adequado para a
manutenção dos requisitos exigidos no parágrafo anterior.
Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ser selecionados de acordo com as características da LINHA
DE TRANSMISSÃO a ser protegida. LINHAS DE TRANSMISSÃO curtas (SIR > 4) não devem utilizar
esquemas de proteção com funções ajustadas em subalcance.
SISTEMAS DE PROTEÇÃO compostos por relés de distância devem ter as seguintes funções:
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
a) Funções de distância (21/21N)1 para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra, com
temporizadores independentes por zona;
b) Função de sobrecorrente direcional de neutro (67N), com unidades instantâneas e temporizadas
para complementação da proteção de distância para faltas a terra independentes das funções de
medição de distância;
c) Função para a detecção de faltas que ocorram durante a energização da LINHA DE
TRANSMISSÃO (50LP - switch onto fault); e
d) Função para detecção de oscilações de potência e bloqueio das unidades de distância (68OSB).
Se a PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA for realizada por relés de distância, o esquema de
teleproteção deve atender aos seguintes requisitos:
a) A seleção da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar em conta
o SISTEMA de telecomunicação utilizado, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o
comprimento relativo da LINHA DE TRANSMISSÃO, acoplamentos magnéticos com outras LINHAS
DE TRANSMISSÃO e a existência de compensação série;
b) A unidade instantânea da proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67 N) deve atuar
incorporada ao esquema de teleproteção selecionado sempre que possível utilizando canal de
teleproteção independente;
c) Em esquemas de teleproteção por sobrealcance devem ser utilizadas lógicas de bloqueio
temporário para evitar operação indevida durante a eliminação seqüencial de faltas em LINHA DE
TRANSMISSÃO paralelas (transient blocking);
d) Os esquemas de teleproteção do tipo permissivo por sobrealcance devem ter lógicas para a
devolução de sinal de disparo (echo) e para proteção de terminais com fraca alimentação (weak
infeed).
As PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS devem detectar faltas entre fases e entre fases e
terra, para 100% da extensão da LINHA DE TRANSMISSÃO protegida, sem retardo de tempo
intencional.
As PROTEÇÕES GRADATIVAS OU IRRESTRITAS devem ser compostas por relés de distância
(21/21N), para defeitos entre fases e fase-terra e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N).
Devem atender aos requisitos já mencionados e possibilitar efetiva PROTEÇÃO DE RETAGUARDA
para a LINHA DE TRANSMISSÃO protegida e para o barramento remoto, mantida a coordenação
com a proteção dos COMPONENTES adjacentes.
Terminais de LINHAS DE TRANSMISSÃO conectados a barramentos com arranjos do tipo disjuntor e
meio ou anel devem ter função para proteção do trecho de LINHA DE TRANSMISSÃO que
permanece energizado quando a chave isoladora da LINHA DE TRANSMISSÃO estiver aberta e
seus disjuntores fechados (stub bus protection).
1.4.4.2
Adequação do SISTEMA DE PROTEÇÃO das extremidades de uma LINHA DE TRANSMISSÃO
Nos SISTEMAS DE PROTEÇÃO de LINHA DE TRANSMISSÃO com recursos de telecomunicação –
esquema com comunicação relé a relé, teleproteção, proteções diferenciais, etc. –, os relés e
equipamentos instalados em ambos os terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO devem ser
considerados para a operação como um conjunto único, devendo ser integrados e idênticos entre si
quando comparadas as duas extremidades da LINHA DE TRANSMISSÃO. Este requisito deve ser
observado tanto para os equipamentos de telecomunicação quanto para os relés de proteção.
1
Numeração indicadora da função conforme Norma IEEE Standard Electrical Power System Device Function Numbers and Contact Designations, C37.2-1996.
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
Em um terminal é admissível a utilização de equipamentos para a PROTEÇÃO PRINCIPAL diferentes
dos, para a PROTEÇÃO ALTERNADA – ou para a PROTEÇÃO DE RETAGUARDA –, desde que se
atenda ao requisito explicitado no parágrafo anterior.
Na implantação de nova subestação decorrente de seccionamento de LINHA DE TRANSMISSÃO
com a inclusão de novas ENTRADAS DE LINHA devem-se adequar as proteções das ENTRADAS
DE LINHA existentes ao requisito especificado nos parágrafos anteriores, tanto pela aquisição e
implantação de novos SISTEMAS DE PROTEÇÕES como pelo remanejamento das proteções
existentes.
1.4.4.3
LINHAS DE TRANSMISSÃO com tensão nominal igual ou superior a 345 kV
O SISTEMA DE PROTEÇÃO de LINHA DE TRANSMISSÃO deve ser redundante: cada terminal de
LINHA DE TRANSMISSÃO deve ter PROTEÇÃO PRINCIPAL E PROTEÇÃO ALTERNADA,
composta por conjuntos de proteção – relés, equipamentos de telecomunicações, relés auxiliares de
demais acessórios – independentes.
O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de abertura dos disjuntores de todos os
terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO, não deve exceder a 100 ms.
Todo desligamento tripolar em um terminal de LINHA DE TRANSMISSÃO ocasionado pela atuação
de proteção deve gerar um comando a ser transferido para outro terminal, via esquema de
transferência direta de disparo, para efetuar o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto. A
lógica de recepção deve discriminar os desligamentos para os quais é desejado o religamento da
LINHA DE TRANSMISSÃO daqueles para os quais o religamento deve ser bloqueado.
As PROTEÇÕES PRINCIPAL E ALTERNADA devem ter função para proteção por perda de
sincronismo (78) baseada na taxa de variação no tempo da impedância medida, com as seguintes
características:
a) Ajustes das unidades de impedância e do temporizador independentes;
b) Seleção do modo de disparo na entrada (trip on way in) ou na saída (trip on way out) da
característica de medição; e
c) Bloqueio do disparo para faltas assimétricas, preferencialmente por corrente de seqüência de fase
negativa.
As PROTEÇÕES PRINCIPAL E ALTERNADA de todos os terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO
devem ter proteção trifásica para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado
independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal. Os elementos instantâneos
devem operar somente para sobretensões que ocorram simultaneamente nas três fases e os
elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três
fases.
1.4.4.4
LINHAS DE TRANSMISSÃO com tensão nominal de 230 kV
O sistema de proteção da LINHA DE TRANSMISSÃO deve ser composto por dois conjuntos de
proteção independentes do tipo PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e PROTEÇÃO GRADATIVA
OU IRRESTRITA.
O tempo total de eliminação de faltas pela PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA não deve exceder
a 150 ms. Nas LINHAS DE TRANSMISSÃO de interligação entre SISTEMAS este tempo não deve
exceder 100 ms.
As LINHAS DE TRANSMISSÃO de interligação entre SISTEMAS devem ter função para proteção por
perda de sincronismo (78) baseada na taxa de variação no tempo da impedância medida, com as
seguintes características:
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
Ajustes das unidades de impedância e do temporizador independentes;
Seleção do modo de disparo na entrada (trip on way in) ou na saída (trip on way out) da característica
de medição; e
Bloqueio do disparo para faltas assimétricas.
Quando a LINHA DE TRANSMISSÃO tiver reator diretamente conectado ou quando características
locais ou de equipamento assim o exigirem – por exemplo, em barramentos isolados a SF6 (gás
hexafluoreto de enxofre) – a atuação da proteção do reator ou do equipamento deve comandar, por
transferência de disparo, o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto da LINHA DE
TRANSMISSÃO.
Todos os terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO devem ter proteção trifásica para sobretensões
(59), com elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a
tensão nominal. Os elementos instantâneos devem operar apenas para sobretensões que ocorram
simultaneamente nas três fases e os elementos temporizados devem operar para sobretensões
sustentadas em qualquer uma das três fases.
1.4.4.5
Esquemas de religamento automático
1.4.4.5.1
Requisitos gerais
As linhas de 500 kV João Câmara II – Ceará Mirim e Ceará Mirim – Campina Grande III e as linhas de
230 kV Extremoz II – Ceará Mirim, Ceará Mirim - João Câmara, Campina Grande III – Extremoz II C1
e C2 e Campina Grande III – Campina Grande II devem ser dotadas de esquemas para religamento
automático tripolar e monopolar.
Os esquemas de religamento automático devem atender à seguinte filosofia:
a. Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio devese prever a possibilidade de religamento em qualquer dos disjuntores adjacentes à LINHA DE
TRANSMISSÃO.
b. O relé ou função de religamento deve ter temporizador para ajuste de tempo morto de
religamento.
c. Uma vez iniciado um determinado ciclo de religamento, somente deve ser permitido um novo
ciclo depois de decorrido um tempo mínimo ajustável, que se iniciará com a abertura do disjuntor.
d. O SISTEMA DE PROTEÇÃO deve ter meios para, opcionalmente, realizar o religamento
automático apenas quando da ocorrência de curtos-circuitos internos fase-terra.
e. Em subestações com arranjo do tipo anel ou disjuntor e meio devem ser previstas facilidades
(chave seletora ou através do sistema de controle) para a colocação ou retirada de serviço do
religamento e a seleção do disjuntor a religar.
f.
O ciclo de religamento automático deve ser iniciado exclusivamente após a eliminação de faltas
internas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser iniciados quando de
aberturas manuais de disjuntores, operação de funções gradativas de proteção, faltas nos
barramentos, atuações de proteções para falha de disjuntor, recepção constante de transferência
de disparo do terminal remoto, atuações de proteção de sobretensão e proteções de disparo por
perda de sincronismo. Quando for o caso, o ciclo iniciará a partir da eliminação de faltas por
atuação das proteções dos reatores de linha ou transformadores/autotransformadores.
g. Deve ser prevista a possibilidade de seleção de qualquer um dos terminais da LINHA DE
TRANSMISSÃO para religar primeiro (terminal líder). Esse religamento deve ocorrer depois de
transcorrido o tempo morto ajustado. O outro terminal (terminal seguidor) deve religar com a
verificação de sincronismo. Para permitir a seleção do terminal líder, ambos os terminais devem
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
ser equipados com esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo. O terminal
líder deve religar somente se não houver tensão na LINHA DE TRANSMISSÃO. O terminal
seguidor deve religar somente depois da verificação de sincronismo, se houver nível de tensão
adequado do lado da LINHA DE TRANSMISSÃO.
h. Qualquer ordem de disparo iniciada por proteção deverá desligar os três pólos do disjuntor e
iniciar o ciclo de religamento.
i.
O comando de fechamento tripolar de disjuntores deve ser supervisionado por funções de
verificação de sincronismo e de subtensão e sobretensão.
No caso de utilização de religamento automático monopolar devem ser atendidos, adicionalmente, as
seguintes condições:
a. O desligamento e o religamento dos dois terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO devem ser
monopolares para faltas monofásicas e tripolares para os demais tipos de faltas. Caso não haja
sucesso no ciclo de religamento o desligamento deve ser tripolar. Nesse esquema deve haver
opção também para religamento apenas tripolar. Na opção tripolar, qualquer ordem de disparo
iniciada por proteção deve desligar os três pólos do disjuntor e iniciar o ciclo de religamento;
b. O esquema de religamento deve permitir ajustes independentes do tempo morto de religamento
tanto para o religamento monopolar quanto para o tripolar;
c. Durante o período de operação com fase aberta imposto pelo tempo morto do religamento
monopolar, qualquer ordem de disparo deve ser tripolar, cancelando o religamento da LINHA
DE TRANSMISSÃO;
d. No caso de utilização de esquemas de teleproteção em sobrealcance, com funções direcionais
de sobrecorrente de neutro (seqüência zero e/ou negativa), deve ser previsto o bloqueio dessas
funções durante o período de operação com fase aberta;
e. Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem permitir a correta seleção de fases defeituosas para
comandar o desligamento do disjuntor de forma monopolar ou tripolar.
1.4.4.5.2
Função para verificação de sincronismo
A função para verificação de sincronismo deve permitir o ajuste do tempo total de religamento,
considerando a contagem de tempo desde a abertura do disjuntor e incluindo os tempos mortos
típicos para a respectiva classe de tensão. Além disso, deve possibilitar ajustes da diferença de
tensão, defasagem angular, diferença de freqüência e permitir a seleção das seguintes condições
para fechamento do disjuntor:
Barra viva – linha morta.
Barra morta – linha viva.
Barra viva – linha viva.
Barra morta – linha morta.
1.4.4.5.3
Requisitos para verificação de sincronismo manual.
As instalações devem ser providas de dispositivo para a verificação das condições de sincronismo
para o fechamento manual de seu(s) disjuntor(es).
No caso de AMPLIAÇÃO DA REDE BÁSICA ou modificação da instalação devem ser instalados os
transformadores de instrumentos, eventualmente necessários para a realização da função de
sincronização.
O dispositivo de sincronização deve atender aos seguintes requisitos:
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
Permitir o fechamento do disjuntor com temporização ajustável, após verificar que os seus
terminais estão sincronizados (sistema em anel), e a diferença entre as tensões dos dois
terminais (módulo e ângulo de fase) está dentro dos limites ajustados;
Permitir o fechamento instantâneo do disjuntor, após verificar que a diferença entre as tensões
(módulo e ângulo de fase) e a diferença da freqüência dos dois terminais, está dentro dos limites
ajustados (sistema não sincronizado);
Contar com diferentes grupos de ajustes, de modo a permitir o fechamento de sistemas em anel
com diferenças de ângulo de fase das tensões distintas, dependendo do equipamento a ser
conectado;
Permitir o fechamento nas condições em que um ou ambos os lados do disjuntor estejam sem
tensão – “barra viva-linha morta”, “barra morta-linha viva” ou “barra morta-linha morta”; e
exteriorizar as grandezas de tensão e freqüência de ambos os lados do disjuntor a sincronizar, a
diferença de ângulo de fase e o desvio de freqüência entre seus terminais, bem como a indicação
das condições de sincronização, de forma a permitir a adoção de medidas operativas para atingir
a condição de sincronização.
1.4.5
SISTEMA DE PROTEÇÃO DE AUTOTRANSFORMADORES E TRANSFORMADORES
Compreende o conjunto de relés e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de todos
os tipos de faltas internas - para a terra, entre fases ou entre espiras - em transformadores de dois ou
três enrolamentos ou em autotransformadores. Devem prover também PROTEÇÃO DE
RETAGUARDA para falhas externas e internas à sua zona de proteção e dos dispositivos de
supervisão próprios de temperatura de enrolamento e de óleo, válvulas de alívio de pressão e relé de
gás.
1.4.5.1
Transformadores ou autotransformadores cujo mais alto nível de tensão nominal é igual ou superior
a 345 kV
Todo transformador ou autotransformador que tiver seu mais alto nível de tensão nominal igual ou
superior a 345 kV deve dispor de três conjuntos de proteção:
a. PROTEÇÃO PRINCIPAL, que se compõe de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e de
PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA;
b. PROTEÇÃO ALTERNADA, que se compõe de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e de
PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA; e
c. PROTEÇÃO INTRÍNSECA.
O tempo total de eliminação de faltas – incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés
auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores do transformador, pelas proteções unitárias ou
restritas – não deve exceder a 120 ms.
As funções diferenciais (87) dos sistemas de proteção principal e alternada devem utilizar os
enrolamentos dos transformadores de corrente localizados próximos aos disjuntores do transformador
ou autotransformador, de forma a incluir em sua zona de proteção as ligações entre os disjuntores e o
transformador ou autotransformador. As zonas de proteção das funções diferenciais devem se
superpor com as zonas de proteção dos barramentos adjacentes.
As proteções unitárias ou restritas devem ter as seguintes funções:
a)
função diferencial percentual (87) com atuação individual por fase;
b)
número de circuitos de restrição igual ao número de transformadores de corrente da malha
diferencial; e
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
c)
restrição da atuação para correntes de magnetização (inrush e sobreexcitação) e
desempenhos transitórios desiguais de transformadores de corrente.
As proteções gradativas ou irrestritas devem ter as seguintes funções:
a)
funções de sobrecorrente temporizada de fase (51) e de neutro (51 N) vinculadas a cada um
dos enrolamentos do transformador ou autotransformador;
b)
funções de sobrecorrente temporizada de terra (51 G) vinculadas a cada ponto de
aterramento do transformador ou autotransformador; e
c)
função de sobretensão de seqüência zero (59 G) vinculada ao enrolamento terciário ligado
em delta, para alarme de faltas à terra.
A proteção intrínseca deve ter as seguintes funções e características:
a)
função para detecção de faltas internas que ocasionem formação de gás (63) ou aumento da
pressão interna (20);
b)
função de sobretemperatura do óleo (26) com dois níveis de atuação (advertência e
urgência); e
c)
função de sobretemperatura do enrolamento (49) com dois níveis de atuação (advertência e
urgência).
A atuação dos sistemas de proteção deve atender à seguinte filosofia:
1.4.5.2
a)
as proteções unitárias ou restritas e a função para detecção de formação de gás (63) no
transformador de potência integrantes da proteção intrínseca devem comandar a abertura e
bloqueio de todos os disjuntores do transformador ou autotransformador;
b)
as proteções gradativas ou irrestritas devem comandar a abertura apenas do(s) disjuntor(es)
do respectivo enrolamento;
c)
os níveis de advertência e urgência das funções de sobretemperatura e a válvula de alivio de
pressão (20), integrantes da proteção intrínseca, devem ser utilizados para indicação e
alarme; e
d)
os níveis de urgência das funções de sobretemperatura, integrantes da proteção intrínseca,
podem ser utilizados para comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do
transformador ou autotransformador, por meio de temporizadores independentes.
Transformadores e autotransformadores cujo mais alto nível de tensão nominal é inferior a 345 kV
Todo transformador e autotransformadores cujo mais alto nível de tensão seja inferior a 345 kV deve
dispor de três conjuntos independentes de SISTEMA DE PROTEÇÃO:
PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA;
PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA;
PROTEÇÃO INTRÍNSECA.
O tempo total de eliminação de faltas - incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés
auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores do transformador ou autotransformador pela
PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA - não deve exceder a 150 ms.
A função diferencial (87) da PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve utilizar enrolamentos dos
transformadores de corrente localizados próximos aos disjuntores do transformador ou
autotransformador de potência, para incluir em sua zona de proteção as ligações entre os disjuntores
VOL. III - Fl. 42 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
e o transformador ou autotransformador de potência. A zona de proteção dessa função deve se
superpor às zonas de proteção dos barramentos adjacentes.
As PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS compostas por relés diferenciais devem ter as
seguintes funções:
Função diferencial percentual (87) com atuação individual por fase;
Número de circuitos de restrição igual ao número de transformadores de corrente da malha
diferencial; e
Restrição da atuação para correntes de magnetização (corrente de mangnetização transitória e
sobreexcitação) e desempenhos transitórios desiguais de transformadores de corrente.
As PROTEÇÕES GRADATIVAS OU IRRESTRITAS devem ter as seguintes funções:
Funções de sobrecorrente temporizada de fase (51) e de neutro (51N) vinculadas a cada um dos
enrolamentos do transformador/autotransformador;
Funções de sobrecorrente temporizada de terra (51G) vinculadas a cada ponto de aterramento do
transformador/autotransformador; e
Funções de sobretensão de seqüência zero (59G) vinculada ao enrolamento terciário ligado em
delta, para alarme de faltas à terra.
A PROTEÇÃO INTRÍNSECA deve possuir as seguintes funções e características:
Função para detecção de faltas internas que ocasionem formação de gás (63) ou aumento de
pressão interna (20);
Função de sobretemperatura do óleo (26) com dois níveis de atuação (advertência e urgência); e
Função de sobretemperatura do enrolamento (49) com dois níveis de atuação (advertência e
urgência).
A atuação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO deve atender à seguinte filosofia:
A PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e a função para detecção de formação de gás (63) no
transformador/autotransformador de potência, integrantes da PROTEÇÃO INTRÍNSECA, devem
comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador/autotransformador de
potência;
A PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA deve comandar a abertura apenas do(s)
disjuntor(es) do respectivo enrolamento;
Os níveis de advertência e urgência das funções de sobretemperatura e a válvula de alívio de
pressão (20), integrantes da PROTEÇÃO INTRÍNSECA, devem ser utilizados para indicação e
alarme;
Os níveis de urgência das funções de sobretemperatura, integrantes da proteção intrínseca,
podem ser utilizadas para comandar a abertura e o bloqueio de todos os disjuntores do
transformador/autotransformador de potência, por meio de temporizadores independentes.
VOL. III - Fl. 43 de 310
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1.4.6
SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES EM DERIVAÇÃO
Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a eliminação
de todos os tipos de faltas internas - para a terra, entre fases ou entre espiras - em reatores
monofásicos ou trifásicos, com neutro em estrela aterrada, conectados nas linhas de transmissão ou
em barramentos.
Todo reator deve dispor de três conjuntos independentes de sistema de proteção:
•
PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA;
•
PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA;
•
PROTEÇÃO INTRÍNSECA (de acordo com a recomendação de seu fabricante).
O tempo total de eliminação de faltas - incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés
auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores pela proteção restrita - não deve exceder a 100 ms
para reatores de tensão nominais iguais ou superiores a 345 kV e 150 ms para reatores de tensão
nominais iguais a 230 kV ou 138 kV;
A PROTEÇÃO UNITÁRIA ou RESTRITA deve ter as seguintes funções e características:
função diferencial (87 R), com restrição da atuação por correntes de magnetização (inrush e
sobreexcitação) e desempenho transitório desiguais de transformadores de corrente;
No caso de bancos de reatores monofásicos, a função diferencial (87 R) deve ser para cada
fase, com conexão por fase entre os TCs do lado da linha de transmissão ou do barramento e
os TCs do lado do neutro de cada reator;
No caso de reatores trifásicos, é admitida a proteção diferencial monofásica, com conexão
residual entre os TCs do lado da linha de transmissão ou do barramento e um único TC no
fechamento do neutro do reator. Caso existam TCs por fase no lado de neutro, a proteção
diferencial deve ser para cada fase.
A PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA deve ter as seguintes funções e características:
•
Função de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase e terra (50/51) e de neutro
(50/51N) localizada no lado da linha de transmissão ou do barramento do reator; e
•
Função de sobrecorrente temporizada de neutro (51N) ou de terra (51G) localizada no lado
do neutro do reator.
A PROTEÇÃO INTRÍNSECA deve ter as seguintes funções e características:
•
Função para detecção de faltas internas que ocasionem formação de gás (63) ou aumento de
pressão interna (20);
•
Função de sobretemperatura do óleo (26), com dois níveis de atuação (advertência e
urgência);
•
Função de sobretemperatura do enrolamento (49) com dois níveis de atuação (advertência e
urgência).
A atuação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO deve atender à seguinte filosofia:
•
No caso de reatores manobráveis por disjuntor(es) próprio(s), as PROTEÇÕES UNITÁRIA
OU RESTRITA e GRADATIVA OU IRRESTRITA e a função para detecção de formação de
gás (63) integrante das proteções intrínsecas devem comandar a abertura e o bloqueio do(s)
disjuntor(es) do reator.
•
No caso de reatores diretamente conectados a linha de transmissão, as PROTEÇÕES
UNITÁRIA OU RESTRITA e GRADATIVA OU IRRESTRITA e a função para detecção de
VOL. III - Fl. 44 de 310
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SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
formação de gás (63) integrante das proteções intrínsecas devem comandar a abertura e o
bloqueio do(s) disjuntor(es) locais e enviar comando para abertura dos disjuntores remotos,
bloqueio do fechamento desses disjuntores e para o bloqueio dos esquemas de religamento
automático dos disjuntores dos terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO (transferência de
disparo); e
•
Os níveis de advertência e urgência das funções de sobretemperatura e a válvula de alívio de
pressão (20), integrantes da PROTEÇÃO INTRÍNSECA, devem ser utilizados para indicação
e alarme.
1.4.7
SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS
O SISTEMA DE PROTEÇÃO de barramentos compreende o conjunto de relés e acessórios
necessários e suficientes para detectar e eliminar todos os tipos de faltas nas barras, com ou sem
resistência de falta.
Cada barramento da instalação – com exceção dos barramentos com arranjo em anel – deve ter pelo
menos um conjunto independente de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA.
Em subestação com arranjo do tipo disjuntor e meio ou disjuntor duplo é vedado o uso de proteções de
barra do tipo adaptativo que englobem os dois barramentos da instalação.
Em subestação com arranjo do tipo barra dupla com disjuntor simples, a proteção deve ser global e
adaptativa, desligando apenas os disjuntores conectados ao barramento defeituoso, para qualquer
configuração operativa por manobra de secionadoras.
A PROTEÇÃO DE RETAGUARDA para faltas nos barramentos deve ser realizada pela PROTEÇÃO
GRADATIVA OU IRRESTRITA dos terminais remotos das LINHAS DE TRANSMISSÃO e
equipamentos ligados ao barramento.
O tempo total de eliminação de faltas – incluindo o tempo de operação do SISTEMA DE PROTEÇÃO
do barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores - não deve ser superior a
100 ms, para barramentos de tensões nominais iguais ou superiores a 345 kV e a 150 ms para os
níveis de tensão nominal inferiores.
No caso de falha da PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA do barramento, o tempo total para que as
PROTEÇÕES DE RETAGUARDA eliminem faltas no barramento não deve ser superior a 500 ms, para
barramentos de tensões nominais iguais ou superiores a 345 kV, e a 600 ms, para os níveis de tensão
nominais inferiores.
O SISTEMA DE PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve ter as seguintes funções e
características:
a. Ter proteção com princípio diferencial, por sobrecorrente diferencial percentual ou alta impedância
(87), ou comparação de fase, para cada uma das três fases;
b. Ser alimentado por núcleos dos transformadores de corrente independentes das demais funções
de proteção;
c. Ter imunidade para os diferentes níveis de saturação dos transformadores de corrente, com
estabilidade para faltas externas e sensibilidade para faltas internas;
d. Ter supervisão para os enrolamentos secundários dos transformadores de corrente dentro de sua
área de proteção, com bloqueio de atuação e alarme para o caso de abertura de circuito
secundário; e
e. Ser seletivo, para desligar apenas os disjuntores conectados à seção defeituosa do barramento.
O SISTEMA DE PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve desligar e bloquear o fechamento de
todos os disjuntores do barramento protegido.
VOL. III - Fl. 45 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
Novos vãos em subestações existentes devem se adaptar ao sistema de proteção de barra já
instalado. Havendo impossibilidade, o sistema de proteção de barra deve ser substituído.
1.4.8
SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO
O SISTEMA DE PROTEÇÃO de banco de capacitores em derivação deve levar em consideração a
potência, o nível de tensão, a configuração do banco e as características das unidades capacitivas.
O tempo total de eliminação de faltas no circuito entre o barramento e o banco de capacitores, –
incluindo o tempo de operação dos relés de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura do
disjuntor –, não deve exceder a 150 ms.
O SISTEMA DE PROTEÇÃO deve ter as seguintes funções e características:
a. Função de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase (50/51) e de neutro (50/51N), para a
eliminação de todos os tipos de faltas no circuito entre o barramento e o banco de capacitores
propriamente dito, incluindo defeitos oriundos do estabelecimento de arco elétrico entre racks
capacitivos. Em bancos de capacitores com tensão nominal igual ou superior a 345 kV essas funções
devem ser duplicadas, alimentadas por diferentes enrolamentos secundários do transformador de
corrente e com circuitos de disparo independentes;
b. Função de sobretensão de fase (59) com dois níveis de atuação (advertência e desligamento), com
faixa de ajustes de 110% a 160% da tensão nominal e com temporizadores independentes;
c. Função de sobrecorrente (61N) ou sobretensão residual (59N) para detecção de desequilíbrios
decorrentes da queima de unidades capacitivas que possam provocar sobretensões danosas às
unidades remanescentes, com dois níveis de atuação (advertência e desligamento) e temporizadores
independentes. A função (61N ou 59N) a ser utilizada deve ser definida de acordo com o arranjo físico
do banco de capacitores;
d. As proteções do banco de capacitores não devem atuar para faltas externas no sistema elétrico;
e. As funções de proteção devem ser imunes a transitórios oriundos de chaveamentos e devido à
presença de harmônicos; e
f. Durante as manobras de bancos de capacitores, devem ser previstas, se necessário, condições de
bloqueio de unidades instantâneas de relés de sobrecorrente de retaguarda, para evitar operações
indevidas.
A atuação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO deve atender à seguinte filosofia:
• As proteções de sobrecorrente de fase (50/51) e de neutro (50/51N) devem comandar a abertura e
bloqueio de todos os disjuntores do banco de capacitores;
• Os níveis de disparo das funções de sobretensão de fase (59) e de desequilíbrio de tensão (61N ou
59G) devem comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do banco de capacitores; e
• Os níveis de advertência das funções de sobretensão de fase (59) e de desequilíbrio de tensão (61N
ou 59G) devem ser utilizados para indicação e alarme.
1.4.9
SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR
Todo disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor.
O esquema do SISTEMA DE PROTEÇÃO para falha de disjuntor pode ser integrado ao SISTEMA DE
PROTEÇÃO de barramentos.
O tempo total para a eliminação de faltas pelo esquema de falha de disjuntores, incluindo o tempo de
operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores, não deve
exceder a 250 ms, para os níveis de tensão nominal igual ou superior a 345 kV, e a 300 ms para os
níveis de tensão nominal inferiores a 345 kV.
VOL. III - Fl. 46 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
O SISTEMA DE PROTEÇÃO para falha de disjuntores deve ter funções de detecção de corrente
(50BF) e de temporização (62BF), que podem ser integradas aos SISTEMAS DE PROTEÇÃO das
LINHAS DE TRANSMISSÃO e demais equipamentos, além de função de bloqueio (86BF). Deve
atender, ainda, à seguinte filosofia:
a. Ser acionado por todas as proteções do disjuntor protegido;
b. Promover novo comando de abertura no disjuntor protegido (retrip), antes da atuação no relé de
bloqueio;
c. Comandar, para a eliminação da falha, a abertura e o bloqueio do fechamento do número mínimo
de disjuntores adjacentes ao disjuntor defeituoso, e promover, se necessário, a transferência direta
de disparo para o(s) disjuntor(es) remoto(s);
Em transformadores/autotransformadores e reatores devem ser previstas lógicas de paralelismo entre
os contatos representativos de estado dos disjuntores e os contatos das unidades de supervisão de
corrente (50BF), de forma a viabilizar a atuação do esquema de falha de disjuntor para todos os tipos
de defeitos nesses equipamentos, inclusive nos que não são capazes de sensibilizar os relés de
supervisão de corrente do referido esquema. O SISTEMA DE PROTEÇÃO para falha de disjuntores
não deve ser acionado por comando manual do disjuntor nem por eventuais SISTEMAS Especiais de
Proteção – SEP.
1.4.10 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE COMPENSADOR ESTÁTICO
Faltas elétricas, falhas ou operações anormais que possam submeter os equipamentos a danos devem
ser detectadas, e os equipamentos com defeito, falha, ou sobrecarregados devem ser retirados de
operação ou ter suas sobrecargas controladas.
Se ocorrerem faltas elétricas, falhas ou operações anormais, pelo menos duas proteções devem
operar.
Cada proteção deve ter seu caminho de atuação duplicado.
Para cada caso de falha, deve haver atuação de uma proteção unitária ou restrita, de alcance limitado,
e de uma proteção de retaguarda lenta ou menos sensível. Para os casos em que a filosofia de
proteção unitária e retaguarda não puder ser aplicada, a proteção deve ser duplicada.
A proteção do compensador estático deve ser coordenada com as proteções do lado CA.
Deve ser possível testar as proteções, durante a operação normal, sem afetar a operação do
compensador estático.
1.4.11 PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES DE ATERRAMENTO
A TRANSMISSORA vencedora deste lote deve verificar com os agentes que se conectarão às
subestações objeto dessa licitação, os requisitos que devem ser atendidos pelo sistema de proteção do
transformador de aterramento.
1.4.12 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO
O SISTEMA Especial de Proteção - SEP, a ser definido nos estudos pré-operacionais do ONS, deve
ser implementado por Unidades de Controle Digital (UCD), específico para processar emergências
envolvendo o SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN.
Deve existir um SEP para cada subestação.
As características descritas a seguir são específicas para o SEP e devem ser rigidamente observadas
pela TRANSMISSORA:
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
As UCDs devem ser funcionalmente independentes das demais unidades do SISTEMA de
Proteção Controle e Supervisão (SPCS) no que diz respeito ao desempenho das suas funções.
Estas unidades devem estar conectadas à Via de dados (VDD) somente para enviar e receber
informações que devem ser exibidas nas Unidades de Supervisão e Operação (USO) das
subestações e dos Centros de Operação;
Os SEPs das subestações devem estar diretamente conectados entre si e com os SEPs das
demais subestações, incluindo as hoje existentes no sistema. Cada SEP deve ser dotado de um
mínimo de cinco portas seriais padrão RS-232C com Protocolo de Comunicação IEC-870-5-101
encapsulado em TCP-IP;
Esta conexão deve ser dedicada à função (SEP) e deve atender aos seguintes requisitos de tempo
de resposta:
-
O tempo máximo (total) estimado para tomada de decisão de um SEP de determinada
Subestação, em função da alteração de entradas digitais e / ou violação dos limites
estabelecidos para as funções supervisionadas ocorridos em outra subestação, incluídos os
tempos de comunicação, deve ser menor ou igual a 200 ms;
-
Dentro de uma mesma subestação o tempo de atuação deve ser menor ou igual a 20 ms.
Caso a UCD proposta para o SEP não consiga desempenhar as funções especificadas a seguir, a
TRANSMISSORA deve instalar os relés de proteção em quantidade e tipo necessários e
suficientes para cumprir estas funções. Estes relés devem, também, ser exclusivos para a função
SEP, não podendo ser compartilhados com o SPCS.
As seguintes funções devem ser desempenhadas pelas UCDs:
Função Direcional de Potência (para as LINHAS DE TRANSMISSÃO):
-
Atuação trifásica ou por fase;
-
Curva característica de tempo inversa;
-
Possibilidade de inversão da direcionalidade;
-
Facilidade de ajuste quanto ao ponto de atuação em termos de potência (W) ou corrente (A);
-
Dotado de saídas independentes para alarme e desligamento com reset local e remoto;
-
Interface com fibra óptica.
Função de Sub e Sobretensão (para as barras):
-
Atuação por fase;
-
Característica de tempo definido;
-
Ajuste contínuo da função 27 na faixa de 0,3 a 0,8 da tensão nominal e da função 59 de 1,1 a
1,6 da tensão nominal;
-
Exatidão melhor que 2%;
-
Interface com fibra óptica.
Função de Sub e 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;
VOL. III - Fl. 48 de 310
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-
A operação da unidade deverá ser bloqueada por subtensão, ajustável de 40 % a 80 % da
tensão nominal;
-
Cada unidade deve ser fornecida com funções para alarme e desligamento;
-
A atuação dessa unidade só deve ser possível após um período de avaliação não inferior a 3
(três) ciclos, de forma a eliminar eventuais atuações indevidas provocadas por componente
aperiódica ou outros transitórios na onda de tensão;
-
O tempo máximo de rearme dessa unidade deve ser de 50 ms;
-
O erro máximo admissível para cada temporizador deve ser de ± 5 %;
-
Circuitos de medição e saída independentes por estágios de atuação;
-
Interface com fibra óptica.
Devem ser disponibilizados os seguintes dados para ligação ao controlador lógico programável (CLP)
do SISTEMA:
Entradas analógicas:
-
Fluxo de potência ativa em todas as LINHAS DE TRANSMISSÃO, geradores e
transformadores/autotransformadores;
-
Tensão em todas as seções de barramento.
Entradas digitais:
-
Indicação de estado (com dois contatos) de disjuntores, chaves seccionadoras, chaves de
seleção de corte dos geradores (para usinas);
-
Indicação da atuação da proteção.
Saídas de controle:
Dois contatos para comando de abertura por disjuntor.
Caso os estudos pré-operacionais desenvolvidos pelo ONS, por ocasião da entrada em operação do
empreendimento, não indique a necessidade de instalação de SEP, a TRANSMISSORA fica liberada
desse fornecimento imediato. Essa liberação fica condicionado ao seu fornecimento, durante todo o
período de concessão do empreendimento, sem direito a receita adicional, se assim for recomendado
pelo ONS, em função de necessidades sistêmicas.
Se o empreendimento em questão estiver em área com SEP em operação, a transmissora deverá
verificar a necessidade de compatibilização do SEP a ser implantado com o existente.
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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 do agente a aquisição e instalação de todos os
equipamentos, softwares e serviços necessários para a implementação dos requisitos especificados
neste item e para a implementação dos recursos de telecomunicações, cujos requisitos são descritos
em item à parte.
Os requisitos de supervisão e controle são divididos em:
Requisitos gerais de supervisão e controle dos agentes, detalhados em requisitos gerais,
interligação de dados e, recursos de supervisão e controle dos agentes.
Requisitos para a supervisão e controle de equipamentos pertencentes à rede de operação,
divididos em interligação de dados, informações requeridas para a supervisão do sistema elétrico,
informações e telecomandos requeridos para o Controle Automático de Geração (CAG),
telecomandos requeridos para o Controle Automático de Tensão (CAT), requisitos de qualidade de
informação e, parametrizações.
Requisitos para o sequenciamento de eventos (SOE), divididos em interligação de dados,
informações requeridas para o sequenciamento de eventos e, requisitos de qualidade dos eventos.
Requisitos de supervisão do agente proprietário de instalações (subestações) compartilhadas da
rede de operação.
Avaliação da disponibilidade e da qualidade dos recursos de supervisão e controle, divididos em
item geral, conceito de indisponibilidade de recursos de supervisão e controle, conceito de
qualidade dos recursos de supervisão e controle e, indicadores.
Requisitos de atualização das bases de dados dos SISTEMAS de supervisão e controle do ONS,
divididos em requisitos para cadastramento dos equipamentos e, requisitos para teste de
conectividade da(s) interconexão(ões) e testes ponto a ponto.
Requisitos para a supervisão e controle de equipamentos pertencentes à rede de supervisão,
divididos em interligação de dados, informações requeridas para a supervisão do sistema elétrico,
requisitos de qualidade de informação e, parametrizações.
1.5.2
1.5.2.1
REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES
Requisitos Funcionais
Todas as informações transferidas pelos agentes para o ONS, exceto quando houver orientações
explícitas do ONS em contrário, devem corresponder aos dados coletados nas INSTALAÇÕES DE
TRANSMISSÃO, que não devem passar por qualquer processamento prévio, como:
a. Cálculos a partir de outras informações, exceção feita para os cálculos de conversão para valores
de engenharia;
b. Filtragens;
c. Substituições por resultados do estimador de estado;
d. Entradas manuais feitas pelo agente.
VOL. III - Fl. 50 de 310
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SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
Todas as telemedições e sinalizações de estado, especificadas posteriormente neste Anexo, devem
ter indicadores de qualidade do dado relativos à coleta, descrevendo as condições de supervisão
local (dado fora de varredura, dado inválido, dado sob entrada manual, etc.).
Cabe ao ONS definir o conjunto de protocolos de comunicação a ser adotado nas interligações de
dados, e ao agente escolher um deles para suas interligações com ONS. Os seguintes protocolos
deverão ser suportados pelos agentes, conforme apropriado:
a. Para comunicação com remotas: IEC 870-5-101/104 ou DNP V3.0;
b. Para interligação com outros centros de controle: ICCP.
Os CD (Concentradores de Dados), se utilizados, devem ser capazes de identificar o estado
operacional de todos os SISTEMAS hierarquicamente a ele subordinados e de transferir essas
informações para o ONS.
Os centros de operação do ONS identificam o estado operacional das UTR (Unidade Terminal
Remota) e dos CD diretamente a eles conectados a partir das trocas de informações nas
correspondentes interligações de dados. Esse estado é modelado como sinalização de estado nas
bases de dados de seus SISTEMAS de supervisão e controle.
Ainda no caso de uso de CD para atendimento ao CAT e, quando acordado com o ONS, ao CAG,
esses concentradores devem ser capazes de rotear automaticamente telecomandos emanados pelo
ONS para as instalações, sem intervenções manuais.
Os SSCL (Sistema de Supervisão e Controle Local) ou as UTR de cada instalação com equipamentos
na rede de operação devem:
a. Ter seus relógios internos ajustados com exatidão melhor ou igual a 1 (um) ms, com sincronismo
por GPS (Sistema de Posicionamento Global). Os SISTEMAS que atendam exclusivamente à
supervisão de equipamentos da rede de supervisão não integrantes da rede de operação não
precisam atender a esse requisito;
b. Ter tempo máximo de reinicialização de 5 (cinco) minutos;
c. Ser dimensionados para não perder eventos da SOE. Se ocorrer uma avalanche de eventos,
todos os eventos devem ser transferidos para o ONS em até 5 (cinco) minutos.
1.5.2.2
Interligação de dados
1.5.2.2.1
Conceito
Considera-se como interligação de dados o conjunto de equipamentos e SISTEMAS que se
interponham entre o ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo e cada um
dos centros citados neste edital.
Este conjunto poderá abranger, entre outros, os seguintes equipamentos:
SISTEMAS de Supervisão e Controle Locais (SSCL) ou UTR em usinas e subestações;
CD que podem ser SISTEMAS de supervisão e controle de um agente;
Enlace de dados, ponto-a-ponto ou via redes tipo WAN (“Wide Área Network”), entre quaisquer
destes SISTEMAS;
Equipamentos de interfaceamento com comunicações (modems, roteadores ou equivalentes) no
centro de operação designado pelo ONS.
VOL. III - Fl. 51 de 310
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1.5.2.2.2
Requisitos
É responsabilidade do agente prover todas as interligações de dados necessárias para atender aos
requisitos de supervisão e controle especificados.
As interligações de dados entre o(s) centro(s) de operação do ONS e as diversas instalações a serem
supervisionadas pelo ONS são definidas pelos agentes e apresentadas ao ONS, devendo estar em
conformidade com os requisitos de supervisão e controle apresentados neste edital.
São exigidos requisitos diferentes para diferentes tipos de recursos de supervisão e controle, o que
pode levar à necessidade de uso de interligações com características distintas, quais sejam:
a. Interligações para atender aos requisitos do CAG.
Estas interligações apresentam as seguintes peculiaridades:
Estão restritas às instalações necessárias à operação do CAG, normalmente usinas e
subestações que interligam áreas de controle distintas;
Cada interligação transporta um conjunto de dados relativamente pequeno, com uma ordem
de grandeza que varia de uma unidade a algumas dezenas;
Devem ser configuradas como uma ligação direta entre o(s) centro(s) de operação do ONS e
as instalações, não sendo aceitável o uso de CD, exceto quando acordado com o ONS;
Exigem taxas de transferências de dados relativamente altas, com períodos de aquisição de
no máximo 2 (dois) segundos;
Em virtude de suas características, podem requerer equipamentos especiais nas instalações
para a recepção de telecomandos e a aquisição e transferência das informações para o ONS;
Excepcionalmente, mediante acordo firmado caso a caso com o ONS, essas interligações
poderão ser compartilhadas com as interligações utilizadas para atender aos requisitos das
funções tradicionais de supervisão e controle, desde que atendidos todos os requisitos de
CAG.
b. Interligações para atender aos requisitos das funções tradicionais de supervisão e controle.
São as interligações comumente utilizadas para a aquisição de dados eletro-energéticos pelos
SISTEMAS de supervisão e controle, que se caracterizem por:
Cobrirem todas as instalações (usinas e subestações) sob responsabilidade de um
determinado centro de operação do ONS;
Transportarem informações com períodos de aquisição que variam de poucos segundos a
vários minutos e, em alguns casos, ações de controle;
Abrangem um grande volume de dados;
Conectam as instalações, CD ou centros de operação do agente aos centros de operação do
ONS.
c. As interligações para atender à SOE, caracterizam-se por transportar as informações de
seqüência de eventos coletadas nas instalações quando da ocorrência de perturbações e devem
ser transferidas aos centros de operação do ONS, em tempo real, pela mesma interligação de
dados utilizada para atender aos requisitos de supervisão e controle. Para as informações
definidas para trafegarem neste tipo de interligação (SOE), é vetada a passagem por qualquer
tipo de processamento, como filtragem ou cálculos.
d. Além dessas interligações, existem interligações que trafegam informações com alta taxa de
aquisição utilizada pelo ONS para a detecção de ilhamento. As informações transferidas se
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constituem em medições de freqüência em Hz em barramentos selecionados da REDE BÁSICA.
Para essas interligações, o agente se responsabiliza pela disponibilidade da medição na
instalação. Um acordo entre o agente e o ONS, estabelecido caso a caso, define a forma e os
recursos que serão utilizados para a transferência das informações ao ONS.
1.5.2.3
Recursos de supervisão e controle dos agentes
Entenda-se como recurso de supervisão e controle dos agentes o conjunto formado por:
Ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo, ou seja, transdutores, relés
de interposição, reguladores de velocidade / potência e outros equipamentos;
Interligação de dados, ou seja, o conjunto de equipamentos e SISTEMAS que se interponham
entre o ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo e os computadores
de comunicação do centro de operação do ONS.
Os agentes proprietários de equipamentos enquadrados em algum item deste edital devem fornecer
os recursos necessários para atender os requisitos de supervisão e controle exigidos pelo ONS,
incluindo as interligações de dados.
Para a entrada em operação de novos empreendimentos, é necessário que sejam atendidos todos os
requisitos definidos neste edital e os recursos devem estar completamente testados e prontos para
operar junto com os demais equipamentos do empreendimento.
Os SSCL ou UTR devem atender aos requisitos de supervisão e controle exigidos pelo ONS,
apresentados neste edital.
Os SISTEMAS de transmissão de dados utilizados nas interligações de dados devem atender aos
requisitos descritos neste anexo técnico, no item “Requisitos técnicos do SISTEMA de
telecomunicações”.
1.5.3
REQUISITOS
OPERAÇÃO
PARA A
SUPERVISÃO
E
CONTROLE
DE
EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À REDE DE
Este item define os requisitos de supervisão e controle necessários às funções de supervisão e
controle do ONS, aplicáveis aos equipamentos pertencentes à rede de operação.
Fazem parte da rede de operação todos os equipamentos relacionados na Tabela 1 e na Tabela 2
contidas no item 1.1.2 deste edital, que elencam as linhas de transmissão e as subestações da rede
básica. Adicionalmente, deverão atender os requisitos apresentados neste item 1.5.3, os equipamentos
relacionados a seguir:
2 Transformadores trifásicos 230/69 kV, 180 MVA cada, da SE João Câmara.
Os requisitos necessários à função de seqüenciamento de eventos são objetos de um item à parte.
1.5.3.1
Interligação de dados
Os recursos especificados neste subitem devem ser disponibilizados, através das seguintes
interligações de dados, conceituadas anteriormente:
a. Interligações para atender aos requisitos das funções tradicionais de supervisão e controle;
b. Interligações para atender aos requisitos do CAG.
1.5.3.2
Informações requeridas para a supervisão do sistema elétrico
Os requisitos necessários ao sequenciamento de eventos são tratados em um item a parte.
VOL. III - Fl. 53 de 310
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Para cada equipamento da rede de operação, as seguintes informações de grandezas analógicas e
de sinalizações de estado devem ser transferidas para o SISTEMA de supervisão e controle do centro
de operação designado pelo ONS para coordenar a operação desse centro, conforme especificado a
seguir:
1.5.3.2.1
Medições analógicas
Todas as medições deverão ser feitas de forma individualizada e transferidas periodicamente aos
centros de operação.
O período de transferência deve ser parametrizável por centro, devendo os SISTEMAS ser
projetados para suportar períodos de aquisição de pelo menos 4 segundos e, em alguns casos, de
6(seis) segundos, períodos esses definidos em comum acordo entre o agente e o ONS.
As seguintes medições devem ser coletadas e transferidas para os centros de operação:
1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV de cada secção de barramento que
possa formar um nó elétrico ou, caso seja adotado o arranjo em anel, uma medição do módulo
de tensão fase-fase em kV nos terminais de cada equipamento que a ele se conectem (LINHAS
DE TRANSMISSÃO, transformadores/autotransformadores, etc.);
A medição de tensão deve ser reportada ao ONS como sendo fase-fase, no entanto, este valor
pode ser obtido por cálculo a partir de uma medição fase-neutro;
1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV no ponto de conexão entre a LINHA DE
TRANSMISSÃO e a(s) compensação(ões) série, caso a instalação contemple compensação
série na(s) LINHA(S) DE TRANSMISSÃO;
Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar em todas as LINHAS DE TRANSMISSÃO;
Corrente em uma das fases em ampere nos terminais de todas as LINHAS DE TRANSMISSÃO;
1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV de cada terminal de LINHA DE
TRANSMISSÃO;
Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar em todas as linhas de transmissão;
Corrente em uma das fases em ampére nos terminais de todas as linhas de transmissão;
1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV de cada terminal de linha de
transmissão;
Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar e corrente em uma das fases em ampéres de
todos os enrolamentos de transformadores/autotransformadores;
Potência trifásica reativa em Mvar de todos os equipamentos de compensação reativa
dinâmicos, tais como compensadores síncronos e compensadores estáticos controláveis;
Posição de tape de transformadores/autotransformadores equipados com comutadores sob
carga. Casos excepcionais de não disponibilização desta informação poderão ser admitidos
apenas mediante inviabilidade técnica comprovada;
1
(uma)
medição
do
módulo
de
tensão
fase-fase
em
kV
para
transformadores/autotransformadores, excetuando-se aquele na fronteira da rede de operação.
Esta medição deve ser no lado ligado à barra de menor potência de curto-circuito, geralmente o
de menor tensão, caso o ONS não explicite que seja no outro lado do
transformador/autotransformador.
1.5.3.2.2
Sinalização de estado
Devem ser considerados os estados referentes:
VOL. III - Fl. 54 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
a. A todos os disjuntores e chaves utilizados nos barramentos e nas conexões de equipamentos
da rede de operação, aí incluídas as chaves de by pass. Esse requisito é aplicável tanto a
sistemas de geração e transmissão em corrente alternada quanto a sistemas de transmissão
em corrente contínua (incluindo filtros), sendo que, para os disjuntores, é necessário que a
sinalização seja acompanhada do selo de tempo.
b. Aos estados operacionais e alarmes dos equipamentos utilizados nos SISTEMAS especiais de
proteção. Se esses SISTEMAS tiverem atuações em instalações fora da rede de operação,
devem ser buscadas alternativas de monitoração, definidas em comum acordo entre o ONS e o
agente;
c. Aos relés de bloqueio, com selo de tempo;
d. Ao estado operacional de dispositivos de controle de FACTS, tais como os power oscillation
dampers das compensações série de LINHAS DE TRANSMISSÃO;
e. Ao estado dos comutadores sob carga (em automático/manual/remoto);
f.
Aos alarmes de temperatura de rotor e estator de compensadores síncronos;
g. Aos alarmes de temperatura de enrolamento e óleo de transformadores/autotransformadores e
reatores;
h. Ao estado operacional de UTR e SSCL diretamente subordinados a CD;
Ainda com relação à sinalização de estado, devem-se observar os seguintes requisitos:
a. O SISTEMA de supervisão e controle da instalação ou a UTR ou o CD, se utilizado, deve estar
apto a responder a varreduras de integridade feitas pelo ONS, que podem ser periódicas, com
período parametrizável, tipicamente a cada 1 (uma) hora, sob demanda ou por evento, como por
exemplo, uma reinicialização dos recursos de supervisão e controle do ONS;
b. Os SSCL ou as UTR de cada instalação com equipamentos na rede de operação devem ser
capazes de armazenar o selo de tempo das sinalizações com uma exatidão melhor ou igual a 1
(um) ms, utilizando o relógio interno do SISTEMA que deve ter a exatidão especificada no item
“Requisitos gerais dos SISTEMAS de supervisão dos agentes”.
c. Todas as sinalizações devem ser reportadas por exceção.
d. Excepcionalmente, a critério do ONS, podem ser reduzidos os requisitos de abrangência da
supervisão de barramentos na fronteira da rede de operação e dos equipamentos a eles
conectados, tais como aqueles aplicáveis a barramentos de terciário de
transformadores/autotransformadores e a barramentos do lado de baixa de
transformadores/autotransformadores na fronteira da rede de operação.
1.5.3.3
Informações e telecomandos requeridos para o Controle Automático de Geração (CAG)
1.5.3.3.1
Caracterização dos centros de operação que recebem as informações
O SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN) está dividido em áreas de controle de freqüência e
intercâmbio. Essas áreas são as redes de atuação dos centros de operação do ONS.
As informações de tempo real necessárias ao CAG devem ser enviadas, dependendo de sua
utilização, para um ou mais centros de operação do ONS, conforme abaixo descrito:
a. Centro de operação do ONS que controla o CAG da área a que pertence a instalação,
normalmente o centro de operação designado pelo ONS para coordenar a operação da
instalação;
b. Centros de operação do ONS responsáveis pelo controle do CAG das áreas adjacentes à área do
centro de operação designado pelo ONS para coordenar a operação da instalação;
VOL. III - Fl. 55 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
c. Centros de operação do ONS passíveis de assumir o CAG da área sob responsabilidade do
centro de operação designado pelo ONS para coordenar a operação da instalação.
1.5.3.3.2
Informações requeridas pelo centro de operação que controla o CAG
As seguintes informações utilizadas pelo CAG devem ser coletadas e transmitidas para este centro
de operação:
a. Freqüência em Hz em barramentos designados pelo ONS em rotina específica;
b. Potência ativa trifásica em MW em todos os pontos de interligação com outras áreas de controle,
que pode ser totalizada por instalação e por área;
c. Outras de geração e usinas, que não se referem ao presente Anexo Técnico.
1.5.3.3.3
Informações requeridas pelo centro de operação controlador das áreas adjacentes
As informações de potência ativa trifásica em MW em todos os pontos de interligação com outras
áreas de controle, que pode ser totalizada por instalação e por área, devem ser coletadas nas
instalações de interligação e transmitidas para os centros de operação controladores das áreas
adjacentes.
1.5.3.3.4
Informações requeridas pelos centros de operação do ONS passíveis de assumir o CAG de
uma ou mais áreas que se interligam
Para viabilizar as transferências de área de controle do CAG, o ONS identifica em rotina específica,
instalações em que as informações de potência ativa trifásica em MW nos pontos de interligação indicados
pelo ONS, que pode ser totalizada por instalação e por área, devem ser coletadas e transmitidas para um
ou mais centros de operação passíveis de assumir uma determinada área de controle.
1.5.3.4
Telecomandos requeridos para o Controle Automático de Tensão
Pode ocorrer que, por razões sistêmicas, seja necessário o uso de CAT (Controle Automático de
Tensão pelo ONS). Os CAT são instalados em seus centros de operação, atuando via telecomando
em equipamentos tais como comutadores sob carga de transformadores/autotransformadores,
compensadores síncronos e compensadores estáticos controláveis, resguardado suas limitações
operativas declaradas pelos agentes.
Excluem-se das ações do CAT a energização e desenergização de equipamentos.
1.5.3.5
Requisitos de qualidade da informação
1.5.3.5.1
Exatidão da medição
Todas as medições de tensão devem ser efetuadas por equipamentos cuja classe de precisão
garanta uma exatidão mínima de 1% e as demais de 2%. Tal exatidão deve englobar toda a cadeia
de equipamentos utilizados, tais como transformadores de corrente, de tensão, transdutores,
conversores analógico/digital, etc.
1.5.3.5.2
Idade do dado
Define-se como idade máxima do dado o intervalo de tempo máximo entre o instante de ocorrência
de seu valor na instalação (processo) e sua recepção no(s) centro(s) designado(s) pelo ONS.
O tempo necessário para a chegada de um dado ao centro designado pelo ONS inclui o tempo de
aquisição do dado na instalação, processamento da grandeza e transmissão desse dado através dos
enlaces de comunicação até o centro.
A idade máxima de um dado analógico coletado para o CAG deve ser inferior à soma do tempo de
varredura adicionado de:
2 (dois) segundos em média;
VOL. III - Fl. 56 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
5 (cinco) segundos no máximo para algumas varreduras, desde que mantida a média
de 2(dois) segundos.
A idade máxima para os demais dados analógicos deve ser inferior à soma do tempo de varredura
adicionado de:
4 (quatro) segundos em média;
10 (dez) segundos no máximo para algumas varreduras, desde que mantida a média
de 4(quatro) segundos.
A idade máxima de um dado coletado por exceção deve ser inferior a 8(oito) segundos.
Estes requisitos não se aplicam à transmissão das informações de seqüência de eventos.
1.5.3.5.3
Banda morta e varredura de integridade
Os protocolos que transmitem medições analógicas por exceção devem ter uma banda morta e
varredura de integridade definidas em comum acordo entre o ONS e o agente. As definições obtidas
nestes acordos não devem prejudicar a exatidão das medidas, conforme definido acima.
Enquanto um acordo formal não for firmado entre o ONS e o agente, a UTR e/ou SSCL devem ser
configurados com um valor inicial de banda morta de 0,1% do fundo de escala, ou do último valor lido
e deve suportar varreduras de integridade com períodos menores ou iguais a 30 (trinta) minutos.
1.5.3.5.4
Demais requisitos de qualidade para informações necessárias ao CAG
O período de aquisição dessas grandezas pelos centros de operação do ONS deve estar de acordo
com os padrões exigidos pelos SISTEMAS de CAG dos centros de operação designados pelo ONS e
deve ser menor ou igual a 2 (dois) segundos.
Todas as medições devem ser obtidas da mesma fonte, de tal forma que se garanta que todos os
SISTEMAS as recebam exatamente iguais, mesmo que transmitidas para diferentes centros de
operação e em diferentes enlaces e protocolos.
1.5.3.6
Parametrizações
Todos os períodos de aquisição acima especificados devem ser parametrizáveis, e os valores
apresentados se constituem em níveis mínimos.
1.5.4
1.5.4.1
REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS
Informações requeridas para o sequenciamento de eventos
Sempre que o equipamento dispuser das proteções abaixo citadas, as seguintes informações devem
ser coletadas pelo agente proprietário do equipamento e transferidas para o ONS conforme a
classificação do evento nos grupos:
Grupo “A”: compreende os eventos que devem ser enviados diretamente para o ONS, em tempo
real, através das mesmas interligações de dados utilizadas para atender aos requisitos de
supervisão e controle, conforme conceituação feita no item 1.5.2.2 “Interligação de dados”;
Grupo “B”: compreende os eventos que devem ser enviados de forma agrupada para o ONS, em
tempo real, através das mesmas interligações de dados utilizadas para atender aos requisitos de
supervisão e controle, conforme conceituação feita no item 1.5.2.2 “Interligação de dados”. Os
eventos disponíveis na instalação do agente na forma individualizada devem ser enviados para o
ONS, quando solicitados por este, através de meio eletrônico, em até 24 (vinte e quatro) horas;
Grupo “C”: compreende os eventos que devem estar disponíveis na instalação do agente e ser
enviados para o ONS, quando solicitados por este, através de meio eletrônico, em até 24 (vinte e
quatro) horas.
VOL. III - Fl. 57 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
1.5.4.2
Transformadores e autotransformadores:
Grupo “A”:
Disparo dos relés de bloqueio.
Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem:
(1) “Atuação da proteção do transformador - Função sobrecorrente”
(i)
atuação da proteção de sobrecorrente do comutador sob carga;
(ii)
disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro (por enrolamento).
(2) “Atuação da proteção do transformador - Função sobretemperatura”
(i)
disparo por sobretemperatura do óleo;
(ii)
disparo por sobretemperatura do enrolamento.
(3) “Atuação da proteção do transformador – Outras funções”
1.5.4.3
(i)
disparo da proteção de gás;
(ii)
disparo da proteção de sobretensão de seqüência zero para o enrolamento terciário
em ligação delta;
(iii)
disparo da válvula de alívio de pressão;
(iv)
disparo da proteção de gás do comutador de derivações;
(v)
disparo da proteção diferencial (por fase).
Bancos de capacitores:
Grupo “A”:
(1) disparo da proteção de sobretensão;
(2) disparo dos relés de bloqueio.
Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem “Atuação da
proteção dos bancos de capacitores – Outras funções”
(1) disparo da proteção de desequilíbrio de neutro;
(2) disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro.
1.5.4.4
Linhas de transmissão:
Grupo “A”:
(1) disparo por sobretensão;
(2) atuação da lógica de bloqueio por oscilação de potência;
(3) disparo da proteção para perda de sincronismo;
(4) atuação do relé de bloqueio de recepção permanente de transferência de disparo;
(5) disparo do relé de bloqueio de linha subterrânea.
Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem “Atuação da
proteção da linha de transmissão – Outras funções”
(1) disparo da proteção principal de fase;
(2) disparo da proteção alternada de fase;
(3) disparo da proteção principal de neutro;
VOL. III - Fl. 58 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
(4) disparo da proteção alternada de neutro;
(5) transmissão de sinal de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo da teleproteção;
(6) transmissão de sinal de transferência de disparo da teleproteção;
(7) recepção de sinal de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo da teleproteção;
(8) disparo por recepção de sinal de transferência de disparo da teleproteção;
(9) atuação da lógica de bloqueio por perda de potencial;
(10) disparo da 2ª zona da proteção de distância;
(11) disparo da 3ª zona da proteção de distância;
(12) disparo da 4ª zona da proteção de distancia;
(13) disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro temporizada;
(14) disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro instantânea.
Grupo “C”:
(1) partida da proteção principal de fase (por fase), nos casos em que o disparo da proteção
de fase não indique a(s) fase(s) defeituosas;
(2) partida da proteção alternada de fase (por fase), nos casos em que o disparo da proteção
de fase não indique a(s) fase(s) defeituosas;
(3) partida da proteção principal de neutro (por fase), nos casos em que o disparo da proteção
não indique a fase defeituosa;
(4) partida da proteção alternada de neutro (por fase), nos casos em que o disparo da
proteção não indique a fase defeituosa;
(5) partida do religamento automático.
1.5.4.5
Barramentos:
Grupo “A”:
(1) disparo da proteção de sobretensão;
(2) disparo dos relés de bloqueio.
Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem “Atuação da
proteção diferencial do barramento”
Atuação da proteção diferencial (por fase).
1.5.4.6
Compensadores estáticos:
Grupo “A”:
Disparo dos relés de bloqueio.
Grupo “B”: Agrupamento dos eventos abaixo relacionados para gerar uma única mensagem “Atuação da
proteção do compensador estático – Outras funções”
(1) Para os equipamentos componentes do compensador, incluindo o transformador
abaixador, reatores e capacitores:
Disparo das proteções intrínsecas dos equipamentos, conforme especificado para o
respectivo equipamento.
(2) Para os equipamentos controlados por tiristor:
(i) disparo da proteção de faltas à terra no compensador;
VOL. III - Fl. 59 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
(ii) disparo da proteção para faltas no módulo capacitor;
(iii) disparo da proteção para faltas no módulo reator;
(iv) disparo da proteção para desequilíbrio de corrente ou tensão para cada módulo de
filtro;
(v) disparo da proteção de seqüência negativa dos tiristores – 2º estágio.
1.5.4.7
Disjuntores:
Grupo “A”:
(1)
mudança de posição;
(2)
disparo da proteção de falha do disjuntor;
(3)
disparo dos relés de bloqueio.
(1)
disparo da proteção de discordância de pólos;
(2)
alarme de fechamento bloqueado;
(3)
alarme de abertura bloqueada;
(4)
alarme de sobrecarga do disjuntor central.
Grupo “C”:
1.5.4.8
Sistemas Especiais de Proteção – SEP (ECS, ECE e ERAC):
Grupo “A”:
Todos os disparos e alarmes.
1.5.4.9
Requisitos de qualidade dos eventos
1.5.4.9.1
Resolução do selo de tempo
Entende-se como resolução a capacidade de discriminar eventos ocorridos em tempos distintos.
1.5.4.9.2
Exatidão do selo de tempo
Entende-se como exatidão o grau de aproximação do selo de tempo ao tempo absoluto de ocorrência
do evento.
1.5.4.9.3
Requisitos
As UTR ou os SISTEMAS de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de armazenar
informações para o seqüenciamento de eventos com uma resolução entre eventos menor ou igual a 5
(cinco) ms. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento deve ser menor ou igual 1 (um) ms.
A base de tempo utilizada para o registro da seqüência de eventos deve ser o relógio de tempo da
UTR/SSCL, cujas características são apresentadas no item 1.5.2.1-“Requisitos Funcionais”.
A relação de eventos apresentada anteriormente deste documento está baseada numa filosofia de
proteção padrão. Os agentes podem utilizar diferentes filosofias e tecnologias, desde que atendam ao
disposto nos requisitos de proteção. Cabe ao agente mapear, sempre que aplicável, os eventos aqui
apresentados com aqueles efetivamente implementados na instalação. Cabe também ao agente a
implementação de processamentos e/ou combinação de sinais na instalação que venham a ser
necessários para a disponibilidade dos sinais aqui requeridos.
1.5.5
ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS
VOL. III - Fl. 60 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
A supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico, estando hoje
na região Nordeste, estruturada em um sistema hierárquico com SISTEMAS de supervisão e controle
instalados nos seguintes Centros de Operação do ONS, quais sejam:
Centro Regional de Operação Nordeste – COSR-NE;
Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico - CNOS.
Esta estrutura é apresentada de forma simplificada, para fins meramente ilustrativos, na Erro! Fonte
de referência não encontrada., 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)
COSRNE(1)
Recursos a serem
instalados
JC2(3)
CEM(3)
CG3(3)
CG2(2)
EX2(2)
CG2(4)
EX2(4)
Recursos existentes
Legenda:
(1) Centros de operação utilizados pelo ONS:
CNOS - Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico
COSR-NE – Centro Regional de Operação Nordeste
(2) Ampliação de supervisão e controle em subestação existente
CG2 - Subestação Campina Grande 2
EX2 - Subestação Extremoz 2
(3) Recursos de supervisão e controle em subestação nova
JC2 - Subestação João Câmara 2
CEM - Subestação Ceará Mirim
CG3 - Subestação Campina Grande 3
(4) Recursos de supervisão e controle em subestação existente
FIGURA 3 – ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS.
VOL. III - Fl. 61 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
Observa-se na figura acima que a interconexão com o Centro do ONS se dá através das seguintes
interligações de dados:
 Para o atendimento aos requisitos de supervisão e controle dos equipamentos das subestações
João Câmara II, Ceará Mirim, Campina Grande III, Campina Grande II e Extremoz II:
Interconexão com o Centro Regional de Operação Nordeste (COSR-NE).
Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros do ONS poderá se
dar por meio de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros,
desde que sejam atendidos os requisitos descritos para supervisão e controle e telecomunicações.
Neste edital, este centro é genericamente chamado de “Concentrador de Dados”. Neste caso, a
estrutura dos centros apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de
dados num nível hierárquico situado entre as instalações e o COSR-NE do ONS e, portanto, incluído
no objeto desta licitação.
A figura a seguir ilustra uma possível configuração.
VOL. III - Fl. 62 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
CNOS
COSR-NE
Recursos a serem
instalados
CD(1)
JC2
CEM
CG3
CG2
EX2
CG2
EX2
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.
FIGURA 4 – ARQUITETURA ALTERNATIVA DE INTERCONEXÃO COM O ONS.
A estrutura de interconexão aos centros do ONS para as Instalações da Rede Supervisão deverá ser
similar à apresentada para as instalações da Rede de Operação.
As Instalações Compartilhadas de Geração (ICG) pertencerão à Rede Complementar que compõe a
Rede de Operação e portanto seguem os mesmos requisitos aqui apresentados para a Rede Básica.
1.5.6
ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO.
Na implantação de nova subestação decorrente de seccionamento de LINHA DE TRANSMISSÃO com
a inclusão de novas entradas de linha devem-se adequar os sistemas de supervisão das entradas de
VOL. III - Fl. 63 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
linha existentes nas subestações Campina Grande II, Extremoz II, João Câmara e Extremoz II,
conforme requisitos apresentados no subitem “Requisitos para a Supervisão e Controle de
Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”. Todos os equipamentos a serem instalados devem
ser supervisionados segundo a filosofia adotada pela CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO de tais
subestações, devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos SISTEMAS de supervisão e
controle já instalados nestas subestações.
Adicionalmente, o agente de transmissão concessionário da nova instalação deve prover ao centro de
operação da CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO de tais subestações, responsável pela operação
e manutenção da LT seccionada, a supervisão remota referente à entrada da LT na nova subestação,
conforme requisitos apresentados no subitem “Requisitos para a Supervisão e Controle de
Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”.
1.5.7
REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO
COMPARTILHADAS DA REDE DE OPERAÇÃO.
DAS INSTALAÇÕES
(SUBESTAÇÕES)
Qualquer agente que compartilhe de uma instalação (subestação) existente deve fornecer os recursos
adicionais mencionados a seguir, ao agente proprietário da subestação.
O agente de transmissão concessionário da nova instalação deve prover aos centros de operação do
agente concessionário das subestações existentes Extremoz II e Campina Grande II, a supervisão
remota dos equipamentos que venham a ser instalados, conforme requisitos apresentados no item
1.5.3, com exceção dos requisitos para CAG e controle de tensão. Em adição à supervisão remota,
todos os equipamentos a serem instalados devem ser supervisionados em nível local segundo a
filosofia adotada pela CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO de tais subestações, devendo esta
supervisão ser devidamente integrada aos SISTEMAS de supervisão e controle já instalados nestas
subestações.
A arquitetura e os requisitos básicos dos SISTEMAS Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) das
EMPRESAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO das subestações são apresentados nos
documentos elencados no item Erro! Fonte de referência não encontrada., referentes a estas
subestações.
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.
O agente de transmissão é responsável pela instalação e operacionalização de todos os equipamentos
e SISTEMAS necessários para viabilizar estas interligações de dados.
O protocolo adotado para comunicação com o centro de operação do concessionário da subestação
deve ser configurado conforme determinado pelo concessionário proprietário da subestação.
Alternativamente à instalação de novos recursos de supervisão e controle, o agente de transmissão,
mediante prévio acordo com os agentes concessionários das instalações existentes, poderá optar pela
expansão dos recursos de supervisão e controle disponíveis, desde que atendidos todos os requisitos
de supervisão e controle.
O agente de transmissão deve prever testes de conectividade entre o SSCL/UTR e o SISTEMA de
supervisão e controle do centro de operação do agente concessionário da subestação, de forma a
garantir a coerência das bases de dados deste SISTEMA e o perfeito funcionamento dos protocolos
utilizados.
1.5.8
1.5.8.1
AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE
Geral
VOL. III - Fl. 64 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
Os recursos de supervisão e controle fornecidos pelos agentes ao ONS, para atender aos requisitos
apresentados neste edital, devem ter sua disponibilidade e qualidade medidas pelo ONS, na fase
operacional, através dos conceitos e critérios estabelecidos a seguir.
A avaliação destes recursos será feita por UTR, SSCL, CD e agente, conforme estabelecido e com
base na disponibilidade e a qualidade dos recursos de supervisão e controle por ele fornecidos, de
acordo com o centro de operação designado pelo ONS, incluindo os equipamentos de interface com
os SISTEMAS de comunicação.
Esta avaliação será feita através de índices agregados por UTR, CD e por agente, de forma
ponderada pelo número recursos implantados e liberados para a operação em relação ao número
total que deveriam ser disponibilizados, se aplicados os critérios apresentados neste Edital.
Não serão computados nos índices os tempos de indisponibilidade causados por:
a. Indisponibilidade de equipamentos nos centros de operação do ONS;
b. Atividades de aprimoramento constantes do plano de adequação das instalações dos agentes
apresentado ao ONS, plano este definido conforme estabelecido nas disposições transitórias;
c. Atualizações e instalação de hardware ou software nas UTR ou nos CD dos agentes, desde que
sejam programados e aprovados com antecedência junto ao ONS;
d. Atualizações ou instalação de hardware e software para melhoria de segurança no enlace de
comunicação entre UTR ou CD e o Centro designado pelo ONS, desde que sejam programadas e
aprovadas com antecedência junto ao ONS;
e. Manutenções autorizadas pelo ONS no equipamento elétrico associado ao recurso de supervisão
e controle.
São mostrados a seguir os conceitos de indisponibilidade e qualidade que serão considerados na
fase operacional de utilização dos recursos de supervisão e controle.
1.5.8.2
Conceito de indisponibilidade de recursos de supervisão e controle
Uma informação de quaisquer dos tipos especificados no subitem “Requisitos para a Supervisão e
Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação” deste anexo, será considerada
indisponível sempre que:
1.5.8.3
-
O recurso não estiver instalado ou não estiver liberado para a operação;
-
Uma UTR ou um SSCL estiver fora de serviço ou sem comunicação;
-
Um CD, quando utilizado, estiver fora de serviço ou sem comunicação;
-
Um ponto de controle qualquer é dito indisponível sempre que o ONS detectar falha de atuação
do mesmo;
-
Todos os pontos subordinados a um SSCL ou a uma UTR de uma instalação são declarados
indisponíveis sempre que ocorrer ausência de resposta de tal SISTEMA às solicitações do(s)
centro(s) de operação do ONS ou de um CD, se utilizado. Adicionalmente, no caso de utilização
de CD, todos os pontos subordinados ao concentrador são declarados indisponíveis quando o
CD deixar de responder às solicitações do ONS;
-
O indicador de qualidade sinalizar informação sob entrada manual pelo agente;
-
O indicador de qualidade sinalizar informação fora de varredura.
Conceito de qualidade dos recursos de supervisão e controle
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
Considera-se que uma informação de qualquer dos tipos especificados no subitem “Requisitos para a
Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”, deste anexo, viola
critérios de qualidade quando:
-
Tratando-se de informações analógicas, a informação violar um dos seus limites de escala;
-
Uma informação estiver comprovadamente inconsistente;
-
A informação violar os requisitos de idade do dado.
1.5.9
REQUISITOS
CONTROLE
PARA A
ATUALIZAÇÃO
DE
BASES
DE
DADOS
DOS
SISTEMAS
DE
SUPERVISÃO
E
Os requisitos aqui apresentados se aplicam a todos os equipamentos cuja supervisão e telecontrole
sejam objeto de telessupervisão pelo ONS.
1.5.9.1
Requisitos de cadastramento de equipamentos
É de responsabilidade dos agentes com equipamentos na rede de supervisão fornecer as
informações cadastrais descritivas para a configuração das bases de dados dos centros de operação
do ONS, incluindo informações sobre:
-
Equipamentos e instalações do sistema eletro energético;
-
Equipamentos de supervisão e controle, tais como organização de pontos por remotas,
configurações de protocolos de comunicação etc.
As informações apresentadas devem ter exatidão compatível com a requerida pelas aplicações dos
SISTEMAS de supervisão e controle, exatidão essa normalmente não requerida na fase de estudos
do planejamento de AMPLIAÇÕES DA REDE BÁSICA e reforços, daí a necessidade de os agentes
as atualizarem em conformidade com o estabelecido, cujo escopo é a rede de supervisão e não
apenas a REDE BÁSICA.
Para novas instalações e AMPLIAÇÕES DA REDE BÁSICA, as informações devem ser
encaminhadas ao ONS com antecedência de até 30 (trinta) dias em relação à entrada em operação
dos equipamentos, para que a(s) base(s) de dados do(s) SISTEMA(S) de supervisão do(s) centro(s)
de operação do ONS possa(m) ser atualizada(s) e testada(s) em tempo hábil.
Para as instalações existentes, sempre que sejam programadas alterações que modifiquem algum
dos dados cadastrais aqui especificados – tais como alteração de relação de
transformadores/autotransformadores, alteração de parâmetros de transformador de corrente (TC),
etc., essas alterações devem ser informadas ao ONS com antecedência de pelo menos 5 (cinco) dias
úteis.
As informações cadastrais descritivas dos equipamentos são detalhadas em rotina específica,
elaboradas em comum acordo com os agentes, que devem incluir:
a. Parâmetros descritivos de LINHAS DE TRANSMISSÃO, aí incluídas a impedância série e a
susceptância, segundo o modelo , bem como a corrente máxima em ampere e a potência
máxima em MVA;
b. No caso de ramais de LINHA DE TRANSMISSÃO, além dos dados acima, a posição do ramal na
LINHA DE TRANSMISSÃO, expressa em quilômetros;
c. Latitude e longitude de todas as instalações e torres de LINHAS DE TRANSMISSÃO e de ramais
de LINHA DE TRANSMISSÃO, como forma de viabilizar a elaboração de diagramas geográficos
do sistema elétrico;
d. Capacidade nominal em Mvar e a tensão nominal, de todos os equipamentos estáticos de suporte
de reativo que venham a ser utilizados, como capacitores, reatores, etc.;
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e. Valor mínimo e máximo de suporte de reativo em Mvar, tensão nominal em kV para os geradores
e compensadores síncronos;
f.
Curvas de capabilidade de geradores;
g. Para cada um dos enrolamentos
transformador/autotransformador:
(primário,
secundário
e
terciário)
de
cada
-
Corrente nominal;
-
Tensão nominal em kV;
-
Potência aparente nominal em MVA;
-
Reatância indutiva em porcentagem (primário-secundário, primário-terciário e secundárioterciário);
-
Tensão base (KV) e potência base (MVA), utilizadas para o cálculo das reatâncias indutivas
em percentagem acima especificadas;
-
Adicionalmente, para cada transformador/autotransformador, deve ser informado o lado do
transformador/autotransformador onde está instalado o comutador sob carga, se utilizado, e a
respectiva tabela de derivação, informada em kV e em porcentagem, sendo que toda vez que
for alterada a posição do tape fixo, deve ser fornecida relação das novas posições variáveis
dos tapes do transformador/autotransformador.
h. Impedância série de capacitores série, se utilizados;
i.
Relação, compatível com os requisitos de supervisão e controle aqui apresentados, dos pontos de
medição, telessinalização, controle, SOE, e das informações para a supervisão hidrológica que
trafegam na interconexão (ou interconexões) como o(s) SISTEMA(S) de supervisão e controle do
ONS num formato compatível com o protocolo adotado para a interconexão. Essa relação é
organizada por SSCL ou UTR e CD, se utilizados;
j.
Quando apropriado, no caso de interligação de dados direta com UTR, parâmetros que permitam
a conversão para valores de engenharia dos dados recebidos e enviados pelo centro de
operação;
k. Sempre que aplicáveis, limites de escala, superior e inferior, para todos os pontos analógicos
supervisionados.
1.5.9.2
Requisitos para teste de conectividade da(s) interconexão(ões) e testes ponto a ponto
Todos os agentes com equipamentos com telessupervisão pelo ONS devem prever testes de
conectividade entre os seus SSCL, UTR e o(s) SSCL do(s) centro(s) de operação designado(s) pelo
ONS.
Além do teste da conectividade, devem ser previstos testes ponto a ponto da nova instalação ou
AMPLIAÇÃO DA REDE BÁSICA com o(s) centro(s) do ONS, conforme programação a ser
previamente acordada com o ONS, de forma a garantir a coerência das bases de dados desses
SISTEMAS e o perfeito funcionamento dos protocolos utilizados Estes testes devem ser efetuados
entre o SSCL/UTR, da instalação de origem dos dados, e o SSC do centro designado pelo ONS.
Os testes devem ser programados de comum acordo entre o agente e o ONS, observando-se que:
a. Para novas instalações ou AMPLIAÇÕES DA REDE BÁSICA, devem estar concluídos pelo
menos 5 (cinco) dias úteis antes da operacionalização da instalação/AMPLIAÇÃO DA REDE
BÁSICA;
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b. Sempre que as alterações modificarem o conjunto de informações armazenadas na base de
dados do ONS, esses testes devem ser programados em comum acordo entre o agente e o ONS,
devendo estar concluídos pelo menos 2 (dois) dias úteis antes da operacionalização da alteração.
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1.6
REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES
1.6.1
REQUISITOS GERAIS
Para as novas INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, devem ser previstos Registradores Digitais de
Perturbações – RDP com configuração de canais de entradas analógicas e entradas digitais suficientes
para permitir o completo monitoramento e registro, de acordo com os requisitos mínimos descritos a
seguir.
Em INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO existentes, devem ser previstos RDP para monitoramento dos
novos vãos instalados ou expansão dos RDP existentes, de acordo com os requisitos mínimos
descritos a seguir.
1.6.2
REQUISITOS FUNCIONAIS
Os SISTEMAS de registro de perturbações devem atender aos seguintes requisitos:
Ser implementado por equipamentos independentes dos demais SISTEMAS DE PROTEÇÃO ou
supervisão (stand alone);
Amostrar continuamente as grandezas analógicas e digitais supervisionadas (dados da
perturbação). As amostras mais antigas devem ser sucessivamente substituídas por amostras mais
recentes, num buffer circular;
Disparar o registro da perturbação por variações das grandezas analógicas e digitais em qualquer
dos canais supervisionados, de forma livremente configurável;
Transferir automaticamente os dados relativos à perturbação do buffer circular, quando houver
disparo para registro de uma perturbação, e arquivá-los na memória do próprio registrador. Durante
a fase de armazenamento dos dados da perturbação, o registrador deve permanecer amostrando
as grandezas analógicas e digitais, de forma a não perder nenhum evento;
Interromper o registro de uma perturbação só depois de cessada a condição que ocasionou o
disparo e transcorrido o tempo de pós-falta ajustado. Se, antes de encerrar o tempo de registro de
uma perturbação, ocorrer nova perturbação, o registrador deve iniciar novo período de registro sem
levar em conta o tempo já transcorrido da perturbação anterior;
Registrar, para cada perturbação, no mínimo 160 ms de dados de pré-falta e ter tempo de pós-falta
ajustável entre 100 e 5000 ms;
Ter filtragem anti-aliasing e taxa de amostragem tal que permitam o registro nos canais analógicos
de componentes harmônicas até a 15ª ordem (freqüência nominal de 60 Hz);
Registrar dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cada operação de registro;
Ter relógio de tempo interno sincronizado por meio de receptor de sinal de tempo do GPS, de
forma a manter o erro máximo da base de tempo inferior a 1 ms;
O erro de tempo entre a atuação de qualquer sinal numa entrada digital e o seu registro não pode
ser superior a 2 ms;
O tempo de atraso da amostragem entre quaisquer canais analógicos não pode ser superior a 1
grau elétrico, referido à freqüência de 60 Hz;
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SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
Ter memória suficiente para armazenar dados referentes a, no mínimo, 30 perturbações com
duração de 5 s cada, para o caso em que várias faltas consecutivas disparem o registrador;
Ter porta de comunicação para a transferência dos registros de perturbação do RDP; e
Ser dotado de automonitoramento e autodiagnóstico contínuos.
1.6.3
REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES
A arquitetura da rede de comunicação e o modo de transferência dos arquivos dos RDP para
concentradores locais ou concentrador central devem ser definidos pelo agente proprietário da
instalação.
Se o SISTEMA de coleta realizar a transferência automática dos registros, deve ser prevista uma
opção que permita a desativação do modo de transferência automática e a subseqüente ativação de
modo de transferência seletiva.
1.6.4
1.6.4.1
REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES
Terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO com tensão nominal igual ou superior a 345 kV
As seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas:
Três correntes da LINHA DE TRANSMISSÃO (três fases ou duas fases e corrente residual); e
Três tensões da LINHA DE TRANSMISSÃO (três fases ou duas fases e a tensão residual).
As seguintes grandezas digitais devem ser supervisionadas:
Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA PRINCIPAL de fases;
Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA PRINCIPAL de fases;
Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA ALTERNADA de fases;
Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA ALTERNADA de fases;
Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA PRINCIPAL de neutro;
Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA PRINCIPAL de neutro;
Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA ALTERNADA de neutro;
Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA ALTERNADA de neutro;
Desligamento pela PROTEÇÃO PRINCIPAL de sobretensão;
Desligamento pela PROTEÇÃO ALTERNADA de sobretensão;
Desligamento pela proteção de perda de sincronismo;
Recepção de sinais de teleproteção;
Transmissão de sinais de teleproteção;
Atuação de bloqueio por oscilação de potência;
Atuação de religamento automático;
Atuação do esquema de falha de disjuntor;
Desligamento pela proteção de barras, quando houver.
VOL. III - Fl. 70 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
Os registros devem ser realizados para as seguintes condições:
Alteração do estado dos canais digitais, originados pelas proteções supervisionadas;
Sobrecorrente nas fases monitoradas;
Sobrecorrente residual;
Subtensão nas fases monitoradas;
Sobretensão residual.
1.6.4.2
Terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO com tensão nominal inferior a 345 kV
As seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas:
Três correntes da LINHA DE TRANSMISSÃO (três fases ou duas fases e corrente residual);
e
Três tensões da LINHA DE TRANSMISSÃO (três fases ou duas fases e a tensão residual).
Para os SISTEMAS DE PROTEÇÕES de LINHA DE TRANSMISSÃO cujas tensões são alimentadas
por transformadores de potencial instalados em barras, as tensões de duas das três fases e a tensão
residual do barramento devem ser supervisionadas, para cada barramento.
As seguintes grandezas digitais devem ser supervisionadas:
Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA de fases;
Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA de fases;
Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA de neutro;
Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA de neutro;
Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA de sobretensão;
Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA de sobretensão;
Recepção de sinais de teleproteção;
Transmissão de sinais de teleproteção;
Atuação de bloqueio por oscilação de potência;
Atuação de religamento automático;
Atuação do esquema de falha de disjuntor;
Desligamento pela proteção de barras, quando houver.
Os registros devem ser realizados para as seguintes condições:
Alteração do estado dos canais digitais, originados pelas proteções supervisionadas;
Sobrecorrente nas fases monitoradas;
Sobrecorrente residual;
Subtensão nas fases monitoradas;
Sobretensão residual.
1.6.4.3
Barramentos
VOL. III - Fl. 71 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
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Se o barramento tiver transformadores de potencial instalados nas barras e utilizados para
alimentação de relés de proteção, as seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas,
por barramento:
Três tensões do barramento (três fases ou duas fases e a tensão residual).
A seguinte grandeza digital deve ser supervisionada:
Desligamento pela proteção diferencial.
1.6.4.4
Transformadores/Autotransformadores cujo nível mais alto de tensão nominal é igual ou superior a
345 kV
As seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas:
Correntes das três fases do lado de AT;
Correntes de três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de transformadores
de três enrolamentos e transformadores ou autotransformadores de interligação;
Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento.
As seguintes grandezas digitais devem ser supervisionadas:
Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA PRINCIPAL;
Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA ALTERNADA;
Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA PRINCIPAL;
Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA ALTERNADA;
Desligamento pelas proteções de neutro principal;
Desligamento pelas proteções de neutro alternada;
Desligamento pelas PROTEÇÕES INTRÍNSECAS.
1.6.4.5
Transformadores/Autotransformadores cujo nível mais alto de tensão nominal é inferior a 345 kV
As seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas:
Correntes das três fases do lado de AT;
Correntes de três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de transformadores
de três enrolamentos e transformadores/autotransformadores de interligação;
Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento.
As seguintes grandezas digitais devem ser supervisionadas:
Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA;
Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA;
Desligamento pelas proteções de neutro, para cada ponto de aterramento;
Desligamento pelas PROTEÇÕES INTRÍNSECAS.
1.6.4.6
Reatores em derivação.
As seguintes grandezas analógicas devem ser registradas:
Corrente das três fases;
Corrente de seqüência zero.
VOL. III - Fl. 72 de 310
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Reatores conectados aos terciários de transformadores devem ter as seguintes grandezas analógicas
monitoradas:
Corrente das três fases;
Tensão de seqüência zero do barramento terciário.
As seguintes grandezas digitais devem ser registradas:
Desligamento pela proteção restrita;
Desligamento pela proteção de retaguarda de fases;
Desligamento pela proteção de retaguarda de neutro;
Desligamento pelas proteções intrínsecas.
1.6.4.7
Bancos de capacitores em derivação
As seguintes grandezas analógicas devem ser registradas:
Corrente das três fases do banco;
Tensões fase-neutro das três fases do banco, caso não supervisionadas no barramento;
Corrente ou tensão de desequilíbrio do banco.
As seguintes grandezas digitais devem ser registradas:
Desligamento pela proteção de sobrecorrente instantânea;
Desligamento pela proteção de sobrecorrente temporizada;
Desligamento pela proteção de sobretensão;
Desligamento pela proteção de desequilíbrio de corrente ou tensão.
1.6.4.8
Compensadores estáticos de reativos (CER) (aplicável para o caso em que hajam compensadores
estáticos no empreendimento)
Deverão ser registradas as seguintes grandezas analógicas:
Todas as correntes de fase dos equipamentos componentes do compensador estático devem
ser supervisionadas, inclusive as correntes residuais onde aplicáveis.
Todas as tensões do barramento a ser controlado pelo compensador estático devem ser
supervisionadas.
Todas as tensões do barramento de conexão do elemento do compensador estático
controlado a tiristor devem ser supervisionadas.
Deverão ser registradas as seguintes grandezas digitais:
Todas as atuações de proteção de quaisquer dos equipamentos componentes do
compensador estático.
Todas as atuações das funções de controle que comandam o desligamento de parte ou de
todos os equipamentos componentes do compensador estático.Todas as atuações das
funções de controle necessárias para análise de seu desempenho.
VOL. III - Fl. 73 de 310
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1.7
REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES
1.7.1
REQUISITOS GERAIS
Os sistemas de telecomunicações devem atender aos sistemas de comunicação de voz operativa e
administrativa, teleproteção, supervisão e controle elétrico, supervisão de telecomunicações, controle
de emergência, medição, faturamento e manutenção da linha de transmissão de energia elétrica,
entre as subestações de energia elétrica envolvidas neste lote e destas aos centros de operação do
sistema elétrico envolvidos.
1.7.1.1
Disponibilidade
Serviço Classe A: disponibilidade igual ou superior a 99,98%, apurada mensalmente e tendo
como valor a média aritmética dos últimos 12 meses;
Serviço Classe B: disponibilidade igual ou superior a 99,00%, apurada mensalmente e tendo
como valor a média aritmética dos últimos 12 meses;
Serviço Classe C: disponibilidade igual ou superior a 95,00%, apurada mensalmente e tendo
como valor a média aritmética dos últimos 12 meses.
1.7.1.2
Qualidade
a. SISTEMAS Analógicos ou Mistos
Todos os serviços realizados sobre SISTEMAS de transmissão analógicos ou mistos (estes com
parte analógica e parte digital) devem obedecer aos valores dos parâmetros a seguir:
Níveis relativos nos pontos de entrada e saída analógicos, a 4 fios, em ambos os lados das
conexões de voz:
-
Lado de transmissão: -5,5 0,5 dBr;
-
Lado de recepção: -2,0 0,5 dBr.
Nível máximo aceitável de ruído na recepção: -40 dBmO.
Relação sinal/ruído mínima: 40 dB.
Taxa de erro máxima: 50 bits/milhão, sem código de correção de erro (circuitos de dados).
b. SISTEMAS Digitais
Todos os serviços realizados sobre SISTEMAS de transmissão puramente digitais devem
obedecer aos valores dos parâmetros a seguir:
Níveis relativos nos pontos de entrada e saída analógicos, a 4 fios, em ambos os lados das
conexões de voz:
- Lado de transmissão: 0
0,5 dBr;
- Lado de recepção: 0 0,5 dBr.
Requisito qualitativo dos circuitos: taxa de erro de bit, medida durante 15 minutos, igual a 0
(zero), para qualquer taxa de transmissão igual ou superior a 64 Kbps, em, pelo menos, uma
medida entre três realizadas.
No caso de uso de canais de voz com compressão, serão admitidas as subtaxas de 8 Kbps
(ITU-T G.729) e 16 Kbps (ITU-T G.728), desde que não sejam utilizadas mais do que três
seções com compressão em cascata.
No caso de uso de redes para o provimento dos serviços:
VOL. III - Fl. 74 de 310
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SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
-
Latência (round trip): 140 ms;
-
Variação estatística do retardo: 20 ms;
-
Taxa de perda de pacotes: 1%.
c. SISTEMA de Teleproteção
Para o SISTEMA de teleproteção também devem ser seguidos os requisitos das normas IEC 8341, IEC 870-5 e IEC 870-6 onde aplicável.
1.7.1.3
SISTEMA de energia
O SISTEMA de energia para todos os equipamentos de telecomunicações fornecidos deverá ter as
seguintes características:
1.7.1.4
-
Unidade de supervisão e, no mínimo, duas unidades de retificação;
-
Dois bancos de baterias com autonomia total de no mínimo 12 horas, dimensionados para a
carga total de todos os equipamentos de telecomunicações instalados;
-
No caso de utilização de baterias do tipo chumbo-ácido, os bancos de baterias deverão estar
acondicionados em ambiente especial, isolado das demais instalações e com sistema de
exaustão de gases;
-
As unidades de retificação deverão ter a capacidade de alimentar, simultaneamente, o banco de
baterias em carga e todos os equipamentos de telecomunicações;
-
O SISTEMA de energia deverá estar dimensionado para uma carga adicional de pelo menos
30%.
Supervisão
Os equipamentos de telecomunicações devem ser supervisionados local e remotamente. Os alarmes e
eventuais medidas analógicas deverão ser apresentados nas instalações onde se encontram os
equipamentos e também permitir a transmissão para um Centro de Supervisão remoto.
Os equipamentos digitais devem permitir remotamente o gerenciamento, diagnóstico e parametrização.
1.7.1.5
Infra-estrutura
A TRANSMISSORA será responsável pela total operacionalização dos SISTEMAS de comunicações
devendo ser prevista toda a infra-estrutura necessária para implantação do SISTEMA de
telecomunicações, tais como: edificações, alimentação de corrente contínua, aterramento, bem como
qualquer outra infra-estrutura que se identificar necessária para o pleno funcionamento do SISTEMA de
telecomunicações.
1.7.1.6
Índices de qualidade
A TRANSMISSORA será responsável pela manutenção dos índices de qualidade e de disponibilidade
dos serviços de comunicação de dados e voz que se interligam com o ONS e as demais
TRANSMISSORAS envolvidas, tais como, entre aquela(s) proprietária(s) de ativos de função
transmissão localizados na(s) subestação(ões) deste lote e as demais que se interliguem, por meio de
linha(s) de transmissão ou outro equipamento de função transmissão, com a(s) subestação(ões) deste
lote.
Em caso de indisponibilidade programada de quaisquer serviços de comunicação de dados ou de voz
de interesse do ONS e/ou dos demais agentes interligados, a TRANSMISSORA deve manter
entendimentos com o ONS e/ou os Centros de Operação das demais concessionárias que detenham
concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o empreendimento deste lote, a fim de obter
a aprovação da solicitação de realização do serviço, para a data e horário convenientes.
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
1.7.1.7
Contato técnico
A TRANSMISSORA deverá indicar um contato técnico para tratar dos assuntos relacionados a
telecomunicações com o ONS e os demais agentes interligados.
1.7.2
REQUISITOS TÉCNICOS DOS CANAIS PARA TELEPROTEÇÃO
1.7.2.1
A função teleproteção, que converte os sinais e mensagens das proteções em sinais e mensagens
compatíveis com os canais dos sistemas de telecomunicações e vice versa, pode ser executada
pelos próprios relés de proteção, pelos equipamentos dos sistemas de telecomunicações ou, ainda,
por equipamentos dedicados, denominados equipamentos de teleproteção.
1.7.2.2
Os equipamentos de teleproteção devem atender às normas de compatibilidade eletromagnética
aplicáveis, nos graus de severidade adequados para utilização em instalações de transmissão de
sistemas elétricos de potência.
1.7.2.3
Funções de teleproteção integradas em equipamentos de telecomunicação devem ter interfaces
dedicadas e independentes, e os equipamentos que têm tais funções integradas devem ser
adequados para uso em instalações de transmissão de sistemas elétricos de potência, conforme o
item 1.7.2.2.
1.7.2.4
Os canais para teleproteção devem:
ser adequados ao esquema de teleproteção selecionado ou à quantidade de grandezas ou informações a serem
transferidas, no que concerne a número de comandos, largura de banda, taxa de transmissão, tempo de
propagação, simetria e variação de tempo de propagação e integridade das informações; e
manter a confiabilidade e segurança de operação em situações de baixa relação sinal/ruído (canal analógico) ou
erro na taxa de transmissão (BER) acima do especificado.
1.7.2.5
Os equipamentos de teleproteção devem:
ter facilidades para a simulação do funcionamento dos esquemas de teleproteção, ponta a ponta, com o
bloqueio simultâneo da saída de comando para a proteção, independente do meio de comunicação utilizado,
para que seja possível realizar verificações dos enlaces sem ser necessário desligar a LT; e
ter chaves de testes para permitir realizar intervenção nos equipamentos de proteção e de telecomunicações
sem ser necessário desligar a LT.
1.7.2.6
Se o equipamento de teleproteção for instalado em edificação distinta dos equipamentos de
telecomunicações, independente da distância envolvida, a interligação entre ambos deve ser
efetuada de forma a não comprometer a confiabilidade e segurança da teleproteção.
1.7.2.7
Os canais de telecomunicações providos por sistema de onda portadora sobre linha de transmissão
(OPLAT) devem manter a confiabilidade e a segurança de operação em condições adversas de
relação sinal/ruído, sobretudo na ruptura ou curto-circuito para terra de uma das fases da LT
utilizadas pelo sistema OPLAT.
1.7.2.8
Esquemas de transferência de disparo devem utilizar dois canais de telecomunicações, de
equipamentos de telecomunicação independentes. Sempre que possível, os equipamentos de
telecomunicação devem utilizar meios físicos de comunicação independentes. Os equipamentos de
teleproteção, caso utilizados, também deverão ser independentes.
1.7.2.9
Em condições normais, o disparo nos esquemas de transferência de disparo se dará pelo
recebimento dos comandos de disparo em ambos os canais. No caso de falha de um dos canais de
telecomunicação, o esquema deve permitir o disparo apenas com o recebimento do comando no
canal íntegro (lógica monocanal).
1.7.3
TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV
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1.7.3.1
Os canais para teleproteção devem ser dedicados, específicos para proteção e não compartilhados
com outras aplicações.
1.7.3.2
Os esquemas de teleproteção devem ser independentes e redundantes para a proteção principal e
alternada, sempre que possível utilizando meios físicos de transmissão independentes, de tal forma
que a indisponibilidade de uma via de telecomunicação não comprometa a disponibilidade da outra
via.
1.7.3.3
Os esquemas de transferência de disparo devem ser independentes e redundantes para a proteção
principal e alternada.
1.7.4
TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL INFERIOR A 345 KV
1.7.4.1
Os canais para teleproteção devem ser, preferencialmente, dedicados, específicos para proteção e
não compartilhados com outras aplicações. Quando for justificável a utilização de
compartilhamento, o atendimento à aplicação de proteção deve ser prioritário.
1.7.4.2
Os esquemas de teleproteção e de transferência de disparo são obrigatórios apenas para a
proteção principal.
1.7.5
REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ
A TRANSMISSORA deve prover serviços de telefonia para comunicação de voz, full duplex, com
sinalização sonora e visual para comunicação operativa do sistema elétrico em tempo real.
1.7.5.1
1.7.5.2
Entre subestações adjacentes
-
Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação
telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe B.
-
Serviço de telefonia para comunicação de voz, podendo ser discado via SISTEMA de telefonia
comutada e apresentando, no mínimo, Classe C.
Com centro de operação local
Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado para
atendimento às subestações envolvidas, deverão ser previstos:
a. Entre o Centro de Operação Local e as subestações envolvidas
-
Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação
telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe B.
-
Serviço de telefonia para comunicação de voz, podendo ser discado via SISTEMA de
telefonia comutada e apresentando, no mínimo, Classe C.
b. Entre o Centro de Operação Local e os Centros de Operação das demais concessionárias que
detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o empreendimento deste
lote.
-
Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação
telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. Em decorrência da alta disponibilidade
exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com recursos de
telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.
c. Entre o Centro de Operação Local e o(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS,
responsável(is) pela operação da região de instalação do empreendimento:
-
Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação
telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. O serviço Classe A com o(s) Centro(s)
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Regional(is) de Operação do ONS, deve ser prestado com recursos de telecomunicações
disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.
1.7.5.3
Sem centro de operação local
Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado
para atendimento às subestações envolvidas, deverão ser previstos:
a) Entre cada uma das subestações e os respectivos Centros de Operação das demais
concessionárias que detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o
empreendimento deste lote:
-
Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação
telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. Em decorrência da alta disponibilidade
exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com recursos de
telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.
b) Entre cada uma das subestações envolvidas e o(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS,
responsável(is) pela operação da região de instalação do empreendimento:
-
1.7.5.4
Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação
telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. OClasse A com o(s) Centro(s) Regional(is)
de Operação do ONSdeve ser prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados
através de duas rotas distintas e independentes.
Outros
Adicionalmente, deverá ser fornecido um SISTEMA de comunicação móvel (comunicação de voz) que
possa cobrir toda a extensão das LINHAS DE TRANSMISSÃO e as subestações envolvidas, para
apoio às equipes de manutenção em campo.
Para comunicação com os centros de operação do ONS, responsáveis pela operação da região de
instalação do empreendimento, e Centros de Operação das demais concessionárias que detenham
concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o empreendimento deste lote, a
TRANSMISSORA deve dispor de serviço de telefonia comutada Classe C, no mínimo, em seu centro
de operação local próprio ou contratado para suporte às atividades das áreas de normatização, préoperação, pós-operação e apoio e coordenação dos serviços de telecomunicações.
Para comunicação com o escritório central do ONS, a TRANSMISSORA deve dispor de serviço de
telefonia comutada Classe C, no mínimo, em seu centro de operação local próprio ou contratado para
suporte às atividades das áreas de planejamento e programação da operação.
1.7.6
REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS
Os serviços de comunicação de dados abaixo especificados devem ser dimensionados (quantidade
de canais, velocidade, uso de rotas alternativas, etc.) de forma a suportar o carregamento imposto
pela transferência das informações especificadas e apresentar a disponibilidade e qualidade
conforme descrito neste edital. Cada circuito de comunicação de dados é formado pelo respectivo
canal de dados e associado às interfaces necessárias para permitir a comunicação de dados entre
dois pontos.
1.7.6.1
Serviços de comunicação de dados para supervisão e controle
Para a supervisão e controle pelo ONS e agentes interligados, deverão ser fornecidos os seguintes
serviços de comunicação de dados e atendendo a Classe A. Em decorrência da alta disponibilidade
exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com recursos de telecomunicações
disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.
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1.7.6.2
Com centro de operação local
Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado, devem
ser previstos os seguintes serviços de comunicação de dados:
Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e as subestações
envolvidas;
Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e os computadores de
comunicação dos Centros de Operação dos agentes Interligados;
Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e o computador de
comunicação do(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS, responsável(is) pela
operação da região de instalação do empreendimento. O serviço Classe A com o(s) Centro(s)
Regional(is) de Operação do ONS deve ser prestado com recursos de telecomunicações
disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.
1.7.6.3
Sem centro de operação local
Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de um Centro de Operação Local, devem ser previstos os
seguintes serviços de comunicação de dados:
Entre cada subestação envolvida e o computador de comunicação do Centro de Operação do
agente Interligado correspondente;
Entre cada subestação envolvida e o computador de comunicação do Centro Regional de
Operação do ONS. O serviço Classe A com o Centro Regional de Operação do ONS deve
ser prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas
distintas e independentes.
Os serviços acima deverão ser independentes de qualquer outro serviço de comunicação de dados.
1.7.6.4
Recursos de comunicação de dados para a Rede de Registro de Perturbações
Para a aquisição de dados de registro de perturbação devem ser previstos dois ramais telefônicos
DDR (discagem direta ao ramal) e ligados a modem para conexão ao Concentrador Central de Dados
de Registro de Perturbações da TRANSMISSORA ou diretamente aos RDP localizados nas
subestações envolvidas, para acesso pelo ONS ou outros Agentes autorizados.
Soluções alternativas que permitam o acesso via rede de dados poderão ser admitidas, uma vez
assegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos aos circuitos acima
especificados.
1.7.6.5
Outros serviços de comunicação de dados
Para suporte às atividades de normatização, pré-operação, pós-operação, planejamento da operação,
programação da operação, administração de serviços e encargos da transmissão e demais sistemas
de apoio disponibilizados pelo ONS para os agentes, a TRANSMISSORA deve dispor de meio de
acesso à Internet, dimensionado de forma a suportar o carregamento imposto pelo conjunto dessas
atividades, através de serviço de comunicação de dados Classe B.
Soluções alternativas que permitam a comunicação via outros tipos de redes de dados poderão ser
admitidas, uma vez assegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos aos
serviços acima especificados.
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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 e rejeição de carga;
Estudos de transitórios de energização de linhas de transmissão, de transformadores,
e de manobra de bancos de capacitores;
Estudos de tensão de restabelecimento transitória (TRT) dos disjuntores;
Estudos de dimensionamento do compensador estático de reativos – CER.
Estudo de coordenação de isolamento das subestações.
Esses estudos devem demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critérios da EPE,
nos relatórios de estudos indicados no subitem 2.1.1, aos critérios e requisitos estabelecidos nesse
item.
A TRANSMISSORA deve certificar-se de que os parâmetros das linhas a serem avaliados pelos
estudos de transitórios eletromagnéticos são aqueles definidos pelos estudos elétricos das linhas
elaborados pela TRANSMISSORA.
Ressalta-se que a TRANSMISSORA deve analisar o empreendimento para o ano de entrada em
operação, utilizando a base de dados disponibilizada pelo ONS em sua página na Internet,
www.ons.org.br. Para estudos no horizonte do planejamento, a base de dados disponibilizada pela
EPE em sua página na Internet, www.epe.gov.br.
Os estudos de transitórios eletromagnéticos deverão ser desenvolvidos na ferramenta ATP (Alternative
Transients Program). A TRANSMISSORA deverá disponibilizar à ANEEL os casos base de cada um
desses estudos, no formato do programa ATP, em meio digital, para fins de registro na base de dados
de estudos.
A especificação do conjunto das características elétricas básicas dos diversos equipamentos
integrantes deste empreendimento deverá levar em conta os resultados dos estudos supra
mencionados.
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 10, que se
refere às condição operativa normal (regime permanente) e de emergência (contingências simples em
regime permanente nos estudos que definiram a configuração básica ou alternativa).
TABELA 10 – TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL (KV).
Tensão
nominal do
sistema
138
230
500
Condição operativa de emergência
Condição
operativa normal Barras com carga Demais barras
131 a 145
218 a 242
500 a 550
131 a 145
218 a 242
500 a 550
124 a 145
207 a 242
475 a 550
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1.8.2
CRITÉRIOS PARA AS CONDIÇÕES DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO
Nos estudos de manobra associados a linhas de transmissão deve-se observar os limites de
suportabilidade de sobretensão dos equipamentos associados e a capacidade de absorção de
energia dos pára-raios envolvidos.
1.8.2.1
Sobretensão admissível para estudos a 60 Hz
A máxima tensão em regimes permanente e dinâmico na extremidade das linhas de transmissão
após manobra (energização, religamento tripolar e rejeição de carga) deve ser compatível com a
suportabilidade dos equipamentos das subestações terminais, dos isolamentos das linhas e das
torres de transmissão.
A tensão dinâmica (tensão eficaz entre fases no instante imediatamente posterior à manobra dos
disjuntores) e a tensão sustentada (tensão eficaz entre fases nos instantes subseqüentes) devem
situar-se na faixa de valores constantes na Tabela 11.
TABELA 11 – TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL NA EXTREMIDADE DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO APÓS MANOBRA (KV).
Tensão nominal do sistema
138
230
500
1.8.2.2
Tensão dinâmica
131 a 193
218 a 322
500 a 700
Tensão sustentada
131 a 152
218 a 253
500 a 600
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 10.
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 para a rede de 230 kV.
Devem ser respeitadas as premissas definidas nos estudos de coordenação de isolamento das linhas
de transmissão, elaborados pela TRANSMISSORA, quanto às máximas tensões fase-terra e fasefase admissíveis ao longo da linha de transmissão.
Os pára-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia resultante 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 de energização, bem como
as características dos equipamentos de controle de sobretensões considerados nos 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 para a rede de 230 kV.
Devem ser respeitadas as premissas, definidas nos estudos de coordenação de isolamento das
linhas de transmissão elaborados pela TRANSMISSORA, quanto às máximas tensões fase-terra e
fase-fase admissíveis ao longo da linha de transmissão.
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Os pára-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia resultante da
manobra de religamento tripolar.
Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos, elaborado
pela TRANSMISSORA, devem levar em conta os resultados dos estudos de religamento tripolar, bem
como as características dos equipamentos de controle de sobretensões considerados nos 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 5 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 5.
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Primeiro Pico da TRV (kV)
200
150
Zona de Provável
Extinção do Arco
100
50
0
0
10
20
30
40
50
60
Iarc(rms)
FIGURA 5 – 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 5, 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 6, que relaciona o tempo morto necessário para
a extinção do arco secundário com o valor eficaz do último pico da corrente de arco, da forma
proposta a seguir:
A TRANSMISSORA deve refazer os estudos de transitórios de forma a viabilizar o menor
valor possível de corrente de arco, utilizando, inicialmente, apenas os meios de mitigação
convencionais. Caso estes não se mostrem suficientes, outros meios de mitigação poderão
ser considerados. Em qualquer caso, os tempos mortos a serem considerados nos ajustes
para definição do tempo para religamento do disjuntor devem ser aqueles definidos pela
curva da Figura 6 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 o exposto 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.
VOL. III - Fl. 83 de 310
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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 6.
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 6 – CURVA
DE REFERÊNCIA - TEMPO MORTO PARA EXTINÇÃO DO ARCO SECUNDÁRIO
SECUNDÁRIO, PARA TENSÕES ATÉ 765 KV
X VALOR EFICAZ DA CORRENTE DE ARCO
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 para a rede de 230 kV.
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 o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede igual ou acima de 345 kV e de
150 ms para a rede abaixo de 345 kV.
Deve ser avaliada também a rejeição sem aplicação de falta prévia, com a ocorrência de curtocircuito posterior à rejeição, no instante de máxima tensão.
VOL. III - Fl. 84 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
A TRANSMISSORA deverá avaliar a rejeição nos dois sentidos, com fluxos o mais próximo possível
da capacidade da linha em análise, mesmo que os casos operativos indiquem fluxos mais baixos.
Em caso de circuitos duplos deverá ser considerada a possibilidade de rejeição dupla em condições
de fluxo máximo nos dois sentidos.
Em todos os casos supra mencionados os pára-raios de linha deverão ser dimensionados para
dissipar sozinhos a energia resultante da rejeição de carga.
1.8.3
CRITÉRIOS
PARA MANOBRAS DE
SECCIONADORES DE ATERRAMENTO
FECHAMENTO
E
ABERTURA
DE
SECCIONADORES
E
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 SOB CONDIÇÕES DE MANOBRA
Os estudos para determinação das solicitações impostas a disjuntores sob condições de manobra
deverão considerar a representação da rede levando-se em conta 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.
1.8.4.1
Estudos de Tensão de Restabelecimento Transitória (TRT)
Esses estudos transitórios têm por objetivo quantificar as solicitações as quais estarão sujeitos os
diversos disjuntores integrantes deste empreendimento. Compreendem as avaliações de TRT as
seguintes condições de manobra:
Abertura de defeito terminal trifásico à terra e trifásico não aterrado, sendo o ponto de aplicação
da falta no barramento ou saída de linha;
Abertura de defeito terminal monofásico sendo o ponto de aplicação da falta no barramento ou
saída de linha;
Abertura de defeito quilométrico;
Abertura em discordância de fases. Deverá ser identificado a mais crítica solicitação de tensão
através dos pólos do disjuntor imposta pela rede para abertura em discordância de fases;
Abertura de linha a vazio. Essa situação deve ser simulada na freqüência fundamental e com
tensão de pré-manobra igual à máxima tensão operativa da rede (1,05 ou 1,10 dependendo do
nível de tensão), com aplicação de falta monofásica e abertura das fases sãs. Os estudos de
abertura de linha a vazio devem levar em conta a necessidade de atendimento ao requisito
descrito no item 1.3.2.1(n). Caso a região do sistema onde o disjuntor será instalado esteja
sujeita a sobrefreqüências em regime dinâmico a simulação de abertura de linha a vazio deverá
levar em conta a máxima sobrefreqüência identificada nos estudos.
1.8.4.2
Estudos de energização de transformadores
Esses estudos têm por objetivo identificar as solicitações de corrente e tensão impostas à rede e aos
equipamentos próximos pela manobra de energização dos transformadores. Devem ainda demonstrar
que os transformadores podem ser energizados em situações de rede completa e degradada, pelos
seus dois terminais e para toda a faixa de tensão operativa. Estão incluídas neste escopo as
situações de recomposição de rede.
VOL. III - Fl. 85 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
Os estudos compreendem avaliações de energização em vazio, com e sem falta aplicada,
considerando os recursos de controle de sobretensões disponíveis, tais como, disjuntores com
resistores de pré-inserção e/ou dispositivos de manobra controlada. Deve ser levado em conta o fluxo
residual do transformador.
Devem ser avaliados também o montante de energia a ser absorvido pelos pára-raios do
transformador e a necessidade de utilização dos mecanismos de controle de sobretensões
supramencionados, bem como as correntes inrush.
Para a realização desses estudos, os transformadores devem ser modelados considerando a sua
curva de saturação e a impedância especificada no documento da TRANSMISSORA que define as
características elétricas básicas dos equipamentos principais do empreendimento. No caso de
indisponibilidade da curva de saturação real do equipamento, poderá ser utilizada curva típica, desde
que sejam feitas parametrizações quanto ao joelho e à reatância de núcleo de ar, alterando-se esses
valores no sentido de verificar os seus efeitos sobre os resultados dos estudos.
1.8.4.3
Estudos de manobra de bancos de capacitores
Esses estudos compreendem avaliações de energização e de aplicação e eliminação de defeito e têm
por objetivo identificar a necessidade de especificação de reatores em série com o banco de
capacitores, com a finalidade de minimizar os efeitos dos transitórios de tensão e de corrente aos
níveis de suportabilidade da instalação, evitar atuações indevidas da proteção e evitar possíveis
ressonâncias com a rede para harmônicas produzidas por elementos saturáveis.
Os estudos devem verificar as sobretensões e as conseqüentes solicitações de energia sobre os páraraios próximos, e a necessidade de utilização de disjuntores com dispositivos de manobra controlada.
1.8.5
ESTUDOS DE RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA
Esses estudos devem ser efetuados sempre que existam bancos de capacitores série eletricamente
próximos a usinas térmicas, tendo por objetivo principal investigar os fenômenos de auto-excitação
(efeito gerador de indução e interação torcional) e de torques transitórios nos eixos do conjunto
turbina-gerador.
No caso de existência de equipamentos com controladores de ação rápida como CERs nas
vizinhanças das usinas térmicas, deve também ser investigada a possibilidade da interação desse
controle vir a amplificar os modos de oscilação do eixo do conjunto turbina-gerador.
Esses fenômenos devem ser investigados por meio de ferramentas de simulação de transitórios
eletromagnéticos (ATP), considerando a representação completa da máquina, com o eixo do conjunto
turbina-gerador representado por um sistema multi-massa mola. Deve também ser considerada,
quando necessária, a análise no domínio da freqüência (modelo linearizado do eixo turbina gerador).
1.8.6
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 subsídios necessários à determinação da corrente nominal dos
equipamentos e barramentos das subestações.
Os seguintes aspectos devem ser levados em conta nas avaliações:
Condições normal e emergência (n-1) de operação do sistema, com os valores máximos
dos fluxos em linhas que se conectam às subestações em análise, tanto para o ano de
entrada em operação como para o ano horizonte de planejamento;
VOL. III - Fl. 86 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
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.
1.8.7
ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DOS COMPENSADORES ESTÁTICOS
Esses estudos tem por finalidade demonstrar o atendimento aos requisitos estabelecidos no item
1.3.2.6 deste anexo técnico.
1.8.7.1
Cálculo de Perdas:
A TRANSMISSORA deverá apresentar, ainda na etapa de projeto básico, um estudo de cálculo das
perdas, incluindo todos os elementos do CER, a saber:
TCRs: Válvulas, reatores dosTCRs e “damping reactors”
TSCs: Válvulas e capacitores
Filtros (capacitores e reatores);
Transformador;
Serviços auxiliares, ar condicionado etc
Refrigeração das válvulas (bombas e motores de ventilação);
Barras e condutores elétricos;
Outros
Este estudo tem por finalidade demonstrar o atendimento ao requisito de perdas do CER especificado
neste anexo técnico, devendo também fornecer como saída uma curva de perdas em kW x potência
reativa injetada pelo CER no ponto de conexão em Mvar.
1.8.7.2
Estudos de dimensionamento, desempenho e rating dos filtros;
A TRANSMISSORA deverá apresentar, ainda na etapa de projeto básico, o projeto de
dimensionamento dos filtros do CER, elaborado pelo fabricante do equipamento.
1.8.7.2.1
Rating dos Filtros
É de total responsabilidade da TRANSMISSORA a determinação do rating necessário de seus
equipamentos, para todo o período de concessão.
O estudo tem por finalidade demonstrar que o dimensionamento do rating dos filtros CA, tanto em
regime permanente quanto em regime transitório, atende ao disposto no item 1.3.2.6.111 deste
anexo técnico.
Devem ser informadas nos estudos, de regime permanente e transitório, as margens adotadas e os
valores nominais do projeto para cada elemento que compõe o equipamento (ratings de corrente e
tensão).
1.8.7.2.2
Regime Permanente
Os estudos deverão demonstrar que os filtros não serão desligados pelas proteções de overrating
(sobrecarga) durante condições operativas normais e de contingências simples (N-1) da rede externa,
com um filtro, de cada tipo, fora de operação.
Nas avaliações das impedâncias dos filtros devem ser consideradas as dessintonías possíveis,
incluindo tolerâncias de fabricação, variação de capacitância por temperatura, variações de
frequência da rede, erros de ajuste de sintonia por discretização de elementos de ajuste e tolerâncias
dos instrumentos de medição, etc.
VOL. III - Fl. 87 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
1.8.7.2.3
Regime Transitório
Os estudos devem justificar que os filtros e a compensação reativa devem suportar as sobretensões e
sobrecorrentes de condições transitórias, incluindo entre outras: a) início e eliminação de curtoscircuitos, b) energização dos transformadores do CER e de transformadores de potência próximos,
considerando fluxo residual.
1.8.7.2.4
Desempenho dos Filtros
Tem por finalidade demonstrar que o desempenho dos filtros CA atende ao disposto no item 1.3.2.6.8
deste anexo técnico.
O submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede conceitua os indicadores tanto das distorções
harmônicas individuais, quanto a distorção de tensão harmônica total (DTHT), bem como estabelece
os limites a serem respeitados.
Ressalta-se que a TRANSMISSORA será responsável pelo desempenho dos filtros durante a vida útil
do CER. Caso sejam utilizadas margens de segurança, em função das incertezas do planejamento
futuro, as mesmas deverão ser explicitadas.
Desta forma cabe a TRANSMISSORA a determinação dos envelopes de impedância harmônica das
redes CA:
(a)
Na determinação dos lugares geométricos ou envelopes da impedância da rede externa, a
TRANSMISSORA poderá agrupar harmônicos consecutivos em conjuntos. Neste caso, cada
um destes conjuntos deverá incluir também o harmônico anterior e o posterior ao conjunto, de
forma a garantir uma área de sobreposição, entre conjuntos consecutivos.
(b)
Para a determinação dos lugares geométricos estarão disponíveis as configurações das
redes inicial e futura (até o ano horizonte) sob a forma de arquivos de fluxo de potência, da
base de dados da EPE ou do ONS.
(c)
No cálculo das distorções harmônicas individuais devem ser determinados vetorialmente os
pontos dos envelopes que maximizam as tensões harmônicas na barra de alta do
transformador do CER.
(d)
Nas avaliações das impedâncias dos filtros devem ser consideradas as máximas
dessintonias possíveis, considerando tolerâncias de fabricação, variação de capacitância por
temperatura, variações de frequência da rede, erros de ajuste de sintonia por discretização
de elementos de ajuste e tolerâncias dos instrumentos de medição etc.
(e)
Os valores máximos das tensões harmônicas na barra de alta do transformador do CER
deverão ser calculados considerando os valores máximos das correntes harmônicas
injetadas pelo CER.
No que se refere à Interferência Telefônica, a TRANSMISSORA deverá apresentar os estudos e as
providências a serem tomadas no sentido de assegurar o atendimento às especificações deste Anexo
Técnico.
1.8.8
CAMPOS ELÉTRICOS E MAGNÉTICOS
Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de março de
2010.
VOL. III - Fl. 88 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
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1.9
REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO
1.9.1
ASPECTOS GERAIS
1.9.1.1
A cada circuito definido como Ponto de Medição, deve corresponder um Sistema de Medição para
Faturamento – SMF independente. Entende-se como SMF o sistema composto pelos medidores
principal e retaguarda, pelos transformadores para instrumentos (TI) – transformador de potencial e
de corrente, pelos canais de comunicação entre os agentes e Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica – CCEE, e pelos sistemas de coleta de dados de medição para faturamento.
1.9.1.2
Devem ser projetados e executados atendendo às normas da Associação Brasileira de Normas
Técnicas – ABNT e, nos casos omissos, às normas International Electrotechnical Commission –
IEC.
1.9.1.3
Devem medir e registrar as energias e demandas envolvidas no ponto de conexão para os
possíveis sentidos do fluxo de potência ativa e reativa.
1.9.1.4
Devem ser instalados em painéis ou cubículos exclusivos, localizados nas salas de comando das
subestações (SE), ou em abrigos apropriados próximos aos transformadores para instrumentos
(TI), nos quais devem ser instalados os medidores, inclusive o medidor de retaguarda, se for o
caso.
1.9.1.5
Devem ter os circuitos secundários de corrente e potencial aterrados em um único ponto por
circuito, o qual deve estar o mais próximo possível do local de instalação dos TI. Nesses circuitos
os condutores de retorno devem ser independentes.
1.9.1.6
Devem ter os painéis ou cubículos de medição aterrados diretamente na malha de terra da
subestação.
1.9.1.7
Os transformadores de corrente (TC) de uso exterior devem ter caixa de junção com dispositivo
para lacrar os pontos de acesso aos circuitos da medição.
1.9.1.8
Os transformadores de potencial (TP) de uso exterior devem ter caixa de junção com dispositivo
para lacrar os pontos de acesso aos circuitos da medição.
1.9.1.9
Devem possuir dispositivos (chaves de aferição e blocos com terminais apropriados), que
possibilitem curto-circuitar e aterrar os secundários dos TC, possibilitem conectar instrumentos para
ensaios individuais por circuito e permitam manutenção, calibração dos medidores, e ensaios na
cabeação interna dos painéis, sem necessidade de desligamento dos circuitos.
1.9.1.10 Devem ter garantia de inviolabilidade, através da colocação de selos, eletrônicos (senhas) e/ou
mecânicos, pelas partes envolvidas.
1.9.1.11 Devem ter facilidades de software e hardware que permitam operações de leitura, programação,
armazenamento, carga e alterações de parâmetros, tanto na forma local quanto na forma remota.
1.9.1.12 Devem utilizar medidores polifásicos, que atendam as medições a três ou quatro fios, conforme
melhor adaptação ao sistema de potência trifásico considerado.
1.9.1.13 Devem possibilitar os registros de demanda ativa e reativa, com a capacidade de armazenamento
de dados.
1.9.1.14 Devem permitir para os casos de medição em mais de um circuito elétrico sob níveis de tensão de
mesma tarifa, que a demanda e energia sejam totalizadas, desde que devidamente autorizados
pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE e Operador Nacional do Sistema
Elétrico - ONS.
1.9.1.15 Os medidores ou TI podem ser substituídos por conjuntos de medição, desde que as implicações
técnicas sejam equivalentes e as diferenças de custos aceitas pelos agentes envolvidos.
VOL. III - Fl. 89 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
1.9.2
1.9.2.1
ASPECTOS ESPECÍFICOS
Medidores de Energia
(a) Características Elétricas
Devem ser polifásicos, 2 elementos, 3 fios (para sistema a três fios) ou 3 elementos, 4 fios, (para
sistemas a 4 fios), de freqüência nominal do sistema, corrente nominal de acordo com o
secundário do TC, tensão nominal de acordo com o secundário do TP. Os medidores devem ter
certificado de calibração comprovando que possuem independência de elementos e de
seqüência de fases, garantindo o mesmo desempenho em ensaio monofásico ou trifásico.
(b) Classe de exatidão
Devem atender a todos os requisitos metrológicos pertinentes a classe 0,2 prescritos no
Regulamento Técnico Metrológico – RTM, aprovado pela Portaria INMETRO nº 431, de 4 de
dezembro de 2007, ou aquela que vier substituí-la, para todos os sentidos de fluxo de energia.
Para os sistemas de medição de serviço auxiliar, nos pontos cuja potência não exceda a 10MW,
podem ser aceitos medidores com classe 0,5, desde que possuam todos os outros requisitos
exigidos nesta especificação e sejam aprovados pela CCEE e ONS.
(c) Certificado
Os medidores devem ter certificado de conformidade de modelo aprovado, emitido pelo Instituto
Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial – INMETRO.
(d) Grandezas a Medir
Devem permitir a medição e o registro de pelo menos as seguintes grandezas elétricas: energia
ativa e energia reativa com resolução de 3 casas decimais, tensão e corrente RMS por fase, com
resolução de 2 casas decimais, demanda, de forma bidirecional, com pelo menos 4 registros
independentes, 2 para cada sentido de fluxo (quatro quadrantes),com as unidades de medida
programáveis (Wh, kWh, MWh, varh, kvarh, Mvarh, V, kV, A, kA, etc.). Podem possuir,
adicionalmente, uma saída específica para as medições instantâneas (potências ativa e reativa,
fator de potência, corrente, tensão, freqüência, etc.).
(e) Memória de Massa
Devem possuir memória de massa com capacidade de armazenar os dados de energia ativa,
reativa e demanda, de forma bidirecional, tensões e correntes RMS, em intervalos de integração
programáveis de 5 (cinco) a 60 (sessenta) minutos durante o período mínimo de 32 (trinta e dois)
dias.
(f) Relógio/Calendário Interno
Devem possuir relógio/calendário interno com sincronismo externo via GPS local, de modo que o
pulso de sincronismo não seja retido ou atrasado por algum equipamento de rede (roteador),
evitando gerar problemas como falta ou repetição de registros de energia na memória de massa.
(g) Preservação dos Registros
Devem ser dotados de um sistema de preservação e salvamento dos registros durante as perdas
de alimentação, armazenando os dados em memória não volátil por pelo menos 100 (cem) horas.
(h) Leitura dos Registros
Devem possuir mostrador digital, para leitura local, com pelo menos 6 dígitos indicando de forma
cíclica as grandezas programadas a serem medidas, associadas às suas respectivas unidades
primárias, ou seja, levando em conta sua constante kh, e as relações de transformação dos TI.
VOL. III - Fl. 90 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
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Devem permitir, através de interface de comunicação, a leitura dos valores medidos e da
memória de massa.
Devem possuir no mínimo duas portas de comunicação independentes com acesso simultâneo
ou que permitam a priorização de uma delas. Uma será de uso exclusivo da CCEE e a outra de
acesso aos agentes envolvidos na medição do ponto. A porta da CCEE deverá ser acoplada a
um canal de Internet estável e de bom desempenho, sob o qual será estabelecido um túnel VPN
(Virtual Private Network) entre o medidor e a CCEE. Os medidores deverão ter capacidade de
gerenciar o acesso simultâneo às suas portas de comunicação de forma que a porta de acesso
disponibilizada à CCEE permita o acesso aos registros de memória de massa do medidor em
tempo integral.
Devem fornecer um registro com data e hora das últimas 15 ocorrências de falta de alimentação
e 15 ocorrências de alterações realizadas na programação do medidor.
No caso de consumidores livres ou consumidores conectados diretamente à rede básica, os
medidores poderão possuir saída de pulsos adequada para controlador de demanda.
(i) Autodiagnose
Devem ser providos de rotinas de autodiagnose com alcance a todos os seus módulos funcionais
internos com capacidade de localizar e registrar localmente (mostrador/alarme) e remotamente,
qualquer anormalidade funcional.
(j) Código de Identificação
Devem permitir a programação de um código de identificação alfanumérico com pelo menos 14
dígitos que possa ser lido remotamente através do protocolo do medidor.
(k) Qualidade de Energia Elétrica
A avaliação dos aspectos de Qualidade de Energia Elétrica – QEE através do sistema de
medição de faturamento deverá incluir a medição do valor da tensão eficaz em regime
permanente e os valores de tensão resultantes de eventos do tipo variação de tensão de curta
duração (VTCD). Por outro lado, a medição dos valores de outros indicadores tais como distorção
harmônica, cintilação e desequilíbrio, ainda que desejável, não têm o mesmo caráter de
obrigatoriedade mencionado anteriormente.
A apuração dos valores dos indicadores se faz através de procedimentos e métodos de medição
que neste documento nomeia-se por "protocolos de medição". Dentre outros aspectos, os
protocolos de medição incluem parâmetros tais como: taxa de amostragem do sinal medido e a
resolução da conversão analógica/digital, tipo e intervalo de janela para cálculo de valores
eficazes de tensão, critérios de detecção/disparo (trigger) e reset para registro de VTCD, etc.
Nesta especificação não será feita nenhuma exigência quanto aos protocolos de medição destes
fenômenos. Por outro lado, os agentes deverão informar os protocolos utilizados pelos
equipamentos de medição adotados.
Os arquivos de saída, da mesma forma como para o caso dos registros da medição de
faturamento, deverão ser apresentados em formato ASCII.
No que se refere aos resultados de medição dos valores eficazes da tensão, deverá ser
disponibilizado um valor da tensão eficaz, fase-neutro, para cada fase, em intervalos de tempo
parametrizáveis (por exemplo, 5 (cinco) ou 10 (dez) minutos). Este valor deverá resultar da média
quadrática dos valores apurados a partir de janelas consecutivas ao longo de todo este intervalo.
No que se refere aos resultados de monitoração de VTCD, deverão ser disponibilizadas as
seguintes informações: instante de ocorrência do fenômeno, amplitude da tensão correspondente
ao máximo desvio de cada fase e valor instantâneo (forma de onda) das três tensões fase-neutro
por um intervalo de tempo suficiente para permitir a determinação da duração do fenômeno. A
lógica de disparo para detecção deverá ser baseada em limites configuráveis de amplitude de
tensão (valor eficaz da tensão), em função de um valor de referência fixo.
VOL. III - Fl. 91 de 310
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ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
Os medidores de QEE deverão ser localizados em cada ponto de fronteira da Rede Básica onde
houver medição de faturamento, a partir do critério que estabelece como necessário apenas um
medidor por nível de tensão. Caso o arranjo da SE seja tal que barramentos de mesmo nível de
tensão possam operar, permanentemente, de forma independente, então deverá ser instalado um
medidor de QEE em cada segmento de barramento correspondente.
A avaliação de alternativas ao estabelecido nesta especificação deve ser analisada e aprovada
pelo ONS.
1.9.2.2
Transformadores para Instrumentos
Não devem ser usados transformadores auxiliares nos secundários dos TI.
Os secundários exclusivos para medição de faturamento dos TI devem ter classe de exatidão 0,3
ou melhor, para todas as cargas, e para todas as relações, consideradas as condições de projeto,
e para a freqüência nominal do sistema.
Para medição de serviço auxiliar, aceita-se a classe de exatidão 0,6.
Os TC devem ser especificados para uma corrente secundária nominal em conformidade com a
corrente especificada pelo fabricante do medidor. O fator térmico deverá ser o previsto para
requisito do sistema ou situação de contingência.
Os TI devem possuir enrolamentos secundários exclusivos para o sistema de medição de
faturamento. As caixas de terminais devem ter dispositivos que permitam lacrar os pontos de
acesso aos circuitos de medição. Exceções serão analisadas pela CCEE e ONS.
Os TC devem ter preferencialmente a mudança de relação no primário. No caso de mudança de
relação no secundário, este deverá apresentar a mesma exatidão em todas as relações.
Não devem ser utilizados fusíveis nos secundários dos transformadores de potencial. Caso a
proteção destes seja considerada imprescindível pelo agente responsável pelo SMF, admite-se o
uso de micro-disjuntores de 1 A com supervisão de estado através de contato auxiliar.
1.9.2.3
Cabeação Secundária
Os condutores utilizados para interligação dos secundários dos TC aos elementos de corrente dos medidores
devem ser especificados de modo que a carga total imposta não seja superior a uma das cargas padronizadas
dos mesmos.
Os condutores utilizados para interligação dos secundários dos TP indutivos e/ou capacitivos aos elementos de
potencial dos medidores devem ser especificados de modo a não introduzir um erro na medição superior a
0,05% para Fator de Potência igual a 0,8.
O cabo utilizado deve ser multicondutor blindado e os condutores não utilizados e a blindagem devem ser
aterrados juntos ao painel ou cubículo de medição.
1.9.3
REQUISITOS PARA APROVAÇÃO DOS PROJETOS DE SMF
Devem possuir os seguintes itens abaixo.
1.9.3.1
Esquema unifilar da instalação, onde se localizará a medição, mostrando a posição dos TI, sua
interligação aos instrumentos de medição, bem como suas características, tais como classe de
exatidão e relação de transformação.
1.9.3.2
Esquema trifilar dos circuitos de potencial e de corrente, mostrando as interligações entre os blocos
de terminais dos TI e os painéis ou cubículos de medidores.
1.9.3.3
Esquema dos painéis ou cubículos de medidores mostrando a interligação com os circuitos de
corrente e de potencial, bem como as ligações dos instrumentos de medição, dispositivos auxiliares
e alimentação dos medidores.
1.9.3.4
Desenho dos painéis ou cubículos de medidores apresentando a localização dos instrumentos de
medição.
VOL. III - Fl. 92 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
1.9.3.5
Relatório descritivo do sistema de medição, contendo as informações gerais do empreendimento e
do acessante, critérios e premissas adotadas no projeto (localização da medição, alimentação do
SMF, cabos de corrente e potencial utilizados, desenho de placa dos TI, aterramento, lacres,
características dos medidores, painel/caixa e disposição física).
1.9.3.6
Memorial de cálculo do dimensionamento da cabeação secundária de TP e TC, contendo as
informações do acessante, características dos equipamentos, constantes envolvidas, bitola e
comprimento dos condutores, carga dos circuitos de corrente, queda de tensão nos circuitos de
potencial e resumo dos valores calculados.
1.9.3.7
Apresentação do parecer de localização emitido pela CCEE.
1.9.3.8
Carta de pré-aprovação do projeto de SMF pelo agente conectado no caso de medição líquida.
1.9.3.9
Alimentação dos medidores e dispositivos de comunicação instalados no painel através da tensão
secundária do circuito medido com dispositivo de transferência automática, no caso de falta, para
uma alimentação CC da instalação (banco de baterias) ou CA ininterrupta (no-break). No caso de
utilização de no-break a autonomia deste fica a critério do agente. Casos excepcionais, onde seja
comprovada inviabilidade técnica, serão tratados pelo ONS e CCEE.
1.9.4
1.9.4.1
COMUNICAÇÃO DE DADOS
Aquisição de Leituras
O Sistema de Medição de faturamento deve possibilitar a comunicação remota direta com os
medidores, com o objetivo de viabilizar os procedimentos de leitura, fazendo verificações contínuas
dos valores registrados e memória de massa, para informações estratégicas do mercado, através da
aquisição de leituras em tempo integral.
A aquisição de leituras em tempo integral deve ser um processo que permita, por meio de um canal
de comunicação, fazer leituras dos valores registrados e da memória de massa em intervalo de
tempo programado.
De forma alternativa, o agente responsável poderá possuir uma central de aquisição própria. Neste
caso deverá ser instalado o software Client SCDE(responsável pela coleta dos arquivos XML de
coleta) sendo o agente responsável pela geração dos arquivos XML requisitados pelo client nos
intervalos de coleta definidos.
Quando o sistema de medição da CCEE acessar diretamente os medidores, a estrutura de
comunicação/medidores deverá permitir o acesso simultâneo da CCEE e dos agentes envolvidos,
sem que um prejudique o acesso do outro. Da mesma forma, a topologia de comunicação dos
medidores assim como a capacidade do link deverá ser implementada de modo a permitir o acesso
simultâneo a todos os medidores da instalação. Medidores que não respeitarem o direito de acesso e
todos e estiverem ligados em cascata, spliters ou configurações seriais que criem alguma situação
onde a leitura dos demais medidores esteja sujeita a espera de liberação do canal de comunicação
não serão aceitos.
1.9.4.2
Protocolos de Comunicação
Podem ser aceitos todos os protocolos de medidores, desde que seus fornecedores desenvolvam
os mesmos nos padrões e para as aplicações definidas pela CCEE, e forneçam à esta toda a
documentação detalhada do protocolo.
1.9.4.3
Canal de Comunicação
a.
Deve ser disponibilizado um canal de comunicação estável e de bom desempenho para
permitir a aquisição de leituras a qualquer tempo, diretamente de cada ponto de medição,
conforme disposto no Procedimento de Comercialização da CCEE.
VOL. III - Fl. 93 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
b.
O canal de comunicação utilizado deve permitir a transferência dos dados numa taxa mínima
compatível com a transmissão dos pacotes de dados de seu medidor, conforme detalhado no
Procedimento de Comercialização da CCEE.
1.9.5
RECURSOS DE PROGRAMAÇÃO
O sistema de medição deve possuir software específico de programação, leitura, totalização dos
dados e emissão de relatórios. Este software deve possibilitar:
1.9.5.1
A programação do horário de verão;
1.9.5.2
A aquisição, de forma automática, dos valores de demanda da memória de massa, em datas e
horários pré-programados;
1.9.5.3
A criação de arquivos de saída no formato ASCII, permitindo que os dados sejam facilmente
processados por outro software disponível no mercado;
1.9.5.4
A programação dos intervalos de integração de 5 (cinco) a 60 (sessenta) minutos para
armazenamento na memória de massa;
1.9.5.5
A programação da demanda em intervalos de 5 (cinco) a 60 (sessenta) minutos, em múltiplos de 5
(cinco) minutos;
1.9.5.6
A programação dos multiplicadores das grandezas medidas;
1.9.5.7
A programação da relação dos transformadores para instrumentos a fim de que os valores medidos
sejam referidos aos valores primários;
1.9.5.8
A aquisição parcial dos valores da memória de massa para viabilizar a leitura de cinco minutos,
horária, diária ou semanal dos medidores, buscando apenas os dados referentes àquele período
requisitado, e
1.9.5.9
O sistema deverá possibilitar a aquisição dos dados, de forma que a CCEE acesse
automaticamente os dados diretamente dos medidores ou, alternativamente, da Central de
Aquisição do agente responsável.
1.9.6
MEDIÇÃO DE RETAGUARDA
1.9.6.1
A medição de retaguarda é de caráter obrigatório e deve ser composta de um medidor igual ou
equivalente ao medidor principal, instalado no mesmo painel, com as mesmas informações de
corrente e tensão (mesmos enrolamentos secundários dos transformadores para instrumentos).
Devem atender as características técnicas aqui especificadas, sobretudo, aquelas relativas à
comunicação.
1.9.6.2
Esta medição deve ser instalada e comissionada conforme os critérios que foram estabelecidos
para a medição principal.
1.9.6.3
A medição de retaguarda não é obrigatória nos pontos destinados a medição de geração bruta por
unidade geradora.
1.9.7
LOCALIZAÇÃO DOS PONTOS DE MEDIÇÃO
Para atender a contabilização da CCEE, dos Encargos de Uso do Sistema de Transmissão e dos
Serviços Ancilares, para verificar as capacidades declaradas de geração e o cumprimento das
instruções de despacho, as medições de faturamento devem ser instaladas nos seguintes pontos de
conexão:
com a rede básica;
com as Demais Instalações de Transmissão Compartilhadas – DITC;
VOL. III - Fl. 94 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
com as instalações de transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão
Compartilhada – ICG;
de consumidor livre ou especial;
nas unidades geradoras onde existe contabilização de serviços ancilares;
entre agentes que fazem parte da CCEE;
de agentes que não fazem parte da CCEE;
de interligação internacional (importação e exportação de energia);
de interligação entre submercados;
de unidades geradoras de usinas, excetuando-se as centrais geradoras eólicas, classificadas na
modalidade de operação como Tipo I – Programação e despacho centralizados, para medição de
geração bruta das unidades geradoras;
das usinas classificadas nas modalidades de operação como Tipo I – Programação e despacho
centralizados, ou Tipo II – Programação centralizada e despacho não centralizado ou Tipo III –
Programação e despacho não centralizados, com a rede básica ou rede de distribuição, para a
medição de geração líquida dessas usinas;
de unidades geradoras ou de grupo de unidades geradoras das usinas que participam do
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA, para medição de
geração líquida das unidades geradoras ou de grupo de unidades geradoras;
de autoprodutor;
das unidades geradoras do autoprodutor, excetuando-se unidades geradoras eólicas, cuja central
geradora tenha sido classificada na modalidade de operação como Tipo I – Programação e
despacho centralizados para a medição de geração bruta;
de serviço auxiliar de subestações e de usinas. A necessidade ou não de medição do serviço
auxiliar depende da configuração física das instalações e localizações das demais medições,
devendo ser verificada caso a caso com o ONS e a CCEE.
VOL. III - Fl. 95 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
1.9.8
ARQUITETURA BÁSICA DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO
SCDE
Medidores
IP: 172.xxx.xxx.xxX
Inspeção Lógica
Router
VPN
(via Internet
broadband) ou
FRAME RELAY
Router
Firewall
Switch
IP: 172.xxx.xxx.xxY
Switch
Aquisição
IP: 172.xxx.xxx.xxZ
Switch
Firewall
FIGURA 7
VOL. III - Fl. 96 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
FIGURA 8
VOL. III - Fl. 97 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
Inspeção Lógica
SCDE
Medidores
VPN
(via Internet
broadband) ou
FRAME RELAY
IP: 172.xxx.xxx.xxX
Firewall
Router
Switch
Aquisição
Switch
Router
IP: 172.xxx.xxx.xxY
Internet (broadband)
IP: 172.xxx.xxx.xxZ
Firewall Switch
UCM
FIGURA 9
FIGURA 10
VOL. III - Fl. 98 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
2
DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO
Os relatórios de Estudos de Engenharia e Planejamento e os documentos elaborados referentes às
linhas de transmissão e subestações componentes deste lote estão relacionados a seguir.
Estes relatórios e documentos são partes integrantes do Anexo 6A, devendo suas recomendações
serem consideradas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos para implantação
das instalações, ressalvado se forem conflitantes com este Anexo 6A, pois o Anexo 6A se sobrepõe
aos demais relatórios e documentos referidos neste item 2.
2.1
ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO
2.1.1
RELATÓRIOS
Nº EMPRESA
DOCUMENTO
Relatório R0: Estudos para a licitação da expansão da
transmissão – Análise de integração das usinas
EPE-DEE-RE-054/2010-R1
contratadas nos leilões de energia renováveis - LER 2010 e LFA
2010 – 11 de novembro de 2010.
Relatório R1: Estudos para a licitação da expansão da
transmissão – Análise técnico-econômica das alternativas –
EPE-DEE-RE-005/2011-R0 Relatório R1 – Estudo para dimensionamento das ICG referentes
centrais geradoras eólicas do LFA e LER 2010, nos estados:
Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia – 25 de janeiro de 2011.
Relatório R2: Estudos para definição das características básicas
das novas LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II, Campina
CPFL Energia S.A. sem Grande II – Extremoz II e Extremoz II – João Câmara II, e
número.
subestações 500 kV Campina Grande II, Extremoz II e Coletora
João Câmara II R2 – Detalhamento da Alternativa de Referencia –
Janeiro de 2011.
3
3.1
MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO
GERAL
A TRANSMISSORA deve implantar as INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO deste LOTE A,
observando a legislação e os requisitos ambientais aplicáveis.
3.2
DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL
Nº EMPRESA
CPFL Energia S.A. sem
número.
CPFL Energia S.A. sem
número.
DOCUMENTO
Relatório R3: Caracterização e análise socioambiental referente à
expansão da transmissão, no Rio Grande do Norte – Janeiro de
2011.
Relatório R3: Caracterização e análise socioambiental referente à
linha de transmissão, em Pernambuco, na Paraíba e no Rio
Grande do Norte – Janeiro de 2011.
VOL. III - Fl. 99 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
CPFL Energia S.A. sem
número.
CPFL Energia S.A. sem
número.
Relatório R3: Anexo referente à expansão da transmissão, no Rio
Grande do Norte – Janeiro de 2011.
Relatório R3: Anexo referente à linha de transmissão, em
Pernambuco, na Paraíba e no Rio Grande do Norte – Janeiro de
2011.
VOL. III - Fl. 100 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
4
DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS
Conforme previsto no Edital, Volume I - item 3.7, 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 1.8.
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:
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.
4.3
PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO
Os documentos de projeto básico das linhas de transmissão devem apresentar:
4.3.1
RELATÓRIO TÉCNICO
Relatório técnico com roteiro completo e descrição detalhada do tratamento e das hipóteses
assumidas para os dados de vento, as pressões dinâmicas e as cargas resultantes, os esquemas e
as hipóteses de carregamentos e o respectivo memorial de cálculo com o dimensionamento completo
dos suportes incluindo:
Mapas (isótacas);
Estações Anemométricas usadas;
VOL. III - Fl. 101 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
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 ensaios 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;
Cabos condutores: características;
Cabos pára-raios: características;
Cadeias de isoladores: coordenação eletromecânica, desenhos e demais características;
Contrapeso: características, material, método e critérios de dimensionamento;
Ferragens, espaçadores e acessórios: descrição, ensaios de tipo, características físicas e
desenhos de fabricação;
Vibrações eólicas:
-
Relatórios dos Estudos de vibração eólica e de sistemas de amortecimentos para fins de
VOL. III - Fl. 102 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
controle da fadiga dos cabos.
-
4.4
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.
4.5
PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO:
A TRANSMISSORA deverá fornecer na apresentação do Projeto as planilhas disponíveis no CD
“Planilhas de Dados do Projeto” preenchidas com dados requeridos, no que couber, do
empreendimento em licitação.
VOL. III - Fl. 103 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
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 6A, 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 22 (vinte e dois) 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. III - Fl. 104 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
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
20
21
22
DURAÇÃO
CREA No
REGIÃO
VOL. IV - Fl. 105 de 310
EDITAL DE LEILÃO NO 001/2011-ANEEL
ANEXO 6A– LOTE A – LT 500 KV – JOÃO CÂMARA II – CEARÁ MIRIM; LT 500 KV CEARÁ MIRIM – CAMPINA GRANDE III;
SE 500/138 KV JOÃO CÂMARA II; SE 500/230 KV CEARÁ MIRIM E SE 500/230 KV CAMPINA GRANDE III.
5.2
CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B)
NOME DA EMPRESA
SUBESTAÇÂO
DATA
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
Meses
2
3
4
20 21 22
OBSERVAÇÕES:
DURAÇÃO DA OBRA
CREA No
REGIÃO
VOL. IV - Fl. 106 de 310