6.1. DISJUNTORES
(a) O ciclo de operação dos disjuntores deve atender aos requisitos das normas aplicáveis. (b) O tempo máximo de interrupção para disjuntores classe de tensão de 550 kV e 362 kV deve
ser de 2 ciclos e, para os disjuntores classe de 245 kV, 145 kV e 72,5 kV deve ser de 3 ciclos para a frequência de 60 Hz.
(c) A corrente nominal do disjuntor deve ser compatível com a máxima corrente possível na indisponibilidade de um outro disjuntor, no mesmo bay ou em bay vizinho, pertencente ou não a este empreendimento, para os cenários previstos pelo planejamento e pela operação. (d) Os disjuntores devem ser dimensionados respeitando os valores mínimos de corrente de
curto- circuito nominal (corrente simétrica de curto-circuito) e valor de crista da corrente suportável nominal (corrente assimétrica de curto-circuito) dispostos no item 5.3 (b). Relações de assimetria superiores a indicada no item 5.3 (b) poderão ser necessárias, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 11 deste anexo técnico.
(e) Os disjuntores devem ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de discrepância de polos e acionamento monopolar. O ciclo de operação nominal deve ser compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar e monopolar. Para disjuntores em níveis de tensão iguais ou inferiores a 138 kV, não se aplicam acionamento e religamento automático monopolar, podendo o acionamento ser tripolar. (f) Caberá à nova TRANSMISSORA fornecer disjuntores com resistores de pré-inserção ou
com mecanismos de fechamento ou abertura controlados, quando necessário.
(g) Os disjuntores devem ser especificados para operar quando submetidos às solicitações de manobra determinadas nos estudos previstos no item 11.
(h) Os disjuntores que manobrarem linhas a vazio devem ser especificados como de “baixíssima probabilidade de reacendimento de arco”, classe C2, conforme norma IEC 62271-100.
(i) Os requisitos mínimos para o disjuntor na manobra de linha a vazio devem levar em conta o valor eficaz da tensão fase-fase da rede de 770 kV à frequência de 60 Hz, para os disjuntores dos pátios de 500 kV. Os correspondentes valores para os pátios de 345 kV é de 507 kV, 230 kV é de 339 kV, 138 kV é de 203 kV e 69 kV é de 102 kV à frequência de 60 Hz. Valores superiores a estes podem ser necessários, caso os estudos definidos no item 11 assim o determinem.
(j) Os disjuntores que manobrem banco de capacitores em derivação devem ser do tipo de “baixíssima probabilidade de reacendimento de arco”, classe C2 conforme norma IEC 62271-100. Caso os estudos de manobra especificados no item 11 indiquem a necessidade de adoção de chaveamento controlado ou resistores de pré-inserção, os disjuntores deverão ser equipados com estes dispositivos.
(k) Os disjuntores devem ser especificados para abertura de corrente de curto-circuito nas condições mais severas de X/R no ponto de conexão do disjuntor, condições estas que deverão ser identificadas pelo Agente. Em caso de disjuntores localizados nas proximidades de usinas geradoras, especial atenção deve ser dada à determinação da constante de
tempo a ser especificada para o disjuntor. Isto se deve à possibilidade de elevada assimetria da corrente de curto-circuito suprida por geradores.
(l) Capacidade de manobrar outros equipamentos / linhas de transmissão existentes na subestação onde estão instalados, em caso de faltas nesses equipamentos seguidas de falha do referido disjuntor, considerando inclusive disjuntor em manutenção.
(m) Capacidade de manobrar a linha de transmissão licitada em conjunto com o(s) equipamento(s) / linha(s) de transmissão a elas conectadas em subestações adjacentes, em caso de falta no equipamento / linha de transmissão da subestação adjacente, seguido de falha do respectivo disjuntor.
(n) Os disjuntores utilizados na manobra de reatores em derivação devem ser capazes de abrir pequenas correntes indutivas e ser especificados com dispositivos de manobra controlada. (o) Nos casos em que forem utilizados mecanismos de fechamento ou abertura controlados
devem ser especificados a dispersão máxima dos tempos médios de fechamento ou de abertura, compatíveis com as necessidades de precisão da manobra controlada.
(p) Os disjuntores devem ser especificados com fator de primeiro pólo de 1,5.
6.2. SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO
Estes equipamentos devem atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas no item 11.4.8.
As seccionadoras devem ser especificadas com, pelo menos, a mesma corrente nominal utilizada pelos disjuntores deste empreendimento, aos quais estejam associadas.
A TRANSMISSORA deve especificar o valor de crista da corrente suportável nominal (corrente de curto-circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta duração (corrente de curto simétrica) respeitando os valores mínimos dispostos no item 5.3 (b).
Fatores de assimetria superiores ao indicado em 5.3 (b) poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos nos item 11 deste anexo técnico.
As lâminas de terra e chaves de aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 62271-102. Caso os estudos transitórios identifiquem valores superiores aos normalizados, as lâminas de aterramento deverão ser especificadas para atender a estas solicitações.
Esses equipamentos devem ser dimensionados considerando a relação X/R do ponto do sistema onde serão instalados.
6.3. PARA-RAIOS
Deverão ser instalados para-raios nas entradas de linhas de transmissão, nas conexões de unidades transformadoras de potência, de reatores em derivação e de bancos de capacitores não autoprotegidos. Os para-raios devem ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), adequados para instalação externa.
Os para-raios devem ser especificados com uma capacidade de dissipação de energia suficiente para fazer frente a todas as solicitações identificadas nos estudos descritos no item 11 deste anexo técnico.
A TRANSMISSORA deverá informar, ainda na fase de projeto básico, em caso de indisponibilidade dos dados finais do fornecimento, os valores de catálogo da família do para-raios escolhido para posterior utilização no empreendimento.
6.4. TRANSFORMADORES DE CORRENTE E POTENCIAL
As características dos transformadores de corrente e potencial, como: número de secundários, relações de transformação, carga, exatidão, etc., devem satisfazer as necessidades dos sistemas de proteção e de medição das grandezas elétricas e medição de faturamento, quando aplicável. Os transformadores de corrente devem ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e os de potencial devem ter enrolamentos secundários individuais e serem próprios para instalação externa.
Os núcleos de proteção dos transformadores de corrente devem possuir classe de desempenho TPY ou TPZ, conforme estabelecido na Norma IEC 60.044-6 1992 (Instrument transformers - part
6: Requirements for protective current transformers for transient performance), considerando a
constante de tempo primária (relação X/R) do ponto de instalação e o ciclo de religamento previsto, para que esses núcleos não saturem durante curtos-circuitos e religamentos rápidos. A TRANSMISSORA deve especificar transformadores de corrente com o valor de crista da corrente suportável nominal (corrente de curto-circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta duração (corrente de curto simétrica) que respeitem o disposto no item 5.3 (b). Fatores de assimetria superiores ao indicado em 5.3 (b) poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 11 deste anexo técnico.
6.5. UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA
Não se aplica.
6.6. TRANSFORMADOR DEFASADOR
Não se aplica.
6.7. 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 faafastar-ses das unidades;
(b) Esquemas de Aterramento
Os bancos de reatores poderão considerar os seguintes esquemas de aterramento: Estrela solidamente aterrada;
Caso seja necessário o uso de impedância de aterramento, o isolamento do neutro do reator deve ser dimensionado considerando esse equipamento.
(c) Perdas
Para reatores em derivação trifásicos ou monofásicos de potência nominal igual ou superior a 5 Mvar e de tensão nominal do enrolamento de alta tensão igual ou superior a 230 kV, as perdas totais máximas, à tensão e frequência nominais, devem atender à Tabela 6.7.1 abaixo
TABELA 6.7.1–PERDAS PARA REATORES EM DERIVAÇÃO TRIFÁSICOS OU MONOFÁSICOS
Perdas totais máximas para reatores em derivação trifásicos ou monofásicos com tensão nominal ≥ 230 kV
Perdas em porcentagem da potencia nominal
Potência Nominal (Pn) Perdas Máximas
5 ≤ Pn < 10 Mvar 0,70 %
10 Pn < 15 Mvar 0,60 %
15 Pn < 20 Mvar 0,50 %
20 Pn < 30 Mvar 0,40 %
Pn 30 Mvar 0,30 %
Nota: Perdas totais na tensão e frequência nominais. (d) Suportabilidade a Sobretensões
O equipamento deve ser capaz de suportar os níveis de sobretensões transitórias e temporárias definidos pelos estudos de sistema.
O dimensionamento dos reatores, em especial os de linha, deverá considerar a possibilidade de sobretensões em regime normal de operação de forma a não serem limitadores da capacidade de transmissão da linha.
Os reatores manobráveis devem ser especificados para suportar os transitórios devido às manobras de abertura e fechamento diária de seus disjuntores durante a vida útil estabelecida no item 6.7(h).
(e) Característica V x I
Deve ser definida por estudos de sistema e engenharia. (f) Isolamento do Neutro
A necessidade de adoção de reator de neutro deverá ser identificada nos estudos de religamento monopolar, considerando a frequência da rede entre 56 Hz e 66 Hz. Caso seja necessário o uso de impedância de aterramento, o isolamento do neutro do reator deve ser dimensionado considerando esse equipamento.
(g) Regime de operação
Os reatores em derivação devem ser especificados para operar continuamente na máxima tensão operativa da rede durante toda a sua vida útil.
Os reatores em derivação submetidos ao regime de operação definido no item 6.7(g) devem ser especificados para a expectativa de vida útil de 36 anos.
6.8. TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO
Não se aplica.
6.9. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE
(a) Características Gerais
A reatância capacitiva total do banco deve ser calculada com base no percentual de compensação da linha estabelecido neste anexo técnico e no comprimento da mesma, resultante do projeto da linha proposto pela TRANSMISSORA;
A TRANSMISSORA deverá explicitar a corrente de swing adotada no projeto do banco série, justificando o valor adotado com base em avaliações dinâmicas;
A capacidade de sobrecarga deve atender à norma ou a valores superiores, quando os estudos de planejamento da expansão da transmissão assim o indicarem;
A TRANSMISSORA deve dimensionar o banco série e seu esquema de proteção considerando não apenas o ano de entrada em operação, mas também o ano horizonte de planejamento, fazendo uso dos dados disponibilizados pela EPE e pelo ONS;
Em relação à capacitância, são admitidas as seguintes tolerâncias nos bancos de capacitores: 2,0% por fase em relação ao valor especificado. Nenhum valor medido de quaisquer das três fases deve afastar-se mais de 1% do valor médio medido das três fases; O valor médio das perdas dielétricas de cada unidade capacitiva à tensão e frequência nominais, com resistor de descargas e à temperatura de 20ºC deve ser de, no máximo, 0,12 W/kvar, para capacitores sem fusíveis internos, e 0,16 W/kvar, para capacitores com fusíveis internos;
O banco de capacitores série fixos não deve provocar o surgimento de fenômeno de ressonância subsíncrona na região onde será instalado.
(b) Características Específicas
As características principais da compensação série a ser instalada nestas linhas de transmissão são:
TABELA 6.9.1–CORRENTES DA COMPENSAÇÃO SÉRIE
LTA em 500 kV Inominal (A)
I
30 min(A)
Grau de Compensação
por circuito (%)
LTA Parauapebas – Miracema C1 e C2, na SE Parauapebas 2663 3595 40
LTA Parauapebas – Miracema C1 e C2, na SE Miracema 2663 3595 23,3
Admite-se a padronização de valores de corrente nominal do banco série, respeitando-se os valores mínimos de capacidade nominal supra mencionados. A capacidade de 30 minutos deverá ser 35% superior a capacidade nominal.
(c) Requisitos dos varistores dos equipamentos de compensação reativa série
Os varistores dos equipamentos de compensação reativa série deverão ser definidos levando em consideração todos os cenários e intercâmbios previstos, da configuração inicial ao ano horizonte de planejamento, bem como todos os tipos de falta.
Os requisitos de energia dos varistores deverão ser definidos pela TRANSMISSORA para condição de falta externa mais crítica, inclusive para a condição de linha paralela fora de serviço.
Não será permitida a atuação de dispositivos de proteção dos varistores para faltas externas ao banco série, à exceção dos seguintes casos específicos:
Faltas externas que sejam eliminadas em mais de 100 ms. Neste caso, o dispositivo de proteção dos varistores só poderá atuar 100 ms após a detecção da falta. O banco de capacitores série deverá ser reinserido em até 300 ms após a eliminação da falta. Faltas externas trifásicas eliminadas em até 100 ms, com religamento mal sucedido
após 500 ms de tempo morto. Neste caso o dispositivo de proteção dos varistores só poderá atuar após 100 ms da tentativa mal sucedida de religamento.
(d) Demonstração do atendimento aos requisitos
A TRANSMISSORA deve apresentar no Projeto Básico:
Memória de cálculo do dimensionamento dos diversos componentes do “Main Circuit” Descrição do comportamento térmico do banco após aplicação de uma sequencia de
faltas e da atuação do by-pass, incluindo a curva de aquecimento/resfriamento do banco;
Estudo de dimensionamento do MOV do banco série e da definição dos ajustes de
by-pass por corrente ou energia, a ser realizado no programa ATP (Alternative Transients Program);
Modelos de transitórios eletromagnéticos para a representação do banco série no programa ATP, em meio digital, e com a documentação necessária. Estes modelos deverão ser apresentados em uma versão padrão do fornecedor no projeto básico e posteriormente, para os estudos pré-operacionais, na versão definitiva e fidedigna do equipamento fornecido;
Estudos de ressonância subsíncrona, estabilidade eletromecânica e transitórios eletromegnéticos.
6.11. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS - CER
Não se aplica.
6.12. COMPENSADOR SÍNCRONO
Não se aplica.
6.13. EQUIPAMENTOS LOCALIZADOS EM ENTRADAS DE LINHA
6.13.1. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA EM VAZIO
Equipamentos localizados nas extremidades de linha e que possam ficar energizados após a manobra da mesma no terminal em vazio, tais como reatores de linha, disjuntores, secionadores e transformadores de potencial, deverão ser dimensionados para suportar por uma hora as sobretensões à freqüência industrial de acordo com a Tabela 6.13.1.1.
Tabela 6.13.1.1 – Tensão eficaz entre fases admissível nas extremidades das linhas de transmissão 1 hora após manobra (kV)
Tensão nominal Tensão sustentada
138 152 230 253
345 398
440 506
500/525 600
6.13.2. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA SOB CARGA EM TERMINAIS COM CAPACITORES SÉRIE
Caso o banco de capacitores série esteja conectado à subestação terminal da linha de transmissão, os equipamentos adjacentes a este banco e conectados à linha de transmissão, tais como, reatores em derivação, transformadores de corrente, transformadores de potencial, para-raios, etc., deverão ser especificados para a máxima tensão de operação em regime permanente devido à elevação de tensão no referido banco causada pela máxima corrente especificada para o mesmo.