ANEXO 6E LOTE E SE SÃO GOTARDO 2-345/138 KV CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO

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VOL. III - Fl. 362 de 543

ANEXO 6E

LOTE E

SE SÃO GOTARDO 2 - 345/138 KV

CARACTERÍSTICAS

E

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS

DAS

(2)

ÍNDICE

1. REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES ... 366

1.1. INTRODUÇÃO ...366

1.1.1. DESCRIÇÃO GERAL ...366

1.1.2. CONFIGURAÇÃO BÁSICA ...367

1.1.3. DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS ...368

1.1.4. REQUISITOS GERAIS ...368

1.1.5. REQUISITOS TÉCNICOS NO CASO DE SECCIONAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO ...369

1.2. LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA ...369

1.3. LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE SUBTERRÂNEA – LTAS 369 1.4. LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA – LTS ...369

1.5. SUBESTAÇÕES – SE ...370 1.5.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS ...370 1.5.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS ...370 1.5.3. CAPACIDADE DE CORRENTE ...371 1.5.4. SUPORTABILIDADE ...372 1.5.5. EFEITOS DE CAMPOS ...373 1.5.6. INSTALAÇÕES ABRIGADAS. ...373 1.6. EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO ...374 1.6.1. DISJUNTORES ...374

1.6.2. SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO ...375

1.6.3. PARA-RAIOS ...375

1.6.4. TRANSFORMADORES DE CORRENTE E POTENCIAL ...376

1.6.5. UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA ...376

1.6.6. TRANSFORMADOR DEFASADOR ...379

1.6.7. REATORES EM DERIVAÇÃO ...379

1.6.8. TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO ...379

1.6.9. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE ...379

1.6.10. BANCO DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ...379

1.6.11. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS – CER ...379

1.6.12. COMPENSADOR SÍNCRONO ...379

1.6.13. EQUIPAMENTOS LOCALIZADOS EM ENTRADAS DE LINHAS ...380

1.7. REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO ...381

1.7.1. DEFINIÇÕES BÁSICAS ...381

1.7.2. REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO,REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES 382 1.7.3. REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO ...382

1.7.4. SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO ...384

1.7.5. REQUISITOS PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO MANUAL. ...387

(3)

1.7.7. SISTEMADEPROTEÇÃODETRANSFORMADORESDEATERRAMENTO ...390

1.7.8. SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES EM DERIVAÇÃO ...391

1.7.9. SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ...391

1.7.10. SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE ...391

1.7.11. SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE FILTROS ...391

1.7.12. SISTEMADEPROTEÇÃODECOMPENSADORESTÁTICO ...391

1.7.13. SISTEMADEPROTEÇÃODECOMPENSADORESSÍNCRONOS ...391

1.7.14. SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS DE 345 KV E 138 KV ...391

1.7.15. SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR DE 345 KV E 138 KV ...392

1.7.16. SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO ...393

1.8. SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ...396

1.8.1. INTRODUÇÃO ...396

1.8.2. REQUISITOSDOSSISTEMASDESUPERVISÃOECONTROLEDOSAGENTES ...396

1.8.3. REQUISITOSPARAASUPERVISÃOECONTROLEDEEQUIPAMENTOSPERTENCENTESÀ REDEDEOPERAÇÃO ...399

1.8.4. REQUISITOSPARAOSEQUENCIAMENTODEEVENTOS ...404

1.8.5. ARQUITETURADEINTERCONEXÃOCOMOONS ...407

1.8.6. ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHADETRANSMISSÃO. 410 1.8.7. REQUISITOSDESUPERVISÃOPELOAGENTEPROPRIETÁRIODA(S)INSTALAÇÃO(ÕES) (SUBESTAÇÃO(ÕES))COMPARTILHADA(S)DAREDEDEOPERAÇÃO. ...410

1.8.8. AVALIAÇÃODADISPONIBILIDADEEDAQUALIDADEDOSRECURSOSDESUPERVISÃOE CONTROLE ...411

1.8.9. REQUISITOSPARAAATUALIZAÇÃODEBASESDEDADOSDOSSISTEMASDE SUPERVISÃOECONTROLE ...412

1.9. REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ...415

1.9.1. REQUISITOSGERAIS ...415

1.9.2. REQUISITOSFUNCIONAIS ...415

1.9.3. REQUISITOSDAREDEDECOLETADEREGISTROSDEPERTURBAÇÕESPELOS AGENTES ...416

1.9.4. REQUISITOSMÍNIMOSDEREGISTRODEPERTURBAÇÕES ...416

1.10. REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ...419

1.10.1. REQUISITOS GERAIS ...419

1.10.2. REQUISITOS TÉCNICOS DOS CANAIS PARA TELEPROTEÇÃO ...421

1.10.3. TELEPROTEÇÃO PARA LINHASDETRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV 422 1.10.4. TELEPROTEÇÃO PARA LINHASDETRANSMISSÃO COM TENSÃO DE 230 E 138 KV ...422

1.10.5. REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ ...422

1.10.6. REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS ...424

1.11. DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESSE ANEXO TÉCNICO ...426

1.11.1. TENSÃO OPERATIVA ...426

1.11.2. SOBRETENSÃO ADMISSÍVEL PARA ESTUDOS A 60HZ ...427

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1.11.4. CRITÉRIOSEDIRETRIZESPARAAELABORAÇÃODOSESTUDOSDETRANSITÓRIOSDE

MANOBRA ...429

1.11.5. OUTROS ESTUDOS ...430

1.12. REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO ...430

2. DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO ... 431

2.1. ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ...431

2.1.1. ESTUDOS(RELATÓRIOSR1ER2) ...431

2.1.2. MEIOAMBIENTEELICENCIAMENTO(RELATÓRIOSR3) ...431

2.1.3. CARACTERÍSTICASDOSEQUIPAMENTOSDASINSTALAÇÕESEXISTENTES (RELATÓRIOSR4) ...431

3. DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ... 433

3.1. ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA ...433

3.2. PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES ...433

3.3. PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO ...434

3.4. PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: ...434

3.5. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE ...434

3.6. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO ...435

3.7. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL ...435

3.8. PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO: ...435

4. CRONOGRAMA ... 436

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1. REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

1.1. INTRODUÇÃO

1.1.1. DESCRIÇÃO GERAL

Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos do seguinte empreendimento: Subestação São Gotardo 2 345/138 kV, para atendimento a carga da região de Patos de Minas/Patrocínio, no Triângulo Mineiro, em Minas Gerais, cujo atendimento encontra-se com capacidade esgotada.

A Figura 1.1.1.apresenta o diagrama eletrogeográfico da região onde estará localizada a subestação supracitada.

FIGURA 1. 1.1 –DIAGRAMA ELETROGEOGRÁFICO DA REGIÃO DE SÃO GOTARDO 2-ESTADO DE MINAS GERAIS

A Figura 1.1.2 apresenta um esquema simplificado da SE São Gotardo 2 345 kV, mostrando o diagrama parcialmente representado do setor de 345 kV e a ampliação proposta, a ser licitada, com a inserção da transformação 345/138 kV, do transformador defasador 138-138 kV e a implantação do pátio de 138 kV.

Coromandel M.Carmelo N.Ponte UH EMBORCAÇÃO UH Miranda UH N.PONTE UH JAGUARA SÃO GOTARDO 2 Araxá 2 Araxá 1 Patrocínio 1

Patos de Minas 1 UH T. MARIAS

R.Paranaíba C.Paranaíba Ibiá 2 Iraí de Minas Patrocínio 2 21 km Fosfértil Galvani S. Gotardo 1 Patos de Minas 2 Cabo 336 MCM CS -2017 Cabo 636 MCM CS -2014 Recapacitação 150 MVA -2014 Recapacitação 150 MVA -2016 Compensação 25 Mvar -2014 25 Mvar -2017 _{Cabo 636}_MCM 9 km CS -2014 Tensão Legenda 138 kV 345 kV 500 kV Cor Cabo 336 MCM CS -2014 SE SÃO GOTARDO 2 138kV T. Marias p/ auto 500/345 kV Patrocinio2 345 kV 345/138 kV 4 x 100 MVA c/defasador p/ auto 500/345 kV S. Gotardo 1 345 kV

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VOL. III - Fl. 367 de 543 Figura 1.1.2 - SE São Gotardo 2 500 kV

1.1.2. CONFIGURAÇÃO BÁSICA

A configuração básica é caracterizada pelas instalações listadas na Tabela 1.1.1 a seguir:

TABELA1.1.1–SUBESTAÇÃO SÃO GOTARDO 2

Subestação Tensão _(kV) Empreendimentos principais Potência Total

São Gotardo 2

345 1 Conexão de transformador DJM

345/138 3+1 Unidades Monofásicas de Transformação de 100MVA cada 400 MVA 138/138 1 Transformador defasador trifásico 300 MVA

138 1 Módulo de Infraestrutura Geral 138 1 Conexão de transformador BD4 138 1 Interligação de barras BD4 138 2 Entradas de linhas BD4

Legenda:

DJM – Barra Dupla Disjuntor e Meio BD4 – Barra dupla a 4 chaves;

A configuração básica supracitada constitui-se na alternativa de referência. Os requisitos técnicos deste ANEXO 6E 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.

O local destinado à instalação da Subestação São Gotardo 2, em 345/138 kV está indicado nos relatórios citados nos itens 2.1, 2.2 e 3.2. A TRANSMISSORA poderá propor alterações dessa

São Gotardo 1

DIT

Três Marias

138 kV

Patrocinio

Rede Básica Fronteira

345 kV Rede Básica 345/138-13,8 kV 300 MVA 138 kV 345 kV 345 kV 500 kV 500 kV 138/138 kV 300 MVA Existente Previsto Auto Defasador

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localização, mantendo proximidade ao ponto indicado, mediante justificativa técnica a ser submetida junto com o Projeto Básico para aprovação da ANEEL.

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

 Níveis de tensão (somente CA);

 Distribuição de fluxo de potência em regime permanente.

O empreendimento objeto do Leilão compreende a implantação das instalações detalhadas na Tabela 1.1.1. Estão incluídos no empreendimento os equipamentos terminais de manobra, proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, ainda que não expressamente indicados neste ANEXO 6E.

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 6E.

Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE, ANATEM/ANAT0 no site da Empresa de Pesquisa Energética – EPE (www.epe.gov.br).

Os dados relativos aos estudos de transitórios eletromagnéticos estão disponibilizados, conforme documentação relacionada no item 2.1 deste ANEXO 6E.

1.1.4. REQUISITOS GERAIS

O projeto e a construção da subestação 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 6E e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reserva.

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1.1.5. REQUISITOS TÉCNICOS NO CASO DE SECCIONAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO

Não se aplica.

1.2. LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA

Não se aplica.

1.3. LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE SUBTERRÂNEA –

LTAS

Não se aplica.

1.4. LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA – LTS

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1.5. SUBESTAÇÕES – SE

1.5.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS

A TRANSMISSORA deve desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição das características e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que os mesmos serão conectados ao sistema existente.

Todos os equipamentos devem ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado. Na subestação, 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

Devem ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações da Subestação São Gotardo 2 345 kV.

A TRANSMISSORA acessante à subestação São Gotardo 2 deverá observar os critérios e requisitos básicos da subestação, bem como é responsável pelas obras de infraestrutura incluídas no Módulo Geral – Resolução ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de 2005, necessárias para a instalação, manutenção e operação da configuração básica caracterizada pelas instalações listadas no item 1.1.2 deste Anexo Técnico. Entre as possíveis obras necessárias sob responsabilidade da TRANSMISSORA encontram-se, dentre outros: terraplenagem, drenagem, malha de terra, aquisição de terrenos, extensão de barramentos, serviços auxiliares, cabos, tubos, estruturas, suportes, pórticos, cercas, conexões de terra entre seus equipamentos e a malha de terra da subestação, canaletas secundárias, recomposição da infraestrutura construída como, por exemplo, realocação de instalações existentes em função da ampliação da subestação, reposição de britas.

Os Serviços auxiliares, sistema de água, sistema de incêndio, edificações existentes na subestação São Gotardo 2 (casa de comando, casa de relés, guaritas), bem como acesso, área industrial, sistema de ventilação e ar condicionado, sistema de comunicação, canteiro de obras, sem a isto restringir, podem ser compartilhados com outra(s) concessionária(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.

1.5.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS

 SE São Gotardo 2 345/138 kV

A configuração dos barramentos no setor de 345 kV deverá ser do tipo disjuntor e meio e no setor de 138 kV do tipo barra dupla a quatro chaves.

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1.5.3. 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, conforme valores máximos que serão estabelecidos no estudo definido no item 1.11.3.4.

No caso de subestação existente, se a máxima corrente verificada for inferior à capacidade do barramento, o trecho de barramento associado a esse empreendimento deve ser compatível com o existente.

A TRANSMISSORA deve informar a capacidade de corrente dos barramentos, para todos os níveis, rígidos ou flexíveis, para a temperatura de projeto.

Para o dimensionamento da corrente nominal dos equipamentos (disjuntores, seccionadoras, TCs e bobina de bloqueio) a TRANSMISSORA deve identificar as correntes máximas a que poderão ser submetidos, desde a data de entrada em operação até o ano horizonte de planejamento, por meio dos estudos de fluxo de potência descritos no item 1.11 deste anexo técnico.

A corrente nominal dos equipamentos de vãos de linha deve ser no mínimo igual a corrente de curta duração da respectiva linha.

A corrente nominal dos equipamentos de vãos de transformadores, reatores etc., deve ser no mínimo igual à máxima corrente de sobrecarga admissível nestes equipamentos.

A corrente nominal dos equipamentos do vão interligador de barras (disjuntor, seccionadoras e TCs, nos arranjos de barramentos BD4 ou 5 chaves e BPT) deve ser, no mínimo, igual ao maior valor dentre as correntes determinadas para os demais vãos.

Para os equipamentos utilizados nos arranjos de barramento DJM, Anel e BD duplo disjuntor a determinação da corrente nominal de seus equipamentos deve também considerar as indisponibilidades de equipamentos, pertencentes ou não a este empreendimento, pois estas podem submeter os equipamentos remanescentes a valores de correntes ainda mais elevados que os determinados para a linha, transformador, reator, etc.

(b) Capacidade de curto-circuito  SE São Gotardo 2 345/138 kV

Os equipamentos e demais instalações devem suportar, no mínimo, no pátio de 345 KV da Subestação São Gotardo 2, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir:

 corrente de curto-circuito nominal: 40 kA

 valor de crista da corrente suportável nominal: 104 kA (fator de assimetria de 2,6)

Os equipamentos e demais instalações devem suportar, no mínimo, no pátio de 138 kV da Subestação São Gotardo 2, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir:

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VOL. III - Fl. 372 de 543  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 1.11 desse anexo técnico.

(c) Sistema de Aterramento

O projeto das subestações deve atender ao critério de um sistema solidamente aterrado. 1.5.4. SUPORTABILIDADE

 Tensão em regime permanente

O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos para a condição de operação em regime permanente deve considerar os valores de tensão da tabela a seguir.

TABELA 1.5.1 –CONDIÇÃO DE OPERAÇÃO EM REGIME PERMANENTE

TENSÃO NOMINAL DO SISTEMA

(kV) TENSÃO NOMINAL DOS EQUIPAMENTOS (kV)

13,8 15 34,5 38 69 72,5 88 (*) 92,4 138 145 230 245 345 362 440 (*) 460 500 ou 525 550 765 800

(*) valores não padronizados pela ABNT

O dimensionamento dos equipamentos conectados às extremidades das linhas de transmissão deve observar o disposto no item 1.6.13.

 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.  Proteção contra descargas atmosféricas

O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deve ser dimensionado de forma a assegurar um risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 anos.

Além disso, deve-se assegurar que não haja falha de blindagem nas instalações para correntes superiores a 2 kA.

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Caso existam edificações, as mesmas devem atender às prescrições da Norma Técnica NBR5419.

1.5.5. EFEITOS DE CAMPOS

(a) Efeito corona

Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não devem apresentar efeito corona visual em 90% do tempo para as condições atmosféricas predominantes na região da subestação. A tensão mínima fase-terra eficaz para início e extinção de corona visual a ser considerada é apresentada na Tabela 1.5.2:

TABELA 1.5.2–TENSÃO MÍNIMA PARA INÍCIO E EXTINÇÃO DE CORONA VISUAL.

Tensão nominal (kV) _{(kV fase – terra eficaz)}Tensão mínima

765 536 500 ou 525 350 440 308 345 242 230 161 (b) Rádio interferência

O valor da tensão de rádio interferência externa à subestação não deve exceder 2.500 V/m a 1.000 kHz, com 1,1 vezes a tensão nominal do sistema.

(c) Campo elétrico

Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL 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.

1.5.6. INSTALAÇÕES ABRIGADAS.

Todos os instrumentos, painéis e demais equipamentos dos sistemas de proteção, comando, supervisão e telecomunicação devem ser abrigados e projetados segundo as normas aplicáveis, de forma a garantir o perfeito desempenho destes sistemas e sua proteção contra desgastes prematuros.

Em caso de edificações, é de responsabilidade da TRANSMISSORA seguir as posturas municipais aplicáveis e as normas de segurança do trabalho.

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1.6. EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO

1.6.1. DISJUNTORES

(a) O ciclo de operação dos disjuntores deve atender aos requisitos das normas aplicáveis.

(b) O tempo máximo de interrupção para disjuntores de classes 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 1.5.3 (b). Fatores de assimetria superiores ao indicado em 1.5.3 (b) poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela própria TRANSMISSORA, descritos nos item 1.11 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 aplica o 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 1.11.

(h) Os disjuntores que manobrem 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 1.11 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 1.111.7 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

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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.

1.6.2. 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 1.11.4.

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 1.5.3 (b).

Fatores de assimetria superiores ao indicado em 1.5.3 (b) poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 1.11 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.

1.6.3. 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 1.11 deste anexo técnico.

(15)

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.

1.6.4. 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 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 1.5.3 (b).

Fatores de assimetria superiores a indicada em 1.5.3 (b) poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela própria TRANSMISSORA, descritos no item 1.11 deste anexo técnico.

1.6.5. UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA

Na Subestação São Gotardo 2 345/138 kV deve ser prevista a instalação de um banco de autotransformadores monofásicos, de 345/√3 kV para 138/√3 kV e 13,8 kV, com potência trifásica de 300 MVA (3x100 MVA), além de uma unidade monofásica reserva de 100 MVA.

As unidades devem possuir estágios de refrigeração capazes de atender os procedimentos para aplicação de cargas estabelecidos na norma ABNT NBR 5416.

(a) Potência Nominal

Considera-se como potência nominal para o banco de autotransformadores da Subestação São Gotardo 2, a capacidade de 300 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.

O autotransformador deve ser provido de comutadores de derivação em carga. A TRANSMISSORA definirá o enrolamento onde serão instalados os comutadores, cuja atuação deve ser no sentido de controlar a tensão no barramento de 138 kV da SE São Gotardo 2.

(16)

Deve ser especificada a faixa de derivações de tape de no mínimo ±10% da tensão nominal, com 21 ou mais 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

As unidades transformadoras da Subestação São Gotardo 2 devem ser especificadas para operar desde sua entrada em operação com:

a. Carregamento não inferior a 120% da potência nominal definida no item 1.6.5 (a), por período de 4 horas do seu ciclo diário de carga, para a expectativa de perda de vida útil normal estabelecida nas normas técnicas de carregamento de transformadores. A sobrecarga de até 20% deve ser alcançada para qualquer condição de carregamento do transformador no seu ciclo diário de carga;

b. Carregamento não inferior a 140% da potência nominal definida no item 1.6.5 (a), por período de 30 minutos do seu ciclo diário de carga, para a expectativa de perda de vida útil normal estabelecida nas normas técnicas de carregamento de transformadores. A sobrecarga de até 40% deve ser alcançada para qualquer condição de carregamento do transformador no seu ciclo diário de carga.

As unidades transformadoras submetidas ao regime de carregamento dos itens (a) e (b) acima devem ser especificadas para a expectativa de vida útil de 40 anos.

As unidades transformadoras devem ser capazes de operar nas condições estabelecidas na norma ABNT NBR 5416 e na Resolução Normativa ANEEL nº 191 de 12 de dezembro de 2005, resguardado o direito de adicional financeiro devido a sobrecargas que ocasionem perda adicional de sua vida útil, em conformidade com os procedimentos da Resolução Normativa ANEEL nº 513, de 16 de setembro de 2002.

As unidades transformadoras devem ser capazes de operar com as suas potências nominais, em regime permanente, para toda a faixa operativa de tensão da rede básica, tanto no primário quanto no secundário, com ou sem comutadores de derivações, sejam eles em carga ou não. Caso as unidades transformadoras possuam comutadores de derivações, em carga ou não, eles devem poder operar para a referida faixa operativa, em todas as posições dos comutadores.

Deve ser possível energizar as unidades transformadoras sem restrições, tanto pelo enrolamento primário quanto pelo secundário, para toda a faixa de tensão operativa.

As unidades transformadoras devem ser adequadas para operação em paralelo nos terminais 345 kV e 138 kV da SE São Gotardo 2.

As unidades transformadoras de potência devem ser capazes de suportar o perfil de sobreexcitação em vazio a 60 Hz, de acordo com a Tabela 1.6.5.1, em qualquer derivação de operação.

(17)

TABELA 1.6.5.1 -SOBREEXCITAÇÃO EM VAZIO A 60HZ EM QUALQUER DERIVAÇÃO

Período (segundos) Tensão de derivação (pu)

10 1,35

20 1,25

60 1,20

480 1,15

(d) Impedâncias

O valor da impedância entre o enrolamento primário e secundário deve ser compatível com o sugerido nos estudos de sistema, disponibilizados na documentação anexa a este Edital. Estes estudos devem ser detalhados pela TRANSMISSORA quando da execução do projeto básico, observando-se, no entanto, o valor de impedância máximo de 14% na base nominal das unidades transformadoras (com todo o sistema de refrigeração em operação), salvo quando indicado pelos estudos de planejamento ou para limitação da corrente de curto-circuito, visando evitar a superação de equipamentos. Os valores de impedância devem estar referenciados à temperatura de 75 °C. Em caso de transformadores paralelos os valores de impedância dos mesmos devem ser 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 inferior ou igual a 0,3% da potência nominal na operação primário-secundário.

No caso de transformadores trifásicos ou monofásicos de potência trifásica nominal superior a 5 MVA e de tensão nominal do enrolamento de alta tensão igual ou superior a 230 kV, as perdas máximas entre o primário e o secundário devem atender à Tabela 1.6.5.2 abaixo.

TABELA 1.6.5.2 –PERDAS PARA TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS

Perdas em porcentagem da potência nominal(1)

Potência Trifásica Nominal (Pn(2)₎ _{Perdas Máximas}

5 < Pn < 30 MVA 0,70 %

30 Pn < 50 MVA 0,60 %

50 Pn < 100 MVA 0,50 %

100 Pn < 200 MVA 0,40 %

Pn 200 MVA 0,30 %

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.

(18)

1.6.6. TRANSFORMADOR DEFASADOR

O transformador defasador deve ser trifásico e atender no mínimo os seguintes requisitos: a) Potência nominal trifásica de 300 MVA;

b) Suportar as sobrecargas do autotransformador em série 345/138-13,8 kV de potência trifásica de 300 MVA;

c) Relação de tensão 138/138 kV; d) Faixa de variação ± 20 graus;

e) Comutador sob carga com pelo menos ± 16 tapes com um tape central (total de 33 tapes). Cada variação de tape não deve provocar uma variação de tensão superior a 5% da tensão nominal;

f) O valor da impedância entre o enrolamento primário do autotransformador em série 345/138-13,8 kV e o secundário do transformador defasador 138/138 kV deve ser no máximo de 14% na base nominal (300 MVA);

g) O valor das perdas máximas deve ser igual ou inferior a 0,3% da potência nominal na operação primário-secundário;

h) O sistema de proteção deve atender os requisitos do item 1.7.6;

i) As grandezas analógicas e digitais a serem registradas no registrador digital de perturbação (RDP) estão descritos no item 1.9.4.4; e

j) Os eventos a serem registrados no sequenciador de eventos estão descritos no item 1.8.4.2.

1.6.7. REATORES EM DERIVAÇÃO

Não se aplica.

1.6.8. TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO

Não se aplica.

1.6.9. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE

Não se aplica.

1.6.10. BANCO DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO

Não se aplica.

1.6.11. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS – CER

Não se aplica.

1.6.12. COMPENSADOR SÍNCRONO

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1.6.13. EQUIPAMENTOS LOCALIZADOS EM ENTRADAS DE LINHAS

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 frequência industrial de acordo com a Tabela 1.6.13.1.

Tabela 1.6.13.1 – Tensão eficaz entre fases admissível nas extremidades das linhas de transmissão 1 hora após manobra (kV)

Tensão nominal Tensão sustentada

138 152

230 253

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1.7. REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

1.7.1. 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

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Comprimento relativo de linha de transmissão: determinado em função do SIR e utilizado para a seleção do tipo de proteção mais indicado. No âmbito do presente Anexo Técnico, as linhas de transmissão classificam-se como:

Linhas de transmissão curtas, as que apresentam SIR > 4; Linhas de transmissão longas, as que apresentam SIR ≤ 0,5.

1.7.2. REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO,REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES

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.

1.7.3. REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO

Todo componente, exceção feita aos barramentos, deve ser protegido localmente por dois sistemas de proteção completamente independentes.

Excetuando-se os barramentos, a proteção dos componentes deve ser concebida de maneira a não depender de proteção de retaguarda remota no sistema de transmissão. Para os barramentos

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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 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.

Os transformadores de corrente (TCs), nos arranjos de barramento tipo Barra Dupla 4 ou 5 chaves e Barra Principal com Barra de Transferência, devem ser locados fisicamente de modo que

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quando for utilizado o disjuntor interligador de barras (disjuntor de transferência) esses TCs continuem alimentando suas respectivas proteções.

1.7.4. SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO

1.7.4.1. Geral

O sistema de proteção de linha de transmissão compreende o conjunto de relés, equipamentos e acessórios instalados nos terminais de linha de transmissão, necessários e suficientes para a detecção e eliminação, de forma seletiva, de todos os tipos de faltas – com ou sem resistência de falta - e de outras condições anormais de operação.

No caso de utilização de compensação série, o sistema de proteção deve ser adequado para a manutenção dos requisitos exigidos no parágrafo anterior.

Os sistemas de proteção devem ser selecionados de acordo com as características da linha de transmissão a ser protegida. Linhas de transmissão curtas (SIR > 4) não devem utilizar esquemas de proteção com funções ajustadas em subalcance.

Sistemas de proteção compostos por relés de distância devem ter as seguintes funções:

(a) Funções de distância (21/21N)1 para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra, com temporizadores independentes por zona;

(b) Função de sobrecorrente direcional de neutro (67N), com unidades instantâneas e temporizadas para complementação da proteção de distância para faltas a terra independentes das funções de medição de distância;

(c) Função para a detecção de faltas que ocorram durante a energização da linha de transmissão (50LP - switch 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).

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As proteções unitárias ou restritas devem detectar faltas entre fases e entre fases e terra, para 100% da extensão da linha de transmissão protegida, sem retardo de tempo intencional.

As proteções gradativas ou irrestritas devem ser compostas por relés de distância (21/21N), para defeitos entre fases e fase-terra e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N). Devem atender aos requisitos já mencionados e possibilitar efetiva proteção de retaguarda para a linha de transmissão protegida e para o barramento remoto, mantida a coordenação com a proteção dos componentes adjacentes.

Terminais de linha de transmissão conectados a barramentos com arranjos do tipo disjuntor e meio ou anel devem ter função para proteção do trecho de linha de transmissão que permanece energizado quando a chave isoladora da linha de transmissão estiver aberta e seus disjuntores fechados (stub bus protection).

1.7.4.2. Adequação do sistema de proteção das extremidades de uma linha de transmissão Não se aplica.

1.7.4.3. Linha de transmissão com tensão nominal igual ou superior a 345 kV Não se aplica.

1.7.4.4. Linha de transmissão com tensão nominal de 138 kV

Cada terminal de linha de transmissão deve ser equipado com dois conjuntos (relés, relés auxiliares e demais acessórios) independentes de sistema de proteção do tipo proteção unitária ou restrita e proteção gradativa ou irrestrita.

O tempo total de eliminação de faltas pela proteção unitária ou restrita não deve exceder a 150 ms. Nas linhas de transmissão de interligação entre sistemas este tempo não deve exceder 100 ms.

As linhas de transmissão de interligação entre sistemas devem ter função para proteção por perda de sincronismo (78) baseada na taxa de variação no tempo da impedância medida, com as seguintes características:

 Ajustes das unidades de impedância e do temporizador independentes.

 Seleção do modo de disparo na entrada (trip on way in) ou na saída (trip on way out) da característica de medição.

 Bloqueio do disparo para faltas assimétricas.

Quando a linha de transmissão tiver reator diretamente conectado ou quando características locais ou de equipamento assim o exigirem – por exemplo, em barramentos isolados a SF6 (gás hexafluoreto de enxofre) – a atuação da proteção do reator ou do equipamento deve comandar, por transferência de disparo, o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto da linha de transmissão.

Todos os terminais da linha de transmissão devem ter proteção trifásica para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal. Os elementos instantâneos devem operar apenas para sobretensões que ocorram simultaneamente nas três fases e os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três fases.

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1.7.4.5. Para as entradas de linha em 138 kV, a TRANSMISSORA deve atender os requisitos de proteção da CONCESSIONÁRIA ao qual o circuito se conectará, bem como os demais requisitos constantes deste Anexo Técnico.

1.7.4.6. Esquemas de religamento automático

Todas as linhas de transmissão devem ser dotadas de esquemas para religamento automático tripolar.

Os esquemas de religamento automático devem atender à seguinte filosofia:

(a) Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio deve-se prever a possibilidade de religamento em qualquer dos disjuntores adjacentes à linha de transmissão.

(b) O relé ou função de religamento deve ter temporizador para ajuste de tempo morto de religamento.

(c) Uma vez iniciado um determinado ciclo de religamento, somente deve ser permitido um novo ciclo depois de decorrido um tempo mínimo ajustável, que se iniciará com a abertura do disjuntor.

(d) O sistema de proteção deve ter meios para, opcionalmente, realizar o religamento automático apenas quando da ocorrência de curtos-circuitos internos fase-terra.

(e) Em subestações com arranjo do tipo anel ou disjuntor e meio devem ser previstas facilidades (chave seletora ou através do sistema de controle) para a colocação ou retirada de serviço do religamento e a seleção do disjuntor a religar.

(f) O ciclo de religamento deve ser iniciado exclusivamente após a eliminação de faltas internas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser iniciados quando de aberturas manuais de disjuntores, operação de funções gradativas de proteção, faltas nos barramentos, atuações de proteções para falha de disjuntor, recepção constante de transferência de disparo do terminal remoto, atuações de proteção de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo. Quando for o caso, o ciclo iniciará a partir da eliminação de faltas por atuação das proteções dos reatores de linha ou transformadores/autotransformadores.

(g) Deve ser prevista a possibilidade de seleção de qualquer um dos terminais da linha de transmissão para religar primeiro (terminal líder). Esse religamento deve ocorrer depois de transcorrido o tempo morto ajustado. O outro terminal (terminal seguidor) deve religar com a verificação de sincronismo. Para permitir a seleção do terminal líder, ambos os terminais devem ser equipados com esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo. O terminal líder deve religar somente se não houver tensão na linha de transmissão. O terminal seguidor deve religar somente depois da verificação de sincronismo, se houver nível de tensão adequado do lado da linha de transmissão.

(h) Qualquer ordem de disparo iniciada por proteção deverá desligar os três polos 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

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No caso de utilização de religamento automático monopolar devem ser atendidos, adicionalmente, as seguintes condições:

(i) O desligamento e o religamento dos dois terminais da linha de transmissão devem ser monopolares para faltas monofásicas e tripolares para os demais tipos de faltas. Caso não haja sucesso no ciclo de religamento o desligamento deve ser tripolar. Nesse esquema deve haver opção também para religamento apenas tripolar. Na opção tripolar, qualquer ordem de disparo iniciada por proteção deve desligar os três polos do disjuntor e iniciar o ciclo de religamento.

(ii) O esquema de religamento deve permitir ajustes independentes do tempo morto de religamento tanto para o religamento monopolar quanto para o tripolar.

(iii) 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.

(iv) No caso de utilização de esquemas de teleproteção em sobrealcance, com funções direcionais de sobrecorrente de neutro (sequencia zero e/ou negativa), deve ser previsto o bloqueio dessas funções durante o período de operação com fase aberta.

(v) Os sistemas de proteção devem permitir a correta seleção de fases defeituosas para comandar o desligamento do disjuntor de forma monopolar ou tripolar.

1.7.4.7. Função para verificação de sincronismo

A função para verificação de sincronismo deve permitir o ajuste do tempo total de religamento, considerando a contagem de tempo desde a abertura do disjuntor e incluindo os tempos mortos típicos para a respectiva classe de tensão. Além disso, deve possibilitar ajustes da diferença de tensão, defasagem angular, diferença de frequência e permitir a seleção das seguintes condições para fechamento do disjuntor:

 Barra viva - linha morta.

 Barra morta - linha viva.

 Barra viva – linha viva.

 Barra morta - linha morta.

1.7.5. REQUISITOS PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO MANUAL.

As instalações devem ser providas de dispositivo para a verificação das condições de sincronismo para o fechamento manual de seu(s) disjuntor(es).

No caso de ampliação da rede básica ou modificação da instalação devem ser instalados os transformadores de instrumentos, eventualmente necessários para a realização da função de sincronização.

O dispositivo de sincronização deve atender aos seguintes requisitos:

 Permitir o fechamento do disjuntor com temporização ajustável, após verificar que os seus terminais estão sincronizados (sistema em anel), e a diferença entre as tensões dos dois terminais (módulo e ângulo de fase) está dentro dos limites ajustados.

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VOL. III - Fl. 388 de 543  Permitir o fechamento instantâneo do disjuntor, após verificar que a diferença entre as

tensões (módulo e ângulo de fase) e a diferença da frequência dos dois terminais, está dentro dos limites ajustados (sistema não sincronizado).

 Contar com diferentes grupos de ajustes, de modo a permitir o fechamento de sistemas em anel com diferenças de ângulo de fase das tensões distintas, dependendo do equipamento a ser conectado.

 Permitir o fechamento nas condições em que um ou ambos os lados do disjuntor estejam sem tensão – “barra viva-linha morta”, “barra morta-linha viva” ou “barra morta-linha morta”.

 Exteriorizar as grandezas de tensão e frequência de ambos os lados do disjuntor a sincronizar, a diferença de ângulo de fase e o desvio de frequência entre seus terminais. Deve ainda indicar as condições de sincronização, de forma a permitir a adoção de medidas operativas para atingir a condição de sincronização.

1.7.6. SISTEMA DE PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES OU AUTOTRANSFORMADORES

Compreende o conjunto de relés e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de todos os tipos de faltas internas - para a terra, entre fases ou entre espiras - em transformadores de dois ou três enrolamentos. Devem prover também proteção de retaguarda para falhas externas e internas à sua zona de proteção e dos dispositivos de supervisão próprios de temperatura de enrolamento e de óleo, válvulas de alívio de pressão e relé de gás.

1.7.6.1. Transformadores cujo mais alto nível de tensão nominal é igual ou superior a 345 kV

Todo transformador que tiver seu mais alto nível de tensão nominal igual ou superior a 345 kV deve dispor de três conjuntos de sistema de proteção:

 Proteção principal, que se compõe de proteção unitária ou restrita e de proteção gradativa ou irrestrita.

 Proteção alternada, que se compõe de proteção unitária ou restrita e de 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, 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 de potência. 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:

 Função diferencial percentual (87) com atuação individual por fase.

 Número de circuitos de restrição igual ao número de transformadores de corrente da malha diferencial.

 Restrição da atuação para correntes de magnetização (inrush e sobreexcitação) e desempenhos transitórios desiguais de transformadores de corrente.

(28)

As proteções gradativas ou irrestritas devem ter as seguintes funções:

 Funções de sobrecorrente temporizada de fase (51) e de neutro (51N) vinculadas a cada um dos enrolamentos do transformador.

 Funções de sobrecorrente temporizada de terra (51G) vinculadas a cada ponto de aterramento do transformador.

 Funções de sobretensão de sequencia zero (59G) vinculada ao enrolamento terciário ligado em delta, para alarme de faltas 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 da 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:

 As proteções unitárias ou restritas e a função para detecção de formação de gás (63) no transformador de potência integrante da proteção intrínseca devem comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador.

 As proteções gradativas ou irrestritas devem 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 utilizados para comandar, a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador, por meio de temporizadores independentes.

1.7.6.2. Transformadores ou autotransformadores cujo mais alto nível de tensão nominal é 138 kV

Todo transformador cujo mais alto nível de tensão nominal é de 138 kV deve dispor de três conjuntos independentes de sistema de proteção:

 Proteção unitária ou restrita.

 Proteção gradativa ou irrestrita.

 Proteção intrínseca.

O tempo total de eliminação de faltas - incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores do transformador pela proteção unitária ou restrita - não deve exceder a 150 ms.

A função diferencial (87) da proteção unitária ou restrita deve utilizar enrolamentos dos transformadores de corrente localizados próximos aos disjuntores do transformador ou autotransformador de potência, para incluir em sua zona de proteção as ligações entre os

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disjuntores e o transformador de potência. A zona de proteção dessa função deve se superpor às zonas de proteção dos barramentos adjacentes.

As proteções unitárias ou restritas devem ter as seguintes funções:

 Função diferencial percentual (87) com atuação individual por fase.

 Número de circuitos de restrição igual ao número de transformadores de corrente da malha diferencial.

 Restrição da atuação para correntes de magnetização (inrush e sobreexcitação) e desempenhos transitórios desiguais de transformadores de corrente.

As proteções gradativas ou irrestritas devem ter as seguintes funções:

 Funções de sobrecorrente temporizada de fase (51) e de neutro (51N) vinculadas a cada um dos enrolamentos do transformador.

 Funções de sobrecorrente temporizada de terra (51G) vinculadas a cada ponto de aterramento do transformador.

 Funções de sobretensão de sequencia zero (59G) vinculada ao enrolamento terciário ligado em delta, para alarme de faltas a terra.

A proteção intrínseca deve possuir as seguintes funções e características:

 Função para detecção de faltas internas que ocasionem formação de gás (63) ou aumento de pressão interna (20).

 Função de sobretemperatura do óleo (26) com dois níveis de atuação (advertência e urgência).

 Função de sobretemperatura do enrolamento (49) com dois níveis de atuação (advertência e urgência).

A atuação dos sistemas de proteção deve atender à seguinte filosofia:

 A proteção unitária ou restrita e a função para detecção de formação de gás (63) no transformador de potência, integrante da proteção intrínseca, devem comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador.

 A proteção gradativa ou irrestrita deve comandar a abertura apenas do(s) disjuntor(es) do respectivo enrolamento;

 Os níveis de advertência e de urgência das funções de sobretemperatura e a válvula de alívio de pressão (20), integrantes da proteção intrínseca, devem ser utilizados para indicação e alarme.

 Os níveis de urgência das funções de sobretemperatura, integrantes da proteção intrínseca, podem ser utilizados para comandar a abertura e o bloqueio de todos os disjuntores do transformador, por meio de temporizadores independentes.

1.7.7. SISTEMADEPROTEÇÃODETRANSFORMADORESDEATERRAMENTO