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ANEXO 6F
LOTE F
LINHA DE TRANSMISSÃO – 230 KV
BARRA GRANDE – LAGES – RIO DO SUL
CARACTERÍSTICAS
E
REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS
DAS
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ÍNDICE
1
REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES...398
1.1 INTRODUÇÃO ...398
1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL...398
1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA...399
1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS...400
1.1.4 REQUISITOS GERAIS...400
1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO...401
1.2.1 INDICADORES ELÉTRICOS –LT230 KV–BARRA GRANDE –LAGES –RIO DO SUL...401
1.2.2 INDICADORES MECÂNICOS –LT230 KV–BARRA GRANDE –LAGES –RIO DO SUL...404
1.2.3 INDICADORES ELETROMECÂNICOS...406
1.3 SUBESTAÇÕES ...407
1.3.1 REQUISITOS GERAIS...407
1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS...409
1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO ...413
1.4.1 GERAL...413
1.4.2 PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO...414
1.4.3 SISTEMA DE PROTEÇÃO DOS AUTOTRANSFORMADORES 230-138-13,8KV...418
1.4.4 PROTEÇÃO DE BARRAS PARA A SUBESTAÇÃO EXISTENTE DE BARRA GRANDE...419
1.4.5 PROTEÇÃO DE BARRAS PARA AS NOVAS SUBESTAÇÕES DE LAGES E RIO DO SUL...419
1.4.6 PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR...420
1.4.7 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO...420
1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ...423
1.5.1 INTRODUÇÃO...423
1.5.2 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DAS INSTALAÇÕES...423
1.5.3 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS SUBESTAÇÕES...430
1.5.4 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE PELO ONS ...432
1.5.5 REQUISITOS DE DISPONIBILIDADE E AVALIAÇÃO DE QUALIDADE...435
1.5.6 REQUISITOS PARA TESTES DE CONECTIVIDADE DA(S)INTERCONEXÃO(ÕES)...438
1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL...440
1.6.1 ASPECTOS GERAIS...440
1.6.2 DESCRIÇÃO FUNCIONAL...440
1.6.3 DISPARO DO REGISTRADOR DIGITAL DE PERTURBAÇÕES...441
1.6.4 SINCRONIZAÇÃO DE TEMPO...442
1.6.5 REQUISITOS DE COMPATIBILIDADE ELETROMAGNÉTICA...442
1.6.6 CARACTERÍSTICAS DOS SINAIS DE ENTRADA E SAÍDA...442
1.6.7 CAPACIDADE DE REGISTRO DE OCORRÊNCIAS...443
1.6.8 REQUISITOS DE COMUNICAÇÃO...443
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1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO...446
1.7.1 REQUISITOS GERAIS...446
1.7.2 REQUISITOS PARA A TELEPROTEÇÃO...447
1.7.3 REQUISITOS PARA CANAIS DE VOZ...449
1.7.4 REQUISITOS PARA TRANSMISSÃO DE DADOS...449
1.8 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA ...451
1.8.1 TENSÃO OPERATIVA...451
1.8.2 REQUISITOS DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO...451
1.8.3 MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECIONADORES E SECIONADORES DE ATERRAMENTO....455
1.8.4 REQUISITOS DE INTERRUPÇÃO PARA OS DISJUNTORES...455
2
DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA ÀS LTS 230 KV BARRA GRANDE – LAGES
– RIO DO SUL...457
2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ...457
2.1.1 RELATÓRIOS...457
2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES ...457
2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES ...457
2.3.1 SEBARRA GRANDE...457
2.3.2 SELAGES...458
2.3.3 SERIO DO SUL...458
3
MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO ...459
3.1 GERAL...459
3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL...459
4
DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ...460
4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA...460
4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES ...460
4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO...460
4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO...460
4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS...461
4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: ...462
5
CRONOGRAMA...463
5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A) ...464
VOL. IV - Fl. 398 de 533 51º 52º 28º Legenda: 525kV 230kV 138kV 2006 2006 2008 200 6
1
REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES
1.1 INTRODUÇÃO
1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL
Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos da Linha de Transmissão em 230 kV Barra Grande – Lages – Rio do Sul, circuito duplo, com 195 km de extensão e instalações vinculadas, integrantes do Sistema de Transmissão da Região Sul para atendimento ao Estado de Santa Catarina, que interligará as Subestações Barra Grande, Lages e Rio do Sul, todas elas no Estado de Santa Catarina, visando reforçar o atendimento à Região, dando-lhe maior confiabilidade.
A figura a seguir apresenta o mapa eletro-geográfico dos principais elos existentes do sistema de Suprimento à região.
Figura 1 – Interfaces das linhas em 525 kV com o sistema em 230 kV e 138 kV no estado de Santa Catarina.
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1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA
A configuração básica é caracterizada pelos empreendimentos listados nas tabelas a seguir.
As linhas de transmissão constam da Tabela 1, enquanto as subestações constam da Tabela 2. TABELA 1–LINHAS DE TRANSMISSÃO EM 230 KV
Origem Destino Circuito Km
Barra Grande Lages Duplo 96
Lages Rio do Sul Duplo 99
TABELA 2 –SUBESTAÇÕES 230/138 KV
Subestação Tensão (kV) Empreendimentos principais Potência (MVA) Barra Grande [ 1 ] 230 2 Entradas de Linha – BD
Lages [ 2 ] 230/138
Módulo Geral
4 Entradas de Linhas - BD
3 Unidades de Autotransformadores Trifásicos 230/138 kV
3 Conexões aos autotransformadores em 230 kV
3 Conexões aos autotransformadores em 138 kV 1 Interligação de Barras 230 kV 1 Interligação de Barras 138 kV 3x150 Rio do Sul [ 2 ] 230/138 Módulo Geral 2 Entradas de Linha - BD 2 Unidades de Autotransformadores Trifásicos 230/138 kV
2 Conexões aos autotransformadores em 230 kV
2 Conexões aos autotransformadores em 138 kV 1 Interligação de Barras 230 kV 1 Interligação de Barras 138 kV 2x150 [ 1 ] - Subestação 230 kV, em construção. [ 2 ] – Nova Subestação 230 kV.
A configuração básica supracitada e os requisitos técnicos deste ANEXO 6F compreendem a alternativa de referência com seus padrões de desempenho mínimo. Caso seja proposta solução alternativa, a mesma deverá ter seu desempenho demonstrado mediante justificativa técnica comprobatória.
O empreendimento, objeto do Leilão, compreende a implementação das instalações inerentes aos circuitos das linhas de transmissão, ambos duplos, em 230 kV, entre as Subestações Barra Grande, Lages e Rio do Sul, todas elas no Estado de Santa Catarina, conforme relação detalhada no subitem 1.1.2 acima, os seus 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
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expressamente indicados neste ANEXO 6F. 1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS
Os dados de sistema utilizados nos estudos em regimes permanente e transitório , efetuados para a definição da configuração básica estão disponibilizados, conforme documentação
relacionada no item 2.1 deste ANEXO 6F.
Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis no formato dos programas do CEPEL, de simulação de rede, ANAREDE, ANATEM e NH.
Os dados relativos aos estudos de transitórios eletromagnéticos estão disponíveis no formato do programa ATP.
1.1.4 REQUISITOS GERAIS
O projeto e a construção da linha de transmissão e das subestações terminais deverão estar em conformidade com as últimas revisões das normas da ABNT, no que for aplicável, e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da IEC, ANSI ou NEC, nesta ordem de preferência, salvo onde expressamente indicado.
Todas as condições ambientais locais necessárias à elaboração do projeto, às atividades de construção e à operação das instalações deverão ser obtidas pela TRANSMISSORA.
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 6F e as práticas da boa engenharia, bem como, a política de reserva.
VOL. IV - Fl. 401 de 533 1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO
1.2.1 INDICADORES ELÉTRICOS –LT230 KV–BARRA GRANDE –LAGES –RIO DO SUL
1.2.1.1 Parâmetros elétricos da linha de transmissão
A reatância longitudinal de seqüência positiva da linha de transmissão deverá possibilitar a distribuição de fluxos de potência nas linhas de transmissão 230 kV Barra Grande – Lages – Rio do Sul, circuito duplo, similar à configuração básica apresentada nos estudos dos relatórios
disponibilizados no item 2.
1.2.1.2 Carregamento da Linha de Transmissão
Cada circuito da LT 230 kV Barra Grande – Lages – Rio do Sul, deverá ser capaz de suportar, continuamente, a corrente de 879 A, sem que haja violação de qualquer critério de desempenho, inerente a linha de transmissão.
1.2.1.3 Definição da flecha máxima dos condutores e dimensionamento dos cabos pára-raios
A definição da flecha máxima dos cabos condutores deverá ser feita de acordo com a NBR-5422. No projeto de locação das estruturas deverão ser adotadas as seguintes condições climáticas e de carregamento, considerando a ocorrência simultânea das mesmas:
• Temperatura máxima média da região;
• Radiação solar máxima;
• Brisa mínima não superior a 1 m/s; e
• Corrente em cada um dos circuitos deste trecho : 879 A.
É de responsabilidade da TRANSMISSORA estabelecer o valor da brisa mínima para o projeto. A linha de transmissão deverá operar preservando as distâncias de segurança para a circulação contínua da corrente máxima acima especificada.
Em condições climáticas mais favoráveis do que as estabelecidas acima, cada trecho de linha de transmissão poderá operar com carregamento superior ao especificado, desde que as distâncias de segurança e as demais condições de projeto sejam respeitadas.
Os acessórios, conexões e demais componentes que conduzem correntes deverão ser especificados com capacidade de condução de corrente correspondente àquela que resulte no limite térmico do condutor (temperatura do condutor 90o C nas condições climáticas acima.
No dimensionamento dos cabos pára-raios, deverão ser consideradas as mesmas condições climáticas utilizadas na definição das flechas máximas dos condutores. Nessas condições, quer os cabos pára-raios sejam ou não conectados à malha de aterramento das subestações terminais ou a resistência de pé de torre de cada estrutura, os mesmos deverão suportar, sem dano, por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda temporizada de 2a zona, a circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco
em qualquer estrutura da linha de transmissão, considerando níveis de curto-circuito de 31,5 kA nas subestações terminais.
Níveis de curto-circuito inferiores aos acima poderão ser usados. Caso ocorra superação dos componentes, pára-raios e acessórios especificados com correntes inferiores, dentro do prazo
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de concessão do empreendimento, a TRANSMISSORA estará obrigada a efetuar as adequações e substituições, com a necessária antecedência, sem ter o direito à Receita adicional que trata a Oitava Subcláusula da Cláusula Quarta do Contrato de Concessão.. A implantação do monitoramento de distâncias de segurança (“clearances”) poderá ser solicitada pela ANEEL a qualquer tempo. A linha de transmissão deverá ser projetada de sorte a não apresentar óbices à instalação desse monitoramento.
1.2.1.4 Perda Joule nos cabos condutor e pára-raios
A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento desta linha de transmissão, para freqüência nominal de 60 Hz e para a temperatura de 75º C, deve ser igual ou inferior a da configuração básica: 0,0632 Ω/km, para cada circuito.
A perda joule total nos cabos pára-raios não deverá ser superior à correspondente a dois cabos contínuos de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8”, aterrados em todas as estruturas e nas malhas de terra das subestações. Quando o nível de curto circuito exigir cabos pára-raios com capacidade de corrente maior que a do cabo 3/8” EAR nas proximidades das Subestações, a perda joule total de referência será computada considerando ambos os condutores.
1.2.1.5 Desequilíbrio
Os desequilíbrios de tensão de seqüências negativa e zero das linhas de transmissão deve estar limitado a 1,5%, em vazio e a plena carga, para a operação com as três fases e sem a aplicação de defeito, para as LTs em 230 kV Barra Grande - Lages e Lages – Rio do Sul.
Caso seja implementada transposição, deverá ser utilizado um ciclo completo, de preferência com trechos de 1/6,1/3,1/3,1/6 do comprimento total.
1.2.1.6 Coordenação de isolamento
(a) Desempenho a descargas atmosféricas
Não poderá haver desligamentos por descargas diretas para o perfil de terreno predominante da região.
O número de desligamentos por descargas atmosféricas não poderá ser superior a 2 (dois) desligamentos/100km/ano.
(b) Isolamento à tensão máxima operativa
O isolamento das linhas de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionado considerando as características de contaminação da região conforme classificação contida na Publicação IEC 815 – Guide for the selection of insulators in respect of polluted conditions. A distância de escoamento deve atender ao especificado nos itens 4 e 5 desta norma, limitada a um mínimo de 14 mm/kV fase-fase eficazes.
O isolamento da linha de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionado considerando balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento, com período de retorno de, no mínimo, 30 anos.
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qualquer condutor da linha e o limite da faixa de servidão, sob condição de flecha e balanço máximos, conforme indicado na NBR-5422.
(c) Isolamento a manobra
O risco máximo de falha em manobras de energização e religamento deverá ser limitado aos valores constantes da Tabela 3.
TABELA 3–RISCO MÁXIMO DE FALHA A MANOBRAS DE ENERGIZAÇÃO E RELIGAMENTO
Risco de falha (adimensional) Manobra
Entre fase e terra Entre fases
Energização 10 – 3 10 – 4
Religamento 10 – 2 10 – 3
1.2.1.7 Efeitos de campos
Os efeitos tratados abaixo deverão ser verificados à tensão máxima de operação da linha, qual seja, 242 kV.
(a) Corona visual
As linhas de transmissão, incluindo cabos, ferragens das cadeias de isoladores e os acessórios dos cabos, não devem apresentar corona visual em 90% do tempo, para as condições atmosféricas predominantes na região atravessada pelas linhas de transmissão. Deverão ser apresentadas as referências e o relatório de cálculo.
(b) Rádio-interferência
A relação sinal / ruído no limite da faixa de servidão, para a tensão máxima operativa, deve ser, no mínimo, igual a 24 dB para 50 % do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deverá ser o nível mínimo de sinal na região atravessada pelas linhas de transmissão, conforme norma DENTEL ou sua sucedânea. Deverão ser apresentadas as referências e o relatório de cálculo.
(c) Ruído audível
O ruído audível (RA) no limite da faixa de servidão sob a tensão máxima operativa, durante condição de chuva fina (<0,00148 mm/min) ou névoa de 4 horas de duração ou após os primeiros 15 minutos de chuva, deverá ser no máximo igual a 58 dBA. Deverão ser apresentadas as referências e o relatório de cálculo.
(d) Campo elétrico
O campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão deverá ser inferior ou igual a 5 kV/m. Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos. Deverão ser apresentadas as referências e o relatório de cálculo.
(e) Campo magnético
O campo magnético na condição de carregamento máximo e no limite da faixa de servidão deverá ser inferior ou igual a 67 A/m, equivalente a indução magnética de 83 µT. Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos. Deverão ser apresentadas as referências e o
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relatório de cálculo.
1.2.2 INDICADORES MECÂNICOS –LT230 KV–BARRA GRANDE –LAGES –RIO DO SUL
1.2.2.1 Condições básicas para o projeto de regulação do cabo condutor.
• Estado básico
− Para condições de temperatura mínima, a tração axial deverá ser limitada a 33% da tração de ruptura do cabo.
− Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial deverá ser limitada a 50% da tração de ruptura do cabo.
− Para condições de vento extremo com período de retorno de 150 anos, a tração axial deverá ser limitada a 70% da tração de ruptura do cabo.
• Estado de tração normal (EDS)
− No assentamento final, à temperatura média sem vento, com nível de tracionamento conforme os valores indicados na Norma NBR-5422.
• Estado de referência
− A distância mínima ao solo do condutor “clearance” será sem consideração de pressão de vento atuante.
1.2.2.2 Critérios para projeto mecânico
Para o projeto mecânico dos suportes das Linhas de Transmissão, os carregamentos oriundos da ação do vento nos componentes físicos da linha devem ser estabelecidos a partir da caracterização probabilística das velocidades de vento da região com tratamento diferenciado quanto ao tipo de tormenta (tormentas frontais – “EPS extended pressure systems” e tormentas elétricas “TS Thunderstorms”).
Para as estações anemométricas a serem consideradas no estudo, devem ser definidos os seguintes parâmetros:
• Média e coeficiente de variação (em porcentagem) das séries de velocidades máximas anuais de vento a 10m. de altura, com tempos de integração da média de 3 segundos e 10 minutos;
• Velocidade máxima anual de vento a 10m. de altura, com períodos de retorno de 150 anos, tempos de integração da média de 3 segundos e 10 minutos. Se o número de anos da série de dados de velocidade for pequeno, na estimativa da velocidade máxima anual deverá ser adotado no mínimo um coeficiente de variação compatível com as séries mais longas de dados de velocidades de ventos medidas na região;
• Coeficiente de rajada para a velocidade do vento a 10m. de altura, referido ao tempo de integração da média de 10 minutos;
• Coeficiente de rugosidade do terreno do local das medições.
O projeto mecânico da LINHA DE TRANSMISSÃO deverá ser desenvolvido segundo a IEC 826 – “International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission
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Lines.
Além das hipóteses previstas na IEC, é obrigatória a introdução de hipóteses de carregamento que reflitam tormentas elétricas “TS Thunderstorms”.
O projeto eletromecânico da LINHA DE TRANSMISSÃO deverá atender ao nível de confiabilidade correspondente a um período de retorno igual ou superior a 150 anos, referente a um nível intermediário aos níveis 2 e 3, conforme preconizado na IEC 826.
1.2.2.3 Fadiga mecânica dos cabos
Será de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA o desenvolvimento e a aplicação de sistemas para prevenção das vibrações e efeitos relacionados com a fadiga dos cabos, de forma a garantir que os mesmos não estejam sujeitos a danos ao longo da vida útil da linha de transmissão.
Estudos de vibração e de sistema de amortecimento para fins de controle da fadiga dos cabos deverão ser realizados, de forma a garantir a ausência de danos aos cabos da LINHA DE TRANSMISSÃO, com elaboração de relatório técnico justificativo.
Os dispositivos propostos para amortecer as vibrações eólicas deverão 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.
1.2.2.4 Requisitos para cantoneiras das torres de transmissão
As cantoneiras de aço-carbono ou micro-ligas, laminadas a quente, que se empregam em torres de transmissão, deverão obedecer aos requisitos mínimos de segurança estabelecidos na Portaria no 243 do INMETRO, publicada no Diário Oficial da União de 17 de dezembro de 2002.
1.2.2.5 Fundações
No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Estas solicitações, calculadas com as cargas de projeto da torre, considerando suas condições particulares de aplicação: Vão Gravante, Vão de Vento, Ângulo de Desvio e Fim de LT, Altura da torre, passam a ser consideradas como cargas de projeto das fundações.
As fundações de cada estrutura deverão ser projetadas estruturalmente e geotecnicamente de forma a adequar todos os esforços resultantes de cada torre às condições específicas de seu próprio solo de fundação.
As propriedades físicas e mecânicas do solo de fundação de cada estrutura deverão ser determinadas de forma reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo, sendo executadas as seguintes etapas:
• Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da LT com a conseqüente elaboração do plano de investigação geotécnica.
• Reconhecimento do subsolo com a caracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativamente e quantitativamente, determinando os parâmetros geomecânicos.
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projeto.
No cálculo das fundações deverão ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que influenciem o estado do solo de fundação, quer no aspecto de sensibilidade, expansibilidade ou colaptividade levando-se em conta a sazonalidade.
A definição do tipo de fundação, seu dimensionamento estrutural e geotécnico deverão ser executados levando em consideração os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade suporte do solo à compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica.
1.2.3 INDICADORES ELETROMECÂNICOS
1.2.3.1 Descargas atmosféricas
Os cabos pára-raios de qualquer tipo e formação devem ter desempenho mecânico frente a descargas atmosféricas igual ou superior ao do cabo de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8”. Todos os elementos sujeitos a descargas atmosféricas diretas da super-estrutura de suporte dos cabos condutores e cabos pára-raios, incluindo as armações flexíveis de estruturas tipo “Cross-Rope”, 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.
1.2.3.2 Corrosão eletrolítica
É de inteira responsabilidade do Agente de Transmissão a elaboração de estudos para prevenção dos efeitos relacionados à corrosão em elementos da LT em contato com o solo, de forma a garantir a estabilidade estrutural dos suportes da LT e o bom funcionamento do sistema de aterramento ao longo da vida útil da LT.
1.2.3.3 Corrosão ambiental
Todos os componentes da LT devem ter sua classe de galvanização compatível com a agressividade do meio ambiente, particularmente em zonas litorâneas e industriais.
VOL. IV - Fl. 407 de 533 1.3 SUBESTAÇÕES
1.3.1 REQUISITOS GERAIS
1.3.1.1 Informações básicas
A TRANSMISSORA deverá 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 deverão ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado. Também não devem ser utilizados equipamentos que inviabilizem o uso de equipamentos de outras tecnologias existentes ou de outros fornecimentos em futuras expansões.
Nas subestações, a configuração básica deverá contemplar equipamentos com características
elétricas básicas similares ou superiores às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos listados acima.
As novas instalações deverão ser compatíveis com as instalações existentes e demais aspectos dos requisitos de equipamentos. Deverão ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações das subestações existentes, conforme especificado nos documentos Características e Requisitos Básicos listados no item 2.
Nas novas Subestações Lages e Rio do Sul, a TRANSMISSORA deve levar em conta que o Módulo Geral a ser considerado deverá levar em consideração a aquisição da área total do terreno, a execução de sua terraplenagem, drenagem, cercas, iluminação, acesso, enfim, todos os itens que compõem o Módulo Geral – Custos Modulares da ELETROBRAS, bem como, as demais INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, objeto deste Edital, que deverão ser executadas na sua totalidade.
A diretriz do eixo de estudo indicou que a Subestação Lages, a ser implantada no município de Lages, deverá ser localizada à margem da rodovia BR 116, definida pela Coordenada Geográfica SAD 69, de latitude 27º46’48.0” S e longitude 51º20’32.0” W.
Os mesmos estudos indicaram que a Subestação Rio do Sul, a ser implantada no município de Rio do Sul, deverá ser definida pela Coordenada Geográfica SAD 69, de latitude 27º11’17.0” S e longitude 49º37’40.0” W.
As Subestações Lages e Rio do Sul serão compostas de um setor de 230kV com arranjo barra dupla a 4 chaves. O Proponente vencedor deverá adquirir um terreno que contemple as Subestações na sua configuração final, conforme previsto no diagrama unifilar.
Na subestação de Lages encontra-se em execução o setor 138 kV. O setor de 230 kV a ser implantado nesta fase compõe-se resumidamente em quatro entradas de linhas para interligação com as subestações Barra Grande e Rio do Sul, instalação de três unidades de autotransformadores trifásicos 230/138 kV – 3 x 150 MVA, e suas respectivas conexões de transmissão primária, secundária e terciária e as interligações de barras em 230 kV e 138 kV.
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Área prevista para a subestação é de 225x140 m2.
Na subestação de Rio do Sul encontra-se em execução o setor 138 kV. O setor de 230 kV a ser implantado nesta fase compõe-se resumidamente em duas entradas de linhas para interligação com a subestação Lages, instalação de duas unidades de autotransformadores trifásicos 230/138 kV – 2 x 150 MVA, e suas respectivas conexões de transmissão primária, secundária e terciária e as interligações de barras em 230 kV e 138 kV. Área prevista para a subestação é de 225x160 m2.
Na Subestação Barra Grande, existente, serão construídas duas entradas de linha para interligação com a subestação Lages no setor de 230 kV, atualmente em construção, cujo arranjo também será em barra dupla a quatro chaves.
1.3.1.2 Arranjo de barramentos
O esquema de manobras ulitilizado nas barras de 230kV das subestações Barra Grande, Lages e Rio do Sul deverá ter a configuração de acordo com o sub-módulo 2.3 dos procedimentos de rede do ONS, isto é, barra dupla com disjuntor simples a quatro chaves.
1.3.1.3 Capacidade de corrente
(a) Corrente em regime Permanente
O dimensionamento do barramento deverá ser compatibilizado com as características físicas e elétricas do barramento existente na subestação que compõe este empreendimento, procurando-se observar que a capacidade de corrente em regime permanente não poderá ser inferior a 3.150 A.
Os equipamentos das entradas de linha deverão suportar valor de corrente correspondente ao limite térmico dos condutores (temperatura do condutor 90o C) da respectiva linha de
transmissão, nas condições climáticas indicadas no item 1.2.1.3.
Para o dimensionamento dos equipamentos deve ser considerado que indisponibilidades de equipamentos podem submeter os remanescentes a valores de correntes superiores aos da condição acima especificada.
(b) Capacidade de curto-circuito
Os equipamentos e demais instalações deverão ser adequados para suportar nível de curto-circuito de 31,5kA para 230 kV, nos barramentos dos pátios.
Níveis de curto-circuito inferiores aos acima poderão ser usados. Caso ocorra superação dos equipamentos, componentes, e acessórios especificados com correntes inferiores às acima, dentro do prazo de concessão do empreendimento, a TRANSMISSORA deve efetuar as substituições e adequações, com a necessária antecedência, sem ter o direito a Receita adicional que trata a Oitava Subcláusula da Cláusula Quarta do Contrato de Concessão.
(c) Sistema de Aterramento
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1.3.1.4 Suportabilidade
(a) Tensão em regime permanente
O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar valor máximo de tensão de 242 kV para a condição de operação em regime permanente, em 230 kV.
(b) Isolamento sob poluição
As instalações deverão ser isoladas de forma a atender, sob tensão 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 deverá assegurar blindagem perfeita das instalações, para correntes superiores a 2 kA, e garantir risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 anos.
Caso existam edificações, as mesmas deverão atender às prescrições da Norma Técnica NBR5419.
1.3.1.5 Efeitos de campos (a) Efeito corona
Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não deverão apresentar efeito corona em 90 % das condições atmosféricas predominantes na região da subestação. A tensão mínima fase-terra eficaz para início e extinção de corona visual, a ser considerada no projeto, para os pátios de 230 kV é de 161 kV.
(b) Rádio interferência
O valor da tensão de rádio interferência externa máxima para os equipamentos deverá ser de 2500 µV/m a 1000 kHz, correspondente a 1,1 vezes a tensão nominal.
1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS
1.3.2.1 Disjuntores
O ciclo de operação e religamento rápido dos disjuntores deverá atender aos requisitos das normas aplicáveis.
O tempo máximo de interrupção para os disjuntores de 230 kV deve ser de 3 ciclos.
Os disjuntores de 230 kV deverão ser capazes de efetuar as operações de manobra listadas no item 1.8.4.
Os disjuntores deverão ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de discrepância de pólos, acionamento tripolar e monopolar, bem como ciclo de operação compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar e monopolar, com uma única tentativa.
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Caberá à TRANSMISSORA especificar e fornecer disjuntores com resistores de pré -inserção quando necessário.
1.3.2.2 Secionadores, lâminas de terra e chaves de aterramento
Estes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas no item 1.8.3.
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 1129.
Esses equipamentos devem ser dimensionados considerando a relação X/R do ponto do sistema onde serão instalados.
1.3.2.3 Pára-raios
Os pára-raios deverão ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), sem centelhador, adequados para instalação externa. A utilização de pára-raios deverá ser prevista na interface com o sistema existente (entrada de linha).
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, deverão satisfazer às necessidades dos sistemas de proteção e medição.
Os transformadores de corrente deverão ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e os de potencial deverão ter enrolamentos secundários individuais e serem próprios para instalação externa.
Os transformadores de corrente para proteção não deverão saturar durante curtos-circuitos e religamentos rápidos.
1.3.2.5 Unidades Transformadoras de Potência
Deverão ser previstas três unidades de autotransformadores trifásicos de 3 x 150 MVA na SE Lages e duas unidades de autotransformadores trifásicos de 2 x 150 MVA na SE Rio do Sul. As unidades deverão 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 os transformadores da SE Lages, a capacidade de 3 x 150 MVA, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tap especificado.
Da mesma forma, considera-se como potência nominal, para os transformadores da SE Rio do Sul, a capacidade de 2 x 150 MVA, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tap especificado.
(b) Operação em sobrecarga
Os transformadores deverão ser capazes de operar em condições de sobrecarga conforme NBR 5416/97.
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(c) Comutação
O comutador de derivação em carga deverá ser projetado, fabricado e ensaiado de acordo com a publicação IEC-214 On Load Tap Changers.
Os autotransformadores deverão ser providos de comutadores de derivação em carga. A TRANSMISSORA definirá o enrolamento onde serão instalados os comutadores, cuja atuação deverá ser no sentido de controlar a tensão no barramento 138 kV.
Para subestações novas o quantitativo e a faixa de derivações, assim como, o enrolamento onde deve ser instalado o comutador em carga, serão os definidos nos estudos sistêmicos.
A título de orientação, baseando-se nos estudos realizados pelo NAR-SUL, apresentados em anexo, definiu-se, preliminarmente, o seguinte:
• Derivação de tap sob carga no enrolamento 138 kV:
• Faixa de taps ± 10% (1 tap central e 9 posições acima e 9 abaixo)
• Derivação de tap a vazio no enrolamento 230 kV:
• Faixa de taps ± 5% (1 tap central e 2 posições acima e 2 abaixo)
Para novas unidades transformadoras em subestações existentes o comutador em carga deve ter as mesmas características de derivações e de locação, das unidades transformadoras de potência existentes.
(d) Condições operativas
As unidades transformadoras devem permitir a sua energização tanto pelo enrolamento de primário quanto pelo secundário.
As unidades transformadoras deverão ser adequadas para operação em paralelo nos terminais 230kV e 138 kV.
Para novas unidades transformadoras de potência os procedimentos para aplicação de cargas devem atender a norma ABNT NBR 5416.
Cada unidade transformadora de potência deverá ser capaz de suportar o perfil de sobreexcitação em vazio a 60 Hz, de acordo com a tabela abaixo, em qualquer derivação de operação:
Período (segundos) Tensão de derivação (pu)
10 1,35
20 1,25
60 1,20
480 1,15
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(e) Impedâncias
O valor da impedância entre o enrolamento primário e secundário deverá ser compatível com aquele sugerido nos estudos de sistema, inicialmente, realizados pelo CCPE e disponibilizados na documentação anexa a este Edital. Estes estudos deverão 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, salvo quando indicado pelos estudos. Os valores de impedância deverão estar referenciados à temperatura de 75°C.
Para as novas unidades transformadoras, em subestações existentes, os valores máximos e mínimos de impedâncias deverão ser dimensionadas de forma a não impedir operação dos bancos em paralelo.
(f) Perdas
O valor das perdas totais em plena carga deverá ser inferior a 0,3 % da potência nominal das unidades transformadoras de potência.
(g) Ligação dos enrolamentos
Os enrolamentos primário e secundário das unidades transformadoras deverão ser conectados em estrela, com neutro acessível para aterramento sólido.
(h) Nível de ruído
O máximo nível de ruído audível emitido pelas unidades transformadoras de potência deverá estar em conformidade com a norma NBR 5356 da ABNT.
(i) Unidades Reserva
Não foi prevista a utilização de unidades reservas nesta configuração básica. 1.3.2.6 Instalações abrigadas
Todos os instrumentos, painéis e demais equipamentos dos sistemas de proteção, comando, supervisão e telecomunicação deverão 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.
VOL. IV - Fl. 413 de 533 1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO
1.4.1 GERAL
Cada equipamento primário, exceção feita aos barramentos, deve ser protegido por, no mínimo, dois conjuntos de proteção completamente independentes. Acrescenta-se, quando aplicável, a proteção própria ou intrínseca dos equipamentos.
Os sistemas de proteção são identificados como:
a) Proteção principal e proteção alternada - quando as mesmas forem funcionalmente idênticas; b) Proteção principal e proteção de retaguarda - quando as mesmas forem funcionalmente diferentes.
Os sistemas de proteção devem ser constituídos, obrigatoriamente, de equipamentos discretos e dedicados para cada componente da instalação (transformador, barramento, etc) e linhas de transmissão, podendo os mesmos ser do tipo multifunção.
Todos os relés de proteção deverão utilizar tecnologia digital numérica.
Os sistemas de proteção deverão ser integrados no nível da instalação, permitindo o acesso local e remoto, aos ajustes, registros de eventos, grandezas de entrada e outras informações pertinentes de cada um dos sistemas ou relés de proteção. A arquitetura e protocolos utilizados não devem impor restrições à integração de novos equipamentos, nem à operação da instalação.
Todos os equipamentos e sistemas digitais devem possuir automonitoramento e autodiagnóstico, com bloqueio automático de atuação por defeito, sinalização local e remota de falha ou defeito.
Todos os sistemas de proteção devem admitir a falha ou defeito de um componente sem que isto acarrete a degradação do seu desempenho final.
Os transformadores de corrente deverão ser dispostos na instalação de forma a permitir a superposição de zonas de proteções unitárias de equipamentos primários adjacentes.
A proteção dos equipamentos deve ser concebida de maneira a não depender de proteção de retaguarda remota no sistema de transmissão. Nos casos de barramentos é admitida excepcionalmente proteção de retaguarda remota quando da indisponibilidade de sua única proteção.
Os conjuntos de proteção principal e alternada (ou unitária e de retaguarda) deverão ser alimentados por bancos de baterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independentes, além de possuírem independência a nível físico de painel, fonte auxiliar e todo e qualquer recurso que possam compartilhar.
As proteções deverão possuir saídas para acionar disjuntores com dois circuitos de disparo independentes e para acionamento monopolar e/ou tripolar.
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As informações de corrente e tensão para cada sistema de proteção (principal e alternada ou principal e retaguarda) deverão ser obtidas de núcleos de transformadores de corrente e secundários de transformadores de potencial diferentes.
As proteções alimentadas por transformadores de potencial devem possuir supervisão de tensão para bloqueio de operação indevida e alarme por perda de potencial.
Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos esquemas dos conjuntos de proteção, teleproteção, religamento automático e sincronismo, de forma a indicar qualquer anormalidade que possa implicar em perda da confiabilidade operacional do sistema de proteção.
Todos os sistemas de proteção e equipamentos associados deverão atender às normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instalação em subestações de Extra Alta Tensão (EAT).
Os Sistemas de Proteção devem atender aos requisitos existentes de sensibilidade, seletividade, rapidez e confiabilidade operativa, de modo a não deteriorar o desempenho do sistema elétrico em condições de regime ou durante perturbações.
1.4.2 PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO
Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios, instalados em todos os terminais da linha de transmissão, necessários e suficientes para a detecção e eliminação de todos os tipos de faltas (envolvendo ou não impedância de faltas) e outras condições anormais de operação na linha de transmissão, realizando a discriminação entre faltas internas e externas à linha protegida.
As linhas de transmissão que forem secionadas para a inclusão de novos terminais (implantação de nova subestação, por exemplo) deverão ter as proteções dos terminais existentes adequadas de modo a atender ao especificado no parágrafo anterior.
1.4.2.1 Proteções Principal e Alternada - Linha de Transmissão em 230 kV
Cada terminal de linha de transmissão deve ser equipado com dois conjuntos independentes de proteção do tipo proteção unitária e proteção de retaguarda, adequadas para a proteção da linha de transmissão em que for instalada.
O sistema de proteção deve ser seletivo e adequado para a detecção e eliminação de todo tipo de falta ao longo da linha de transmissão.
O conjunto de proteção unitária deve ser capaz de realizar, individualmente e independentemente, a eliminação de faltas entre fases e entre fases e terra, para 100% da extensão da linha de transmissão protegida, sem retardo de tempo adicional.
O conjunto de proteção de retaguarda deve ser capaz de realizar, individualmente e independentemente, a eliminação de faltas entre fases e entre fases e terra, sem retardo de tempo intencional, para a maior extensão possível da linha de transmissão protegida, considerando os limites de exatidão dos ajustes dos relés e outras características da linha de transmissão.
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O tempo total de eliminação de faltas pela proteção unitária não deve exceder a 150 milissegundos. A proteção de retaguarda deve permitir a eliminação de todos os tipos de faltas, mantida a coordenação com as proteções dos equipamentos adjacentes.
Os conjuntos de proteção unitária e retaguarda devem permitir a seleção para comandar o desligamento de forma mono ou tripolar. É vetada a utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero para a seleção de fases.
No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as seguintes funções e características:
• Elementos de medição para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra (21/21N) com, pelo menos três zonas diretas e uma reversa e temporizadores independentes para cada zona.As unidades de medição deverão apresentar sobrealcance transitório máximo de 5% para defeitos sólidos com máxima componente exponencial;
• A proteção de distância deve ser complementada com a utilização de proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67 N), com unidades instantâneas e temporizadas;
• Permitir a adequada eliminação de faltas que ocorram durante a energização da linha de transmissão, mesmo quando a alimentação de potenc ial para a proteção seja proveniente de divisor capacitivo de potencial instalado na linha de transmissão (“line pick-up”);
• Permitir o bloqueio das unidades de distância por oscilações de potência (68OSB).
Se a proteção unitária for realizada por relés de distância, a mesma deve se adequar, por meio de configuração de sua lógica, aos seguintes esquemas básicos de teleproteção:
• Esquema permissivo de transferência de disparo por subalcance (“PUTT”);
• Esquema permissivo de transferência de disparo por sobrealcance (“POTT”);
• Esquema de desbloqueio por comparação direcional (“DCU”);
• Esquema de bloqueio por comparação direcional (“DCB”);
• Esquema de transferência de disparo direto (“DUTT”). A teleproteção deve atender aos seguintes requisitos:
• Os requisitos de telecomunicação, incluindo o número mínimo de canais estão descritos no item 1.7.3 deste Edital;
• A determinação da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar em conta o sistema de telecomunicação previsto, o número de terminais da linha de transmissão, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento da linha de transmissão, a existência de acoplamentos magnéticos com outras linhas de transmissão e a existência ou não de derivações na linha de transmissão;
• A proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N) deve atuar incorporada ao esquema de teleproteção utilizado;
• Em esquemas de teleproteção baseados em unidades de medida ajustadas em sobrealcance devem ser utilizad as lógicas de bloqueio temporário para evitar operação indevida durante a eliminação de faltas em linhas de transmissão paralelas;
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permissivo de disparo (“echo”) e para proteção de terminais com fraca alimentação (“weak infeed”);
• No esquema de transferência direta de disparo (DUTT) deve ser previsto recurso para permitir o desligamento do disjuntor remoto, quando ocorrer falha de algum canal de telecomunicação lógica para operação monocanal);
• Devem ser previstos meios para a verificação funcional de todos os canais de transmissão e recepção de sinais de teleproteção, independentemente do meio usado na comunicação e sem risco de desligamento acidental e sem a necessidade de desligamento da linha de transmissão protegida.
A proteção de retaguarda deve ser gradativa, composta por relés de distância para fases e para fase-terra (21/21N), complementada por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N), atendendo aos mesmos requisitos dos relés de distância da proteção principal.
No caso de utilização de relés de distância para as proteções unitárias e de retaguarda, as unidades instantâneas da proteção de retaguarda, em conjunto com as unidades em sobrealcance da proteção de retaguarda do outro terminal, podem ser utilizadas para formar um esquema de teleproteção, compartilhando o mesmo equipamento de telecomunicação exigido para a proteção unitária.
Quando necessário ou aplicável, o desligamento em um terminal da linha de transmissão deve gerar um sinal a ser transferido para o terminal remoto, via esquema de transferência direta de disparo, para efetivar o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto. A lógica da recepção deverá discriminar os desligamentos para os quais é desejado o religamento da linha de transmissão, daqueles para os quais o religamento deve ser bloqueado.
Todo terminal de linha de transmissão deve possuir proteção para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal:
• Os elementos instantâneos devem operar somente para eventos onde se verificam sobretensões simultaneamente nas três fases;
• Os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três fases.
Todo terminal de linha de transmissão deve possuir esquema de verificação de sincronismo para supervisionar o comando de fechamento tripolar dos disjuntores.
1.4.2.2 Esquemas de religamento
As linhas de transmissão devem ser dotadas de esquema de religamento conforme filosofia definida a seguir:
1.4.2.2.1 Requisitos gerais
O esquema de religamento deverá possibilitar a seleção do tipo, com duas possibilidades: tripolar e monopolar e do número de tentativas de religamento.
Na posição “tripolar” qualquer ordem de disparo iniciada por proteção deverá desligar os três pólos do disjuntor e iniciar automaticamente o religamento tripolar.
Na posição “monopolar”, o desligamento e o religamento dos dois terminais da linha deverão ser monopolares para curtos-circuitos fase-terra e tripolares para os demais tipos de curtos-circuitos.
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Caso não haja sucesso no ciclo de religamento o desligamento deverá ser tripolar (por exemplo: curto-circuito permanente).
Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio deverá ser prevista a possibilidade de religamento em qualquer dos dois disjuntores associados à linha. A colocação ou retirada de serviço e a seleção do tipo de religamento e do disjuntor a religar deverão ser realizadas por meio de chave seletora e do sistema de supervisão e controle da subestação.
Os relés de religamento deverão possuir temporizadores independentes com possibilidade de ajuste de tempo morto, para religamento monopolar e tripolar.
Uma vez iniciado um determinado ciclo de religamento, um novo ciclo somente será permitido depois de decorrido um tempo mínimo ajustável, que se iniciará com a abertura do disjuntor. A proteção a ser fornecida deverá ter meios para, opcionalmente, realizar o religamento automático quando da ocorrência de curtos–circuitos monofásicos internos.
O esquema de verificação de sincronismo deve supervisionar todo comando de fechamento tripolar de disjuntores, sendo composto por unidade de verificação de sincronismo e por unidades de subtensão e sobretensão.
1.4.2.2.2 Esquema de religamento tripolar
Os esquemas de religamento automático tripolar são para atuação exclusiva após a eliminação de faltas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser iniciados quando de aberturas manuais de disjuntores, operação de funções de proteção temporizadas, falhas em barras, falhas em disjuntores, recepção de transferência de disparo contínuo do terminal remoto, atuação das proteções de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo ou, quando for o caso, por atuações das proteções dos reatores de linha ou transformadores. Qualquer um dos terminais da linha de transmissão poderá ser selecionado para ser o primeiro terminal a religar (“LÍDER“), e deverá religar depois de transcorrido o tempo morto. O outro terminal (“SEGUIDOR”) deverá ser religado por meio de um relé verificador de sincronismo. Para permitir a seleção do terminal que será religado em primeiro lugar,ambos os terminais deverão ser equipadoscom esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo.
O terminal “LÍDER” deverá religar somente se não houver tensão na linha. O terminal “SEGUIDOR” deverá religar somente após a verificação de sincronismo e havendo nível de tensão adequado do lado da linha de transmissão. O relé de verificação de sincronismo deverá monitorar o ângulo e o escorregamento entre as tensões a serem sincronizadas.
1.4.2.2.3 Esquema de religamento monopolar
Os esquemas de religamento automático monopolar são para atuações exclusivas após a eliminação de faltas fase-terra por proteções de alta velocidade ou instantâneas. Estes esquemas de religamento automático não deverão ser iniciados pelas mesmas funções descritas no item anterior.
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aplicação para prover a abertura monopolar para os defeitos monofásicos internos à linha de transmissão. Em caso de utilização de proteções de distância, as unidades de seleção de fases utilizadas deverão ser independentes das unidades de partida e medida da proteção.
Durante o período de operação com fase aberta imposto pelo tempo morto do religamento monopolar, deverão ser bloqueadas as funções direcionais de sobrecorrente de seqüências negativa e zero de alta sensibilidade, associadas a esquemas de teleproteção baseados em lógicas de sobrealcance, caso necessário. Durante este período de tempo, qualquer ordem de disparo para o disjuntor, como, por exemplo, vinda das outras fases, deverá ser tripolar, cancelando o religamento da linha de transmissão.
1.4.2.2.4 Relés verificadores de sincronismo
Os relés verificadores de sincronismo utilizados nos esquemas de religamento tripolar deverão permitir o ajuste do tempo de religamento, considerando a contagem de tempo desde a abertura do disjuntor e incluindo os tempos mortos típicos para a respectiva classe de tensão. Além disso, deverão possibilitar ajustes da diferença de tensão, defasagem angular, diferença de freqüência e permitir a seleção das seguintes condições para fechamento do disjuntor:
• barra viva - linha morta;
• barra morta - linha viva;
• barra viva – linha viva; e
• barra morta - linha morta.
1.4.3 SISTEMA DE PROTEÇÃO DOS AUTOTRANSFORMADORES 230-138-13,8KV
Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de todos os tipos de faltas internas (para a terra, entre fases ou entre espiras) nos autotransformadores, além de prover proteção de retaguarda para falhas externas e internas à sua zona de proteção e dos dispositivos de supervisão próprios de temperatura de enrolamento e de óleo, válvulas de alívio de pressão e relé de gás.
Os autotransformadores devem dispor de três conjuntos de proteção:
• Proteção principal;
• Proteção alternada;
• Proteção intrínseca.
O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores associados ao autotransformador pelas proteções unitárias, não deve exceder a 120 milissegundos.
As funções diferenciais dos conjuntos de proteção Principal e Alternada devem utilizar os transformadores de corrente localizados nas buchas e a outra os transformadores de corrente externos, respectivamente (se superpondo com as proteções dos barramentos adjacentes). As proteções unitárias integrantes dos conjuntos de proteção Principal e Alternada devem possuir as seguintes funções e características:
• Proteção diferencial percentual trifásica ou três unidades monofásicas, com circuitos de restrição para tantos enrolamentos quantos necessários, com bloqueio ou restrição para 2º
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e 5º harmônicos e unidade diferencial instantânea ajustável (87);
• As proteções unitárias devem atuar sobre relés de bloqueio (86T), para comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do autotransformador.
As proteções de retaguarda, integrantes dos conjuntos de proteção Principal e Alternada devem possuir as seguintes funções e características atuando nos disjuntores através de relés de disparo de alta velocidade:
• Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase e de neutro, (50/51, 50/51N), composta por conjuntos de proteção vinculados a cada um dos enrolamentos do transformador;
• Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de terra (50/51G), composta por conjuntos de proteção vinculados a cada ponto de aterramento do transformador;
• Sobretensão de seqüência zero (64), quando necessária, para detecção de falhas à terra no enrolamento terciário, em transformadores com o terciário ligado em delta, sendo que esta função deve ser prevista apenas para alarme;
• Proteção de sobrecarga (50/51-OLT), com temporizador (62-OLT) independente ajustável. A proteção intrínseca deve possuir as seguintes funções e características:
• Proteção por acúmulo ou detecção de gás, (tipo Buchholz ou similar, 63), pressão súbita de óleo ou gás (válvula de segurança ou similar, 63V), ambas promovendo o desligamento do autotransformador através de relé de bloqueio (86T);
• Proteção para sobretemperatura do óleo (26) e dos enrolamentos (49), ambas com contatos para alarme de advertência e urgência, bem como contatos para disparo dos disjuntores após temporização ajustável.
1.4.4 PROTEÇÃO DE BARRAS PARA A SUBESTAÇÃO EXISTENTE DE BARRA GRANDE.
Deverão ser previstos os equipamentos e esquemas associados necessários à integração das novas entradas de linha ao esquema de proteção diferencial de barras existente nas subestações.
Deverão ser utilizados núcleos de transformador de corrente independentes e dedicados para cada proteção diferencial, sendo vedada a utilização de TCs auxiliares.
Onde existirem proteções de barra com relés de alta impedância, as características magnéticas dos TCs a serem acrescentados devem ser idênticas às dos TCs existentes.
1.4.5 PROTEÇÃO DE BARRAS PARA AS NOVAS SUBESTAÇÕES DE LAGES E RIO DO SUL.
Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para detecção e eliminação de todos os tipos de falhas nos barramentos da subestação (envolvendo ou não alta impedância de falta), realizando a discriminação entre faltas internas e externas ao barramento protegido.
O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas no barramento não deve ser superior a 100 ms, incluindo o tempo de operação do relé de proteção de barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores.
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Cada barramento da instalação deve ser equipado com um conjunto de proteção do tipo proteção de barras (87B), alimentados por secundários independentes dos transformadores de corrente.
As proteções dos barramentos devem ser estáveis (não atuar) para faltas externas aos barramentos, mesmo quando ocorra a saturação de transformador de corrente.
As proteções dos barramentos não devem operar indevidamente no caso de abertura de circuito secundário de transformador de corrente, sinalizando este tipo de ocorrência.
1.4.6 PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR
Todo disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor, consistindo de relés detectores de corrente, temporizadores e relés de bloqueio, com as seguintes características:
(a) Partida pela atuação de todas as proteções que atuam sobre o disjuntor protegido;
(b) Promover um novo comando de abertura no disjuntor protegido (retrip), antes de atuar no relé de bloqueio;
(c) Comandar, por atuação do relé de bloqueio, a abertura e bloqueio de fechamento de todos os disjuntores necessários à eliminação da falta, em caso de recusa de abertura do disjuntor; (d) Possuir sensores de sobrecorrente de fases e terra, ajustáveis, de alta relação
desoperação/operação e temporizadores ajustáveis.
O tempo total para a eliminação de faltas pela proteção para falha de disjuntores não deve ser superior a 300 ms para o nível de tensão de 230 kV.
Os sistemas de proteção para falha de disjuntores associados a equipamentos, tais como autotransformadores e reatores, devem permitir a inicialização por meio de sinais da operação de proteções mecânicas ou referentes a outras faltas, onde não existam níveis de corrente suficientes para sensibilizar as unidades de supervisão de sobrecorrente do esquema de falha de disjuntor. Nestes casos, devem ser previstas lógicas de paralelismo entre os contatos representativos de estado dos disjuntores e os contatos das unidades de supervisão de corrente, de forma a viabilizar a atuação do esquema de falha de disjuntor para todos os tipos de defeitos, inclusive aqueles não capazes de sensibilizar os relés de supervisão de corrente do referido esquema.
A proteção para falha de disjuntores deve comandar a abertura do menor número de disjuntores adjacentes ao disjuntor defeituoso, suficientes para a eliminação da falha, promovendo, quando necessário, a transferência de disparo direta para o disjuntor do terminal remoto.
A proteção de falha de disjuntor deverá ser dedicada e possibilitar a integração aos esquemas de falha de disjuntores existentes.
No caso de barramentos com configuração variável por manobra de chaves secionadoras, a proteção para falha de disjuntor deve ser seletiva para todas as configurações, de modo a desligar apenas a seção de barra necessária ao isolamento do disjuntor em falta.
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O SEP deverá ser implementado por Unidades de Controle Digital (UCD), específicas para processar emergências envolvendo a rede de 230 kV.
Deverá existir um SEP para cada subestação do sistema de 230 kV.
As características descritas a seguir são específicas para o SEP e deverão ser rigidamente observadas pela TRANSMISSORA:
• As UCD´s deverão ser funcionalmente independentes das demais unidades do Sistema de Proteção Controle e Supervisão (SPCS) no que diz respeito ao desempenho das suas funções. Estas unidades deverão estar conectadas à Via de dados (VDD) somente para enviar e receber informações que deverão ser exibidas nas Unidades de Supervisão e Operação (USO) das subestações e dos Centros de Operação;
• Os SEP´s das subestações deverão estar diretamente conectados entre si e com os SEP´s das demais subestações, incluindo as hoje existentes no sistema. Cada SEP deverá ser dotado de um mínimo de cinco portas seriais padrão RS-232C com Protocolo de Comunicação IEC-870-5-101 encapsulado em TCP-IP;
• Esta conexão deverá ser dedicada à função (SEP) e deverá atender aos seguintes requisitos de tempo de resposta:
− O tempo máximo (total) estimado para tomada de decisão de um SEP de determinada Subestação, em função da alteração de entradas digitais e/ou violação dos limites estabelecidos para as funções superv isionadas ocorridos em outra Subestação, incluídos os tempos de comunicação, deverá ser menor ou igual a 200 ms;
− Dentro de uma mesma Subestação o tempo de atuação deverá ser menor ou igual a 20 ms.
• Caso a UCD proposta para o SEP não consiga desempenhar as funções especificadas a seguir, a TRANSMISSORA deverá instalar os relés de proteção em quantidade e tipo necessários e suficientes para cumprir estas funções. Estes relés deverão também ser exclusivos para a função SPE não podendo ser compartilhados com o Sistema de Proteção, Controle e Supervisão (SPCS).
As seguintes funções deverão ser desempenhadas pelas UCD´s:
• Função Direcional de Potência (para as linhas):
− Atuação trifásica ou por fase;
− Curva característica de tempo inversa;
− Possibilidade de inversão da direcionalidade;
− Facilidade de ajuste quanto ao ponto de atuação em termos de potência (W) ou corrente (A);
− Dotado de saídas independentes para alarme e desligamento com reset local e remoto;
− Interface com fibra óptica.
• Função de Sub e Sobretensão (para as barras):
VOL. IV - Fl. 422 de 533 − 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%;
− Relação Drop Out / Pick Up maior do que 0,98;
− 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 a 70 Hz, ajustável em intervalos de 0,01 Hz;
− Exatidão de +/- 0,005 Hz do valor ajustado;
− A operação da unidade deverá ser bloqueada por subtensão, ajustável de 40% a 80% da tensão nominal;
− Cada unidade deverá ser fornecida com funções para alarme e desligamento;
− A atuação dessa unidade só deverá ser possível após um período de avaliação não inferior a 3 (três) ciclos, de forma a eliminar eventuais atuações indevidas provocadas por componente aperiódica ou outros transitórios na onda de tensão;
− O tempo máximo de rearme dessa unidade deverá ser de 50 milissegundos;
− O erro máximo admissível para cada temporizador será de +/- 5%;
− Circuitos de medição e saída independentes por estágios de atuação;
− Interface com fibra óptica.
Deverão ser disponibilizados os seguintes dados para ligação à UCD sistema:
• Entradas analógicas:
− Fluxo de potência ativa em todas as linhas de transmissão, geradores e transformadores;
− Tensão em todas as seções de barramento.
• Entradas digitais:
− Indicação de estado (com dois contatos) de disjuntores, chaves secionadoras, chaves de seleção de corte dos geradores (para usinas);
− Indicação da atuação da proteção.
• Saídas de controle:
VOL. IV - Fl. 423 de 533 1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE
1.5.1 INTRODUÇÃO
Este item descreve os requisitos de supervisão e controle que deverão ser disponibilizados 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, é de responsabilidade da TRANSMISSORA a aquisição e instalação de todos os equipamentos, software 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 a parte.
Os requisitos de supervisão e controle foram divididos em:
• Requisitos de supervisão e controle das instalações, detalhados em:
• Requisitos gerais;
• Interligação de dados;
• Dimensionamento dos sistemas utilizados;
• Critérios para a operação e manutenção dos recursos de supervisão e controle;
• Elenco de informações a serem supervisionadas.
• Requisitos de supervisão pelo Agente proprietário das subestações existentes
• Requisitos de supervisão e controle pelo ONS, divididos em:
• Requisitos básicos de supervisão, normalmente atendidos por um Sistema de Supervisão e Controle Local (SSCL) ou Unidade Terminal Remota (UTR):
• Arquitetura da interconexão com o ONS;
• Requisitos para o cadastramento dos equipamentos.
• Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade
• Requisitos para teste de conectividade da(s) interconexão(ões) 1.5.2 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DAS INSTALAÇÕES
1.5.2.1 Requisitos gerais
A LT 230 kV Barra Grande - Lages - Rio do Sul envolve a instalação de um conjunto de equipamentos que inclui entradas de linhas, entre outros, em subestações novas ou existentes pertencentes à outras Concessionárias.
Em função disto, todos os equipamentos a serem instalados pela TRANSMISSORA, nas subestações existentes, devem ser supervisionados a nível local segundo a filosofia adotada pela empresa proprietária de tais subestações, devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) já instalados nestas subestações e atender aos requisitos aqui apresentados.
Os requisitos básicos destes sistemas de supervisão e controle estão definidos nos documentos “Características e Requisitos Básicos das Instalações”, referentes às subestações Barra Grande, Lages e Rio do Sul.
