REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO

(1)

VOL. III - Fl. 100 de 816

ANEXO 6B

LOTE B

LT 230 KV MESSIAS – MACEIÓ II CD;

LT 230 KV JARDIM – NOSSA SENHORA DO

SOCORRO;

SE 230/69 MACEIÓ II; SE 230/69 KV NOSSA

SENHORA DO SOCORRO; SE 230/138 KV

POÇÕES II.

CARACTERÍSTICAS

E

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS

DAS

(2)

ÍNDICE

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES ... 104

1.1 INTRODUÇÃO ...104

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL ...104

1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA ...106

1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS ...109

1.1.4 REQUISITOS GERAIS ...109

1.1.5 REQUISITOS TÉCNICOS ESPECIAIS ASSOCIADOS AOS TRECHOS DE LINHA DE TRANSMISSÃO ENTRE O PONTO DE SECCIONAMENTO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO 230 KVJARDIM –PENEDO E JARDIM –FAFEN E A SUBESTAÇÃO NOSSA SENHORA DO SOCORRO. ...110

1.1.6 REQUISITOS TÉCNICOS ESPECIAIS ASSOCIADOS AO SECCIONAMENTO DA LINHA DE TRANSMISSÃO 230 KV ITAGIBÁ –BRUMADO II...111

AS INSTALAÇÕES DESCRITAS NA TABELA 4, JUNTAMENTE COM AS RESPECTIVAS GARANTIAS DOS FORNECEDORES DOS EQUIPAMENTOS, SERÃO TRANSFERIDAS SEM ÔNUS PARA A AFLUENTE, PROPRIETÁRIA DA LINHA DE TRANSMISSÃO 230 KVITAGIBÁ –BRUMADO II, CONFORME DISPOSTO NA RESOLUÇÃO NO67,_DE8_{DE JUNHO DE} 2004, SENDO A AFLUENTE A RESPONSÁVEL PELA OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO RESULTANTES E RESPECTIVOS MÓDULOS DE ENTRADA DE LINHA.PARA AS INSTALAÇÕES A SEREM TRANSFERIDAS, A TRANSMISSORA DEVERÁ OBSERVAR OS REQUISITOS DESCRITOS NESTE ANEXO TÉCNICO 6B E, ADICIONALMENTE, AS NORMAS E PADRÕES TÉCNICOS DA AFLUENTE. ...111

1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO AÉREA - LTA ...113

1.2.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS ...113

1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS ...114

1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS ...120

1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS ...123

1.3 TRECHO SUBTERRÂNEO DA LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE SUBTERRÂNEA – LTAS ...124

1.3.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS ...124

1.3.3 REQUISITOS ELÉTRICOS ...124

1.3.4 REQUISITOS MECÂNICOS ...127

1.4 SUBESTAÇÕES - SE ...129

1.4.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS ...133

1.5 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO ...141

(3)

1.5.2 REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO,REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES 142

1.5.3 REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO ...142

1.5.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO ...145

1.5.5 SISTEMADEPROTEÇÃODETRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES ...149

1.5.6 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES EM DERIVAÇÃO ...152

1.5.7 SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS ...154

1.5.8 SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR ...155

1.5.9 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO ...155

1.6 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ...158

1.6.1 INTRODUÇÃO ...158

1.6.2 REQUISITOSDOSSISTEMASDESUPERVISÃOECONTROLEDOSAGENTES ...158

1.6.3 REQUISITOSPARAASUPERVISÃOECONTROLEDEEQUIPAMENTOSPERTENCENTESÀ REDEDEOPERAÇÃO ...161

1.6.4 REQUISITOSPARAOSEQUENCIAMENTODEEVENTOS ...166

1.6.5 ARQUITETURADEINTERCONEXÃOCOMOONS ...171

1.6.6 REQUISITOSDESUPERVISÃOPELOSAGENTESPROPRIETÁRIODASINSTALAÇÕES (SUBESTAÇÕES)COMPARTILHADASDAREDEDEOPERAÇÃO. ...174

1.6.7 ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHADETRANSMISSÃO 174 1.6.8 AVALIAÇÃODADISPONIBILIDADEEDAQUALIDADEDOSRECURSOSDESUPERVISÃOE CONTROLE ...175

1.6.9 REQUISITOSPARAAATUALIZAÇÃODEBASESDEDADOSDOSSISTEMASDE SUPERVISÃOECONTROLE ...176

1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ...179

1.7.1 REQUISITOSGERAIS ...179

1.7.2 REQUISITOSFUNCIONAIS ...179

1.7.3 REQUISITOSDAREDEDECOLETADEREGISTROSDEPERTURBAÇÕESPELOS AGENTES ...180

1.7.4 REQUISITOSMÍNIMOSDEREGISTRODEPERTURBAÇÕES ...180

1.8 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ...183

1.8.1 REQUISITOSGERAIS ...183

1.8.2 REQUISITOSTÉCNICOSDOSCANAISPARATELEPROTEÇÃO ...185

1.8.3 TELEPROTEÇÃO PARA LINHASDETRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV 186 1.8.4 TELEPROTEÇÃO PARA LINHASDETRANSMISSÃO COM TENSÃO DE 230 E 138 KV ...186

1.8.5 REQUISITOSPARASERVIÇOSDECOMUNICAÇÃODEVOZ ...187

1.8.6 REQUISITOSPARASERVIÇOSDECOMUNICAÇÃODEDADOS ...188

1.9 DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESSE ANEXO TÉCNICO ...191

1.9.1 TENSÃO OPERATIVA ...191

1.9.2 SOBRETENSÃO ADMISSÍVEL PARA ESTUDOS A 60HZ ...192

1.9.3 CRITERIOSEDIRETRIZESPARAAELABORAÇÃODOSESTUDOSA60HZ ...193

(4)

1.9.5 CAMPOS ELÉTRICOS E MAGNÉTICOS ...200

2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO ... 201

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ...201

2.1.1 RELATÓRIOS...201

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES...202

2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES ...202

2.3.1 SUBESTAÇÃO JARDIM ...202

2.3.2 SUBESTAÇÃO PENEDO ...202

2.3.3 SUBESTAÇÃO FAFEN ...203

2.3.4 SUBESTAÇÃO NOSSA SENHORA DO SOCORRO ...203

2.3.5 SUBESTAÇÃO MESSIAS...203

2.3.6 SUBESTAÇÃO MACEIÓ II ...203

2.3.7 SUBESTAÇÃO BRUMADO II ...203

2.3.8 SUBESTAÇÃO ITAGIBÁ ...203

3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO ... 205

3.1 GERAL ...205

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL ...205

4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ... 206

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA ...206

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES ...206

4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO ...207

4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO ...207

4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS. ...207

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: ...208

4.5 PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO: ...208

5 CRONOGRAMA ... 209

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A) ...210

(5)

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

1.1 INTRODUÇÃO

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL

Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos dos empreendimentos Linhas de Transmissão 230 kV Messias – Maceió II CD; 230 kV Jardim – Nossa Senhora do Socorro CD; Subestações 230/69 kV Maceió II; 230/69 kV Nossa Senhora do Socorro e 230/138 kV Poções II. As Figura 1, 2 e 3 apresentam os diagramas eletrogeográfico das regiões onde estarão localizados os referidos empreendimentos.

FIGURA 1 – DIAGRAMA ELETROGEOGRÁFICO DA REGIÃO ONDE ESTARÁ LOCALIZADA A LT MESSIAS – MACEIÓ II E SUBESTAÇÃO MACEIÓ II

(6)

VOL. III - Fl. 105 de 816 FIGURA 2 – DIAGRAMA ELETROGEOGRÁFICO DA REGIÃO ONDE ESTARÁ LOCALIZADA A LT JARDIM – NOSSA SENHORA DO SOCORRO

II E SUBESTAÇÃO NOSSA SENHORA DO SOCORRO

Poções

117k m 146k

(7)

VOL. III - Fl. 106 de 816 FIGURA 3 – DIAGRAMA ELETROGEOGRÁFICO DA REGIÃO ONDE ESTARÁ LOCALIZADA A SUBESTAÇÃO POÇÕES II

1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA

A configuração básica é caracterizada pelas instalações listadas nas Tabelas 1 e 2 a seguir:

TABELA 1 - LINHA DE TRANSMISSÃO

Origem Destino Circuito km

Messias Maceió II Duplo 230 kV 20

Jardim Nossa Senhora do Socorro

Duplo 230 kV 1,31

TABELA 2 – SUBESTAÇÕES

SUBESTAÇÃO kV EQUIPAMENTO

Messias 230 2 Entradas de Linha – EL - em arranjo de barramento tipo barra _{dupla a quatro chaves}

Maceió II

230

1 Módulo Geral - MG

2 Entradas de Linha – EL - em arranjo de barramento tipo barra dupla a quatro chaves

1 Interligação de Barras – IB em arranjo de barramento tipo barra dupla a quatro chaves

2 Conexões de Transformadores – CT em arranjo de barramento tipo barra dupla a quatro chaves

2 Transformadores Trifásicos 230/69-13,8 kV de 200 MVA cada

69

2 Conexões de Transformador – CT – em arranjo de barramento tipo barra principal e transferência

1 Interligação de Barras – IB – em arranjo de barramento tipo barra principal e transferência

4 Entradas de Linha – EL - em arranjo de barramento tipo barra barra principal e transferência

1Transformador de aterramento 10 Ω/fase 1 Conexão de Transformador de aterramento Nossa Senhora do 230 1 Módulo Geral - MG

1_{De forma a evitar cruzamento dos circuitos de 230 kV na chegada na SE Jardim, um trecho de um dos circuitos da}

LT Jardim – Nossa Senhora do Socorro 230 kV CD, com aproximadamente 100 metros de extensão, deverá ser subterrâneo, conforme Figura – “Configuração proposta das Entradas de Linhas na SE Jardim”. As Entradas de Linha da Subestação Jardim, a serem utilizadas na LT Jardim – Nossa Senhora do Socorro 230 kV são as atualmente destinadas às subestações Fafen e Penedo.

(8)

SUBESTAÇÃO kV EQUIPAMENTO

Socorro _{2 Entradas de Linha – EL - em arranjo de barramento tipo barra} dupla a quatro chaves

69

2 Conexões de Transformador – CT – em arranjo de barramento tipo barra principal e transferência

1 Interligação de Barras – IB – em arranjo de barramento tipo barra principal e transferência

5 Entradas de Linha – EL - em arranjo de barramento tipo barra principal e transferência

1Transformador de aterramento 10 Ω/fase 1 Conexão de Transformador de aterramento

Poções II

230

1 Módulo Geral - MG

138

2 Conexões de Transformador – CT – em arranjo de barramento tipo barra dupla a quatro chaves

1 Interligação de Barras – IB – em arranjo de barramento tipo barra dupla a quatro chaves

3 Entradas de Linha – EL - em arranjo de barramento tipo barra dupla a quatro chaves

Além das instalações que caracterizam a configuração básica, serão de responsabilidade da TRANSMISSORA vencedora da licitação as atividades listadas nas Tabelas 3 e 4.

TABELA 3 ATIVIDADES DE RESPONSABILIDADE DA TRANSMISSORA VENCEDORA DA LICITAÇÃO

Subestação Atividades

Nossa Senhora do

Implementação de um trecho de linha de transmissão em 230 kV, circuito simples, com extensão aproximada de 5 km, entre o ponto de seccionamento da Linha de Transmissão 230 kV Jardim - Penedo e a Subestação Nossa Senhora do Socorro.

(9)

VOL. III - Fl. 108 de 816 Socorro extensão aproximada de 0,3 km, entre o ponto de seccionamento da Linha de Transmissão

230 kV Jardim - Fafen e a Subestação Nossa Senhora do Socorro.

Implementação de 2 Entradas de Linha – EL 230 kV em arranjo tipo barra dupla a quatro chaves na Subestação Nossa Senhora do Socorro associadas as linhas para Penedo e Fafen.

Jardim

Aquisição dos equipamentos necessários para as modificações nas 2 Entradas de Linha em 230 kV da subestação Jardim, associadas à LT 230 kV Jardim – Nossa Senhora do Socorro CD, incluindo, caso necessário, os equipamentos tais como disjuntores, chaves seccionadoras, transformadores de corrente, transformadores de potencial e pára-raios. Penedo Aquisição dos equipamentos necessários para as modificações na Entrada de Linha 230 kV _{da subestação Penedo, associada à LT Penedo - Nossa Senhora do Socorro.}

TABELA 4 ATIVIDADES DE RESPONSABILIDADE DA TRANSMISSORA VENCEDORA DA LICITAÇÃO

Subestação Atividades

Poções II

Implementação de um trecho de linha de transmissão em 230 kV, circuito duplo, com extensão aproximada de 0,5 km, entre o ponto de seccionamento da Linha de Transmissão 230 kV Itagibá – Brumado II e a Subestação Poções II.

Implementação de 2 Entradas de Linha – EL 230 kV em arranjo tipo barra dupla a quatro chaves na Subestação Poções II associadas às linhas de transmissão para Itagibá e Brumado II.

Itagibá, Brumado II Aquisição dos equipamentos necessários para as modificações nas Entradas de Linha _{230 kV das subestações Itagibá e Brumado II.}

As instalações descritas na Tabela 3 serão transferidas sem ônus para a Companhia Hidro Elétrica do São Francisco – CHESF, proprietária das linhas Jardim – Penedo 230 kV e Jardim – Fafen 230 kV, conforme disposto na Resolução no_{67, de 8 de junho de 2004, sendo a CHESF a}

responsável pela Operação e Manutenção das Linhas de Transmissão 230 kV Nossa Senhora do Socorro – Fafen e Penedo - Nossa Senhora do Socorro. A Linha de Transmissão Jardim – Nossa Senhora do Socorro será de propriedade da TRANSMISSORA, com exceção das Entradas de Linha 230 kV na Subestação Jardim, de propriedade da CHESF.

As adequações e modificações necessárias a serem realizadas na Entrada de Linha referente à Linha de Transmissão 230 kV Nossa Senhora do Socorro - Fafen, localizada na Subestação Fafen, de propriedade do consumidor livre, deverão ser realizadas pelo proprietário da subestação.

As instalações descritas na Tabela 4 serão transferidas sem ônus para a Afluente Geração de Energia Elétrica S.A. – AFLUENTE, proprietária da linha a ser seccionada, conforme disposto na Resolução no_{67, de 8 de junho de 2004, sendo a AFLUENTE a responsável pela Operação e}

Manutenção das Linhas de Transmissão resultantes do seccionamento e respectivos módulos de Entrada de Linha.

(10)

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

Em caso de proposição de configuração alternativa, o projeto da compensação reativa em derivação da linha de transmissão deve ser definido de forma que o conjunto formado pela linha e sua compensação atenda aos requisitos constantes do item 2 e demais critérios constantes deste Anexo. No entanto, nesta proposta de configuração alternativa, a TRANSMISSORA NÃO tem liberdade para modificar:

 Níveis de tensão (somente CA);

 Distribuição de fluxo de potência em regime permanente;

 O local destinado à instalação da Subestação Maceió II 230/69 kV, que deve se localizar em um raio de até 2 (dois) quilômetros do ponto indicado como melhor alternativa no relatório do item 3.2.

 O local destinado à instalação da Subestação Nossa Senhora do Socorro 230/69 kV, que deve se localizar em um raio de até 2 (dois) quilômetros do ponto indicado como melhor alternativa no relatório do item 3.2.

 O local destinado à instalação da Subestação Poções 230/138 kV, que deve se localizar em um raio de até 2 (dois) quilômetros do ponto indicado como melhor alternativa no relatório do item 3.2.

O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nas Tabelas 1, 2, 3 e 4. 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 6B.

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 6B.

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 6B.

(11)

O projeto e a construção das linhas de transmissão 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 6B e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reserva.

1.1.5 REQUISITOS TÉCNICOS ESPECIAIS ASSOCIADOS AOS TRECHOS DE LINHA DE TRANSMISSÃO ENTRE O PONTO DE SECCIONAMENTO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO 230 KV JARDIM – PENEDO E JARDIM – FAFEN E A

SUBESTAÇÃO NOSSA SENHORA DO SOCORRO.

As instalações descritas na Tabela 3, juntamente com as respectivas garantias dos fornecedores dos equipamentos, serão transferidas sem ônus para a CHESF, proprietária das linhas de transmissão Jardim – Penedo e Jardim – Fafen 230 kV, conforme disposto na Resolução no_{67, de 8 de junho de}

2004, sendo a CHESF a responsável pela Operação e Manutenção das Linhas de Transmissão resultantes e respectivos módulos de entrada de linha. Para as instalações a serem transferidas, a TRANSMISSORA deverá observar os requisitos descritos neste Anexo Técnico 6B e, adicionalmente, as normas e padrões técnicos da CHESF.

A transferência dos ativos relativos aos referidos trechos de linhas deverá ocorrer concomitantemente com a transferência da garantia dos fornecedores de equipamentos, ferramentas e acessórios. .A TRANSMISSORA deverá fornecer à CHESF, antes do início do primeiro ensaio, uma lista, com o cronograma de todos os ensaios a serem realizados, sendo necessária a realização dos ensaios requeridos pela Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT. Para os casos em que a ABNT não for aplicável, deve-se realizar os ensaios requeridos pelas Normas Técnicas Internacionais mencionadas no item 1.1.4. Deve ser emitido um certificado para cada ensaio. Os ensaios de rotina deverão ser executados em todos os painéis incluídos no fornecimento.

O comissionamento das instalações será realizado em conjunto pela TRANSMISSORA e pela CHESF.

A TRANSMISSORA deverá adquirir os equipamentos necessários para as modificações nas Entradas de Linha das linhas de transmissão 230 kV Jardim – Penedo e Jardim - Fafen, localizadas nas subestações Jardim e Penedo, elaborar os projetos básico e executivo para sua implantação, e

(12)

transferí-los para a CHESF, que será a responsável pela sua implementação, devendo estes equipamentos serem entregues nos locais onde serão instalados.

Para os equipamentos associados aos trechos de linhas de transmissão, a TRANSMISSORA deverá fornecer à CHESF peças sobressalentes em quantidade suficiente, que viabilizem a disponibilidade requerida para o sistema e que compreendam os equipamentos necessários para substituição de uma fase completa do módulo de Entrada de Linha (pólo de disjuntor, chave seccionadora, transformador de potencial, transformador de corrente e pára raios).

A TRANSMISSORA será responsável pelo fornecimento para CHESF de todas as ferramentas e acessórios necessários para o comissionamento, operação e manutenção dos equipamentos transferidos.

A TRANSMISSORA deverá prover treinamento adequado abrangendo os equipamentos fornecidos para as entradas de linha, caso esses equipamentos sejam diferentes dos utilizados pela CHESF nas linhas de transmissão Jardim – Penedo e Jardim - Fafen.

A TRANSMISSORA deverá disponibilizar na subestação Nossa Senhora do Socorro alimentação primária para os serviços auxiliares composta de 1ª e 2ª fontes e um grupo moto-gerador para alimentação emergencial, com especificação suficiente para atender as instalações da subestação, incluindo as instalações a serem transferidas para a CHESF.

A TRANSMISSORA deverá prover transformadores de baixa tensão e painéis de alimentação distintos para o suprimento da subestação Nossa Senhora do Socorro e das instalações a serem transferidas, advindos da alimentação primária e do grupo moto-gerador. As fontes e demais equipamentos em corrente contínua deverão ser distintos para cada uma das transmissoras e dimensionados conforme disposto neste Anexo Técnico. A proposição de outra solução, mediante acordo entre as partes, deverá ser submetida à ANEEL junto ao projeto básico.

1.1.6 REQUISITOS TÉCNICOS ESPECIAIS ASSOCIADOS AO SECCIONAMENTO DA LINHA DE TRANSMISSÃO 230 KV

ITAGIBÁ –BRUMADO II

As instalações descritas na Tabela 4, juntamente com as respectivas garantias dos fornecedores dos equipamentos, serão transferidas sem ônus para a AFLUENTE, proprietária da Linha de Transmissão 230 kV Itagibá – Brumado II, conforme disposto na Resolução nO 67, de 8 de junho de 2004, sendo a AFLUENTE a responsável pela Operação e Manutenção das Linhas de Transmissão resultantes e respectivos módulos de entrada de linha. Para as instalações a serem transferidas, a TRANSMISSORA deverá observar os requisitos descritos neste Anexo Técnico 6B e, adicionalmente, as normas e padrões técnicos da AFLUENTE.

A transferência dos ativos relativos ao seccionamento deverá ocorrer concomitantemente com a transferência da garantia dos fornecedores de equipamentos, ferramentas e acessórios.

A TRANSMISSORA deverá fornecer à AFLUENTE, antes do início do primeiro ensaio, uma lista, com o cronograma de todos os ensaios a serem realizados, sendo necessária a realização dos ensaios requeridos pela Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT. Para os casos em que a ABNT não for aplicável, deve-se realizar os ensaios requeridos pelas Normas Técnicas Internacionais

(13)

mencionadas no item 1.1.4. Deve ser emitido um certificado para cada ensaio. Os ensaios de rotina deverão ser executados em todos os painéis incluídos no fornecimento.

O comissionamento das instalações será realizado em conjunto pela TRANSMISSORA e pela AFLUENTE.

A TRANSMISSORA deverá adquirir os equipamentos necessários para as modificações nas Entradas de Linha da Linha de Transmissão 230 kV Itagibá – Brumado II, elaborar os projetos básico e executivo para sua implantação, e transferí-los para AFLUENTE, que será a responsável pela sua implementação, devendo estes equipamentos serem entregues nos locais onde serão instalados. Para os equipamentos associados ao seccionamento da linha de transmissão, a TRANSMISSORA deverá fornecer à AFLUENTE peças sobressalentes em quantidade suficiente, que viabilizem a disponibilidade requerida para o sistema e que compreendam os equipamentos necessários para substituição de uma fase completa do módulo de Entrada de Linha (pólo de disjuntor, chave seccionadora, transformador de potencial, transformador de corrente e pára raios).

A TRANSMISSORA será responsável pelo fornecimento para AFLUENTE de todas as ferramentas e acessórios necessários para o comissionamento, operação e manutenção dos equipamentos transferidos.

A TRANSMISSORA deverá prover treinamento adequado abrangendo os equipamentos fornecidos para as entradas de linha, caso esses equipamentos sejam diferentes dos utilizados pela AFLUENTE na Linha de Transmissão seccionada.

A TRANSMISSORA deverá disponibilizar na subestação Poções II alimentação primária para os serviços auxiliares composta de 1ª e 2ª fontes e um grupo moto-gerador para alimentação emergencial, com especificação suficiente para atender as instalações da subestação, incluindo as instalações a serem transferidas para a AFLUENTE.

A TRANSMISSORA deverá prover transformadores de baixa tensão e painéis de alimentação distintos para o suprimento da subestação Poções II e das instalações a serem transferidas, advindos da alimentação primária e do grupo moto-gerador. As fontes e demais equipamentos em corrente contínua deverão ser distintos para cada uma das transmissoras e dimensionados conforme disposto neste Anexo Técnico. A proposição de outra solução, mediante acordo entre as partes, deverá ser submetida à ANEEL junto ao projeto básico.

(14)

VOL. III - Fl. 113 de 816 1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO AÉREA - LTA

1.2.1 REQUISITOS GERAIS

A subestação Nossa Senhora do Socorro 230/69 kV será suprida a partir de trechos de linhas de transmissão originados nos pontos de seccionamento das linhas 230 kV Jardim – Penedo e Jardim - Fafen, de propriedade da CHESF. Para isto, deverão ser construídos trechos de linhas entre os pontos de seccionamento e a subestação Nossa Senhora do Socorro.

A subestação Poções II será suprida a partir do seccionamento da linha de transmissão Itagibá – Brumado II, em 230 kV, de propriedade da AFLUENTE. Para isto, a linha em referência deverá ser apropriadamente seccionada, com a construção de um trecho de linha, em circuito duplo, entre o ponto de seccionamento e a subestação Poções II.

Tendo em vista que os referidos trechos de linha virão a se constituir em extensões das linhas existentes, estes devem ter características elétricas, mecânicas e desempenho iguais ou superiores as das linhas existentes.

A TRANSMISSORA deverá adotar nos trechos de linha até as subestações Nossa Senhora do Socorro e Poções II, os critérios e padrões de projeto e construção de CHESF e AFLUENTE respectivamente.

A Linha de Transmissão Jardim – Nossa Senhora do Socorro 230 kV, circuito duplo, tem extensão aproximada de 1,0 km. As Entradas de Linha desta LTA na Subestação Jardim serão as existentes, de propriedade da CHESF.

1.2.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS

1.2.2.1 Parâmetros elétricos

O desempenho sistêmico do conjunto formado pela linha de transmissão e sua compensação reativa série e/ou paralela deve ser similar ao do conjunto considerado na configuração básica Esse desempenho é caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta dinâmica em regime normal e nas situações de contingência apresentadas nos estudos documentados nos relatórios listados no item 2.1.

1.2.2.2 Capacidade de corrente

As linhas de transmissão, objeto do Lote B do Leilão nº 006/2011-ANEEL, devem ter capacidades operativas de longa e curta duração não inferiores aos valores apresentados na Tabela 5.

TABELA 5- CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA E CURTA DURAÇÃO

Linha de Transmissão Longa Duração (A) Curta Duração (A) LTA 230kV Messias – Maceió II, CD 1545 1810 LTAS 230kV Jardim – Nossa Senhora do

Socorro, CD (trecho aéreo) 1600 1885

Trecho de LTA entre o ponto de seccionamento da LTA 230 kV Jardim – Penedo e a SE Nossa

Senhora do Socorro, CS 627 790

(15)

VOL. III - Fl. 114 de 816 da LTA 230 kV Jardim – Fafen e a SE Nossa

Senhora do Socorro, CS

Trechos de LTA associados ao seccionamento da LTA 230 kV Itagibá – Brumado II e a SE

Poções, CD 628 791

A capacidade de corrente de longa duração corresponde ao valor de corrente da linha de transmissão em condição normal de operação e deve atender às diretrizes fixadas pela norma técnica NBR 5422 da ABNT. A capacidade de corrente de curta duração refere-se à condição de emergência estabelecida na norma técnica NBR 5422 da ABNT.

1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS

1.2.3.1 Definição da flecha máxima dos condutores

As linha de transmissãos devem ser projetadas de acordo com as prescrições da Norma Técnica NBR 5422, da ABNT, de forma a preservar, em sua operação, as distâncias de segurança nela estabelecidas. Devem ser previstas a circulação das capacidades de longa e de curta duração na linha de transmissão e a ocorrência simultânea das seguintes condições climáticas:

(a) temperatura máxima média da região; (b) radiação solar máxima da região; e

(c) brisa mínima prevista para a região, desde que não superior a um metro por segundo.

Na operação em regime de longa duração, as distâncias do condutor ao solo ou aos obstáculos devem ser iguais ou superiores às distâncias de segurança (mínimas) em condições normais de operação estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora.

Na operação em regime de curta duração, as distâncias do condutor ao solo ou aos obstáculos devem ser iguais ou superiores às distâncias de segurança (mínimas) em condições de emergência estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora. As linhas de transmissão para cuja classe de tensão essa norma não estabeleça valores de distâncias de segurança devem ser projetadas segundo as prescrições contidas no NESC, em sua edição de 2002.

Em condições climáticas comprovadamente mais favoráveis do que as estabelecidas acima, a linha de transmissão pode ser solicitada a operar com carregamento superior à capacidade de longa ou curta duração, desde que as distâncias de segurança, conforme definidas nos itens acima, sejam respeitadas.

As linhas de transmissão devem ser projetadas de sorte a não apresentar óbices técnicos à instalação de monitoramento de distâncias de segurança, uma vez que, a qualquer tempo, pode vir a ser solicitada pela ANEEL a sua implantação.

1.2.3.2 Definição da capacidade de condução de corrente dos acessórios, conexões e demais componentes

Os acessórios, conexões e demais componentes que conduzem corrente devem ser dimensionados de forma a não criar restrição à operação da linha, incluindo as condições climáticas

(16)

comprovadamente mais favoráveis referidas no item 1.2.3.1. Deverão ser atendidas, também, as prescrições das normas de dimensionamento e ensaios de ferragens eletrotécnicas de linhas de transmissão, em especial da Norma Técnica NBR 7095 da ABNT, ou sua sucessora.

1.2.3.3 Capacidade de corrente dos cabos pára-raios

Nas condições climáticas estabelecidas no item 1.2.3.1, os cabos pára-raios – conectados ou não às malhas de aterramento das subestações terminais e ao sistema de aterramento das estruturas da linha – devem ser capazes de suportar, sem dano, durante o período de concessão da linha de transmissão, a circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em qualquer estrutura por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda. (a) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para o dimensionamento dos

novos cabos pára-raios da linha de transmissão em projeto.

O dimensionamento dos cabos pára-raios – seja no caso de nova linha de transmissão ou de novo(s) trecho(s) de linha originado(s) a partir de seccionamento de LTA existente – deve adotar, como premissa, no mínimo, o(s) valor(es) de corrente de curto-circuito fase-terra indicado(s) na Tabela 6. Esse(s) valor(es) de corrente está(ão) referido(s) ao nível de tensão do(s) barramento(s) da(s) subestação(ões) terminal(is).

TABELA 6– CORRENTE(S) DE CURTO-CIRCUITO NA(S) SE(S) TERMINAL(IS) PARA O DIMENSIONAMENTO DOS CABOS PÁRA-RAIOS DE

NOVA LTA OU NOVO(S) TRECHO(S) DE LTA EM PROJETO

Linha de transmissão ou trecho(s)

de linha Subestação(ões) terminal(is) Nível de tensão do barramento de referência

Valor de corrente de curto-circuito

fase-terra (kA)

230kV Messias – Maceió II, C1 e C2 _{Messias e Maceió II} _{230 kV} _{50 e 40}

respectivamente

230kV Jardim – Nossa Senhora do

Socorro, C1 e C2 Jardim e N. S. _Socorro 230 kV 40 230 kV Secc.LTA Jardim – Penedo /

Nossa Senhora do Socorro, C1 Nossa Senhora do _Socorro 230 kV 40 230 kV Secc.LTA Jardim – Fafen / Nossa

Senhora do Socorro, C1 Nossa Senhora do _Socorro 230 kV 40 230 kV Secc. LTA Itagibá – Brumado II, C1

/ Poções II Poções II 230 kV 40

(b) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para a verificação dos cabos pára-raios existentes da linha de transmissão a ser seccionada.

(17)

A TRANSMISSORA deverá verificar se os cabos pára-raios existentes da linha a ser seccionada, nas proximidades do ponto de seccionamento, suportam, sem dano, a circulação de corrente quando da ocorrência de curto-circuito. Nessa verificação deverá ser adotado o valor da corrente de curto-circuito fase-terra, na nova subestação terminal, conforme indicado na Tabela 7 (coluna verificação).

(c) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para o redimensionamento dos cabos pára-raios existentes da linha de transmissão a ser seccionada.

Caso a verificação de capacidade de corrente, referida no item (b), constate a superação dos cabos pára-raios existentes, o projeto básico deverá estudar e propor um novo arranjo de cabos pára-raios que suporte, sem dano, a circulação de corrente quando da ocorrência de curto-circuito, de forma a garantir, ao menos, o desempenho original da LTA a ser seccionada. Nesse redimensionamento deverá ser adotado o valor da corrente de curto-circuito fase-terra, na nova subestação terminal, conforme indicado na Tabela 7 (coluna dimensionamento).

TABELA 7– CORRENTES DE CURTO-CIRCUITO NA NOVA SE TERMINAL PARA A VERIFICAÇÃO E DIMENSIONAMENTO DOS CABOS

PÁRA-RAIOS EXISTENTES DA LTA A SER SECCIONADA

Linha de transmissão a ser

seccionada Nova subestação terminal

Nível de tensão do barramento de referência Valor da corrente de curto-circuito fase-terra (kA)

Verifica-ção Dimensio-namento

LTA 230 kV Jardim – Penedo, C1 _{Nossa Senhora do}

Socorro 230 kV 20 40

LTA 230 kV Jardim – Fafen, C1 _{Nossa Senhora do}

Socorro 230 kV 20 40

LTA 230 kV Itagibá – Brumado II, C1 _{Poções II} _{230 kV} ₁₅ ₄₀

1.2.3.4 Aplicação de cabos pára-raios com fibra ótica – OPGW – na linha de transmissão (a) No caso de nova linha de transmissão

As novas linhas de transmissão devem ser projetadas com pelo menos um cabo pára-raios do tipo Optical Ground Wire – OPGW.

(b) No caso de linha de transmissão existente, a ser seccionada, que já possuir OPGW:

Se a linha de transmissão a ser seccionada já possuir OPGW, o(s) novo(s) trecho(s) de linha de transmissão, originado(s) a partir do seccionamento da linha existente, deve(m) ter, também, cabo pára-raios com fibra ótica com confiabilidade e capacidade de transmissão de dados iguais ou superiores a do cabo existente;

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(c) No caso de linha de transmissão existente, a ser seccionada, que não possuir OPGW:

É de responsabilidade da TRANSMISSORA manter a continuidade, confiabilidade e capacidade de transmissão para suprir as necessidades operativas de comunicação, supervisão e proteção entre as subestações.

1.2.3.5 Perda Joule nos cabos condutor e pára-raios

A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento das linhas de transmissão deve ser igual ou inferior às da configuração básica, como segue:

(a) Linha de Transmissão Messias – Maceió II, em 230 kV, para freqüência nominal de 60 Hz e para a temperatura de 50ºC, igual a 0,0516 /km;

(b) Linha de Transmissão Jardim – Nossa Senhora do Socorro, em 230 kV, para freqüência nominal de 60 Hz e para a temperatura de 50ºC, igual a 0,0516 /km;

(c) Trechos de linha entre o ponto de seccionamento da Linha de Transmissão 230 kV Jardim – Penedo e a Subestação Nossa Senhora do Socorro, para freqüência nominal de 60 Hz e temperatura de 50 ºC, igual a 0,0999 /km;

(d) Trechos de linha entre o ponto de seccionamento da Linha de Transmissão 230 kV Jardim – Fafen e a Subestação Nossa Senhora do Socorro, para freqüência nominal de 60 Hz e temperatura de 50 ºC, igual a 0,103 /km;

(e) Trecho de linha a partir do seccionamento da Linha de Transmissão 230 kV Itagibá – Brumado II, para freqüência nominal de 60 Hz e temperatura de 50 ºC, igual a 0,103 /km.

A perda Joule nos cabos pára-raios deve ser inferior a 5% das perdas nos cabos condutores para qualquer condição de operação.

1.2.3.6 Desequilíbrio

As linhas de transmissão de comprimento superior a 100 km devem ser transpostas com um ciclo completo de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total. Caso a linha não seja transposta, os desequilíbrios de tensão de seqüência negativa e zero, em vazio e a plena carga, devem estar limitados a 1,5%.

Linhas de transmissão em paralelo na mesma faixa ou em faixas contíguas ou linhas de circuito duplo, que necessitem ser transpostas, devem ter os ciclos de transposição com sentidos opostos. Com a implantação da SE Nossa Senhora do Socorro 230/69 kV, a partir dos novos trechos de linha originados das linhas de transmissão 230 kV Jardim – Penedo e Jardim – Fafen, existentes e de propriedade da CHESF, a TRANSMISSORA deverá calcular os desequilíbrios de tensão de seqüência negativa e zero, em vazio e a plena carga, na barra de 230 kV da SE Nossa Senhora do Socorro. Caso os desequilíbrios de tensão calculados fiquem acima de 1,5%, a TRANSMISSORA deverá propor, no projeto básico, solução para adequar a instalação, visando o atendimento deste requisito.

Com a implantação da SE Poções II 230/138 kV, a partir do seccionamento da linha de transmissão 230 kV Itagibá – Brumado II existente e de propriedade da AFLUENTE, a TRANSMISSORA deverá

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calcular os desequilíbrios de tensão de seqüência negativa e zero, em vazio e a plena carga, na barra de 230 kV da SE Poções II. Caso os desequilíbrios de tensão calculados fiquem acima de 1,5%, a TRANSMISSORA deverá propor, no projeto básico, solução para adequar a instalação, visando o atendimento deste requisito.

1.2.3.7 Tensão máxima operativa

A tensão máxima operativa da linha de transmissão para a classe de tensão correspondente está indicada na Tabela 8.

TABELA 8 – TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA

Tensão nominal do sistema (kV) Tensão máxima operativa (kV)

138 145 230 242 345 362 440 (*) 460 500 550 525 550 765 800

(*) valor não padronizado pela ABNT

1.2.3.8 Coordenação de isolamento

A TRANSMISSORA deverá comprovar por cálculo ou simulação que o dimensionamento dos espaçamentos elétricos das estruturas da família de estruturas da linha de transmissão foi feito de forma a assegurar o atendimento dos requisitos abaixo.

(a) Isolamento à tensão máxima operativa

Para dimensionar o isolamento da linha de transmissão para tensão máxima operativa deve ser considerado o balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento com período de retorno de, no mínimo, 30 (trinta) anos.

A distância de escoamento mínima da cadeia de isoladores deve ser determinada conforme a norma IEC 60815, considerando o nível de poluição da região de implantação da LTA. Caso o nível de poluição da região seja classificado como inferior ao nível I – leve, a distância específica de escoamento deverá ser igual ou superior a 14 mm/kV eficaz fase-fase.

Deve ser garantida a distância de segurança entre qualquer condutor da linha e objetos situados na faixa de segurança, tanto para a condição sem vento quanto para a condição de balanço dos cabos e cadeias de isoladores devido à ação de vento com período de retorno de, no mínimo, 50 (cinqüenta) anos. Na condição de balanço dos cabos e cadeias de isoladores devido à ação de vento, essa distância de segurança deve ser também garantida:

 ao longo de toda a LTA, independentemente do comprimento do vão, mesmo que para tanto a largura da faixa de segurança seja variável ao longo da LTA, em função do comprimento do vão; e

(20)

VOL. III - Fl. 119 de 816  para qualquer topologia de terreno na faixa de segurança, especificamente quando há perfil

lateral inclinado (em aclive). (b) Isolamento para manobras

A sobretensão adotada no dimensionamento dos espaçamentos elétricos das estruturas deverá ser, no mínimo, igual à maior das sobretensões indicadas nos estudos de transitórios eletromagnéticos.

Os riscos de falha (fase-terra e fase-fase) em manobras de energização e religamento devem ser limitados aos valores constantes da Tabela 9.

TABELA 9- O RISCO MÁXIMO DE FALHA POR CIRCUITO EM MANOBRAS DE ENERGIZAÇÃO E RELIGAMENTO

Manobra Risco de falha (adimensional) _{Fase - terra} _{Fase - fase}

Energização 10 – 3 ₁₀– 4

Religamento 10 – 2 ₁₀– 3

(c) Desempenho a descargas atmosféricas

Para o nível de 230 kV, o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser inferior ou, no máximo, igual a dois desligamentos por 100 km por ano.

As estruturas deverão ser dimensionadas com pelo menos dois cabos pára-raios, dispostos sobre os cabos condutores de forma que, para o terreno predominante da região, a probabilidade de desligamento de um circuito, causado por descargas diretas nos cabos condutores, seja inferior a 0,01 desligamentos por 100 km por ano.

1.2.3.9 Emissão eletromagnética

Os efeitos tratados nas alíneas (a) a (c) devem ser verificados à tensão máxima operativa da linha indicada na Tabela 8:

(a) Corona visual

A linha de transmissão, com seus cabos e acessórios, bem como as ferragens das cadeias de isoladores, não deve apresentar corona visual em 90% do tempo para as condições atmosféricas predominantes na região atravessada pela linha de transmissão.

(b) Rádio-interferência

A relação sinal/ruído no limite da faixa de segurança deve ser, no mínimo, igual a 24 dB, para 50% do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deve ser o nível mínimo de sinal na região atravessada pela linha de transmissão, conforme norma DENTEL ou sua sucessora. (c) Ruído audível

O ruído audível no limite da faixa de segurança deve ser, no máximo, igual a 58 dBA em qualquer uma das seguintes condições não simultâneas: durante chuva fina (0,00148 mm/min); durante

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névoa de 4 (quatro) horas de duração; ou durante os primeiros 15 (quinze) minutos após a ocorrência de chuva.

(d) Campo elétrico

Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de março de 2010.

(e) Campo magnético

Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de março de 2010.

1.2.3.10 Travessia de linhas de transmissão existentes

A TRANSMISORA deve evitar ao máximo o cruzamento sobre linhas de transmissão existentes. Caso o cruzamento seja inevitável, a TRANSMISSORA deve identificar esses casos, tanto nas entradas/saídas das subestações quanto ao longo do traçado das LTAs, e informar no projeto básico as providências que serão tomadas no sentido de minimizar os riscos inerentes a esses cruzamentos, ficando a critério da ANEEL a aprovação dessas providências.

A TRANSMISSORA deverá relacionar no projeto básico os cruzamentos da LTA em projeto com outra(s) LTA(s) existente(s) da Rede Básica. Seguem, abaixo, as informações mínimas da(s) LTA(s) em cruzamento a serem prestadas pelo agente:

(a) identificação com as SEs terminais do trecho em questão; (b) tensão nominal;

(c) número de circuitos;e

(d) disposição das fases (horizontal, vertical, triangular etc)

Nos casos relacionados a seguir, de cruzamento da LTA em projeto com outra(s) LTA(s) da Rede Básica, a LTA em projeto deverá cruzar necessariamente sob a(s) existente(s):

(a) quando um circuito simples (em projeto) cruzar, num mesmo vão de travessia, mais de um circuito de LTA existente com tensão igual ou superior à de projeto; ou;

(b) quando a tensão nominal da LTA em projeto for menor que a da LTA existente. 1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS

1.2.4.1 Confiabilidade

O projeto mecânico da linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60826 – International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines. O nível de confiabilidade do projeto eletromecânico, expresso pelo período de retorno do vento extremo, deve ser compatível com um nível intermediário entre os níveis 2 e 3 preconizados na IEC 60826. Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 150 anos para LTA de tensão nominal igual ou inferior a 230 kV e igual ou superior a 250 (duzentos e cinqüenta) anos para LTA de tensão superior a 230 kV.

(22)

1.2.4.2 Parâmetros de vento

Para o projeto mecânico de uma linha de transmissão, os carregamentos oriundos da ação do vento nos componentes físicos da linha de transmissão devem ser estabelecidos a partir da caracterização probabilística das velocidades de vento da região, com tratamento para fenômenos meteorológicos severos, tais como, sistemas frontais, tempestades, tornados, furacões, etc.

Os parâmetros explicitados a seguir devem ser obtidos a partir de dados fornecidos por estações anemométricas selecionadas adequadamente para caracterizar a região atravessada pela linha de transmissão:

(a) Média e coeficiente de variação (em porcentagem) das séries de velocidades máximas anuais de vento a 10 m de altura, com tempos de integração da média de 3 (três) segundos (rajada) e 10 (dez) minutos (vento médio).

(b) Velocidade máxima anual de vento a 10 m de altura, com período de retorno correspondente ao vento extremo, como definido no item 1.2.4.1, e tempos de integração para o cálculo da média de 3 (três) segundos e 10 (dez) minutos. Se o número de anos da série de dados de velocidade for pequeno, na estimativa da velocidade máxima anual deve ser adotado, no mínimo, um coeficiente de variação compatível com as séries mais longas de dados de velocidades de ventos medidas na região.

(c) Coeficiente de rajada para a velocidade do vento a 10 m de altura, referenciado ao tempo de integração da média de 10 (dez) minutos.

(d) Categoria do terreno adotada para o local das medições.

No tratamento das velocidades de vento, para fins de dimensionamento, deve ser considerada a categoria de terreno definida na IEC 60826 que melhor se ajuste à topologia do corredor da LTA. 1.2.4.3 Cargas mecânicas sobre os cabos.

O cabo deve ser dimensionado para suportar três estados de tracionamento – básico, de tração normal e de referência, definidos a partir da combinação de condições climáticas e de envelhecimento do cabo como se segue.

(a) Estado básico

 Para condições de temperatura mínima, a tração axial máxima deve ser limitada a 33 % da tração de ruptura do cabo.

 Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial máxima deve ser limitada a 50 % da tração de ruptura do cabo.

 Para condições de vento extremo, como definido no item 1.2.4.1, a tração axial máxima deve ser limitada a 70 % da tração de ruptura do cabo.

(b) Estado de tração normal (EDS everyday stress)

 No assentamento final, à temperatura média, sem vento, o nível de tracionamento médio dos cabos deve atender ao indicado na norma NBR 5422. Além disso, o tracionamento médio dos cabos deve ser compatível com o desempenho mecânico no que diz respeito à

(23)

fadiga ao longo da vida útil da linha de transmissão conforme será abordado no item 1.2.4.4.

(c) Estado de referência

 A distância mínima ao solo do condutor (clearance) deve ser verificada sem considerar a pressão de vento atuante.

1.2.4.4 Fadiga mecânica dos cabos

Os dispositivos propostos para amortecer as vibrações eólicas devem ter sua eficiência e durabilidade avaliadas por ensaios que demonstrem sua capacidade de amortecer os diferentes tipos de vibrações eólicas e sua resistência à fadiga, sem perda de suas características de amortecimento e sem causar danos aos cabos.

É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a elaboração de estudos, o desenvolvimento e a aplicação de sistema de amortecimento para prevenção de vibrações eólicas e efeitos relacionados com a fadiga dos cabos, de forma a garantir que estes não estejam sujeitos a danos ao longo da vida útil da linha de transmissão.

A solicitação aos cabos deve ser dimensionada de forma compatível com seu tipo e sua formação. 1.2.4.5 Cargas mecânicas sobre as estruturas

O projeto mecânico de uma linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60826. Além das hipóteses previstas na IEC, é obrigatória a introdução de hipóteses de carregamento que reflitam tormentas elétricas. Devem ser previstas necessariamente as cargas a que as estruturas estarão submetidas nas condições mais desfavoráveis de montagem e manutenção, inclusive em linha viva. Para o caso de uma linha de transmissão construída com estruturas metálicas em treliça, as cantoneiras de aço-carbono ou microligas laminadas a quente devem obedecer aos requisitos de segurança estabelecidos na Portaria nº 178 do Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial – INMETRO, de 18 de julho de 2006.

1.2.4.6 Fundações

No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura às fundações devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Essas solicitações, calculadas a partir das cargas de projeto da estrutura, considerando suas condições particulares de aplicação – vão gravante, vão de vento, ângulo de deflexão, fim de linha e altura da estrutura – passam a ser consideradas cargas de projeto das fundações.

As fundações de cada estrutura devem ser projetadas estrutural e geotecnicamente de forma a adequar todos os esforços resultantes de cada estrutura às condições específicas do solo.

As propriedades físicas e mecânicas do solo devem ser determinadas de forma reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo. Tal determinação deve ser realizada a partir das seguintes etapas:

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VOL. III - Fl. 123 de 816  Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da linha com a conseqüente elaboração do

plano de investigação geotécnica.

 Estabelecimento dos parâmetros geomecânicos a partir do reconhecimento do subsolo com a caracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativa e quantitativamente.

 Parecer geotécnico com a elaboração de diretrizes técnicas e recomendações para o projeto. No cálculo das fundações, devem ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que influenciem o estado do solo de fundação, seja no aspecto de sensibilidade, de expansibilidade, seja de colapsividade, levando-se em conta a sazonalidade.

A definição do tipo de fundação, bem como o seu dimensionamento estrutural e geotécnico, deve considerar os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade de suporte do solo à compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica.

1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS

1.2.5.1 Descargas atmosféricas

Os cabos pára-raios de qualquer tipo e formação devem ter desempenho mecânico frente a descargas atmosféricas igual ou superior ao do cabo de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8”. Todos os elementos sujeitos a descargas atmosféricas diretas da superestrutura de suporte dos cabos condutores e cabos pára-raios, incluindo as armações flexíveis de estruturas tipo “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.

1.2.5.2 Corrosão eletrolítica

É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a elaboração de estudos para prevenção dos efeitos relacionados à corrosão em elementos da linha de transmissão em contato com o solo, de forma a garantir a estabilidade estrutural dos suportes da linha de transmissão e o bom funcionamento do sistema de aterramento ao longo da vida útil da linha de transmissão.

1.2.5.3 Corrosão ambiental

Todos os componentes da linha de transmissão devem ter sua classe de galvanização compatível com a agressividade do meio ambiente, particularmente em zonas litorâneas e industriais.

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VOL. III - Fl. 124 de 816 1.3 TRECHO SUBTERRÂNEO DA LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E

PARTE SUBTERRÂNEA – LTAS 1.3.1 REQUISITOS GERAIS

Os requisitos aqui descritos, dizem respeito ao dimensionamento do trecho subterrâneo da LTAS, em 230 kV, composta por parte aérea e parte subterrânea, que interliga as subestações, da Rede Básica, Jardim e Nossa Senhora do Socorro.

Os cabos isolados devem possuir camadas e materiais que impeçam a penetração e migração de umidade no seu interior.

Nas regiões onde existe a presença de térmitas (cupins), os cabos isolados devem ter capa externa que previna e evite a sua perfuração por esses insetos e possíveis danos por corrosão da blindagem metálica e à isolação com a penetração de umidade.

1.3.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS

1.3.2.1 Parâmetros elétricos

O desempenho sistêmico do conjunto formado pela LTAS e sua compensação reativa série e/ou paralela deve ser similar ao do conjunto considerado na configuração básica. Esse desempenho é caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta dinâmica em regime normal e nas situações de contingência apresentadas nos estudos documentados nos relatórios listados no item 2.1.

1.3.2.2 Capacidade de corrente do condutor

O trecho subterrâneo da LTAS deve ter capacidades operativas de longa e curta duração não inferiores aos valores apresentados na Tabela 10.

TABELA 10- CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA E CURTA DURAÇÃO DO TRECHO SUBTERRÂNEO DA LTAS Linha de Transmissão Longa Duração (A) Curta Duração (A) LT 230 kV Jardim – Nossa Senhora do Socorro, C2 (trecho

subterrâneo) 1.885 1.885

1.3.3 REQUISITOS ELÉTRICOS

O trecho subterrâneo da LTAS deve ser projetado de acordo com as prescrições das Normas Técnicas IEC 60287 e IEC 60853, ou sucessoras, observados os limites de temperatura no condutor indicados na Norma Técnica ICEA S-108-720, ou sucessora, de forma a preservar, em operação, as condições de segurança nelas estabelecidas. O projeto básico deve considerar a circulação das correntes correspondentes às capacidades operativas de longa e de curta duração e a ocorrência simultânea das seguintes condições:

(a) curva de carga cíclica diária e fator de carga típicos da instalação; (b) máxima temperatura do solo da região;

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(d) resistividade térmica do backfill seco igual ou inferior a 1,2 ºC.m.W-1

(e) máxima resistividade térmica do solo da região; (f) número de circuitos operando simultaneamente; (g) máxima tensão operativa do sistema.

É atribuição do agente de transmissão estimar a curva de carga cíclica diária e típica da instalação, considerando um fator de carga de, no mínimo, 80%.

Caso não seja possível estimar a curva de carga cíclica diária e típica da instalação, poderá ser adotado um ciclo de carga de topo plano conforme preconizado no item 5.2.2 da Norma Técnica IEC 60853.

O dimensionamento da seção do condutor e o cálculo das perdas no dielétrico devem ser feitos com base na tensão máxima operativa.

Na operação em regime de longa duração, a temperatura na superfície do condutor deve ser igual ou inferior à temperatura máxima admissível do isolante para as condições normais de operação, conforme estabelecido na Tabela 4-1 da Norma Técnica ICEA S-108-720, ou sucessora.

Na operação em regime de curta duração, a temperatura na superfície do condutor deve ser igual ou inferior à temperatura máxima admissível do isolante para as condições de emergência, conforme estabelecido na Tabela 4-1 da Norma Técnica ICEA S-108-720, ou sucessora.

Em condições climáticas comprovadamente mais favoráveis, o trecho subterrâneo da LTAS pode ser solicitado a operar com carregamento superior à capacidade operativa de longa ou curta duração. Sempre que possível, deve-se utilizar sistemas especiais de aterramento e conexão das blindagens metálicas tais como o cross bonding ou o single point bonding, conforme definidos na Brochura Técnica do Cigré nº 338, apêndice C, para redução das perdas no cabo e dimensionamento ótimo da seção transversal do condutor.

Os acessórios, conexões e demais componentes que conduzem corrente devem ser dimensionados de forma a não criar restrição à operação da LTAS.

1.3.3.1 Capacidade de corrente das blindagens metálicas

Nas condições estabelecidas no item acima, as blindagens metálicas – conectadas ou não à malha de aterramento das subestações terminais e ao sistema de aterramento de cada caixa de emenda – devem ser capazes de suportar, sem dano, durante o período de concessão, a circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em qualquer ponto do trecho subterrâneo por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda. Para o dimensionamento das blindagens deverão ser observadas as prescrições da Norma Técnica IEC 60949, ou sucessora.

Em circunstâncias especiais, o dimensionamento do sistema de aterramento pode levar em conta a distribuição da corrente de curto-circuito nos sistemas de aterramento de outras linhas conectadas à mesma malha de aterramento, desde que comprovadamente essas funções não sofram nenhum prejuízo.

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1.3.3.2 Perdas no condutor, na blindagem e no dielétrico (a) Perdas joule no condutor e na blindagem:

As perdas joule no condutor e na blindagem devem ser mantidas dentro de limites aceitáveis por meio da utilização de condutores e blindagens com resistência elétrica suficientemente reduzida. Estas perdas têm influência direta no dimensionamento da seção transversal dos condutores. As perdas nas blindagens devem ser reduzidas através da utilização de sistemas de aterramento especiais. (b) Perdas no dielétrico:

As perdas no dielétrico devem ser calculadas com base na tensão máxima operativa do sistema. Devem ser empregados isolantes que apresentem perdas dielétricas adequadas para cada classe de tensão.

1.3.3.3 Tensão máxima operativa

A tensão máxima operativa no trecho subterrâneo está limitada aos valores descritos na Tabela 11.

TABELA 11- TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA NO TRECHO SUBTERRÂNEO DA LTAS

Tipo da linha de

transmissão Classe de tensão [kV] Tensão máxima operativa [kV]

LTAS

230 242

345 362

440 460

1.3.3.4 Coordenação de isolamento

O agente de transmissão deve demonstrar que o dimensionamento da isolação dos cabos de potência foi feito de forma a assegurar o atendimento dos requisitos estabelecidos nos itens abaixo: (a) Isolamento para tensão máxima operativa:

Para dimensionar o isolamento do trecho subterrâneo da LTAS, referente à espessura mínima da camada de isolação dos cabos, devem ser obedecidas as prescrições da AEIC CS9-06 –

Specifications for Extruded Insulation Power Cables and Their Accessories Rated above 46 kV through 345 kV – para cabos extrudados conforme valores descritos na Tabela 12.

TABELA 12- LIMITES DE SOLICITAÇÃO E ESPESSURA DA ISOLAÇÃO PARA CABOS EXTRUDADOS CONFORME AEIC CS9-06

Classe de tensão

[kV] Seção do condutor (mm2) Campo elétrico limite (kV/mm) isolação (mm) Espessura da

138 400 - 2000 8 18

230 500 - 2500 11 23

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(b) Isolamento para manobras e descargas atmosféricas:

As sobretensões transitórias devido às descargas atmosféricas e a manobra, que dimensionam a espessura mínima da camada de isolação dos cabos, devem ser iguais ou inferiores às sobretensões máximas indicadas na Tabela 13 e retiradas da IEC 62067.

TABELA 13- NÍVEIS MÁXIMOS DAS SOBRETENSÕES ATMOSFÉRICAS E DE MANOBRA PARA TESTE DE CABOS ISOLADOS CA, CONFORME IEC 62067 Classe de Tensão (kV) Sobretensões máximas (kV) Descargas atmosféricas Manobra 230 1050 NE 345 1175 950

NE – valor não especificado

O agente de transmissão deve verificar a necessidade da instalação de dispositivo pára-raios nas extremidades do trecho subterrâneo da LTAS para proteção dos cabos contra sobretensões devido às descargas atmosféricas e a manobra.

O religamento deve ser mantido se o trecho aéreo for predominante em extensão, no caso de novo empreendimento, ou se esse recurso operativo já for previsto na LTA a ser convertida em LTAS. No caso de se permitir o religamento em LTAS, deve ser avaliado o tempo de retardo do mesmo. 1.3.3.5 Emissão eletromagnética – Campo magnético

O campo magnético sobre os cabos subterrâneos e a um metro acima da superfície do solo deve ser igual ou inferior aos valores regulamentados pela Resolução Normativa 398 de 23 de março de 2010 da ANEEL, para o público em geral.

1.3.3.6 Desequilíbrio

Os trechos subterrâneos de uma LTAS com comprimento superior a 1000 m devem ser projetadas com ciclo completo de transposição.

Os desequilíbrios de tensão de sequências negativa e zero da LTAS devem estar limitados a 1,5%, em vazio e a plena carga.

1.3.4 REQUISITOS MECÂNICOS

1.3.4.1 Confiabilidade

O projeto mecânico do trecho subterrâneoa da LTAS deve seguir as recomendações contidas na publicação AEIC G5-90 – Underground Extruded Power Cable Pulling Guide e na Norma Técnica IEC 61914 Cable Cleats for Electrical Installations, ou sucessoras.

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Os cabos, acessórios e ferragens de fixação devem ser dimensionados para suportar as tensões mecânicas decorrentes da dilatação e retração do condutor provocadas pela variação de temperatura durante a operação normal da linha e na ocorrência de curto-circuito.

1.3.4.3 Cargas mecânicas nas estruturas de suporte dos terminais, nos dutos, nas caixas de passagem e nas caixas de emenda

Devem ser previstas, necessariamente, as cargas a que as estruturas estarão submetidas nas condições mais desfavoráveis de montagem e manutenção.

1.3.4.4 Material de envoltória dos cabos da LTS

A especificação do material de envoltória – backfill – dos cabos e de preenchimento das valas deve conter, além da resistividade térmica em função da umidade, todos os dados físicos do material tais como: tipo de material, granulometria, densidade após compactação, grau de umidade para compactação, dimensões da envoltória etc.

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1.4 SUBESTAÇÕES - SE

1.4.1 REQUISITOS GERAIS

1.4.1.1 Informações básicas

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

Todos os equipamentos devem ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado. Nas subestações, a configuração básica deve contemplar equipamentos com características elétricas básicas similares ou superiores às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos listados no item 2. O dimensionamento dos novos equipamentos deve considerar as atuais e futuras condições a serem impostas pela configuração prevista pelo planejamento da expansão do Sistema Interligado Nacional - SIN.

A TRANSMISSORA acessante à subestação Messias 230 kV deverá observar os critérios e requisitos básicos da subestação, bem como providenciar as obras de infra-estrutura incluídas no Módulo Geral – Resolução ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de 2005, necessárias para a instalação, manutenção e operação do módulo de Entrada de Linha. Entre as possíveis obras necessárias encontram-se, dentre outros: a extensão de barramentos, compra de terreno, serviços auxiliares, cabos, tubos, estruturas, suportes, pórticos, cercas divisórias de seus ativos, conexões de terra entre seus equipamentos e a malha de terra da subestação, canaletas secundárias e recomposição da infra-estrutura construída como, por exemplo, reposição de britas.

Nas subestações 230/69 kV Maceió II, 230/69 kV Nossa Senhora do Socorro e 230/138 kV Poções II, deverão ser realizadas todas as obras de infra-estrutura, descritas no módulo geral – Resolução ANEEL no_{191, de 12 de dezembro de 2005, como terraplenagem, drenagem, malha de terra, serviço}

auxiliar, casa de comando, acesso, dentre outras, para a instalação, manutenção e operação dos módulos de Entrada de Linha, Interligação de Barras, transformadores e outros. As áreas mínimas a serem consideradas para as subestações 230/69 kV Maceió II, 230/69 kV Nossa Senhora do Socorro e 230/138 kV Poções II são de 50.000 m² (cinquenta mil metros quadrados), 60.000 m² (sessenta mil metros quadrados) e 30.000 m² (trinta mil metros quadrados) respectivamente, devendo contemplar espaço suficiente para as instalações citadas nas tabelas 2, 3 e 4 e para as futuras ampliações descritas nos relatórios mencionados nos itens 2.1, 2.2 e 2.3.

Deverá ser previsto, nas subestações 230/69 kV Maceió II, 230/69 kV Nossa Senhora do Socorro e 230/138 kV Poções II, espaço adicional externo e contíguo à casa de comando da TRANSMISSORA, com área no mínimo igual à utilizada para a construção desta. Este espaço ficará reservado para expansões futuras da casa de comando da TRANSMISSORA ou alternativamente para eventuais novas casas de comando de outras transmissoras, quando da implantação de novas instalações de transmissão.