ANEXO 7B LOTE B LINHA DE TRANSMISSÃO 525 KV IVAIPORÃ LONDRINA CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO

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PROCURADORIA FEDERAL/ANEEL VISTO _{Fl. 85 de 781}

ANEXO 7B

LOTE B

LINHA DE TRANSMISSÃO 525 KV

IVAIPORÃ – LONDRINA

CARACTERÍSTICAS

E

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS

DAS

(2)

PROCURADORIA FEDERAL/ANEEL

VISTO _{Fl. 86 de 781}

ÍNDICE

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES ... 88

1.1 INTRODUÇÃO ...88

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL...88

1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA...88

1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS...89

1.1.4 REQUISITOS GERAIS...89 1.2 LINHA DE TRANSMISSÃO...90 1.2.1 INDICADORES ELÉTRICOS...90 1.2.2 INDICADORES MECÂNICOS...93 1.3 SUBESTAÇÕES...96 1.3.1 REQUISITOS GERAIS...96

1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS...98

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO ...99

1.4.1 GERAL...99

1.4.2 PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO...100

1.4.3 PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS...104

1.4.4 PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR...104

1.4.5 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO...105

1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ...108

1.5.1 INTRODUÇÃO...108

1.5.2 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DAS INSTALAÇÕES...108

1.5.3 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS SUBESTAÇÕES...115

1.5.4 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE PELO ONS ...117

1.5.5 REQUISITOS DE DISPONIBILIDADE E AVALIAÇÃO DE QUALIDADE...120

1.5.6 REQUISITOS PARA TESTES DE CONECTIVIDADE DA(S)INTERCONEXÃO(ÕES) ...123

1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL...125

1.6.1 ASPECTOS GERAIS...125

1.6.2 DESCRIÇÃO FUNCIONAL...126

1.6.3 DISPARO DO REGISTRADOR DIGITAL DE PERTURBAÇÕES...126

1.6.4 SINCRONIZAÇÃO DE TEMPO...127

1.6.5 REQUISITOS DE COMPATIBILIDADE ELETROMAGNÉTICA...127

1.6.6 CARACTERÍSTICAS DOS SINAIS DE ENTRADA E SAÍDA...127

1.6.7 CAPACIDADE DE REGISTRO DE OCORRÊNCIAS. ...128

1.6.8 REQUISITOS DE COMUNICAÇÃO...129

1.6.9 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO...129

1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO...131

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VISTO _{Fl. 87 de 781}

1.7.2 REQUISITOS PARA A TELEPROTEÇÃO...132

1.7.3 REQUISITOS PARA CANAIS DE VOZ...133

1.7.4 REQUISITOS PARA TRANSMISSÃO DE DADOS...134

1.8 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA...136

1.8.1 TENSÃO OPERATIVA...136

1.8.2 REQUISITOS DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO...136

1.8.3 MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO...140

1.8.4 REQUISITOS DE INTERRUPÇÃO PARA OS DISJUNTORES...140

2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA A LT 525 KV IVAIPORÃ - LONDRINA ... 142

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO...142

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES ...142

2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES...143

2.3.1 SEIVAIPORÃ...143

2.3.2 SELONDRINA...143

3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO... 144

3.1 GERAL ...144

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL ...144

4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS... 145

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA...145

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES ...145

4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO...145

4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO...145

4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS. ...146

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES:...147

5 CRONOGRAMA... 148

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO ...149

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VISTO _{Fl. 88 de 781}

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

1.1 INTRODUÇÃO

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL

Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos do segundo circuito da Linha de Transmissão em 525 kV IVAIPORÃ – LONDRINA e instalações vinculadas, integrante do Sistema de Transmissão da região sul, visando dotar dos reforços estruturais necessários no curto e médio prazo para resolver os problemas elétricos prementes que atualmente envolvem a malha de 525 kV e do sistema de 230 kV e permitir o atendimento adequado ao Estado do Paraná.

A figura a seguir mostra a configuração da interligação IVAIPORÃ - LONDRINA.

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 – Linha de transmissão 525 kV

Origem Destino Circuito Km

IVAIPORÃ LONDRINA 1° 120

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VISTO _{Fl. 89 de 781}

Tabela 2 – Subestações

Subestação Tensão (kV) Empreendimentos _principais

1 entrada de linha

IVAIPORÃ 525

1 interligação de barras

LONDRINA 525 1 entrada de linha

Notas:(1) Para o posicionamento dos equipamentos, consultar diagramas unifilares disponibilizados.

A configuração básica supracitada e os requisitos técnicos deste ANEXO 7B são os padrões de desempenho mínimo para outras soluções, as quais deverão ser demonstradas mediante justificativa técnica comprobatória.

O empreendimento, objeto do Leilão, compreende a implementação das instalações listadas acima, consistindo basicamente no circuito em 525 kV IVAIPORÃ – LONDRINA, 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 expressamente indicados neste ANEXO 7B.

1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS

Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas do CEPEL, de simulação de rede, ANATEM, ANAREDE e NH 2 e os 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 7B e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reserva.

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VISTO _{Fl. 90 de 781}

1.2 LINHA DE TRANSMISSÃO

1.2.1 INDICADORES ELÉTRICOS

1.2.1.1 Parâmetros elétricos das linhas de transmissão

A reatância longitudinal de seqüência positiva da linha deverá possibilitar a distribuição de fluxos de potência nesta linha, similares aos da alternativa de referência apresentada nos estudos.

1.2.1.2 Carregamento da Linha de Transmissão

A linha de transmissão IVAIPORÃ - LONDRINA deverá ser capaz de suportar continuamente a corrente 2.800 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 considerada a ocorrência simultânea das mesmas:

• Temperatura máxima média da região;

• Radiação solar máxima;

• Brisa mínima não superior a 1 m/s; e

• Corrente: de 2.800 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 acima especificada.

Em condições climáticas mais favoráveis do que as estabelecidas acima, cada trecho de linha de transmissão pode operar com carregamento superior à especificada, 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 de 90o _{C nas condições climáticas acima.}

No dimensionamento dos cabos pára-raios, deverá ser considerado as mesmas condições climáticas utilizadas na definição das flechas máximas dos condutores, além das seguintes condições adicionais:

• Possibilidade de que os cabos pára-raios dos trechos de linha sejam conectados à malha

de terra das subestações e aterrados em todas as estruturas;

• Tempo de eliminação de defeito correspondente à proteção de retaguarda.

• 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, à circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em qualquer estrutura da linha de transmissão, considerando níveis de curto-circuito de 40 kA nas subestações terminais.

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VISTO _{Fl. 91 de 781}

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 de concessão do empreendimento, a Transmissora estará obrigada a efetuar as adequações e substituições, com a necessária antecedência, sem ter o direito a 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, tendo a TRANSMISSORA direito à Receita adicional que trata a Oitava Subcláusula da Cláusula Quarta do Contrato de Concessão. 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 das linhas de transmissão, para freqüência nominal de 60 Hz e para a temperatura de 65º C, deve ser igual ou inferior a da

configuração básica 0,0194 Ω/km.

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 na malha 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, as perdas ôhmicas totais serão computadas considerando ambos os condutores.

1.2.1.5 Desequilíbrio

A linha de transmissão deverá ter um ciclo completo de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 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 um desligamento/100km/ano.

(b) Isolamento a 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 eficaz.

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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VISTO _{Fl. 92 de 781}

Deverá ser mantida distância mínima para evitar descarga à tensão máxima operativa entre 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, 550 kV.

a) Corona visual

As linhas de transmissão não deverão apresentar corona visual, nos cabos condutores, ferragens das cadeias de isoladores e os acessórios dos cabos, para 90% da condição de tempo bom. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.

b) Rádio-interferência

A relação sinal / ruído no limite da faixa de servidão, indicadora do nível de imunidade dos sinais de rádio (RI), deverá ser no mínimo igual a 24 dB, considerando nível mínimo de sinal referido na norma DENTEL, para 50% das condições atmosféricas do ano. Deverão ser apresentados 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 apresentados 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 apresentados 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 à 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 apresentados as referências e o relatório de cálculo.

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VISTO _{Fl. 93 de 781}

1.2.2 INDICADORES MECÂNICOS

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 250 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 (março de 1985).

• 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 10 m. de altura, com tempos de integração da média de 3 segundos e 10 minutos;

• Velocidade máxima anual de vento a 10 m. de altura, com período de retorno de 250

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 10 m. 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 Lines.

Além das hipóteses previstas na IEC, é obrigatória a introdução de hipóteses de carregamento que reflitam tormentas elétricas “TS Thunderstorms”.

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VISTO _{Fl. 94 de 781}

O projeto eletromecânico da LINHA DE TRANSMISSÃO deverá atender ao nível de confiabilidade correspondente a um período de retorno igual ou superior a 250 anos, referente a um nível intermediário aos 2 e 3 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 sua 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.

• Parecer geotécnico com a elaboração de diretrizes técnicas e recomendações para o

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VISTO _{Fl. 95 de 781}

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.

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PROCURADORIA FEDERAL/ANEEL VISTO _{Fl. 96 de 781} 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.

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 das Instalações – Subestações IVAIPORÃ e LONDRINA.

Nas subestações, a configuração básica deverá contemplar equipamentos com características elétricas básicas similares às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos listados no item 2.

1.3.1.2 Arranjo de barras

O arranjo utilizado nas subestações de 525 kV de IVAIPORÃ e LONDRINA é do tipo barra dupla e disjuntor e meio.

1.3.1.3 Capacidade de corrente

a) Corrente em regime permanente

O dimensionamento do barramento de 525 kV deverá ser compatibilizado com as características físicas e elétricas do barramento existente na subestação da qual o empreendimento fará parte e a capacidade de corrente em regime permanente não deverá ser inferior a 4.000 A para a SE IVAIPORÃ e 4.000 A para SE LONDRINA.

b) Corrente em regime Permanente equipamentos das entradas de linha

Os equipamentos das entradas de linha deverão suportar valor de corrente correspondente ao limite térmico dos condutores da respectiva linha de transmissão, nas condições climáticas indicadas no item 1.2.1.3.

Para o dimensionamento dos equipamentos deve ser considerado se as indisponibilidades de equipamentos não os submetam a valores de correntes superiores aos da condição acima especificada

Valores inferiores poderão ser usados. Caso ocorra superação de qualquer equipamento ou instalação, especificado com corrente inferior a acima indicada, dentro do prazo de concessão

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VISTO _{Fl. 97 de 781}

do empreendimento, a Transmissora está obrigada a efetuar as adequações necessárias sem ter o direito a Receita adicional que trata a Oitava Subcláusula da CLÁUSULA QUARTA do Contrato de Concessão.

c) Capacidade de curto-circuito

Os equipamentos e demais instalações deverão ser adequados para suportar nível de curto-circuito 50 kA nos barramentos dos pátios em 525 kV.

Valores inferiores poderão ser usados. Caso ocorra superação de qualquer equipamento ou instalação, especificado com corrente inferior a acima indicada, dentro do prazo de concessão do empreendimento, a Transmissora está obrigada a efetuar as adequações necessárias sem ter o direito a Receita adicional que trata a Oitava subcláusula da cláusula Quarta do Contrato de Concessão.

d) Sistema de aterramento

O projeto das subestações deverá atender ao critério de um sistema solidamente aterrado.

1.3.1.4 Suportabilidade

a) Tensão em regime permanente

O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar valor máximo de tensão de 550 kV para a condição de operação em regime permanente

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 campo

a) Efeito corona

Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não deverão apresentar efeito corona em 90% da condição de tempo bom. A tensão mínima para início e fim do efeito corona visual deverá ser de 350 kV eficaz fase terra, para os pátios em 525 kV. A tensão de extinção de corona deverá situar-se acima da tensão máxima de operação.

b) Rádio interferência

O valor da tensão de rádio interferência externa máxima para os equipamentos deverá ser de

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VISTO _{Fl. 98 de 781}

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 525 kV deve ser 2 ciclos.

Os disjuntores de 525 kV deverão ser capazes de efetuar as operações de manobra listadas no item 1.8.4.

Os disjuntores de 525 kV deverão ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de discrepância de pólos, acionamento monopolar e tripolar, bem como ciclo de operação compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar ou monopolar com uma única tentativa.

1.3.2.2 Seccionadoras, lâmina de terra e chaves de aterramento

Estes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas no item 1.8.3.

As lâminas de terra e chaves de aterramento da linha de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 1129.

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. Devem ser utilizados pára-raios 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 ser próprios para instalação externa. Os transformadores de corrente não deverão saturar durante curtos-circuitos e religamentos rápidos.

Os transformadores de potencial deverão ser do tipo capacitivo e serem próprios para instalação externa.

1.3.2.5 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.

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VISTO _{Fl. 99 de 781}

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

1.4.1 GERAL

Os sistemas de proteção dos equipamentos e componentes, exceção feita aos barramentos, devem, obrigatoriamente, ser composto por dois conjuntos de proteção completamente independentes. Acrescenta-se a estes dois conjuntos a proteção própria ou intrínseca de determinados 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 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

As proteções principal e alternada (ou principal e de retaguarda) deverão ser alimentadas por bancos de baterias, retificadores e circuitos independentes de corrente contínua, além de possuírem independência a nível físico de painel, fonte auxiliar e todo e qualquer recurso que estas 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 primária e de 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 as normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis para instalação em subestações de Extra Alta Tensão nos graus de severidade adequados.

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 nas linhas de transmissão, realizando a discriminação entre faltas internas e externas à linha protegida.

Os conjuntos de equipamentos instalados em todos os terminais da linha de transmissão devem ser idênticos (mesmo fabricante e modelo), não sendo admissível a utilização de equipamentos diferentes.

1.4.2.1 Esquemas de religamento

As linhas de transmissão devem ser dotadas de esquema de religamento conforme filosofia definida a seguir:

1.4.2.1.1 Requisitos gerais

O esquema de religamento deverá possibilitar a seleção do tipo e número de tentativas de religamento, com duas possibilidades: tripolar e monopolar.

Na posição “tripolar” qualquer ordem de disparo iniciada por proteção irá desligar os três pólos do disjuntor e iniciará 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. Caso não haja sucesso no ciclo de religamento o desligamento será tripolar. (por exemplo, curto-circuito permanente).

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VISTO _{Fl. 101 de 781}

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, seleção do tipo de religamento e o disjuntor a religar deverá ser realizada por meio de chave seletora e/ou 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 somente o religamento automático quando da ocorrência de curtos–circuitos internos fase-terra.

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.

1.4.2.1.2 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 direto do terminal remoto, atuação das proteções de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo e, 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 após transcorrido o tempo morto. O outro terminal (“SEGUIDOR”) deverá ser religado através 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.

1.4.2.1.3 Esquema de religamento monopolar

Os esquemas de religamento automático monopolares 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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VISTO _{Fl. 102 de 781}

As proteções deverão ser dotadas de esquemas de seleção de fases adequados a cada 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, deverão ser tripolares e não deverão iniciar o religamento da linha.

1.4.2.1.4 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;

• Barra morta - linha morta.

1.4.2.2 Proteções Principal e Alternada

Cada terminal de linha deve ser equipado com dois conjuntos independentes de proteção do tipo proteção principal e proteção alternada, totalmente redundante, cada um deles provendo completa proteção primária e de retaguarda, ambas adequadas para a proteção da LT em que for instalada, considerando ou não a utilização de compensação série.

As proteções primárias integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada devem ser capazes de realizar, individualmente e independentemente, a detecção e eliminação de faltas entre fases e entre fase e a terra para 100% da extensão da linha protegida, sem retardo de tempo intencional.

O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas, incluindo o tempo de abertura dos disjuntores de todos os terminais da linha não deve exceder a 100ms.

As proteções de retaguarda, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada devem ser gradativas, compostas por relés de distância ou funções incluídas na proteção principal / alternada para defeitos entre fases e fase-terra (21 / 21N), com pelo menos 3 zonas de proteção da direção direta e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N) com unidades instantânea e temporizada.

Os conjuntos de proteção principal e alternada devem permitir a correta seleção das fases defeituosas para comandar o desligamento do disjuntor de forma mono ou tripolar. È vedada à utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero para a seleção de fases.

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VISTO _{Fl. 103 de 781}

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. 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 (67N).

• Permitir a adequada eliminação de faltas que ocorram durante a energização da LT,

mesmo quando a alimentação de potencial para a proteção seja proveniente de DCP de linha (“line pick-up”).

• Permitir o bloqueio das unidades de distância por oscilações de potência (68OSB).

Se a proteção primária for realizada por relés de distância, a mesma deve se adequar, por meio de configuração de sua lógica, aos seguintes esquemas básicos de teleproteção:

• Transferência de disparo permissivo por subalcance (PUTT);

• Transferência de disparo permissivo por sobrealcance (POTT);

• Bloqueio por comparação direcional (DCB);

• Transferência de disparo direta (DTT);

• Esquema híbrido (POTT, “weak-infeed”, “echo”).

Além dos requisitos descritos no item 1.7.2 do sistema de telecomunicações a ser implantado, no qual inclui o número mínimo de canais, a teleproteção deverá ainda atender os seguintes:

• A determinação da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve

levar em conta os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento da linha de transmissão, a existência de acoplamentos magnéticos com outras linhas de transmissão, derivações na LT e a existência ou não de compensação série;

• 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 utilizadas lógicas de bloqueio para operação indevida durante a eliminação seqüencial de faltas nas linhas paralelas;

• Quando necessário, os esquemas devem possuir lógicas para a devolução de sinal

permissivo de disparo (“echo”) e para proteção de terminais com fraca alimentação (“weak infeed”);

• No caso de utilização de esquema de transferência direta de desligamento (DTT), devem

ser previstos meios para permitir o desligamento do disjuntor remoto, quando ocorrer falha de algum canal de telecomunicação (operação monocanal);

• Devem ser previstos meios para a verificação funcional de todos os canais de

transmissão e recepção de teleproteção, independentemente do meio usado na comunicação, sem risco de desligamento acidental e sem a necessidade do desligamento da LT.

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VISTO _{Fl. 104 de 781}

No caso de terminais conectados a barras com arranjo do tipo disjuntor e meio ou em anel, deve ser prevista lógica para proteção do trecho da linha que permanece energizado quando a respectiva chave isoladora estiver aberta (linha fora de serviço), estando o(s) disjuntor(es) da linha fechado(s) (“stub bus”).

Todo desligamento tripolar em um terminal da LT deve gerar um sinal a ser transferido para o terminal remoto, via esquema de transferência direta de disparo, para efetuar o desligamento dos disjuntores do terminal remoto. A lógica de recepção deverá discriminar os desligamentos para os quais é desejado o religamento da linha, daqueles para os quais o religamento deve ser bloqueado.

O sistema de proteção deve ser seletivo e adequado para a detecção e eliminação de todo tipo de falta ao longo da LT.

As proteções Principal e Alternada devem incluir esquema para disparo por perda de sincronismo (78).

Todo terminal de LT deve possuir proteção Principal e Alternada para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado, com ajustes independentes, e faixa de 1,1 a 1,6 Vnom. As proteções de sobretensão instantâneas devem operar somente para eventos dinâmicos em que haja envolvimento das três fases, não podendo operar para sobretensões de manobras e surtos, onde não se verificam sobretensões simultaneamente nas três fases. As proteções de sobretensão temporizadas devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três fases.

Todo terminal de LT deve possuir esquema de verificação de sincronismo, para supervisionar o comando de fechamento tripolar dos disjuntores.

1.4.3 PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS

Deverão ser previstos os equipamentos e esquemas necessários à integração das novas entradas de linha ao esquema de proteção diferencial de barras existentes nas subestações. Deverão ser utilizados núcleos de transformador de corrente independentes e dedicados para cada proteção diferencial, sendo vedada a utilização de TC’s auxiliares.

Onde existirem proteções de barra com relés de alta impedância, as características magnéticas dos TC’s a serem acrescentados devem ser idênticas às dos TC’s existentes.

1.4.4 PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR

Totdo 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 no mesmo;

b) Promover um novo comando de abertura no disjuntor (retrip), antes de atuar no relé de bloqueio;

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VISTO _{Fl. 105 de 781}

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 operação / desoperação e temporizadores ajustáveis.

O tempo total para a eliminação de faltas pela proteção para falha de disjuntores não deve ser superior a 250 ms para os disjuntores de 525 kV. Este tempo máximo deve incluir os tempos de operação dos relés, dos relés auxiliares e de abertura dos disjuntores.

Os sistemas de proteção para falha de disjuntores associados a equipamentos, tais como: transformadores e reatores, devem permitir inicialização através 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.

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, suficiente 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 das subestações 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.

1.4.5 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO

O SEP deverá ser implementado por Unidades de Controle Digital, (UCD) específicas para processar emergências envolvendo a rede de 525 kV.

Deverá existir um SEP para cada subestação do sistema de 525 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

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VISTO _{Fl. 106 de 781}

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 os seguintes

requisitos de tempo de resposta:

- O tempo máximo (total) estimado para tomada de decisão de um SEP de determinada Subestação em função da alteração de entradas digitais e/ou violação dos limites estabelecidos para as funções supervisionadas ocorridos em outra Subestação, incluídos os tempos de comunicação, 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 SEP não podendo ser compartilhados com o SPCS.

As seguintes funções deverão ser desempenhadas pelas UCD´s:

• Função Direcional de Potência:

- Atuação trifásica ou por fase;

- Curva característica de tempo inversa; - Possibilidade de inversão da direcionalidade;

- Facilidade de ajuste do ponto de atuação em termos de potência (W) ou corrente (A); - Dotado de saídas independentes para alarme e desligamento com reset local e

remoto;

- Interface com fibra óptica.

• Função de Sub e Sobretensão (para as barras):

- Atuação por fase;

- Característica de tempo definido;

- Ajuste contínuo da função 27 na faixa de 0.3 a 0.8 da tensão nominal e da função 59 de 1,1 a 1,6 da tensão nominal;

- Exatidão melhor que 2%;

- Relação Pick Up / Drop Out maior do que 0,98; - Interface com fibra óptica.

• Função de Sub e Sobrefrequência

- 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;

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- 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 ciclos, de forma a eliminar eventuais atuações indevidas devido à componente aperiódica ou outros transitórios na onda de tensão;

- Tempo máximo de rearme dessa unidade deverá ser de 50 milissegundos; - Erro máximo admissível para cada temporizador será de +/- 5%;

- Circuitos de medição e saída independentes por estágios de atuação. Deverão ser disponibilizados os seguintes dados para ligação às UCD´s do 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 seccionadoras, chaves de seleção de corte dos geradores (para usinas);

- Indicação da atuação da proteção;

• Saídas de controle:

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VISTO _{Fl. 108 de 781}

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 SSCL (sistema de supervisão e controle local) ou UTR (Unidade Terminal Remota) convencional: - 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 525 kV IVAIPORÃ - LONDRINA envolve a instalação de um conjunto de equipamentos que inclui entradas de linhas, entre outros, em subestações existentes e pertencentes à ELETROSUL.

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 de supervisão e controle 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 IVAIPORÃ e LONDRINA, ambas de ELETROSUL.

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VISTO _{Fl. 109 de 781}

Em adição a supervisão local, os equipamentos elétricos devem permitir a supervisão remota pelos seguintes Centros de Operação:

• Centros do Agente proprietário das Subestações de IVAIPORÃ e LONDRINA

- Centro de Operação de transmissão da ELETROSUL (COT-ES)

• Centro do ONS:

- Centro Regional de Operação Sul, COSR-S, localizado em Florianópolis – SC

Assim sendo, o atendimento aos requisitos de supervisão e controle requererá a instalação de sistemas de supervisão nas instalações para:

• A aquisição das informações necessárias à supervisão e controle local dos equipamentos a

serem implantados;

• Nas subestações existentes, integração com os Sistemas Digitais de Supervisão e Controle

(SDSC’s) instalados pela ELETROSUL, visando a troca de informações;

• Interconexão ao Centro Regional de Operação Sul do ONS conforme estabelecido no item

“Requisitos de Supervisão e Controle pelo ONS” e utilizando-se o protocolo IEC 870-5-101/104 ou DNP V3.0;

• Interconexão aos Centros Regionais da ELETROSUL, conforme indicado no item

“Requisitos de supervisão pelo agente proprietário das subestações”. Estas interconexões devem ser feitas utilizando o protocolo já implementado nestes centros.

Os protocolos adotados para comunicação com os centros de operação (ONS e ELETROSUL) devem ser configurados conforme determinado por estes Agentes, devendo se observar:

• IEC 60870-5-101/104 – implementado atendendo a todos os requisitos definidos pelo

padrão IEC 60870-5-101/104, incluindo, também, uma “Lista de Interoperabilidade”, conforme cláusula 8 do referido padrão;

• DNP 3.0 – implementado em conformidade com os requisitos do Nível 3 do referido

protocolo, conforme descrito na versão mais recente do documento “DNP V 3.00 Subset

Definition” do “DNP Users Group” (http://www.dnp.org). Deverá, também, incluir o

documento “DNP V 3.00 Device Profile Document”, conforme também descrito no “DNP V 3.00 Subset Definition” do “DNP Users Group”.

Adicionalmente, esta configuração deve permitir a tais centros identificar o estado operacional dos sistemas de supervisão da TRANSMISSORA instalados nas subestações. Estas informações serão modeladas como indicações de estado nas bases de dados destes centros de operação.

Nota Importante:

No caso de interposição de um centro de operação, neste Edital denominado de concentrador de dados, na rota de comunicação com algum dos centros de operação da ELETROSUL ou ONS, a configuração do protocolo deve permitir que tais centros identifiquem o estado operacional do concentrador e, adicionalmente, o concentrador de dados deve ser capaz de identificar o estado operacional de todos os sistemas hierarquicamente a ele subordinados e transferir estas informações para os correspondentes centros, conforme o caso. Adicionalmente, no caso de adoção de concentradores de dados, a comunicação com o ONS deverá ser feita usando-se o protocolo ICCP, em vez de IEC ou DNP.

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Deverão ser efetuadas, às custas da TRANSMISSORA, as modificações de hardware e software e demais serviços necessários nos Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSC’s) instalados pela ELETROSUL nas subestações, para permitir a completa supervisão dos equipamentos elétricos a partir das interfaces homem máquina (IHM’s) existentes nas salas de controle local das subestações. A quantidade e tipos de pontos supervisionados deverão ser similares ao dos sistemas existentes.

Alternativamente à instalação de novos recursos de supervisão e controle, a TRANSMISSORA, mediante prévio acordo com as empresas proprietárias das instalações existentes, poderá optar pela expansão dos recursos de supervisão e controle disponíveis, desde que atendidos todos os requisitos especificados neste item de “Sistemas de Supervisão e Controle” e no de “Requisitos Técnicos do Sistema de Telecomunicações a ser Implantado”.

1.5.2.2 Interligação de dados

As interligações de dados necessárias para atender aos requisitos de supervisão e controle aqui especificados devem ser direcionadas aos Computadores de Comunicação que atendem ao Sistema de Supervisão e Controle dos centros citados neste ANEXO 7B.

1.5.2.2.1 Conceito de interligação de dados

Será considerado como interligação de dados o conjunto de equipamentos e sistemas que se interponham entre o ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo e cada um dos centros citados neste Edital.

Este conjunto poderá abranger, entre outros, os seguintes equipamentos:

• Sistemas de Supervisão e Controle Locais – SSCL’s e Unidades Terminais Remotas –

UTR’s que venham a ser instaladas nas subestações de IVAIPORÃ e LONDRINA;

• Sistema que eventualmente se interponha entre as subestações de IVAIPORÃ e

LONDRINA e os computadores de comunicações do COSR-S e ELETROSUL, neste documento designado, genericamente, por “Concentradores de Dados”;

• Enlaces de dados, ponto-a-ponto, que podem ser redundantes em função da

disponibilidade exigida neste edital, ou via redes WAN entre quaisquer destes sistemas;

• Hardware e Software e interfaces necessários para a integração das UTR’s / SSCL’s aos

computadores de comunicação, incluindo-se aí modems e / ou outros equipamentos de interfaceamento de comunicações.

Será através destas interligações de dados que a TRANSMISSORA disponibilizará os recursos de supervisão e controle citados neste edital ao ONS e ELETROSUL. As mesmas interligações de dados utilizadas para atender aos requisitos de supervisão e controle deverão ser utilizadas para a disponibilização da seqüência de evento.

É requerido que a TRANSMISSORA seja responsável pela instalação e operacionalização de todos os equipamentos e sistemas necessários para viabilizar as interligações de dados com os centros de operação aqui citados. Como se requer que a interface entre os equipamentos da TRANSMISSORA e os citados centros seja a entrada digital dos computadores de comunicação dos mesmos e de acordo com a conceituação acima, isto inclui a instalação de sistemas de comunicação, de modems e / ou roteadores em todos os terminais das conexões de dados, bem

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como a adequação dos Sistemas de Supervisão e Controle dos centros de operação aqui citados.

1.5.2.2.2 Conceito de recurso de supervisão e controle

Entenda-se como recurso de supervisão e controle dos Agentes como sendo o conjunto formado por:

• Ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo, que pode abranger

TP’s, TC’s, transdutores, relés de interposição, e outros equipamentos;

• Interligação de dados.

1.5.2.3 Dimensionamento dos sistemas utilizados

É, também, responsabilidade da TRANSMISSORA:

• O dimensionamento de todos os sistemas utilizados para atender aos requisitos aqui

apresentados, incluindo o sistema de telecomunicações. Os enlaces de dados das UTR’s / SSCL’s com o(s) computador(es) de comunicação devem ser dedicados.

• A futura operação e manutenção destes recursos de forma a manter os índices de

disponibilidade e qualidade aqui especificados, devendo a manutenção seguir as regras aqui especificadas.

1.5.2.4 Critério para operação e manutenção dos recursos de supervisão e controle

1.5.2.4.1 Requisitos gerais

Este item estabelece os procedimentos a serem seguidos pela TRANSMISSORA pelos centros de operação do ONS e ELETROSUL no processo de acompanhamento dos índices de disponibilidade e qualidade e, também, no processo de identificação de anomalias nos recursos de supervisão e controle disponibilizados pela TRANSMISSORA e os procedimentos a serem adotados para solicitação da manutenção, execução dos serviços de manutenção e acompanhamento dos mesmos.

A disponibilidade dos recursos de supervisão e controle providos pela TRANSMISSORA será avaliada mensalmente pelos Centros, através de índices de indisponibilidade calculados como descrito no item “Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade” deste edital. Em tempo real, os citados Centros solicitarão à TRANSMISSORA correções de eventuais anomalias que sejam detectadas, as quais deverão ser atendidas pela TRANSMISSORA de forma a não comprometer seus índices de disponibilidades e qualidade.

É importante lembrar que existirão dois tipos de programa de intervenção no sistema de medição:

• Intervenção para eliminação de problemas identificados pelos Centros: manutenção

corretiva;

• Intervenção para cumprir programa de manutenção preventiva da Transmissora.

Em ambos os casos, qualquer intervenção nos recursos de supervisão e controle disponibilizado a um determinado Centro deverá ser programada com tal Centro, cumprindo os prazos previamente estabelecidos em procedimento de rede específico. O referido Centro avaliará a solicitação e fará a liberação para que o serviço possa ser executado.

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É de extrema importância que a empresa TRANSMISSORA comunique ao Centro em questão o tipo de serviço que irá ser realizado para que possa ser avaliado o impacto da manutenção solicitada na operação em tempo real.

1.5.2.5 Elenco de informações a serem supervisionadas

Como requisito geral de supervisão e controle, deverão ser supervisionados todos os equipamentos da TRANSMISSORA que venham a ser instalados nas Subestações IVAIPORÃ e LONDRINA.

As informações coletadas nestas subestações deverão ser transferidas para os centros de operação indicados neste edital conforme abaixo especificado:

a) Telemedições

• Todas as medições deverão ser feitas de forma individualizada e transferidas periodicamente

aos centros de operação;

• O período de transferência deve ser parametrizável por centro, devendo os sistemas ser

projetados para suportar períodos de pelo menos 4 segundos;

• As seguintes medições deverão ser coletadas e transferidas para os centros de operação:

- Módulo de tensão fase-fase em kV em todas as entradas de linha (uma medição por entrada de linha, por exemplo, Vab);

- Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar em todas as entradas de linha; - Corrente de uma das fases em Ampère em todos os terminais de linha de

transmissão(por exemplo, Ia);

- Freqüência em Hz de uma das fases em todos os barramentos envolvidos;

• Todas as medições de tensão devem ter uma exatidão mínima de 1% e as demais de 2,0%.

Tal exatidão deve englobar toda a cadeia de equipamentos utilizados, tais como: transformadores de corrente, de tensão, transdutores, conversores analógico/digital, etc. b) Indicação de estado

• Todas as indicações de estado deverão ser coletadas com selo de tempo com exatidão de 1

ms e reportadas por exceção aos centros de operação;

• O selo de tempo a ser transmitido aos centros de operação indicados neste edital deverá ser

aquele definido quando da aquisição do dado pela unidade de aquisição e controle (UAC), não sendo aceitável sua posterior alteração.

• Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem estar aptos a responder a

varreduras de integridade feitas pelos centros a ele conectados (ONS e ELETROSUL) que podem ser cíclicas, com período parametrizável, tipicamente a cada uma hora, ou por evento, como por exemplo uma reinicialização dos recursos de supervisão e controle dos centros ou então sob demanda;

• Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de identificar e

armazenar o selo de tempo das indicações de estado com uma resolução melhor que 1 milissegundo entre eventos;

• Os relés de interposição deverão ser compatíveis com a resolução acima especificada;

• As seguintes indicações de estado deverão ser coletadas e transferidas para os centros de

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VISTO _{Fl. 113 de 781}

- Posição de todas as chaves e disjuntores utilizados para a conexão de todos os equipamentos, incluindo-se chaves de aterramento e de “by pass”;

- Indicação de atuação dos disjuntores pela proteção ou por ação do operador; - Relês de bloqueio;

Nota: As indicações de estado de chaves não precisam ser coletadas com selo de tempo.

c) Cada unidade de aquisição e controle (UAC) deverá ter um relógio e calendário interno para prover precisamente o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cada operação de registro de variação de estado. Estes relógios internos devem possuir circuitos de sincronismo a partir de um sinal com data absoluta obtida de um sistema GPS, sistema este incluído no objeto deste edital, de forma a garantir que a supervisão e controle das diversas instalações seja feita dentro de uma mesma base de tempo. O sistema deverá ser projetado de forma que a exatidão seja melhor que 1 milissegundo.

d) Todas as telemedições e indicações de estado deverão ter indicadores de qualidade do dado relativo à coleta do dado e relativo às condições de supervisão local (dado inválido na origem, dado sem atualização na última varredura da remota, etc).

e) Exceto quando explicitamente dito em contrário, todas as informações transferidas aos centros de operação dos Agentes citados neste item de sistemas de supervisão e controle, devem estar em valor de engenharia, correspondentes aos dados coletados nas instalações, não sendo aceitável qualquer outro tipo de processamento prévio.

f) Quando, caso a caso, acordado algum processamento prévio, as informações deverão dispor de indicadores de qualidade informando, pelo menos:

• Indicação de entrada manual pelo operador da instalação ou do centro de operação da

TRANSMISSORA, conforme apropriado;

• Indicação de ponto desativado pelo operador da instalação ou do centro de operação da

TRANSMISSORA, conforme apropriado. g) Informações para o seqüenciamento de eventos:

• Resolução e exatidão

• Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de armazenar

informações para o seqüenciamento de eventos com uma resolução entre eventos menor ou igual a 5 milissegundos. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento deverá ser melhor que 1 milissegundo, tendo por base o GPS e devendo ser considerados todos os tipos de atuação a serem definidos durante a execução do projeto executivo.

• Conjunto de Informações

Sempre que o equipamento dispor das proteções abaixo citadas, as seguintes informações, armazenadas pelos sistemas de supervisão e controle das instalações quando da ocorrência de perturbações, deverão ser transferidas ao COSR-S e ELETROSUL, conforme apropriado, contendo o instante da atuação do evento, sendo que pontos adicionais poderão ser incluídos durante desenvolvimento do projeto executivo. - Linha de Transmissão:

°

Partida da proteção principal de fase (por fase);