ANEXO 6I
LOTE I
INSTALAÇÃO DE TRANSMISSÃO
LT 500KV XINGU – PARAUAPEBAS C1 E C2
LT 500KV PARAUAPEBAS – MIRACEMA C1 E
C2
LT 500KV PARAUAPEBAS – ITACAIÚNAS
SE 500KV PARAUAPEBAS
CARACTERÍSTICAS
E
REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS
DAS
ÍNDICE
1.
DESCRIÇÃO ... 8
1.1. DESCRIÇÃO GERAL ... 8
1.2. CONFIGURAÇÃO BÁSICA ... 8
1.3. DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS ...10
1.4. REQUISITOS GERAIS ...10
1.5. REQUISITOS TÉCNICOS NO CASO DE SECCIONAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO ....11
2.
LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA ... 12
2.1. REQUISITOS GERAIS ...12
2.2. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS ...12
2.2.1. PARÂMETROS ELÉTRICOS ...12
2.2.2. CAPACIDADE DE CORRENTE ...12
2.2.3. REQUISITOS ELÉTRICOS ...13
2.2.4. REQUISITOS MECÂNICOS ...18
2.2.5. REQUISITOS ELETROMECÂNICOS ...21
3.
LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE
SUBTERRÂNEA – LTAS ... 21
4.
LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA – LTS ... 21
5.
SUBESTAÇÕES ... 22
5.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS ...22
5.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ...24
5.3. CAPACIDADE DE CORRENTE ...24 5.4. SUPORTABILIDADE ...26 5.5. EFEITOS DE CAMPOS ...27 5.6. INSTALAÇÕES ABRIGADAS ...27
6.
EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO ... 28
6.1. DISJUNTORES ...286.2. SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO ...29
6.3. PARA-RAIOS ...29
6.4. TRANSFORMADORES DE CORRENTE E POTENCIAL ...30
6.6. TRANSFORMADOR DEFASADOR ...30
6.7. REATORES EM DERIVAÇÃO ...30
6.8. TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO ...32
6.9. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE ...32
6.10. BANCO DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ...33
6.11. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS - CER ...34
6.12. COMPENSADOR SÍNCRONO ...34
6.13. EQUIPAMENTOS LOCALIZADOS EM ENTRADAS DE LINHA ...34
6.13.1. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA EM VAZIO ...34
6.13.2. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA SOB CARGA EM TERMINAIS COM CAPACITORES SÉRIE ...34
7.
SISTEMAS DE PROTEÇÃO ... 35
7.1. DEFINIÇÕES BÁSICAS ...35
7.2. REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES ...36
7.3. REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO ...36
7.4. LINHA DE TRANSMISSÃO ...37
7.4.1. GERAL ...37
7.4.2. COMPATIBILIZAÇÃO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO 39 7.4.3. LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV ...39
7.4.4. LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL DE 230 KV ...40
7.4.5. LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU INFERIOR A 138 KV ...40
7.4.6. ESQUEMAS DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO ...40
7.4.7. FUNÇÃO PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO ...41
7.5. REQUISITOS PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO MANUAL. ...41
7.6. TRANSFORMADORES OU AUTOTRANSFORMADORES ...42
7.6.1. TRANSFORMADORES CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO NOMINAL É IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV ...42
7.6.2. TRANSFORMADORES OU AUTOTRANSFORMADORES CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO NOMINAL É 230 KV 42 7.7. TRANSFORMADORES DE ATERRAMENTO ...42
7.8. REATORES EM DERIVAÇÃO ...42
7.9. BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ...44
7.10. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE ...44
7.11. BANCOS DE FILTROS ...44
7.12. COMPENSADOR ESTÁTICO ...44
7.15. FALHA DE DISJUNTOR ...45
7.15.1. SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO ...46
8.
SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ... 49
8.1. INTRODUÇÃO ...49
8.2. REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES ...49
8.2.1. REQUISITOS GERAIS ...49
8.2.2. INTERLIGAÇÃO DE DADOS ...50
8.2.3. RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES ...52
8.3. REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À REDE DE OPERAÇÃO ...52
8.3.1. INTERLIGAÇÃO DE DADOS ...52
8.3.2. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA A SUPERVISÃO DO SISTEMA ELÉTRICO ...53
8.3.3. INFORMAÇÕES E TELECOMANDOS REQUERIDOS PARA O CONTROLE AUTOMÁTICO DE GERAÇÃO (CAG) 54 8.3.4. TELECOMANDOS REQUERIDOS PARA O CONTROLE AUTOMÁTICO DE TENSÃO ...55
8.3.5. REQUISITOS DE QUALIDADE DA INFORMAÇÃO ...56
8.4. REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS ...57
8.4.1. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS ...57
8.4.2. TRANSFORMADORES E AUTOTRANSFORMADORES: ...57
8.4.3. REATORES EM DERIVAÇÃO: ...58
8.4.4. BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO: ...58
8.4.5. LINHAS DE TRANSMISSÃO: ...58
8.4.6. BARRAMENTOS: ...59
8.4.7. COMPENSADORES SÍNCRONOS: ...60
8.4.8. COMPENSADORES ESTÁTICOS: ...60
8.4.9. DISJUNTORES: ...60
8.4.10. SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO –SEP(ECS,ECE E ERAC): ...61
8.4.11. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE: ...61
8.4.12. REQUISITOS DE QUALIDADE DOS EVENTOS ...61
8.5. ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS ...62
8.6. ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO. ...64
8.7. REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DA(S) INSTALAÇÃO(ÕES) (SUBESTAÇÃO(ÕES)) COMPARTILHADA(S) DA REDE DE OPERAÇÃO. ...64
8.8. AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ...65
8.8.1. GERAL ...65
8.8.2. CONCEITO DE INDISPONIBILIDADE DE RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ...66
8.8.3. CONCEITO DE QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ...66
8.9. REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ...67
8.9.1. REQUISITOS DE CADASTRAMENTO DE EQUIPAMENTOS ...67
9.
REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ... 70
9.1. REQUISITOS GERAIS ...70
9.2. REQUISITOS FUNCIONAIS ...70
9.3. REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES 71 9.4. REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ...71
9.4.1. TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV ...71
9.4.2. TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL INFERIOR A 345 KV ...72
9.4.3. BARRAMENTOS ...72
9.4.4. TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO NOMINAL É IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV ...72
9.4.5. TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO NOMINAL É INFERIOR A 345 KV 72 9.4.6. REATORES EM DERIVAÇÃO. ...72
9.4.7. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE ...73
9.4.8. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS (CER) ...73
9.4.9. BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ...73
9.4.10. COMPENSADORES SÍNCRONOS ...73
10.
REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ... 74
10.1. REQUISITOS GERAIS ...74 10.1.1. DISPONIBILIDADE ...74 10.1.2. QUALIDADE ...74 10.1.3. SISTEMA DE ENERGIA ...75 10.1.4. SUPERVISÃO ...75 10.1.5. INFRA-ESTRUTURA ...75 10.1.6. ÍNDICES DE QUALIDADE ...76 10.1.7. CONTATO TÉCNICO ...76
10.2. REQUISITOS TÉCNICOS DOS CANAIS PARA TELEPROTEÇÃO ...76
10.3. TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV ...77
10.4. TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO DE 230 E 138 KV ...77
10.5. REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ ...77
10.5.1. ENTRE SUBESTAÇÕES ADJACENTES ...77
10.5.2. COM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL ...78
10.5.3. SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL ...78
10.5.4. OUTROS ...79
10.6. REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS ...79
10.6.1. SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA SUPERVISÃO E CONTROLE ...79
10.6.2. COM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL ...79
10.6.3. SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL ...80
11.
DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS
DESTE ANEXO TÉCNICO ... 81
11.1. TENSÃO OPERATIVA ...81
11.2. SOBRETENSÃO ADMISSÍVEL PARA ESTUDOS A 60 HZ ...82
11.3. CRITERIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS A 60 HZ ...83
11.3.1. ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA ...83
11.3.2. ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ...83
11.3.3. REJEIÇÃO DE CARGA ...84
11.3.4. ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ...84
11.4. CRITÉRIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS DE MANOBRA ...85
11.4.1. ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ...85
11.4.2. RELIGAMENTO TRIPOLAR DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ...85
11.4.3. RELIGAMENTO MONOPOLAR ...86
11.4.4. REJEIÇÃO DE CARGA ...89
11.4.5. ESTUDOS DE TENSÃO DE RESTABELECIMENTO TRANSITÓRIA (TRT) ...90
11.4.6. ESTUDOS DE ENERGIZAÇÃO DE TRANSFORMADORES ...90
11.4.7. ESTUDOS DE MANOBRA DE BANCOS DE CAPACITORES ...90
11.4.8. MANOBRASDEFECHAMENTOEABERTURADESECCIONADORESESECCIONADORES DE ATERRAMENTO ...90
11.5. OUTROS ESTUDOS ...91
11.5.1. CAMPOSELÉTRICOSEMAGNÉTICOS ...91
11.5.2. ESTUDOS DE RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA ...91
11.5.3. ESTUDOSDEDIMENSIONAMENTODOSCOMPENSADORESESTÁTICOS ...91
11.5.4. ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DA COMPENSAÇÃO SÉRIE ...91
12.
REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO ... 93
13.
DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO ... 94
13.1. RELATÓRIOS DE ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ...94
13.1.1. ESTUDOS (RELATÓRIOS R1 E R2) ...94
13.1.2. MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO (RELATÓRIOS R3) ...94
13.1.3. CARACTERÍSTICAS DOS EQUIPAMENTOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES (RELATÓRIOS R4) ...94
14.
DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ... 95
14.1. ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA ...95
14.2. PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES ...96
14.3. PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ...96
14.4. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ...97
14.5. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE ...97
14.6. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO ...98
14.8. PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO ...99
15.
CRONOGRAMA ... 99
1. DESCRIÇÃO
1.1. DESCRIÇÃO GERAL
Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos das seguintes instalações: LT 500kV Xingu – Parauapebas C1 e C2 ; LT 500kV Parauapebas – Miracema C1 e C2; LT 500kV Parauapebas – Itacaiúnas; e SE 500kV Parauapebas, as quais passarão a integrar a Rede Básica do SIN – Sistema Interligado Nacional.
1.2. CONFIGURAÇÃO BÁSICA
A configuração básica é caracterizada pelas instalações listadas nas Tabelas 1.2.1 e 1.2.2 a seguir.
Tabela 1.2.1 – Obras de linhas de transmissão
ORIGEM DESTINO CIRCUITO TENSÃO [kV] km
Xingu Parauapebas C1- Simples 500 414
Xingu Parauapebas C2 - Simples 500 414
Parauapebas Miracema C1 - Simples 500 409
Parauapebas Miracema C2- Simples 500 409
Parauapebas Itacaiúnas C1 - Simples 500 115
Nota: As extensões de linhas de transmissão tomaram por base os valores elencados nos relatórios R3.
Tabela 1.2.2 – Obras de subestações
SUBESTAÇÃO kV EQUIPAMENTO
Xingu 500
1 Módulo de Infraestrutura Geral
2 Módulos de Entrada de Linha – EL – DJM 1 Módulos de Interligação de Barras – IB – DJM 2 Módulos Seccionadores de Barras com Disjuntor
7 Reatores de Linha Monofásicos de 100 Mvar (1 e 2) cada para Parauapebas
C1 e C2.
2 Módulos de Conexão de Reator de Linha sem Disjuntor
Parauapebas 500
1 Módulo de Infraestrutura Geral
5 Módulos de Entrada de Linha – EL – DJM 4 Módulos de Interligação de Barras – IB – DJM 7 Reatores de Barra Monofásicos de 60 Mvar (1)
2 Módulos de Conexão de Reator de Barra - DJM
7 Reatores de Linha Monofásicos de 100 Mvar (1 e 2) cada para Xingu C1 e
C2
7 Reatores de Linha Monofásicos de 100 Mvar (1 e 2) cada para Miracema C1
e C2.
4 Módulos de Conexão de Reator de Linha sem Disjuntor 2 Compensações Série 23,3% (3) para Xingu
2 Compensações Série 40% (3) para Miracema 4 Conexões de Compensação Série
Miracema 500
2 Módulos de Entrada de Linha – EL – DJM 2 Módulos de Interligação de Barras – IB – DJM
7 Reatores de Linha Monofásicos de 100 Mvar (1 e 2) para Parauapebas C1 e
SUBESTAÇÃO kV EQUIPAMENTO
2 Módulos de Conexão de Reator de Linha sem Disjuntor 2 Compensações Série 23,3% (3) para Parauapebas 2 Conexões de Compensação Série
Itacaiúnas 500 1 Módulo de Entrada de Linha – EL – DJM 1 Módulo de Interligação de Barras – IB – DJM Legenda:
- DJM – Disjuntor e Meio Nota:
(1) A TRANSMISSORA deverá verificar, para o projeto de linha de transmissão adotado, se os reatores estão adequados para a operação do sistema na faixa de frequência entre 56 Hz e 66 Hz.
(2) Todos os reatores de linha deverão contar com reatores de neutro.
(3) Para o dimensionamento da capacidade real, em Mvar, da compensação série, deverão ser levados em conta os parâmetros da linha advindos da estrutura a ser efetivamente adotada na linha, bem como seu comprimento real.
A configuração básica supracitada constitui-se na alternativa de referência. Os requisitos técnicos deste ANEXO 6I 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 das compensações reativas série e derivação das linhas de transmissão deve ser definido de forma que o conjunto formado pelas linhas e suas compensações atendam aos requisitos constantes do item 13.1.1 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;
A TRANSMISSORA deverá implantar a subestação Parauapebas observando a localização recomendada na Diretriz de Referência dos estudos de Planejamento, preservando a alternativa de menor custo global. A TRANSMISSORA poderá propor alterações dessa localização, mantendo proximidade ao ponto indicado, mediante justificativa técnica a ser submetida junto com o Projeto Básico para aprovação da ANEEL.
Figura 1.2.1 – Diagrama unifilar simplificado geral deste lote I
A Figura 1.2.1 mostra simplificadamente a disposição física dos vãos de linha e equipamentos a ser utilizada neste lote.
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 13.1 deste ANEXO 6I.
Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE e 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 13.1 deste ANEXO 6I.
1.4. REQUISITOS GERAIS
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 6I e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reservas.
1.5. REQUISITOS TÉCNICOS NO CASO DE SECCIONAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO
2. LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA
2.1. REQUISITOS GERAIS
Os requisitos mínimos aqui apresentados são válidos para toda a LT, exceto quando houver necessidade de especificar requisitos especiais aplicados aos trechos contendo grandes travessias de rio, travessias sobre florestas com restrição de corte de árvores, locais onde existem restrições à abertura da faixa de segurança e regiões alagadas com dificuldades construtivas. Nas grandes travessias de rio, considerando que a TRANSMISSORA opte pela instalação de cabos aéreos, os requisitos especiais são aplicados aos trechos compreendidos entre estruturas de ancoragem terminais, com tracionamento diferenciado do cabo condutor, ou seja, que utiliza cabo nu com características mecânicas especiais.
Caso a TRANSMISSORA adote outra solução que não seja aérea, nas grandes travessias de rio, os requisitos especiais são aplicados também aos equipamentos terminais e instalações especiais necessários à continuidade do circuito. Neste caso, deve ser demonstrado que a solução adotada possui capacidade de corrente, desempenho e confiabilidade igual ou superior à instalação com cabos aéreos.
Nas proximidades da Subestação Xingu, deverá ser respeitado o vão livre entre as Linhas de Transmissão Xingu – Parauapebas C1 e C2 até a conexão destas linhas de transmissão ao barramento de 500 kV da Subestação Xingu, de forma a viabilizar a implantação do Bipolo 1 de Corrente Contínua e seu respectivo banco de filtros.
2.2. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS
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 13.
2.2.2. CAPACIDADE DE CORRENTE
A(s) linha(s) ou trecho(s) de linha de transmissão deve(m) ter capacidades operativas de longa e de curta duração não inferiores aos valores indicados na Tabela 2.2.2.1.
TABELA 2.2.2.1-CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA E DE CURTA DURAÇÃO
Linha de transmissão Longa duração (A) Curta duração (A)
Xingu – Parauapebas C1 4780 6020
Xingu – Parauapebas C2 4780 6020
Parauapebas - Miracema C1 4780 6020
Parauapebas - Miracema C2 4780 6020
Parauapebas - Itacaiúnas 3375 4150
2.2.3. REQUISITOS ELÉTRICOS
2.2.3.1. DEFINIÇÃO DA FLECHA MÁXIMA DOS CONDUTORES
As linhas de transmissão 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.
(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.
2.2.3.2. 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 comprovadamente mais favoráveis referidas no item 2.2.3.1. Deverão ser atendidas, também, as prescrições das normas de dimensionamento e ensaios de ferragens eletrotécnicas de linhas de transmissão, em especial à norma NBR 7095 da ABNT, ou sua sucessora.
2.2.3.3. CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS
(a) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para o dimensionamento dos novos cabos para-raios da linha de transmissão em projeto.
O dimensionamento dos cabos para-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 2.2.3.3.1. 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 2.2.3.3.1 – Corrente(s) de curto-circuito na(s) SE(s) terminal(is) para o dimensionamento dos cabos para-raios de nova LTA ou novo(s) trecho(s) de LTA em projeto
Linha ou trecho(s) de linha de
transmissão Subestação(ões) terminal(is) Nível de tensão do barramento de referência
Valor de corrente de curto-circuito
fase-terra (kA)
Xingu – Parauapebas C1 e C2 Xingu 500 63
Xingu – Parauapebas C1 e C2 Parauapebas 500 50
Parauapebas - Miracema C1 e C2 Parauapebas e
Miracema 500 50
Parauapebas - Itacaiúnas Parauapebas 500 50
Parauapebas - Itacaiúnas Itacaiúnas 500 63
2.2.3.4. APLICAÇÃO DE CABOS PARA-RAIOS COM FIBRA ÓTICA – OPGW
A aplicação de cabos para-raios com fibra ótica em linhas de transmissão deve ser feita com base nas seguintes regras:
(a) No caso de nova linha de transmissão
As novas linhas de transmissão devem ser projetadas com pelo menos um cabo para-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 para-raios com fibra ótica com confiabilidade e capacidade de transmissão de dados iguais ou superiores a do cabo existente.
(c) No caso de linha de transmissão existente, a ser seccionada, que não possuir OPGW
trecho(s) de linha de transmissão, entre o ponto de seccionamento da linha existente e a nova subestação terminal, já deve(m) ser projetado(s) com OPGW.
2.2.3.5. PERDA JOULE NOS CABOS CONDUTORES E PARA-RAIOS
A resistência de sequencia positiva por unidade de comprimento da linha ou dos trechos de linha de transmissão deve ser igual ou inferior a da configuração básica, conforme indicado na Tabela 2.2.3.5.1.
Tabela 2.2.3.5.1 – Resistência de sequência positiva da linha por unidade de comprimento (Ω/km) Linha ou trecho(s) de linha de
transmissão Temperatura de referência (°C) positiva da linha por unidade Resistência de sequência de comprimento (Ω/km) Xingu – Parauapebas C1 50 0,0141 Xingu – Parauapebas C2 50 0,0141 Parauapebas - Miracema C1 50 0,0141 Parauapebas - Miracema C2 50 0,0141 Parauapebas - Itacaiúnas 50 0.0174
A perda Joule nos cabos para-raios deve ser inferior a 5% das perdas no cabo condutor para qualquer condição de operação.
2.2.3.6. 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, o desequilíbrio de tensão de sequencia negativa e zero deve estar limitado a 1,5% em vazio e a plena carga.
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.
2.2.3.7. TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA
A tensão máxima operativa da linha de transmissão para a classe de tensão correspondente está indicada na Tabela 2.2.3.7.1.
Tabela 2.2.3.7.1 – Tensão máxima operativa
Classe de tensão [kV] Tensão máxima operativa [kV]
69 72,5
88 92,4
Classe de tensão [kV] Tensão máxima operativa [kV] 345 362 440 460 500 550 525 550 765 800 2.2.3.8. 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.
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 (cinquenta) 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.
Para qualquer topologia de terreno na faixa de segurança, especificamente quando há perfil lateral inclinado (em aclive).
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 2.2.3.8.1.
Manobra Risco de falha (adimensional) Fase-terra Fase-fase
Energização 10 – 3 10 – 4
Religamento 10 – 2 10 – 3
Desempenho a descargas atmosféricas
O número total de desligamentos por descargas atmosféricas da linha de transmissão, para a configuração de cabos para-raios adotada, deve ser inferior ou, no máximo, igual àqueles indicados na Tabela 2.2.3.8.2:
Tabela 2.2.3.8.2 – Número mínimo de cabos para-raios por estrutura e desempenho da LTA frente a descargas atmosféricas
Classe de tensão [kV]
Número mínimo de cabos para-raios por
estrutura
esligamentos de um circuito por 100 km por ano
Devido à falha de
blindagem Total
≥ 345 2 ≤10-2 ≤1
230 2 ≤10-2 ≤2
As estruturas deverão ser dimensionadas com pelo menos dois cabos para-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.
2.2.3.9. EMISSÃO ELETROMAGNÉTICA
Os efeitos tratados nas alíneas (a) a (c) devem ser verificados à tensão máxima operativa da linha indicada na Tabela 2.2.3.7.1.
(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 névoa de 4 (quatro) horas de duração; ou durante os primeiros 15 (quinze) minutos após a ocorrência de chuva.
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.
2.2.3.10. 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 LTA, 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 existente(s) da Rede Básica. Seguem, abaixo, as informações mínimas da(s) LTA em cruzamento a serem prestadas pelo agente:
(a) Identificação com as SEs terminais do trecho em questão. (b) Tensão nominal.
(c) Número de circuitos.
(d) Disposição das fases (horizontal, vertical, triangular etc).
Nos casos relacionados a seguir, de cruzamento da LTA em projeto com outra(s) LTA 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.
(b) Quando a tensão nominal da LTA em projeto for menor que a da LTA existente.
2.2.4. REQUISITOS MECÂNICOS
2.2.4.1. CONFIABILIDADE
O projeto mecânico da linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60.826 –
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 250 anos para linha de transmissão de tensão nominal superior a 230 kV. Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 150 anos para linha de transmissão de tensão nominal igual ou inferior a 230 kV
2.2.4.2. PARÂMETROS DE VENTO
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) 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 2.2.4.1, 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.
2.2.4.3. 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 2.2.4.1, 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 fadiga ao longo da vida útil da linha de transmissão conforme será abordado no item 2.2.4.4.
(c) Estado de referência
A distância mínima ao solo do condutor (clearance) deve ser verificada sem considerar a pressão de vento atuante.
2.2.4.4. FADIGA MECÂNICA DOS CABOS
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.
2.2.4.5. 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.
2.2.4.6. 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 científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo. Tal determinação deve ser realizada a partir das seguintes etapas:
Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da linha com a consequente 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, seja no aspecto de sensibilidade, de expansibilidade e colapsividade, levando-se em conta a sazonalidade.
2.2.5. REQUISITOS ELETROMECÂNICOS
2.2.5.1. DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
Os cabos para-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 para-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 para-raios estão isentas deste requisito.
2.2.5.2. 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 mesma.
2.2.5.3. 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.
3. LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE SUBTERRÂNEA – LTAS
Não se aplica.
4. LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA – LTS
5. SUBESTAÇÕES
5.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS
A TRANSMISSORA deve desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição das características e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que os mesmos serão conectados ao sistema existente.
Todos os equipamentos devem ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado.
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 13. 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 às subestações Xingu, Miracema e Itacaiúnas deverá observar os critérios e requisitos básicos da subestação, bem como providenciar as obras de infraestrutura 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 infraestrutura construída como, por exemplo, reposição de britas. Na subestação Parauapebas, deverão ser realizadas todas as obras de infraestrutura, 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 e outros.
A área mínima a ser considerada para a subestação Parauapebas é de 490.000 m² (quatrocentos e noventa mil metros quadrados), devendo contemplar espaço suficiente para as futuras ampliações descritas nos relatórios mencionados nos itens 13.1, 13.2 e 13.3, sendo que no sentido do corredor da linha, este terreno deverá ter dimensão não inferior a 700 metros.
Deverá ser previsto espaço adicional, externo e contíguo à casa de comando da TRANSMISSORA nas SEs Xingu e Parauapebas, 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.
A C a A m c i A s – E A s c L D M A Transmiss Corrente Con a viabilização A área mínim milhão de m contemplar e itens 13.1, 13 Figura A configuraç seguir o arra – Opção 1 d Equipamento A Transmiss ser submetid concordância Leilão nº 001 Devem ser o Miracema e sora deverá ntínua 1 e 2, o futura dest ma a ser ad metros quad espaço suficie 3.2 e 13.3. A a 5.1.1 – Áre ção da cone anjo proposto de Expansão os e Barrame ora poderá p da para apr a com a Tra 1/2013, nesta observados o Itacaiúnas, c considerar a assim como as obras. dquirida para rados), com ente para as A figura 5.1.1 ea mínima a xão na SE o na planta A do R4 – Re entos 500 kV propor config rovação da nsmissora re a subestação os critérios e conforme esp as expansõe o de seus res a a expansã m medidas a s futuras amp descreve as ser consider Itacaiúnas d ATEIII.DS.S2 eferência R1 V da SE Itaca guração alter ANEEL na esponsável p o. e requisitos b pecificados n s futuras da spectivos ban o da subest aproximadas pliações desc s dimensões. rada para aq da LT 500 kV .32.0007.A0 EPE-DEE-R aiúnas, conti rnativa da co etapa do p pela implanta básicos das os documen SE Xingu a ncos de filtro ação Xingu de 1.000 m critas nos rela
O Módulo Geral é composto pelos custos diretos de: terreno, cercas, terraplenagem, drenagem, grama, embritamento, arruamento, iluminação do pátio, proteção incêndio, sistema abastecimento de água, sistema de esgoto, malha de terra, canaletas principais, acessos, edificações, serviço auxiliar, área industrial, sistema de ventilação e ar condicionado, sistema de comunicação, sistema de ar comprimido e canteiro de obras.
Os Serviços auxiliares, sistema de água, sistema de incêndio, edificações da subestação (casa de comando, casa de relés, guaritas), acesso, área industrial, sistema de ventilação e ar condicionado, sistema de comunicação, e canteiro de obras podem ser compartilhados com outra(s) transmissora(s), não havendo impedimento que a transmissora atenda as suas necessidades de forma autônoma, observando sempre a adequada prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica, Cláusula Terceira do Contrato de Concessão.
5.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES
Todas as novas conexões em 500kV objeto deste lote I do Edital de Leilão de Transmissão nº 001/2013 deverão possuir a configuração disjuntor e meio.
A seguir serão descritos os arranjos das subestações envolvidas no lote I do Edital de Transmissão nº 001/2013.
Subestação Xingu: operada pela Linhas de Xingu Transmissora de Energia - LXTE, possui o setor de 500kV. A expansão deverá ter terreno contíguo a subestação existente com área suficiente para atender ao arranjo proposto na figura 1.2.1, incluindo a área para implantação dos Bipolos de Corrente Contínua 1 e 2 e seus respectivos bancos de filtros, além das entradas de linha das conexões da UHE Belo Monte. Todas as conexões no setor de 500kV deverão ser do tipo disjuntor e meio.
Subestação Parauapebas: nova, deverá ter terreno suficiente para, no mínimo, mais o número de entradas de linha, conexões e equipamentos indicados na tabela 1.2.2, 3 bancos de transformadores 500/230kV e pátio de 230 kV. Todas as conexões no setor de 500kV deverão ser do tipo disjuntor e meio.
Subestação Miracema: operada pela Centrais Elétricas do Norte do Brasil - Eletrobrás Eletronorte, possui os setores de 500kV, 138kV e 13,8kV. O setor de 500kV possui arranjo tipo barramento disjuntor e meio; o setor de 138kV possui arranjo tipo barramento principal e transferência; o setor de 13,8kV possui arranjo tipo barramento simples com seccionamento por disjuntor, com os barramentos dispostos em cubículos blindados.
Subestação Itacaiúnas: operada pela ATE III Transmissora de Energia S.A., possui os setores de 500kV, 230kV e 13,8kV. O setor de 500kV possui a configuração disjuntor e meio.
5.3. CAPACIDADE DE CORRENTE
(a) Corrente em regime Permanente
das subestações existentes de 500 kV Miracema e Itacaiúnas. No caso de subestação existente, se a máxima corrente verificada for inferior à capacidade do barramento, o trecho de barramento associado a esse empreendimento deve ser compatível com o existente. Para a SE Xingu esse valor não deve ser inferior a 5.000 A e deverá ser levado em consideração a configuração final com todas as instalações existentes da SE Xingu e as futuras conexões da UHE Belo Monte e dos Bipolos 1 e 2 de Corrente Contínua, além das entradas de linha objeto deste lote. Caso esse valor não seja compatível, se a máxima corrente verificada for inferior à capacidade do barramento, a TRANSMISSORA deverá indicar nos estudos do item 14 a necessidade de adequação dos barramentos existentes. A TRANSMISSORA deve informar a capacidade de corrente dos barramentos, para todos os níveis, rígidos ou flexíveis, para a temperatura de projeto.
Para o dimensionamento da corrente nominal dos equipamentos (disjuntores, seccionadoras, TCs e bobina de bloqueio) a TRANSMISSORA deve identificar as correntes máximas a que poderão ser submetidos, desde a data de entrada em operação até o ano horizonte de planejamento, por meio dos estudos de fluxo de potência descritos no item 11 deste anexo técnico.
A corrente nominal dos equipamentos de vãos de linha não deve ser inferior a 4.000 A. A corrente nominal dos equipamentos de vãos de transformadores, reatores etc., deve ser no mínimo igual a máxima corrente de sobrecarga admissível nestes equipamentos.
A corrente nominal dos equipamentos do vão interligador de barras (disjuntor, seccionadoras e TCs, nos arranjos de barramentos BD4 ou 5 chaves e BPT) deve ser, no mínimo, igual ao maior valor dentre as correntes determinadas para os demais vãos.
Para os equipamentos utilizados nos arranjos de barramento DJM, Anel e BD duplo disjuntor a determinação da corrente nominal de seus equipamentos deve também considerar as indisponibilidades de equipamentos, pertencentes ou não a este empreendimento, pois estas podem submeter os equipamentos remanescentes a valores de correntes ainda mais elevados que os determinados para a linha, transformador, reator, etc. O valor da corrente nominal desses equipamentos não deve ser inferior a 4.000 A. (b) Capacidade de curto-circuito
Os equipamentos e demais instalações das subestações Xingu e Itacaiúnas devem suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir:
Corrente de curto-circuito nominal: 63 kA
Valor de crista da corrente suportável nominal: 163,8 kA (fator de assimetria de 2,6) Os equipamentos e demais instalações das subestações Parauapebas e Miracema devem suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir:
Corrente de curto-circuito nominal: 50 kA
Ressalta-se que o atendimento a fatores de assimetria superiores àqueles acima definidos pode ser necessário em função dos resultados dos estudos, considerando inclusive o ano horizonte de planejamento, a serem realizados pela TRANSMISSORA, conforme descrito no item 11 desse anexo técnico.
(c) Sistema de Aterramento
O projeto das subestações deve atender ao critério de um sistema solidamente aterrado.
5.4. SUPORTABILIDADE
Tensão em regime permanente
O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos para a condição de operação em regime permanente deve considerar os valores de tensão da tabela a seguir.
TABELA .5.4.1 –CONDIÇÃO DE OPERAÇÃO EM REGIME PERMANENTE
TENSÃO NOMINAL DO SISTEMA
(kV) TENSÃO NOMINAL DOS EQUIPAMENTOS (kV)
13,8 15 34,5 38 69 72,5 88 (*) 92,4 138 145 230 245 345 362 440 (*) 460 500 ou 525 550 765 800
(*) valores não padronizados pela ABNT
O dimensionamento dos equipamentos conectados às extremidades das linhas de transmissão deve observar o disposto no item 6.13.
Isolamento sob poluição
As instalações devem ser isoladas de forma a atender, sobretensão operativa máxima, às características de poluição da região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815
– Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions.
Proteção contra descargas atmosféricas
O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deve ser dimensionado de forma a assegurar um risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 anos.
Além disso, deve-se assegurar que não haja falha de blindagem nas instalações para correntes superiores a 2 kA.
5.5. EFEITOS DE CAMPOS
(a) Efeito corona
Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não devem apresentar efeito corona visual em 90% do tempo para as condições atmosféricas predominantes na região da subestação. A tensão mínima fase-terra eficaz para início e extinção de corona visual a ser considerada no projeto para os pátios são as seguintes:
Tabela 5.5.1 – Tensão mínima para início e extinção de corona visual.
Tensão nominal (kV) Tensão mínima (kV fase – terra eficaz)
765 536 500 ou 525 350 440 308 345 242 230 161 (b) Rádio interferência
O valor da tensão de rádio interferência externa à subestação não deve exceder 2.500 V/m a 1.000 kHz, com 1,1 vezes a tensão nominal do sistema.
(c) Campo elétrico
Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de março de 2010.
(d) Campo magnético
Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de março de 2010.
5.6. INSTALAÇÕES ABRIGADAS
Todos os instrumentos, painéis e demais equipamentos dos sistemas de proteção, comando, supervisão e telecomunicação devem ser abrigados e projetados segundo as normas aplicáveis, de forma a garantir o perfeito desempenho destes sistemas e sua proteção contra desgastes prematuros.
6. EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO
6.1. DISJUNTORES
(a) O ciclo de operação dos disjuntores deve atender aos requisitos das normas aplicáveis. (b) O tempo máximo de interrupção para disjuntores classe de tensão de 550 kV e 362 kV deve
ser de 2 ciclos e, para os disjuntores classe de 245 kV, 145 kV e 72,5 kV deve ser de 3 ciclos para a frequência de 60 Hz.
(c) A corrente nominal do disjuntor deve ser compatível com a máxima corrente possível na indisponibilidade de um outro disjuntor, no mesmo bay ou em bay vizinho, pertencente ou não a este empreendimento, para os cenários previstos pelo planejamento e pela operação. (d) Os disjuntores devem ser dimensionados respeitando os valores mínimos de corrente de
curto- circuito nominal (corrente simétrica de curto-circuito) e valor de crista da corrente suportável nominal (corrente assimétrica de curto-circuito) dispostos no item 5.3 (b). Relações de assimetria superiores a indicada no item 5.3 (b) poderão ser necessárias, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 11 deste anexo técnico.
(e) Os disjuntores devem ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de discrepância de polos e acionamento monopolar. O ciclo de operação nominal deve ser compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar e monopolar. Para disjuntores em níveis de tensão iguais ou inferiores a 138 kV, não se aplicam acionamento e religamento automático monopolar, podendo o acionamento ser tripolar. (f) Caberá à nova TRANSMISSORA fornecer disjuntores com resistores de pré-inserção ou
com mecanismos de fechamento ou abertura controlados, quando necessário.
(g) Os disjuntores devem ser especificados para operar quando submetidos às solicitações de manobra determinadas nos estudos previstos no item 11.
(h) Os disjuntores que manobrarem linhas a vazio devem ser especificados como de “baixíssima probabilidade de reacendimento de arco”, classe C2, conforme norma IEC 62271-100.
(i) Os requisitos mínimos para o disjuntor na manobra de linha a vazio devem levar em conta o valor eficaz da tensão fase-fase da rede de 770 kV à frequência de 60 Hz, para os disjuntores dos pátios de 500 kV. Os correspondentes valores para os pátios de 345 kV é de 507 kV, 230 kV é de 339 kV, 138 kV é de 203 kV e 69 kV é de 102 kV à frequência de 60 Hz. Valores superiores a estes podem ser necessários, caso os estudos definidos no item 11 assim o determinem.
(j) Os disjuntores que manobrem banco de capacitores em derivação devem ser do tipo de “baixíssima probabilidade de reacendimento de arco”, classe C2 conforme norma IEC 62271-100. Caso os estudos de manobra especificados no item 11 indiquem a necessidade de adoção de chaveamento controlado ou resistores de pré-inserção, os disjuntores deverão ser equipados com estes dispositivos.
tempo a ser especificada para o disjuntor. Isto se deve à possibilidade de elevada assimetria da corrente de curto-circuito suprida por geradores.
(l) Capacidade de manobrar outros equipamentos / linhas de transmissão existentes na subestação onde estão instalados, em caso de faltas nesses equipamentos seguidas de falha do referido disjuntor, considerando inclusive disjuntor em manutenção.
(m) Capacidade de manobrar a linha de transmissão licitada em conjunto com o(s) equipamento(s) / linha(s) de transmissão a elas conectadas em subestações adjacentes, em caso de falta no equipamento / linha de transmissão da subestação adjacente, seguido de falha do respectivo disjuntor.
(n) Os disjuntores utilizados na manobra de reatores em derivação devem ser capazes de abrir pequenas correntes indutivas e ser especificados com dispositivos de manobra controlada. (o) Nos casos em que forem utilizados mecanismos de fechamento ou abertura controlados
devem ser especificados a dispersão máxima dos tempos médios de fechamento ou de abertura, compatíveis com as necessidades de precisão da manobra controlada.
(p) Os disjuntores devem ser especificados com fator de primeiro pólo de 1,5.
6.2. SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO
Estes equipamentos devem atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas no item 11.4.8.
As seccionadoras devem ser especificadas com, pelo menos, a mesma corrente nominal utilizada pelos disjuntores deste empreendimento, aos quais estejam associadas.
A TRANSMISSORA deve especificar o valor de crista da corrente suportável nominal (corrente de curto-circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta duração (corrente de curto simétrica) respeitando os valores mínimos dispostos no item 5.3 (b).
Fatores de assimetria superiores ao indicado em 5.3 (b) poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos nos item 11 deste anexo técnico.
As lâminas de terra e chaves de aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 62271-102. Caso os estudos transitórios identifiquem valores superiores aos normalizados, as lâminas de aterramento deverão ser especificadas para atender a estas solicitações.
Esses equipamentos devem ser dimensionados considerando a relação X/R do ponto do sistema onde serão instalados.
6.3. PARA-RAIOS
Os para-raios devem ser especificados com uma capacidade de dissipação de energia suficiente para fazer frente a todas as solicitações identificadas nos estudos descritos no item 11 deste anexo técnico.
A TRANSMISSORA deverá informar, ainda na fase de projeto básico, em caso de indisponibilidade dos dados finais do fornecimento, os valores de catálogo da família do para-raios escolhido para posterior utilização no empreendimento.
6.4. TRANSFORMADORES DE CORRENTE E POTENCIAL
As características dos transformadores de corrente e potencial, como: número de secundários, relações de transformação, carga, exatidão, etc., devem satisfazer as necessidades dos sistemas de proteção e de medição das grandezas elétricas e medição de faturamento, quando aplicável. Os transformadores de corrente devem ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e os de potencial devem ter enrolamentos secundários individuais e serem próprios para instalação externa.
Os núcleos de proteção dos transformadores de corrente devem possuir classe de desempenho TPY ou TPZ, conforme estabelecido na Norma IEC 60.044-6 1992 (Instrument transformers - part
6: Requirements for protective current transformers for transient performance), considerando a
constante de tempo primária (relação X/R) do ponto de instalação e o ciclo de religamento previsto, para que esses núcleos não saturem durante curtos-circuitos e religamentos rápidos. A TRANSMISSORA deve especificar transformadores de corrente com o valor de crista da corrente suportável nominal (corrente de curto-circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta duração (corrente de curto simétrica) que respeitem o disposto no item 5.3 (b). Fatores de assimetria superiores ao indicado em 5.3 (b) poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 11 deste anexo técnico.
6.5. UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA
Não se aplica.
6.6. TRANSFORMADOR DEFASADOR
Não se aplica.
6.7. REATORES EM DERIVAÇÃO
(a) Tolerâncias
Serão admitidas as seguintes tolerâncias do reator:
Impedância: 2% por fase em relação ao valor especificado e não devendo afastar-se 1% do valor médio medido das três faafastar-ses das unidades;
(b) Esquemas de Aterramento
Os bancos de reatores poderão considerar os seguintes esquemas de aterramento: Estrela solidamente aterrada;
Caso seja necessário o uso de impedância de aterramento, o isolamento do neutro do reator deve ser dimensionado considerando esse equipamento.
(c) Perdas
Para reatores em derivação trifásicos ou monofásicos de potência nominal igual ou superior a 5 Mvar e de tensão nominal do enrolamento de alta tensão igual ou superior a 230 kV, as perdas totais máximas, à tensão e frequência nominais, devem atender à Tabela 6.7.1 abaixo
TABELA 6.7.1–PERDAS PARA REATORES EM DERIVAÇÃO TRIFÁSICOS OU MONOFÁSICOS
Perdas totais máximas para reatores em derivação trifásicos ou monofásicos com tensão nominal ≥ 230 kV
Perdas em porcentagem da potencia nominal
Potência Nominal (Pn) Perdas Máximas
5 ≤ Pn < 10 Mvar 0,70 %
10 Pn < 15 Mvar 0,60 %
15 Pn < 20 Mvar 0,50 %
20 Pn < 30 Mvar 0,40 %
Pn 30 Mvar 0,30 %
Nota: Perdas totais na tensão e frequência nominais. (d) Suportabilidade a Sobretensões
O equipamento deve ser capaz de suportar os níveis de sobretensões transitórias e temporárias definidos pelos estudos de sistema.
O dimensionamento dos reatores, em especial os de linha, deverá considerar a possibilidade de sobretensões em regime normal de operação de forma a não serem limitadores da capacidade de transmissão da linha.
Os reatores manobráveis devem ser especificados para suportar os transitórios devido às manobras de abertura e fechamento diária de seus disjuntores durante a vida útil estabelecida no item 6.7(h).
(e) Característica V x I
Deve ser definida por estudos de sistema e engenharia. (f) Isolamento do Neutro
A necessidade de adoção de reator de neutro deverá ser identificada nos estudos de religamento monopolar, considerando a frequência da rede entre 56 Hz e 66 Hz. Caso seja necessário o uso de impedância de aterramento, o isolamento do neutro do reator deve ser dimensionado considerando esse equipamento.
(g) Regime de operação
Os reatores em derivação submetidos ao regime de operação definido no item 6.7(g) devem ser especificados para a expectativa de vida útil de 36 anos.
6.8. TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO
Não se aplica.
6.9. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE
(a) Características Gerais
A reatância capacitiva total do banco deve ser calculada com base no percentual de compensação da linha estabelecido neste anexo técnico e no comprimento da mesma, resultante do projeto da linha proposto pela TRANSMISSORA;
A TRANSMISSORA deverá explicitar a corrente de swing adotada no projeto do banco série, justificando o valor adotado com base em avaliações dinâmicas;
A capacidade de sobrecarga deve atender à norma ou a valores superiores, quando os estudos de planejamento da expansão da transmissão assim o indicarem;
A TRANSMISSORA deve dimensionar o banco série e seu esquema de proteção considerando não apenas o ano de entrada em operação, mas também o ano horizonte de planejamento, fazendo uso dos dados disponibilizados pela EPE e pelo ONS;
Em relação à capacitância, são admitidas as seguintes tolerâncias nos bancos de capacitores: 2,0% por fase em relação ao valor especificado. Nenhum valor medido de quaisquer das três fases deve afastar-se mais de 1% do valor médio medido das três fases; O valor médio das perdas dielétricas de cada unidade capacitiva à tensão e frequência nominais, com resistor de descargas e à temperatura de 20ºC deve ser de, no máximo, 0,12 W/kvar, para capacitores sem fusíveis internos, e 0,16 W/kvar, para capacitores com fusíveis internos;
O banco de capacitores série fixos não deve provocar o surgimento de fenômeno de ressonância subsíncrona na região onde será instalado.
(b) Características Específicas
As características principais da compensação série a ser instalada nestas linhas de transmissão são:
TABELA 6.9.1–CORRENTES DA COMPENSAÇÃO SÉRIE
LTA em 500 kV Inominal (A)
I
30 min (A)Grau de Compensação
por circuito (%)
LTA Parauapebas – Miracema C1 e C2, na SE Parauapebas 2663 3595 40
LTA Parauapebas – Miracema C1 e C2, na SE Miracema 2663 3595 23,3
Admite-se a padronização de valores de corrente nominal do banco série, respeitando-se os valores mínimos de capacidade nominal supra mencionados. A capacidade de 30 minutos deverá ser 35% superior a capacidade nominal.
(c) Requisitos dos varistores dos equipamentos de compensação reativa série
Os varistores dos equipamentos de compensação reativa série deverão ser definidos levando em consideração todos os cenários e intercâmbios previstos, da configuração inicial ao ano horizonte de planejamento, bem como todos os tipos de falta.
Os requisitos de energia dos varistores deverão ser definidos pela TRANSMISSORA para condição de falta externa mais crítica, inclusive para a condição de linha paralela fora de serviço.
Não será permitida a atuação de dispositivos de proteção dos varistores para faltas externas ao banco série, à exceção dos seguintes casos específicos:
Faltas externas que sejam eliminadas em mais de 100 ms. Neste caso, o dispositivo de proteção dos varistores só poderá atuar 100 ms após a detecção da falta. O banco de capacitores série deverá ser reinserido em até 300 ms após a eliminação da falta. Faltas externas trifásicas eliminadas em até 100 ms, com religamento mal sucedido
após 500 ms de tempo morto. Neste caso o dispositivo de proteção dos varistores só poderá atuar após 100 ms da tentativa mal sucedida de religamento.
(d) Demonstração do atendimento aos requisitos
A TRANSMISSORA deve apresentar no Projeto Básico:
Memória de cálculo do dimensionamento dos diversos componentes do “Main Circuit” Descrição do comportamento térmico do banco após aplicação de uma sequencia de
faltas e da atuação do by-pass, incluindo a curva de aquecimento/resfriamento do banco;
Estudo de dimensionamento do MOV do banco série e da definição dos ajustes de
by-pass por corrente ou energia, a ser realizado no programa ATP (Alternative Transients Program);
Modelos de transitórios eletromagnéticos para a representação do banco série no programa ATP, em meio digital, e com a documentação necessária. Estes modelos deverão ser apresentados em uma versão padrão do fornecedor no projeto básico e posteriormente, para os estudos pré-operacionais, na versão definitiva e fidedigna do equipamento fornecido;
Estudos de ressonância subsíncrona, estabilidade eletromecânica e transitórios eletromegnéticos.
6.11. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS - CER
Não se aplica.
6.12. COMPENSADOR SÍNCRONO
Não se aplica.
6.13. EQUIPAMENTOS LOCALIZADOS EM ENTRADAS DE LINHA
6.13.1. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA EM VAZIO
Equipamentos localizados nas extremidades de linha e que possam ficar energizados após a manobra da mesma no terminal em vazio, tais como reatores de linha, disjuntores, secionadores e transformadores de potencial, deverão ser dimensionados para suportar por uma hora as sobretensões à freqüência industrial de acordo com a Tabela 6.13.1.1.
Tabela 6.13.1.1 – Tensão eficaz entre fases admissível nas extremidades das linhas de transmissão 1 hora após manobra (kV)
Tensão nominal Tensão sustentada
138 152 230 253
345 398
440 506
500/525 600
6.13.2. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA SOB CARGA EM TERMINAIS COM CAPACITORES SÉRIE
