ANEXO 6B-2 LOTE B LINHA DE TRANSMISSÃO

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VOL. III - Fl. 148 de 725

ANEXO 6B-2

LOTE B

LINHA DE TRANSMISSÃO 230 kV

CANOINHAS - SÃO MATEUS C2

CARACTERÍSTICAS

E

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS

DAS

(2)

ÍNDICE

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES...151

1.1 INTRODUÇÃO...151

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL...151

1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA...152

1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS...153

1.1.4 REQUISITOS GERAIS...153

1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO...154

1.2.1 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS...154

1.2.2 REQUISITOS ELÉTRICOS...154

1.2.3 REQUISITOS MECÂNICOS...157

1.2.4 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS...159

1.3 SUBESTAÇÕES ...160

1.3.1 REQUISITOS GERAIS...160

1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS...161

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO...164

1.4.1 GERAL...164

1.4.2 PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO...165

1.4.3 PROTEÇÃO DE BARRAS DE 230 KV PARA AS SUBESTAÇÕES EXISTENTES DE CANOINHAS E DE SÃO MATEUS 171 1.4.4 PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR...171

1.4.5 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO...172

1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE...175

1.5.1 INTRODUÇÃO...175

1.5.2 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DAS INSTALAÇÕES...175

1.5.3 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS SUBESTAÇÕES...183

1.5.4 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE PELO ONS ...185

1.5.5 REQUISITOS DE DISPONIBILIDADE E AVALIAÇÃO DE QUALIDADE...188

1.5.6 REQUISITOS PARA TESTE DE CONECTIVIDADE DA(S) INTERCONEXÃO(ÕES)...192

1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL ...193

1.6.1 ASPECTOS GERAIS...193

1.6.2 DESCRIÇÃO FUNCIONAL...193

1.6.3 DISPARO DO REGISTRADOR DIGITAL DE PERTURBAÇÕES...194

1.6.4 SINCRONIZAÇÃO DE TEMPO...194

1.6.5 REQUISITOS DE COMPATIBILIDADE ELETROMAGNÉTICA...195

1.6.6 CARACTERÍSTICAS DOS SINAIS DE ENTRADA E SAÍDA...195

1.6.7 CAPACIDADE DE REGISTRO DE OCORRÊNCIAS...196

1.6.8 REQUISITOS DE COMUNICAÇÃO...196

1.6.9 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO...197

1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ...198

(3)

1.7.2 REQUISITOS PARA A TELEPROTEÇÃO...199

1.7.3 REQUISITOS PARA CANAIS DE VOZ...200

1.7.4 REQUISITOS PARA TRANSMISSÃO DE DADOS...201

1.8 DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESSE ANEXO TÉCNICO...203

1.8.1 TENSÃO OPERATIVA...203

1.8.2 CRITÉRIOS PARA AS CON DIÇÕES DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO...203

1.8.3 CRITÉRIOS PARA MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE ATERRAMENTO...206

1.8.4 CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE DISJUNTORES...207

2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO...208

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ...208

2.1.1 -RELATÓRIOS...208

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES ...209

2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES...209

2.3.1 SUBESTAÇÃO CANOINHAS...209

2.3.2 SUBESTAÇÃO SÃO MATEUS...209

3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO ...210

3.1 GERAL ...210

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL ...210

4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ...211

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA...211

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES...211

4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO ...211

4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO...211

4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS...212

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: ...213

5 CRONOGRAMA...214

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A)...215

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1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

1.1 INTRODUÇÃO

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL

Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos da linha de transmissão em 230 kV Canoinhas - São Mateus, com extensão aproximada de 48 km e instalações vinculadas, integrantes do Sistema de Transmissão da Região Sul. A Figura 1, a seguir, apresenta o diagrama eletrogeográfico da região. U. Campos Novos Videira 2 Biguaçu Rio do Sul Posto Fiscal Santa Mônica

Gov. Parigot de Souza Gov. Parigot de SouzaGov. Parigot de SouzaGov. Parigot de SouzaGov. Parigot de Souza

Machadinho MachadinhoMachadinhoMachadinhoMachadinho

Dist. Ind. S. J. Pinhais Dist. Ind. S. J. PinhaisDist. Ind. S. J. PinhaisDist. Ind. S. J. PinhaisDist. Ind. S. J. Pinhais Fundão

FundãoFundãoFundãoFundão Santa Clara Santa ClaraSanta ClaraSanta ClaraSanta Clara Ney Braga Ney BragaNey BragaNey BragaNey Braga

Camboriú Morro do Boi Camboriú Morro do BoiCamboriú Morro do BoiCamboriú Morro do BoiCamboriú Morro do Boi Itajaí Fazenda

Itajaí Fazenda Itajaí Fazenda Itajaí Fazenda Itajaí Fazenda

Joinville Santa Catarina Joinville Santa Catarina Joinville Santa Catarina Joinville Santa Catarina Joinville Santa Catarina

Biguaçu Quintino Bocaiúva Biguaçu Quintino BocaiúvaBiguaçu Quintino BocaiúvaBiguaçu Quintino BocaiúvaBiguaçu Quintino Bocaiúva Blumenau Blumenau Blumenau Blumenau Blumenau Canoinhas

CanoinhasCanoinhasCanoinhasCanoinhas

Florianópolis FlorianópolisFlorianópolisFlorianópolisFlorianópolis Itajaí

ItajaíItajaíItajaíItajaí Joinville JoinvilleJoinvilleJoinvilleJoinville

Piçarras PiçarrasPiçarrasPiçarrasPiçarras

Tijucas TijucasTijucasTijucasTijucas

U. Machadinho U. MachadinhoU. MachadinhoU. MachadinhoU. Machadinho

Araucária AraucáriaAraucáriaAraucáriaAraucária

Areia Areia Areia Areia Areia Bateias Bateias Bateias Bateias Bateias Curitiba Curitiba Curitiba Curitiba Curitiba

Bento Munhoz da Rocha Neto Bento Munhoz da Rocha NetoBento Munhoz da Rocha NetoBento Munhoz da Rocha NetoBento Munhoz da Rocha Neto

Parigot de Souza Parigot de SouzaParigot de SouzaParigot de SouzaParigot de Souza Ivaiporã (Esul)

Ivaiporã (Esul) Ivaiporã (Esul) Ivaiporã (Esul) Ivaiporã (Esul)

Ponta Grossa Norte Ponta Grossa NortePonta Grossa NortePonta Grossa NortePonta Grossa Norte Ponta Grossa Sul

Ponta Grossa SulPonta Grossa SulPonta Grossa SulPonta Grossa Sul

São Mateus do Sul São Mateus do SulSão Mateus do SulSão Mateus do SulSão Mateus do Sul Ivaiporã (Furnas)

Ivaiporã (Furnas)Ivaiporã (Furnas)Ivaiporã (Furnas)Ivaiporã (Furnas)

Uberaba UberabaUberabaUberabaUberaba

SANTA CATARINA SANTA CATARINASANTA CATARINASANTA CATARINASANTA CATARINA

PARANÁ PARANÁPARANÁPARANÁPARANÁ

SÃO PAULO SÃO PAULOSÃO PAULOSÃO PAULOSÃO PAULO

Figura 1 - Mapa eletrogeográfico de parte do sistema Sul.

A Figura 2 apresenta o diagrama unifilar simplificado das instalações que são objeto dessa licitação. A evolução do sistema em questão se encontra no relatório CCPE/CTET/031-2003 - Atendimento Elétrico ao Estado de Santa Catarina - Planalto e Litoral - Junho de 2003 - disponibilizado na documentação de referência.

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Figura 2 - Diagrama Unifilar Simplificado do Lote B

1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA

A configuração básica é caracterizada pelos empreendimentos listados nas Tabelas 1 e 2 a seguir. As linhas de transmissão constam da Tabela 1, enquanto que as subestações constam da Tabela 2.

TABELA 1 - LINHAS DE TRANSMISSÃO

Origem Destino Circuito km

Canoinhas São Mateus Simples 230 kV 48

TABELA 2 - SUBESTAÇÕES

Subestação Tensão _(kV) Empreendimentos principais

Canoinhas 230 1 entrada de linha em arranjo de barra principal com barra de

transferência, disjuntor simples a 3 chaves

São Mateus 230 1 entrada de linha em arranjo de barra principal com barra de

transferência, disjuntor simples a 3 chaves

A configuração básica supracitada se constitui na alternativa de referência. Os requisitos técnicos deste ANEXO 6B-2 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.

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Em caso de proposição de configuração alternativa, o projeto da compensação reativa em 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 2 e demais critérios constantes deste Anexo. No entanto, nesta proposta de configuração alternativa, a TRANSMISSORA NÃO tem liberdade para modificar:

• Níveis de tensão (somente CA);

• As localizações das subestações Canoinhas e São Mateus do Sul;

• Distribuição de fluxo de potência em regime permanente.

O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nas Tabelas 1 e 2. Estão incluídos no empreendimento os equipamentos terminais de manobra, proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, ainda que não expressamente indicados neste ANEXO 6B-2.

1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS

Os dados de sistema utilizados nos estudos em regime permanente e transitório, efetuados para a

definição da configuração básica estão disponibilizados, conforme documentação relacionada no item 2.1

deste ANEXO 6B-2.

Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE, ANATEM e NH2.

Os dados relativos aos estudos de transitórios eletromagnéticos estão disponíveis no formato do programa ATP.

1.1.4 REQUISITOS GERAIS

O projeto e a construção das linhas de transmissão e das subestações terminais devem estar em conformidade com as últimas revisões das normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas ABNT, no que for aplicável e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da International

Electrotechnical Commission IEC, American National Standards Institute ANSI ou National Electrical Safety Code NESC, nesta ordem de preferência, salvo onde expressamente indicado.

Os requisitos aqui estabelecidos aplicam-se ao pré-projeto, aos projetos básico e executivo bem como às fases de construção, manutenção e operação do empreendimento. Aplicam-se ainda ao projeto, fabricação, inspeção, ensaios e montagem de materiais, componentes e equipamentos utilizados no empreendimento.

É de responsabilidade da TRANSMISSORA obter os dados, inclusive os descritivos das condições ambientais e geomorfológicas da região de implantação, a serem adotados na elaboração do projeto básico, bem como nas fases de construção, manutenção e operação das instalações.

É de responsabilidade e prerrogativa da TRANSMISSORA o dimensionamento e especificação dos equipamentos e instalações de transmissão que compõem o Serviço Público de Transmissão, objeto desta licitação, de forma a atender este ANEXO 6B-2 e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reserva.

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1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO

1.2.1 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS

1.2.1.1 Parâmetros elétricos

A impedância vista dos terminais de cada trecho de linha de transmissão, composta por suas impedâncias e admitâncias de seqüências positiva e zero e também por seu grau de compensação série e/ou paralela, deve possibilitar que seu desempenho sistêmico seja similar ao da configuração básica, caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta dinâmica em um conjunto de situações em regime normal e sob contingências apresentados nos estudos documentados nos relatórios listados no item 2.

1.2.1.2 Capacidade de corrente

A linha de transmissão em 230 kV Canoinhas - São Mateus deve ter capacidade operativa de longa duração de 647 A.

Com base na temperatura de projeto básico da linha de transmissão, o empreendedor deve disponibilizar uma capacidade operativa de curta duração, admissível durante condição de emergência, conforme regulamento da ANEEL.

A capacidade de corrente de longa duração corresponde ao valor de corrente de projeto da linha de transmissão e deve atender às diretrizes fixadas pela norma técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora. A capacidade de corrente de curta duração refere -se às condições de emergência estabelecidas na norma técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora.

1.2.2 REQUISITOS ELÉTRICOS

1.2.2.1 Definição da flecha máxima dos condutores

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

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

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

Na operação em regime de longa duração, devem ser preservadas as distâncias de segurança correspondentes, estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT, e mantida a temperatura dos condutores igual ou inferior à temperatura de projeto.

Na operação em regime de curta duração, devem ser preservadas as distâncias de segurança correspondentes, estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT. 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.

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Os acessórios, conexões e demais componentes que conduzem correntes deverão ser especificados com cap acidade de condução de corrente correspondente àquela que resulte no limite térmico do condutor nas condições climáticas acima.

A linha de transmissão deve ser projetada 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 sua implantação.

1.2.2.2 Capacidade de corrente dos cabos pára-raios

Nas condições climáticas estabelecidas no item 1.2.2.1, os cabos pára-raios - conectados ou não à malha de aterramento das subestações terminais e à resistência de pé de torre de cada estrutura - devem ser capazes de suportar, sem dano, durante o período de concessão da linha de transmissão, a circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em qualquer estrutura por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda. Deve-se considerar níveis de curto-circuito de 31,5 kA nas subestações 230 kV. 1.2.2.3 Perda Joule nos cabos condutor e pára-raios

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

(a) Linha de Transmissão 230 kV Canoinhas - São Mateus, para freqüência nominal de 60 Hz e para a temperatura de 75 ºC, deve ser igual ou inferior à da configuração básica, de 0,1103

Ω/km.

A perda Joule nos cabos pára-raios deve ser inferior a 10% das perdas no cabo condutor para qualquer condição de operação.

1.2.2.4 Desequilíbrio

Caso a linha de transmissão não seja transposta, o desequilíbrio de tensão de seqüências negativa e zero deve estar limitado a 1,5%, em vazio e a plena carga.

1.2.2.5 Tensão máxima operativa

A tensão máxima operativa da linha de transmissão, mencionada nos itens subseqüentes, está limitada ao limite dos valores descritos na Tabela 3.

TABELA 3 - TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA

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

230 242

1.2.2.6 Coordenação de isolamento

(a) Isolamento à tensão máxima operativa

Para dimensionar o isolamento da linha de transmissão para tensão máxima operativa deve-se considerar:

• as características de contaminação da região, conforme classificação contida na

publicação IEC 815;

• a distância específica de escoamento deve atender ao especificado nos itens 4 e 5

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• o balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento com período de retorno de, no

mínimo, 30 (trinta) anos.

Deve ser mantida a distância mínima para evitar descarga à tensão máxima operativa entre qualquer condutor da linha e objetos situados no limite da faixa de servidão, tanto para as condições sem vento como para as velocidades de vento e ângulos de balanço dos cabos e cadeias nas condições especificadas na NBR 5422.

(b) Isolamento para manobras

O risco de falha em manobras de energização e religamento deve estar limitado aos valores constantes da Tabela 4.

TABELA 4 - O RISCO MÁXIMO DE FALHA EM MANOBRAS DE EN ERGIZAÇÃO E RELIGAMENTO

Risco de falha (adimensional) Manobra

Entre fase e terra Entre fases

Energização 10 - 3 ₁₀- 4

Religamento 10 - 2 ₁₀- 3

(c) Desempenho a descargas atmosféricas

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

Não poderá haver desligamentos por descargas atmosféricas diretas nos cabos condutores para o perfil de terreno predominante da região.

1.2.2.7 Emissão eletromagnética

Os efeitos tratados abaixo devem ser verificados à tensão máxima de operação da linha conforme Tabela 3.

(a) Corona visual

A linha de transmissão, com seus cabos e acessórios, bem como as ferragens das cadeias de isoladores, quando submetida à tensão máxima operativa, não deve apresentar corona visual por 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 servidão, quando a linha de transmissão estiver submetida à tensão máxima operativa, 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 sucedânea.

(c) Ruído audível

O ruído audível no limite da faixa de servidão, quando a linha de transmissão estiver submetida à tensão máxima operativa, 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.

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(d) Campo elétrico

Quando a linha de transmissão estiver submetida à tensão máxima operativa, o campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão deve ser inferior ou igual a 5,0 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.

(e) Campo magnético

O campo magnético na condição de carregamento máximo e no limite da faixa de servidão

deve 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.

1.2.3 REQUISITOS MECÂNICOS

1.2.3.1 Confiabilidade

O projeto mecânico da linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60826 -

International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines.

O nível de confiabilidade do projeto eletromecânico, expresso pelo período de retorno do vento extremo, deve ser compatível com um nível intermediário entre os níveis 2 e 3 preconizados na IEC

60826. Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 150 anos para linha de

transmissão de tensão nominal igual ou inferior a 230 kV. 1.2.3.2 Parâmetros de vento

Para o projeto mecânico de uma linha de transmissão, os carregamentos oriundos da ação do vento nos componentes físicos da linha de transmissão devem ser estabelecidos a partir da caracterização probabilística das velocidades de vento da região, com tratamento diferenciado quanto ao tipo de tormenta: tormentas frontais (EPS - extended pressure systems) e tormentas elétricas (TS - thunderstorms) para as regiões onde esses fenômenos são previstos.

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 e 10 (dez) minutos.

(b) Velocidade máxima anual de vento a 10 m de altura, com período de retorno correspondente ao vento extremo, como definido no item 1.2.3.1, 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.

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1.2.3.3 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 idade do cabo como se segue.

(a) Estado básico

• Para condições de temperatura mínima, a tração axial 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 deve ser

limitada a 50 % da tração de ruptura do cabo.

• Para condições de vento extremo, como definido no item 1.2.3.1, a tração axial 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, 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 1.2.3.4.

(c) Estado de referência

• A distância mínima ao solo do condutor (clearance) deve ser verificada sem considerar a

pressão de vento atuante. 1.2.3.4 Fadiga mecânica dos cabos

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

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

A solicitação aos cabos deve ser dimensionada de forma compatível com seu tipo e sua formação. 1.2.3.5 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 243 do Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial - INMETRO, publicada no Diário Oficial da União, de 17 de dezembro de 2002.

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1.2.3.6 Fundações

No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura a suas fundações devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Essas solicitações, calculadas com as cargas de projeto da torre, considerando suas condições particulares de aplicação - vão gravante, vão de vento, ângulo de desvio, fim de linha de transmissão e altura da torre, 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 torre às condições específicas de seu próprio solo de fundação. As propriedades físicas e mecânicas do solo de fundação de cada estrutura devem ser determinadas de forma reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo. Tal determinação deve ser realizada a partir das seguintes etapas:

• Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da linha com a conseqüente elaboração do

plano de investigação geotécnica.

• Estabelecimento dos parâmetros geomecânicos a partir do reconhecimento do subsolo com a

caracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativa e quantitativamente

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

No cálculo das fundações, devem ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que influenciem o estado do solo de fundação, seja no aspecto de sensibilidade, de expansibilidade, seja de colapsividade, levando-se em conta a sazonalidade.

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

1.2.4 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS

1.2.4.1 Descargas atmosféricas

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

Cross-Rope, Trapézio ou Chainette, não devem sofrer redução da suportabilidade mecânica original após

a ocorrência de descarga atmosférica. As cordoalhas de estruturas estaiadas mono-mastro ou V protegidas por cabos pára-raios estão isentas deste requisito.

1.2.4.2 Corrosão eletrolítica

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

1.2.4.3 Corrosão ambiental

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

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1.3 SUBESTAÇÕES

1.3.1 REQUISITOS GERAIS

1.3.1.1 Informações básicas

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

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

Nas subestações, a configuração básica deve contemplar equipamentos com características

elétricas básicas similares ou superiores às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos listados no item 2. O dimensionamento dos novos equipamentos deve considerar as atuais e futuras condições a serem impostas pela configuração prevista pelo planejamento da expansão do Sistema Interligado da Região Sul.

Devem ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações das subestações existentes de 230 kV Canoinhas e São Mateus, conforme especificado nos documentos listados no item 2. Nas subestações Canoinhas e São Mateus, a TRANSMISSORA deve considerar a necessidade, entre outras, da execução, adequação ou complementação de terraplenagem, malha de terra, drenagem superficial e construção de cercas delimitadoras na área de ampliação destas subestações.

1.3.1.2 Arranjo de barramentos

O arranjo de barramentos das Subestações 230 kV Canoinhas e São Mateus é do tipo barra principal com barra de transferência, disjuntor simples a 3 chaves. As novas conexões a essas subestações devem atender às configurações das respectivas Subestações.

1.3.1.3 Capacidade de corrente

(a) Corrente em regime Permanente

Os barramentos das subestações devem ser dimensionados considerando a situação mais severa de circulação de corrente, levando em conta a possibilidade de indisponibilidade de elementos da subestação e ocorrência de emergência no Sistema Interligado Nacional - SIN, no horizonte de planejamento.

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.

Os equipamentos das entradas de linha devem suportar valor de corrente correspondente ao limite térmico dos condutores (temperatura do condutor 90ºC) da respectiva linha de transmissão, nas condições climáticas indicadas no item 1.2.2.1. Ao valor de corrente devem ser acrescentadas margens de segurança em função da circulação de correntes harmônicas e de sobrecargas definidas nas normas aplicáveis.

(14)

Para o dimensionamento dos equipamentos deve ser considerado que indisponibilidades de equipamentos podem submeter os remanescentes a valores de correntes superiores aos da condição acima especificada.

(b) Capacidade de curto-circuito

Os equipamentos e demais instalações das Subestações Canoinhas e São Mateus devem suportar nível de curto-circuito de 31,5 kA.

(c) Sistema de Aterramento

O projeto das subestações deve 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 para a condição de operação em regime permanente deve considerar o valor máximo de tensão de 242 kV para a tensão de 230 kV.

(b) 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.

(c) 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.

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

1.3.1.5 Efeitos de campos (a) Efeito corona

Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não 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 de 230 kV é de 161 kV. (b) Rádio interferência

O valor da tensão de rádio interferência externa à subestação não deve exceder 2.500 µV/m

a 1.000 kHz, com 1,1 vezes a tensão nominal do sistema.

1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS

1.3.2.1 Disjuntores

(15)

(b) O tempo máximo de interrupção para disjuntores de classe de tensão igual a 230 kV é de 3 ciclos.

(c) Os disjuntores devem ser capazes de efetuar as operações de manobra listadas no item 1.8.4.

(d) Os disjuntores devem ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de discrepância de pólos e acionamento monopolar. O ciclo de operação nominal deve ser compatível com a utilização de esquemas de relig amento automático tripolar e monopolar. (e) Caberá à nova TRANSMISSORA fornecer disjuntores com resistores de pré-inserção,

quando necessário.

(f) O disjuntor deve manobrar linhas a vazio sem reacendimento do arco.

(g) 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.

(h) Os disjuntores devem ser especificados para abertura de corrente de curto-circuito nas condições mais severas de X/R, no ponto de conexão do disjuntor. Em caso de disjuntores localizados nas proximidades de usinas geradoras que possam acarretar a ocorrência de “zeros atrasados”, o disjuntor deve ser capaz de interromper nestas condições a corrente de defeito;

(i) 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;

(j) Capacidade de manobrar a linha de transmissão em licitação 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.

(k) Os disjuntores utilizados na manobra de reatores devem ser capazes de abrir pequenas correntes indutivas.

1.3.2.2 Secionadoras, lâminas de terra e chaves de aterramento

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

As lâminas de terra e chaves de aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 62271-102.

Esses equipamentos devem ser dimensionados considerando a relação X/R do ponto do sistema onde serão instalados.

1.3.2.3 Pára-raios

Deverão ser instalados pára-raios nas entradas de linhas de transmissão, nas conexões de unidades transformadoras de potência, de reatores em derivação e de bancos de capacitores não autoprotegidos. Os pára-raios devem ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), adequados para instalação externa.

(16)

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., 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 44-6 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.

1.3.2.5 Instalações abrigadas

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

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

1.3.2.6 Equipamentos localizados em entradas de linhas

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 5 abaixo:

TABELA 5 - TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL NA EXTREMIDADE DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO APÓS MANOBRA (KV)

Tensão nominal Tensão sustentada

(17)

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

1.4.1 GERAL

Cada equipamento primário, exceção feita aos barramentos, deve ser protegido por, no mínimo, dois conjuntos de proteção completamente independentes. Acrescenta-se, quando aplicável, a proteção própria ou intrínseca dos equipamentos.

Os sistemas de proteção são identificados como:

(a) Proteção principal e proteção alternada - quando as mesmas forem funcionalmente idênticas; (b) Proteção unitária e proteção de retaguarda - quando as mesmas forem funcionalmente

diferentes.

Os sistemas de proteção devem ser constituídos, obrigatoriamente, de equipamentos discretos e dedicados para cada componente da instalação (transformador, barramento etc) e linhas de transmissão, podendo os mesmos ser do tipo multifunção.

Todos os relés de proteção deverão utilizar tecnologia digital numérica.

Os sistemas de proteção deverão ser integrados no nível da instalação, permitindo o acesso local e remoto aos ajustes, registros de eventos, grandezas de entrada e outras informações pertinentes de cada um dos sistemas ou relés de proteção. A arquitetura e protocolos utilizados não devem impor restrições à integração de novos equipamentos, nem à operação da instalação.

Todos os equipamentos e sistemas digitais devem possuir automonitoramento e autodiagnóstico, com bloqueio automático de atuação por defeito, sinalização local e remota de falha ou defeito.

Todos os sistemas de proteção devem admitir a falha ou defeito de um componente sem que isto acarrete a degradação do seu desempenho final.

Os transformadores de corrente deverão ser dispostos na instalação de forma a permitir a superposição de zonas de proteções unitárias de equipamentos primários adjacentes.

A proteção dos equipamentos deve ser concebida de maneira a não depender de proteção de retaguarda remota no sistema de transmissão. Nos casos de barramentos é admitida, excepcionalmente, proteção de retaguarda remota quando da indisponibilidade de sua única proteção.

Os conjuntos de proteção principal e alternada (ou unitária e de retaguarda) deverão ser alimentados por bancos de baterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independentes, além de possuírem independência a nível físico de painel, fonte auxiliar e todo e qualquer recurso que possam compartilhar. As proteções deverão possuir saídas para acionar disjuntores com dois circuitos de disparo independentes e para acionamento monopolar e/ ou tripolar.

As informações de corrente e tensão para cada sistema de proteção (principal e alternada ou unitária e de retaguarda) deverão ser obtidas de núcleos independentes de transformadores de corrente e de secundários diferentes de transformadores de potencial.

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.

(18)

Todos os sistemas de proteção e equipamentos associados deverão atender às normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instalação em subestações de Extra Alta Tensão (EAT).

Os Sistemas de Proteção devem atender aos requisitos existentes de sensibilidade, seletividade, rapidez e confiabilidade operativa, de modo a não deteriorar o desempenho do sistema elétrico em condições de regime ou durante perturbações.

1.4.2 PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO

Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios, instalados em todos os terminais da linha de transmissão, necessários e suficientes para a detecção e eliminação de todos os tipos de faltas (envolvendo ou não impedância de faltas) e outras condições anormais de operação na linha de transmissão, realizando a discriminação entre faltas internas e externas à linha protegida.

1.4.2.1 Proteções Principal e Alternada - Linhas de Transmissão em 500 kV

Cada terminal de linha de transmissão deve ser equipado com dois conjuntos independentes de proteção, do tipo proteção principal e proteção alternada, totalmente redundantes, cada um deles provendo completa proteção unitária e de retaguarda, ambos adequados para a proteção da linha de transmissão em que forem instalados.

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

As proteções unitárias ou restritas, 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 e da teleproteção, não deve exceder a 100 ms.

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. É vedada a utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero para a seleção de fases. No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as seguintes funções e características:

• Elementos de medição para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra (21/21N), com,

pelo menos, três zonas diretas e uma reversa. 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), com unidades instantâneas e temporizadas;

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

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

(19)

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

• Esquema permissivo de transferência de disparo por subalcance (PUTT);

• Esquema permissivo de transferência de disparo por sobrealcance (POTT);

• Esquema de desbloqueio por comparação direcional (DCU);

• Esquema de bloqueio por comparação direcional (DCB);

• Esquema de transferência de disparo direta (DUTT).

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 requisitos:

• 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 linha de transmissão 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 esquema de transferência direta de desligamento (DUTT) devem ser previstos me ios 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 linha de transmissão .

As proteções de retaguarda, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada devem ser gradativas, compostas por relés de distância (21/21N), para defeitos entre fases e fase terra e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N), atendendo as seguintes condições:

• 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;

sobrecorrente direcional de neutro (67N), com unidades instantâneas e temporizadas;

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

(20)

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

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

Todo desligamento tripolar em um terminal de linha de transmissão 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.

As proteções principal e alternada devem possuir esquema para disparo por perda de sincronismo (78) baseada na taxa de variação no tempo da impedância medida, com as seguintes características:

• ajustes das unidades de impedância e do temporizador independentes;

• seleção do modo de disparo na entrada (trip on way in) ou na saída (trip on way out) da

característica de medição; e

• bloqueio do disparo para faltas assimétricas, preferencialmente por corrente de seqüência de

fase negativa.

Todo terminal de linha de transmissão deve possuir proteção principal e alternada para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado, com ajustes independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal.

• Os elementos instantâneos devem operar somente para eventos onde se verificam

sobretensões simultaneamente nas três fases;

• Os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma

das três fases.

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

1.4.2.2 Proteção Unitária e Proteção de Retaguarda - Linha de Transmissão em 230 kV

Cada terminal de linha de transmissão deve ser equipado com dois conjuntos independentes de proteção do tipo proteção unitária e proteção de retaguarda, adequadas para a proteção da linha de transmissão em que for instalada.

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

O conjunto de proteção unitária deve ser capaz de realizar, individualmente e independentemente, a eliminação de faltas entre fases e entre fases e terra, para 100 % da extensão da linha de transmissão protegida, sem retardo de tempo adicional.

O conjunto de proteção de retaguarda deve ser capaz de realizar, individualmente e independentemente, a eliminação de faltas entre fases e entre fases e terra, sem retardo de tempo intencional, para a maior extensão possível da linha de transmissão protegida, considerando os limites de exatidão dos ajustes dos relés e outras características da linha de transmissão.

(21)

O tempo total de eliminação de faltas pela proteção unitária não deve exceder a 150 milissegundos. A proteção de retaguarda deve permitir a eliminação de todos os tipos de faltas, mantida a coordenação com as proteções dos equipamentos adjacentes.

Os conjuntos de proteção unitária e retaguarda devem permitir a seleção para comandar o desligamento de forma mono ou tripolar.

• É vedada a utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero para a

seleção de fases.

Em caso de opção pela utilização de proteções principal e alternada nestes níveis de tensão, deverão ser aplicados os requisitos do item 1.4.2.1.

No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as seguintes funções e características:

• Elementos de medição para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra (21/21N) com,

pelo menos três zonas diretas e uma reversa e temporizadores independentes para cada zona. As unidades de medição deverão apresentar sobrealcance transitório máximo de 5 % para defeitos sólidos com máxima componente exponencial;

sobrecorrente direcional de neutro (67 N), com unidades instantâneas e temporizadas;

transmissão, mesmo quando a alimentação de potencial para a proteção seja proveniente de divisor capacitivo de potencial instalado na linha de transmissão (“line pick-up”);

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

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

• Esquema permissivo de transferência de disparo por subalcance (“PUTT”);

• Esquema permissivo de transferência de disparo por sobrealcance (“POTT”);

• Esquema de desbloqueio por comparação direcional (“DCU”);

• Esquema de bloqueio por comparação direcional (“DCB”);

• Esquema de transferência de disparo direto (“DUTT”).

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 requisitos:

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

em conta o sistema de telecomunicação previsto, o número de terminais da linha de transmissão, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento da linha de transmissão, a existência de acoplamentos magnéticos com outras linhas de transmissão e a existência ou não de compensação série na linha de transmissão;

• A proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N) deve atuar incorporada ao esquema de

(22)

• Em esquemas de teleproteção baseados em unidades de medida ajustadas em sobrealcance

devem ser utilizadas lógicas de bloqueio temporário para evitar operação indevida durante a eliminação de faltas em linhas de transmissão 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 esquema de transferência direta de disparo (DUTT) deve ser previsto recurso para permitir

o desligamento do disjuntor remoto, quando ocorrer falha de algum canal de telecomunicação (lógica para operação monocanal);

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

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

A proteção de retaguarda deve ser gradativa, composta por relés de distância para fases e para fase-terra (21/21N), complementada por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N), atendendo aos mesmos requisitos dos relés de distância da proteção principal.

No caso de utilização de relés de distância para as proteções unitárias e de retaguarda, as unidades instantâneas da proteção de retaguarda, em conjunto com as unidades em sobrealcance da proteção de retaguarda do outro terminal, podem ser utilizadas para formar um esquema de teleproteção, compartilhando o mesmo equipamento de telecomunicação exigido para a proteção unitária.

Quando necessário ou aplicável, o desligamento em um terminal da linha de transmissão deve gerar um sinal a ser transferido para o terminal remoto, via esquema de transferência direta de disparo, para efetivar o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto. A lógica da recepção deverá discriminar os desligamentos para os quais é desejado o religamento da linha de transmissão daqueles para os quais o religamento deve ser bloqueado.

Todo terminal de linha de transmissão deve possuir proteção para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal:

• Os elementos instantâneos devem operar somente para eventos onde se verificam

sobretensões simultaneamente nas três fases;

• Os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma

das três fases.

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

1.4.2.3 Esquemas de religamento

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

(a). Requisitos gerais

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

(23)

Na posição “tripolar” qualquer ordem de disparo iniciada por proteção deverá desligar os três pólos do disjuntor e iniciar automaticamente o religamento tripolar.

Na posição “monopolar”, o desligamento e o religamento dos dois terminais da linha deverão ser monopolares para curtos-circuitos fase-terra e tripolares para os demais tipos de curtos-circuitos. Caso não haja sucesso no ciclo de religamento o desligamento deverá ser tripolar (por exemplo: curto-circuito permanente).

Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio deverá ser prevista a possibilidade de religamento em qualquer dos disjuntores associados à linha. A colocação ou retirada de serviço e a seleção do tipo de religamento e do disjuntor a religar deverão ser realizadas por meio de chave seletora e do sistema de supervisão e controle da subestação. Os relés de religamento deverão possuir temporizadores independentes com possibilidade de ajuste de tempo morto, para religamento monopolar e tripolar.

Uma vez iniciado um determinado ciclo de religamento, um novo ciclo somente será permitido depois de decorrido um tempo mínimo ajustável, que se iniciará com a abertura do disjuntor. A proteção a ser fornecida deverá ter meios para, opcionalmente, realizar o religamento automático somente quando da ocorrência de curtos-circuitos monofásicos internos.

O esquema de verificação de sincronismo deve supervisionar todo comando de fechamento tripolar de disjuntores, sendo composto por unidade de verificação de sincronismo e por unidades de subtensão e sobretensão.

(b). 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, operação do Sistema Especial de Proteção, falhas em barras, falhas em disjuntores, recepção de transferência de disparo contínuo do terminal remoto, atuação das proteções de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo ou, quando for o caso, por atuações das proteções dos reatores de linha ou transformadores.

Qualquer um dos terminais da linha de transmissão poderá ser selecionado para ser o primeiro terminal a religar (“LÍDER“), e deverá religar depois de transcorrido o tempo morto. O outro terminal (“SEGUIDOR”) deverá ser religado por meio de um relé verificador de sincronismo. Para permitir a

seleção do terminal que será religado em primeiro lugar, ambos os terminais deverão ser

equipadoscom esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo.

O terminal “LÍDER” deverá religar somente se não houver tensão na linha. O terminal “SEGUIDOR” deverá religar somente após a verificação de sincronismo e havendo nível de tensão adequado do lado da linha de transmissão. O relé de verificação de sincronismo deverá monitorar o ângulo e o escorregamento entre as tensões a serem sincronizadas.

(c). Esquema de religamento monopolar

Os esquemas de religamento automático monopolar são para atuações exclusivas após a eliminação de faltas fase-terra por proteções de alta velocidade ou instantâneas. Estes esquemas de religamento automático não deverão ser iniciados pelas mesmas funções descritas no item anterior.

(24)

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, deverá ser tripolar, cancelando o religamento da linha de transmissão.

(d). Relés verificadores de sincronismo

Os relés verificadores de sincronismo utilizados nos esquemas de religamento tripolar deverão permitir o ajuste do tempo de religamento, considerando a contagem de tempo desde a abertura do disjuntor e incluindo os tempos mortos típicos para a respectiva classe de tensão. Além disso, deverão possibilitar ajustes da diferença de tensão, defasagem angular, diferença de freqüência e permitir a seleção das seguintes condições para fechamento do disjuntor:

• barra viva - linha morta;

• barra morta - linha viva;

• barra viva - linha viva; e

• barra morta - linha morta.

1.4.3 PROTEÇÃO DE BARRAS DE 230 KV PARA AS SUBESTAÇÕES EXISTENTES DE CANOINHAS E DE SÃO MATEUS

Deverão ser previstos os equipamentos e esquemas associados necessários à integração das novas entradas de linha ao esquema de proteção diferencial de barras existente nas subestações.

Deverão ser utilizados núcleos de transformador de corrente independentes e dedicados para cada proteção diferencial, sendo vedada a utilização de transformadores de corrente auxiliares.

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

1.4.4 PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR

Todo disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor, consistindo de relés detectores de corrente, temporizadores e relés de bloqueio, com as seguintes características:

• Partida pela atuação de todas as proteções que atuam sobre o disjuntor protegido;

• Promover um novo comando de abertura no disjuntor protegido (retrip), antes de atuar no relé

de bloqueio;

• 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;

• Possuir sensores ajustáveis de sobrecorrente de fases e terra, ajustáveis e temporizadores

(25)

O tempo total para a eliminação de faltas pela proteção para falha de disjuntores não deve ser superior a 250 ms, para o nível de tensão igual ou superior a 345 kV, e 300 ms para o nível de tensão inferior a 345 kV.

Os sistemas de proteção para falha de disjuntores associados a equipamentos tais como autotransformadores e reatores, devem permitir a inicialização por meio de sinais da operação de proteções mecânicas ou referentes a outras faltas, onde não existam níveis de corrente suficientes para sensibilizar as unidades de supervisão de sobrecorrente do esquema de falha de disjuntor. Nestes casos, devem ser previstas lógicas de paralelismo entre os contatos representativos de estado dos disjuntores e os contatos das unidades de supervisão de corrente, de forma a viabilizar a atuação do esquema de falha de disjuntor para todos os tipos de defeitos, inclusive aqueles não capazes de sensibilizar os relés de supervisão de corrente do referido esquema.

A proteção para falha de disjuntores deve comandar a abertura do menor número de disjuntores adjacentes ao disjuntor defeituoso, suficientes para a eliminação da falha, promovendo, quando necessário, a transferência de disparo direta para o disjuntor do terminal remoto.

A proteção de falha de disjuntor deverá ser dedicada e possibilitar a integração aos esquemas de falha de disjuntores existentes.

No caso de barramentos com configuração variável por manobra de chaves seccionadoras, 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 Sistema Especial de Proteção - SEP deverá ser implementado por Unidades de Controle Digital (UCD), específico para processar emergências envolvendo o Sistema Interligado Nacional - SIN.

Deverá existir um SEP para cada subestação do sistema de 230 kV.

As características descritas a seguir são específicas para o SEP e deverão ser rigidamente observadas pela TRANSMISSORA:

• As UCDs 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 SEPs das subestações deverão estar diretamente conectados entre si e com os SEPs das

demais subestações, incluindo as hoje existentes no sistema. Cada SEP deverá ser dotado de um mínimo de cinco portas seriais padrão RS-232C com Protocolo de Comunicação IEC-870-5-101 encapsulado em TCP-IP;

• Esta conexão deverá ser dedicada à função (SEP) e deverá atender aos seguintes requisitos

de tempo de resposta:

- O tempo máximo (total) estimado para tomada de decisão de um SEP de determinada

Subestação, em função da alteração de entradas digitais e / ou violação dos limites estabelecidos para as funções supervisionadas ocorridos em outra subestação, incluídos os tempos de comunicação, deverá ser menor ou igual a 200 ms;

(26)

• 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 UCDs:

• Função Direcional de Potência (para as linhas):

- Atuação trifásica ou por fase;

- Curva característica de tempo inversa;

- Possibilidade de inversão da direcionalidade;

- Facilidade de ajuste quanto ao ponto de atuação em termos de potência (W) ou corrente (A);

- Dotado de saídas independentes para alarme e desligamento com reset local e remoto;

- Interface com fibra óptica.

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

- 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%;

• Função de Sub e Sobrefreqüência:

- Possuir 04 estágios de freqüência independentes;

- Faixa de ajuste mínima para cada estágio de operação: de 50 Hz a 70 Hz, ajustável em

intervalos de 0,01 Hz;

- Exatidão de ± 0,005 Hz do valor ajustado;

- A operação da unidade deverá ser bloqueada por subtensão, ajustável de 40 % a 80 % da

tensão nominal;

- Cada unidade deverá ser fornecida com funções para alarme e desligamento;

- A atuação dessa unidade só deverá ser possível após um período de avaliação não inferior a

3 (três) ciclos, de forma a eliminar eventuais atuações indevidas provocadas por componente aperiódica ou outros transitórios na onda de tensão;

- O tempo máximo de rearme dessa unidade deverá ser de 50 ms;

- O erro máximo admissível para cada temporizador será de ± 5 %;

- Circuitos de medição e saída independentes por estágios de atuação;

(27)

• 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: