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ANEXO 7J
LOTE J
LINHAS DE TRANSMISSÃO 230 KV
PORTO PRIMAVERA – DOURADOS
E
PORTO PRIMAVERA – IMBIRUSSU
CARACTERÍSTICAS
E
REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS
DAS
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ÍNDICE
1
REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES ... 640
1.1 INTRODUÇÃO ...640
1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL...640
1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA...641
1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS...643
1.1.4 REQUISITOS GERAIS...643 1.2 LINHA DE TRANSMISSÃO...644 1.2.1 INDICADORES ELÉTRICOS...644 1.2.2 INDICADORES MECÂNICOS...647 1.3 SUBESTAÇÕES...650 1.3.1 REQUISITOS GERAIS...650
1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS...652
1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO. ...656
1.4.1 GERAL...656
1.4.2 PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO...657
1.4.3 PROTEÇÃO DOS BARRAMENTOS 230KV...662
1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA...663
1.4.5 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES SHUNT...664
1.4.6 PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR...665
1.4.7 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO...666
1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ...669
1.5.1 INTRODUÇÃO...669
1.5.2 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DAS INSTALAÇÕES...669
1.5.3 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS SUBESTAÇÕES...678
1.5.4 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE PELO ONS ...680
1.5.5 REQUISITOS DE DISPONIBILIDADE E AVALIAÇÃO DE QUALIDADE...684
1.5.6 REQUISITOS PARA TESTES DE CONECTIVIDADE DA(S)INTERCONEXÃO(ÕES) ...688
1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL...689
1.6.1 ASPECTOS GERAIS...689
1.6.2 DESCRIÇÃO FUNCIONAL...690
1.6.3 DISPARO DO REGISTRADOR DIGITAL DE PERTURBAÇÕES...690
1.6.4 SINCRONIZAÇÃO DE TEMPO...691
1.6.5 REQUISITOS DE COMPATIBILIDADE ELETROMAGNÉTICA...691
1.6.6 CARACTERÍSTICAS DOS SINAIS DE ENTRADA E SAÍDA...691
1.6.7 CAPACIDADE DE REGISTRO DE OCORRÊNCIAS. ...692
1.6.8 REQUISITOS DE COMUNICAÇÃO...693
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1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO...695
1.7.1 REQUISITOS GERAIS...695
1.7.2 REQUISITOS PARA A TELEPROTEÇÃO...696
1.7.3 REQUISITOS PARA CANAIS DE VOZ...697
1.7.4 REQUISITOS PARA TRANSMISSÃO DE DADOS...698
1.8 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA...700
1.8.1 TENSÃO OPERATIVA...700
1.8.2 REQUISITOS DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO...701
1.8.3 MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO...704
1.8.4 REQUISITOS DE INTERRUPÇÃO PARA OS DISJUNTORES...704
2
DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA A LT 230 KV PORTO PRIMAVERA -
DOURADOS E A LT 230 KV PORTO PRIMAVERA - IMBIRUSSU ... 706
2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO...706
2.1.1 LTPORTO PRIMAVERA –DOURADOS E LTPORTO PRIMAVERA -IMBIRUSSU:...706
2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES ...706
2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES...707
2.3.1 SEUHEPORTO PRIMAVERA...707
2.3.2 SEDOURADOS...707
2.3.3 SEIMBIRUSSU...707
3
MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO... 708
3.1 GERAL ...708
3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL ...708
4
DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS... 709
4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA...709
4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES ...709
4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO...709
4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO...709
4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS. ...710
4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES:...711
5
CRONOGRAMA... 712
5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO ...713
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1
REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES
1.1 INTRODUÇÃO1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL
Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos das Linhas de Transmissão em 230 kV, da nova Subestação Porto Primavera - 440/230 kV, 2 X 450 MVA, que interligarão o Sistema de Transmissão da região SUDESTE / CENTRO-OESTE, para atendimento do estado de Mato Grosso do Sul, com grau de confiabilidade, qualidade e segurança, definidos e previstos para a rede básica do Sistema Interligado Nacional - SIN. Nova Subestação Porto Primavera - 440/230 kV - 2 X 450 MVA, que deverá ter sua localização a 1km à jusante da UHE Porto Primavera, em terreno da CESP e conectada às entradas de linhas 4 e 5 da SE da UHE Porto Primavera por dois trechos de linha de 440 kV, saindo diretamente das buchas das unidades de transformação de potência.
Linha de Transmissão em 230 kV PORTO PRIMAVERA - IMBIRUSSU e instalações vinculadas que interligará a nova Subestação Porto Primavera, no Estado de São Paulo, e a nova Subestação Imbirussu, no Estado de Mato Grosso do Sul.
Subestação Imbirussu - 230/138 kV - 2 X 150 MVA, que está prevista ser implantada em terreno contíguo ao da atual Subestação Imbirussu - 138 kV e de propriedade da ENERSUL, conforme mostrado no desenho P115-A1-TPPA-EB-002, anexado ao Relatório de Caracterização das Instalações Existentes - Subestação Campo Grande/Imbirussu - 230/138 kV - Segunda Etapa Novembro de 2003 - no S115-A4-TPPA-EB-004.
Linha de Transmissão em 230 kV PORTO PRIMAVERA - DOURADOS e instalações vinculadas que interligará a nova Subestação Porto Primavera, no Estado de São Paulo, e a Subestação Dourados, no Estado de Mato Grosso do Sul, de propriedade da ELETROSUL.
A FIGURA 1 a seguir mostra a configuração das interligações PORTO PRIMAVERA - DOURADOS e PORTO PRIMAVERA – IMBIRUSSU
PROCURADORIA FEDERAL/ANEEL VISTO Fl. 641 de 781 B R A S I L Â N D I A T R Ê S L A G O A S C H A P A D Ã O D O S U L C O S T A R I C A C A S S I L Â N D I A P A R A N A Í B A S E L V Í R I A S Ã O J O Ã O D O A P O R É C O X I M S Ã O G A B R I E L D ' O E S T E M I R A N D A C A M P O G R A N D E R I O B R I L H A N T E M A R A C A J Ú F A Z E N D A I T A M A R A T I I V I N H E M A C R U Z A L T I N A D O U R A D O S C A A R A P Ó I G U A T E M I A M A M B A I P O N T A P O R Ã N O V A A N D R A D I N A E L D O R A D O R O S A N A ( C E S P ) A Q U I D A U A N A S I D R O L Â N D I A J U P I Á ( C E S P ) I L H A S O L T E I R A ( C E S P ) A N A S T Á C I O P O R T O P R I M A V E R A ( C E S P ) A P A R E C I D A D O T A B O A D O C O R U M B Á ESCALA (aprox.) 01 02 03 04 05 0 1 0 0 k m M I M O S O - USINA TERMELÉTRICA - L T 1 3 8 k V - L T 2 3 0 k V P r e v i s t a - L T 2 3 0 k V E x i s t e n t e - U S I N A H I D R Á U L I C A L E G E N D A : UHE PARAISO 21,0 MW CH APA DÃO DO S UL ALTERNATIVA PP6 LT 230kV - Porto Prima ve ra
FIGURA 1 CONFIGURAÇÃO DAS INTERLIGAÇÕES PORTO PRIMAVERA - DOURADOS E PORTO PRIMAVERA - IMBIRUSSU
1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA
A configuração básica é caracterizada pelos empreendimentos listados nas tabelas a seguir. As linhas de transmissão constam da Tabela 1, enquanto as subestações constam da Tabela 2.
Tabela 1 - Linha de transmissão
Origem Destino Tensão
(kV) Extensão (km) Bay 4 UHE Porto
Primavera Nova SE Porto Primavera 440 1
Bay 5 UHE Porto
Primavera Nova SE Porto Primavera 440 1
Porto Primavera Dourados 230º 190
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Tabela 2 - Subestações
Subestação Tensão (kV) Empreendimentos Principais 440/230 AT 2X450 MVA
440 2 (duas) conexões ao AT sem disjuntor
230 1 (uma) Interligação de barras 230 2 (duas) conexões ao AT 230 2 (duas) entradas de linha 230 1 (reator trifásico) de 16 Mvar 230 1 (reator trifásico) de 32 Mvar Nova SE Porto
Primavera
230 2 (duas) conexões aos reatores
Dourados 230 1 (uma) entrada de linha
230 Módulo geral - BD
230 1 (uma) Interligação de barra 230 1 (uma) entrada de linha 230 2 (duas) conexões ao AT 230 1 (uma) conexão ao reator 230/138 AT 2X150 MVA
230 1 (um) reator trifásico de 16Mvar 138 Complementação de barra 138 2 (duas) conexões ao AT Imbirussu
138 1 (uma) interligação de barras
Notas:(1) Para o posicionamento dos equipamentos, consultar diagramas unifilares disponibilizados.
A configuração básica supracitada e os requisitos técnicos deste ANEXO 7J são os padrões de desempenho mínimo para outras soluções, as quais deverão ser demonstradas mediante justificativa técnica comprobatória.
O empreendimento, objeto do Leilão, compreende a implementação das instalações listadas nas tabelas 1 e 2 acima, seus equipamentos terminais de manobra, proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO ainda que não expressamente indicados neste ANEXO 7J e sem a isso se limitar.
Especificamente é parte do objeto o planejamento, o projeto, o fornecimento de equipamentos, sistemas e materiais, a execução das obras e instalações - quer sejam novas, assim como as existentes no que tange as adaptações, relocações e substituições - os testes e comissionamento necessários para a interligação em 440 kV da nova SE Porto Primavera 440/230kV com a UHE Porto Primavera.
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1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS
Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas do CEPEL, de simulação de rede ANATEM, ANAREDE e NH 2 e os relativos aos estudos de transitórios eletromagnéticos estão disponíveis no formato do programa ATP.
1.1.4 REQUISITOS GERAIS
O projeto e a construção da linha de transmissão e das subestações terminais deverão estar em conformidade com as últimas revisões das normas da ABNT, no que for aplicável, e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da IEC, ANSI ou NEC, nesta ordem de preferência, salvo onde expressamente indicado.
Todas as condições ambientais locais necessárias à elaboração do projeto, às atividades de construção e à operação das instalações deverão ser obtidas pela TRANSMISSORA.
É de responsabilidade e prerrogativa da TRANSMISSORA o dimensionamento e especificação dos equipamentos e instalações de transmissão que compõem o Serviço Público de Transmissão, objeto desta licitação, de forma a atender este ANEXO 7J e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reserva.
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1.2 LINHA DE TRANSMISSÃO 1.2.1 INDICADORES ELÉTRICOS
1.2.1.1 Parâmetros elétricos das linhas de transmissão
A reatância longitudinal de seqüência positiva da linha deverá possibilitar a distribuição de fluxos de potência nesta linha, similares aos da alternativa de referência apresentada nos estudos. 1.2.1.2 Carregamento da Linha de Transmissão
Cada uma das linhas de transmissão em 230 kV PORTO PRIMAVERA - DOURADOS e PORTO PRIMAVERA - IMBIRUSSU deverá ser capaz de suportar continuamente a corrente de 1.680 A, sem que haja violação de qualquer critério de desempenho, inerente a linha de transmissão, e para as linhas de 440 kV, 2600 A.
1.2.1.3 Definição da flecha máxima dos condutores e dimensionamento dos cabos pára-raios
A definição da flecha máxima dos cabos condutores deverá ser feita de acordo com a NBR-5422, no projeto de locação das estruturas deverão ser adotadas as seguintes condições climáticas e considerada a ocorrência simultânea das mesmas:
• Temperatura máxima média da região;
• Radiação solar máxima;
• Brisa mínima não superior a 1 m/s; e
• Corrente: de 1.680 A para as linhas de 230 kV e 2600 A para 440 kV.
É de responsabilidade da TRANSMISSORA estabelecer o valor da brisa mínima para o projeto. A linha de transmissão deverá operar preservando as distâncias de segurança para a circulação contínua da corrente acima especificada.
Os acessórios, conexões e demais componentes que conduzem correntes deverão ser especificados com capacidade de condução de corrente correspondente àquela que resulte no limite térmico do condutor de 90o C nas condições climáticas acima.
No dimensionamento dos cabos pára-raios, deverá ser considerado as mesmas condições climáticas utilizadas na definição das flechas máximas dos condutores, além das seguintes condições adicionais:
• Possibilidade de que os cabos pára-raios dos trechos de linha sejam conectados à malha de terra das subestações e aterrados em todas as estruturas;
• Tempo de eliminação de defeito correspondente à proteção de retaguarda.
• Nessas condições, quer os cabos pára-raios sejam ou não conectados à malha de aterramento das subestações terminais ou a resistência de pé de torre de cada estrutura, os mesmos deverão suportar, sem dano, por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda, à circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em qualquer estrutura da linha de transmissão, considerando níveis de curto-circuito de 31,5 kA nas subestações terminais.
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Níveis de curto-circuito inferiores aos acima poderão ser usados. Caso ocorra superação dos componentes, pára-raios e acessórios especificados com correntes inferiores, dentro do prazo de concessão do empreendimento, a Transmissora estará obrigada a efetuar as adequações e substituições, com a necessária antecedência, sem ter o direito a Receita adicional que trata a Oitava Subcláusula da Cláusula Quarta do Contrato de Concessão.
A implantação do monitoramento de distâncias de segurança (clearances) poderá ser solicitada pela ANEEL a qualquer tempo, tendo a TRANSMISSORA direito à Receita adicional que trata a Oitava Subcláusula da Cláusula Quarta do Contrato de Concessão. A linha de transmissão deverá ser projetada de sorte a não apresentar óbices à instalação desse monitoramento.
1.2.1.4 Perda Joule nos cabos condutor e pára-raios
A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento das linhas de transmissão, para freqüência nominal de 60 Hz e para a temperatura de 65º C, deve ser igual ou inferior a da configuração básica de 0,0481Ω/km para as linhas de transmissão em 230 kV e 0,0275 Ω/km para as linhas de 440 kV, para a temperatura de 75º C.
A perda joule total nos cabos pára-raios não deverá ser superior à correspondente a dois cabos contínuos de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8”, aterrados em todas as estruturas e na malha de terra das subestações. Quando o nível de curto circuito exigir cabos pára-raios com capacidade de corrente maior que a do cabo 3/8 EAR nas proximidades das Subestações, a perda joule total de referência será computada considerando ambos os condutores.
1.2.1.5 Compensação Reativa
A compensação reativa em derivação da configuração básica está apresentada no subitem 1.1.2 -
Tabela 2.
A compensação reativa em derivação das linhas de transmissão deverá ser definida de forma que o conjunto formado pelas linhas e suas compensações atenda aos requisitos constantes no item 2 e demais critérios constantes deste Anexo.
Os dados, critérios e condições necessária para a análise da TRANSMISSORA encontram-se nos documentos indicados no item 2.
1.2.1.6 Desequilíbrio
As linhas de transmissão 230 kV deverão ter um ciclo completo de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total.
1.2.1.7 Coordenação de isolamento
(a) Desempenho a descargas atmosféricas
Não poderá haver desligamentos por descargas diretas para o perfil de terreno predominante da região.
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O número de desligamentos por descargas atmosféricas não poderá ser superior a:
• Para 440 kV: 1 (um) desligamento / 100km / ano
• Para 230 kV: 2 (dois) desligamentos / 100km / ano. (b) Isolamento a tensão máxima operativa
O isolamento das linhas de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionado considerando as características de contaminação da região conforme classificação contida na Publicação IEC 815 - Guide for the selection of insulators in respect
of polluted conditions.
A distância de escoamento deve atender ao especificado nos itens 4 e 5 dessa norma, limitada a um mínimo de 14 mm / kV fase-fase eficazes.
O isolamento da linha de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionado considerando balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento, com período de retorno de, no mínimo, 30 anos.
Deverá ser mantida distância mínima para evitar descarga à tensão máxima operativa entre qualquer condutor da linha e objetos situados no limite da faixa de servidão, sob condição de velocidade de vento e ângulo de balanço de cabos e cadeias especificadas na NBR-5422.
(c) Isolamento a manobra
O risco máximo de falha em manobras de energização e religamento deverá ser limitado aos valores constantes da TABELA 3.
TABELA 3 - Risco Máximo de Falha a Manobras de Energização e Religamento Risco de falha (adimensional)
Manobra
Entre fase e terra Entre fases
Energização 10-3 10-4
Religamento 10-2 10-3
1.2.1.8 Efeitos de campos a) Corona visual
A linha de transmissão, incluindo cabos, ferragens das cadeias de isoladores e os acessórios dos cabos não devem apresentar Corona Visual em 90% do tempo, para as condições atmosféricas predominantes na região atravessada pela linha de transmissão. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.
b) Rádio-interferência
A relação sinal/ruído no limite da faixa de servidão, para a tensão máxima operativa, deve ser, no mínimo, igual a 24 dB para 50% do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deverá ser o nível mínimo de sinal na região atravessada pela linha de transmissão, conforme norma DENTEL ou sua sucedânea. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.
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c) Ruído audível
O ruído audível (RA) no limite da faixa de servidão sob a tensão máxima operativa, durante condição de chuva fina (< 0,00148 mm / min) ou névoa de 4 horas de duração ou após os primeiros 15 minutos de chuva, deverá ser no máximo igual a 58 dBA, para cada linha de transmissão. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.
d) Campo elétrico
O campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão, de cada linha de transmissão, deverá ser inferior ou igual a 5 kV / m. Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho das mesmas, não provoque efeitos nocivos a seres humanos. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo. e) Campo magnético
O campo magnético na condição de carregamento máximo e no limite da faixa de servidão das linhas de transmissão deverá ser inferior ou igual a 67 A / m, equivalente à indução magnética de 83 µT. Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho das mesmas, não provoque efeitos nocivos a seres humanos. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.
1.2.2 INDICADORES MECÂNICOS
1.2.2.1 Condições básicas para o projeto de regulação do cabo condutor
• Estado básico
• Para condições de temperatura mínima, a tração axial deverá ser limitada a 33% da tração de ruptura do cabo;
• Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial deverá ser limitada a 50% da tração de ruptura do cabo;
• Para condições de vento extremo com período de retorno de 150 anos (230kV) e 250 anos (440kV), a tração axial deverá ser limitada a 70% da tração de ruptura do cabo.
• Estado de tração normal (EDS)
• No assentamento final, à temperatura média sem vento, com nível de tracionamento conforme os valores indicados na Norma NBR-5422.
• Estado de referência
• A distância mínima ao solo do condutor “clearance“ será sem consideração de pressão de vento atuante.
1.2.2.2 Critérios para projeto mecânico
Para o projeto mecânico dos suportes das Linhas de Transmissão, os carregamentos oriundos da ação do vento nos componentes físicos da linha devem ser estabelecidos a partir da caracterização probabilística das velocidades de vento da região com tratamento diferenciado quanto ao tipo de tormenta (tormentas frontais - “EPS extended pressure systems” e tormentas elétricas “TS Thunderstorms”).
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Para as estações anemométricas a serem consideradas no estudo, devem ser definidos os seguintes parâmetros:
• Média e coeficiente de variação (em porcentagem) das séries de velocidades máximas anuais de vento a 10 m. de altura, com tempos de integração da média de 3 segundos e 10 minutos;
• Velocidade máxima anual de vento a 10 m de altura, com período de retorno de 150 anos para as linhas de 230 kV e 250 anos para a linha de 440 kV, tempos de integração da média de 3 segundos e 10 minutos. Se o número de anos da série de dados de velocidade for pequeno, na estimativa da velocidade máxima anual deverá ser adotado no mínimo um coeficiente de variação compatível com as séries mais longas de dados de velocidades de ventos medidas na região;
• Coeficiente de rajada para a velocidade do vento a 10m de altura, referido ao tempo de integração da média de 10 minutos;
• Coeficiente de rugosidade do terreno do local das medições.
O projeto mecânico da LINHA DE TRANSMISSÃO deverá ser desenvolvido segundo a IEC 826 - “International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines.”
Além das hipóteses previstas na IEC, é obrigatória a introdução de hipóteses de carregamento que reflitam tormentas elétricas “TS Thunderstorms”.
O projeto eletromecânico da LINHA DE TRANSMISSÃO deverá atender ao nível de confiabilidade correspondente a um período de retorno igual ou superior a 150 anos para as linhas de 230 kV e 250 anos, para a de 440 kV, referente a um nível intermediário aos 2 e 3 preconizado na IEC 826.
1.2.2.3 Fadiga mecânica dos cabos
Será de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA o desenvolvimento e a aplicação de sistemas para prevenção das vibrações e efeitos relacionados com a fadiga dos cabos, de forma a garantir que os mesmos não estejam sujeitos a danos ao longo da vida útil da linha de transmissão.
Estudos de vibração e de sistema de amortecimento para fins de controle da fadiga dos cabos deverão ser realizados, de forma a garantir a ausência de danos aos cabos da LINHA DE TRANSMISSÃO, com elaboração de relatório técnico justificativo.
Os dispositivos propostos para amortecer as vibrações eólicas deverão ter sua eficiência e sua durabilidade avaliadas por ensaios que demonstrem sua capacidade de amortecer os diferentes tipos de vibrações eólicas e sua resistência à fadiga, sem perda de suas características de amortecimento e sem causar danos aos cabos.
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As cantoneiras de aço-carbono ou micro-ligas, laminadas a quente, que se empregam em torres de transmissão, deverão obedecer aos requisitos mínimos de segurança estabelecidos na Portaria no 243 do INMETRO, publicada no Diário Oficial da União de 17 de dezembro de 2002.
1.2.2.5 Fundações
No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Estas solicitações, calculadas com as cargas de projeto da torre, considerando suas condições particulares de aplicação: Vão Gravante, Vão de Vento, Ângulo de desvio e Fim de LT, Altura da torre, passam a ser consideradas como cargas de projeto das fundações
As fundações de cada estrutura deverão ser projetadas estruturalmente e geotecnicamente de forma a adequar todos os esforços resultantes de cada torre às condições específicas de seu próprio solo de fundação.
As propriedades físicas e mecânicas do solo de fundação de cada estrutura deverão ser determinadas de forma reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo, sendo executadas as seguintes etapas:
• Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da LT com a conseqüente elaboração do plano de investigação geotécnica.
• Reconhecimento do subsolo com a caracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativamente e quantitativamente, determinando os parâmetros geomecânicos.
• Parecer geotécnico com a elaboração de diretrizes técnicas e recomendações para o projeto.
No cálculo das fundações deverão ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que influenciem o estado do solo de fundação, quer no aspecto de sensibilidade, expansibilidade ou colaptividade levando-se em conta a sazonalidade.
A definição do tipo de fundação, seu dimensionamento estrutural e geotécnico deverão ser executados levando em consideração os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade suporte do solo à compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica.
PROCURADORIA FEDERAL/ANEEL VISTO Fl. 650 de 781 1.3 SUBESTAÇÕES 1.3.1 REQUISITOS GERAIS 1.3.1.1 Informações básicas
A TRANSMISSORA deverá desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição das características e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que os mesmos serão conectados ao sistema existente.
Todos os equipamentos deverão ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado. Também não devem ser utilizados equipamentos que inviabilizem o uso de equipamentos de outras tecnologias existentes ou de outros fornecimentos em futuras expansões.
As novas instalações deverão ser compatíveis com as instalações existentes e demais aspectos dos requisitos de equipamentos. Deverão ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações das subestações existentes, conforme especificado nos documentos: Características e Requisitos Básicos das Instalações - Subestações Porto Primavera, Dourados e Imbirussu. Nas subestações, a configuração básica deverá contemplar equipamentos com características elétricas básicas similares às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos listados no item 2. 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 Sudeste/Centro-Oeste.
A subestação de Porto Primavera 440/230 kV será instalada em área a 1km à jusante da UHE Porto Primavera, em terreno da CESP e conectada às entradas de linhas 4 e 5 da SE da UHE Porto Primavera por dois trechos de linha de 440 kV, saindo diretamente das buchas das unidades de transformação de potência.
A subestação de Imbirussu 230 / 138 kV será instalada em terreno contíguo à subestação existente da Enersul, com área prevista inclusive para a ampliação, de 78.505,90 m2, de
propriedade da Enersul. A Transmissora deverá considerar concluídos os serviços de terraplenagem, drenagem superficial e cercas delimitatórias. Os demais itens que compõem os objetos deste Edital, serão executados na sua totalidade.
O barramento de 138 kV da subestação de Imbirussu 230 / 138 kV deverá ser instalado com prolongamento até a estrutura de sustentação junto à cerca que delimita a subestação existente da Enersul, de maneira que a Enersul fará a conexão, neste ponto, por prolongamento do barramento de 138 kV existente.
1.3.1.2 Arranjo de barras
O arranjo a ser utilizado nas barras de 230 kV será, no mínimo, do tipo barra dupla com disjuntor simples a 4 chaves. A conexão em 440kV será ligada sem disjuntor, porém através de uma chave seccionadora em cada unidade transformadora.
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O arranjo a ser utilizado nas barras de 230 kV da SE Imbirussu é no mínimo do tipo barra dupla com disjuntor simples a 4 chaves e nas barras de 138 kV é do tipo barra dupla com disjuntor simples a 5 chaves, para manter compatibilidade com o barramento da ENERSUL.
1.3.1.3 Capacidade de corrente
a) Corrente em regime permanente
O dimensionamento dos barramentos de 230 kV e 138 kV deverá ser compatibilizado com as características físicas e elétricas das subestações, partes do empreendimento.
A capacidade de corrente em regime permanente não deverá ser inferior a:
• Para os barramentos de 230 kV: 3.150 A.
• Para o barramento de 138 kV: 4.180 A.
b) Corrente em regime Permanente dos equipamentos das entradas de linha
Os equipamentos das entradas de linha deverão suportar valor de corrente correspondente ao limite térmico dos condutores da respectiva linha de transmissão, nas condições climáticas indicadas no item 1.2.1.3.
Para o dimensionamento dos equipamentos deve ser considerado se as indisponibilidades de equipamentos não os submetam a valores de correntes superiores aos da condição acima especificada.
Valores inferiores poderão ser usados. Caso ocorra superação de qualquer equipamento ou instalação, especificado com corrente inferior a acima indicada, dentro do prazo de concessão do empreendimento, a Transmissora está obrigada a efetuar as adequações necessárias sem ter o direito a Receita adicional que trata a Oitava subcláusula da cláusula Quarta do Contrato de Concessão.
c) Corrente em regime Permanente dos Reatores
Os equipamentos do vão de conexão associado aos reatores deverão suportar o maior valor de corrente em regime permanente dos reatores acrescido das margens de segurança devido à circulação de correntes harmônicas e de sobrecargas definidas nas normas, quando aplicáveis, para o período de concessão da instalação.
d) Capacidade de curto-circuito
Os equipamentos e demais instalações deverão ser adequados para suportar nível de curto-circuito 40 kA na tensão de 440 kV, 40 kA nos barramentos em 230 kV e 31,5 kA nos barramentos de 138 kV.
Valores inferiores poderão ser usados. Caso ocorra superação de qualquer equipamento ou instalação, especificado com corrente inferior a acima indicada, dentro do prazo de concessão do empreendimento, a Transmissora está obrigada a efetuar as adequações necessárias sem ter o direito a Receita adicional que trata a Oitava Subcláusula da Cláusula Quarta do Contrato de Concessão.
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e) Sistema de aterramento
O projeto das subestações deverá atender ao critério de um sistema solidamente aterrado. 1.3.1.4 Suportabilidade
(a) Tensão em regime permanente
O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar, para a condição de operação em regime permanente, os seguintes valores máximos de tensão:
• Para 440 kV: 460 kV;
• Para 230 kV: 242 kV;
• Para 138 kV: 145 kV. (b) Isolamento sob poluição
As instalações deverão ser isoladas de forma a atender, sob tensão operativa máxima, às características de poluição da região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815 - Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions.
(c) Proteção contra descargas atmosféricas
O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deverá assegurar blindagem perfeita das instalações, para correntes superiores a 2 kA, e garantir risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 anos.
Caso existam edificações, as mesmas deverão atender às prescrições da Norma Técnica NBR 5419.
1.3.1.5 Efeitos de campo a) Efeito corona
Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não deverão apresentar efeito corona em 90% da condição de tempo bom. A tensão mínima para início e extinção do efeito corona visual deverá ser:
• Para o pátio de 440 kV: 308 kV eficaz fase-terra,
• Para o pátio de 230 kV: 161 kV eficaz fase-terra e
• Para o pátio de 138 kV: 96,5 kV eficaz fase-terra.
• A tensão de extinção de corona deverá situar-se acima da tensão máxima de operação. b) Rádio interferência
O valor da tensão de rádio interferência não deve exceder 2500 µV a 1000 Hz nas seguintes tensões:
• Para o pátio de 440 kV: 484 kV
• Para o pátio de 230 kV: 253 kV e
• Para o pátio de 138 kV: 151,8 kV 1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS
1.3.2.1 Disjuntores
O ciclo de operação e religamento rápido dos disjuntores deverá atender aos requisitos das normas aplicáveis.
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O tempo máximo de interrupção para os disjuntores, a 60 Hz, deve ser o seguinte:
• Para 460 kV: 2 ciclos
• Para 242 kV e 145 kV: 3 ciclos.
Os disjuntores deverão ser capazes de efetuar, em função das características específicas de cada aplicação e dos requisitos sistêmicos, um conjunto das operações de manobra listadas no item 1.8.4.
Os disjuntores deverão ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de discrepância de pólos, acionamento monopolar e tripolar, bem como ciclo de operação compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar ou monopolar com uma única tentativa.
Os disjuntores das conexões dos enrolamentos secundários das unidades transformadoras de potência deverão ser adequados para abertura de defeito trifásico no barramento, não envolvendo terra.
1.3.2.2 Seccionadoras, lâminas de terra e chaves de aterramento.
Estes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas no item 1.8.3.
As lâminas de terra e chaves de aterramento da linha de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 1129.
1.3.2.3 Unidades transformadoras de potência 1.3.2.3.1 Energização
As características de saturação magnética das unidades transformadoras de potência deverão permitir a energização tanto pelo enrolamento primário quanto pelo enrolamento secundário. 1.3.2.3.2 Enrolamentos terciários
A necessidade dos enrolamentos terciários deve, mediante estudos, ser determinada pelos condicionamentos sistêmicos listados a seguir, não se limitando aos mesmos:
a) Instalação de suporte de reativo: b) Atenuar fatores de sobretensões;
c) Absorção de harmônico de tensão de terceira ordem. 1.3.2.3.3 Comutação de derivação em carga
O comutador de derivação em carga deverá ser projetado, fabricado ensaiado de acordo com a publicação IEC-214 “On Load Tap Changers”.
Para subestações novas o quantitativo e a faixa de derivações, assim como do enrolamento onde deve ser instalado o comutador em carga serão os definidos nos estudos sistêmicos. Para novas unidades transformadoras de potência em subestações existentes, o comutador em carga deve ter as mesmas características de derivações e de locação, das unidades transformadoras de potência existentes.
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1.3.2.3.4 Condições Operativas
As unidades transformadoras de potência deverão ser adequadas para operação em paralelo nos terminais a serem conectadas.
Para novas unidades transformadoras de potência os procedimentos para aplicação de cargas devem atender a norma ABNT NBR 5416.
Cada umidade transformadora deverá ser capaz de suportar o perfil de sobreexcitação em vazio a 60 Hz apresentado na Tabela 4, em qualquer derivação de operação.
Tabela 4 - Sobreexcitação em vazio a 60 Hz, em qualquer derivação de operação (valores em pu da tensão de derivação)
Período Tensão (pu)
10segundos 1.35 20segundos 1,25
1 minuto 1,20
8 minutos 1,15
1.3.2.3.5 Impedância
O valor da impedância entre o enrolamento primário e secundário deverá ser no máximo de 14% na base nominal das unidades transformadoras de potência, salvo quando indicado pelos estudos.
Na definição do valor mínimo da impedância, deve-se considerar os máximos valores admissíveis de corrente de curto-circuito explicitados no item 1.3.1.3 d).
Para as novas unidades transformadoras de potência, em subestações existentes, os valores máximos e mínimos de impedância devem atender as adequações de paralelismo.
1.3.2.3.6 Perdas
O valor das perdas totais em plena carga deverá ser inferior a 0,3 da potência nominal das unidades transformadoras de potência.
1.3.2.3.7 Nível de ruído
O máximo nível de ruído audível emitido pelas unidades transformadoras de potência deverá estar em conformidade com a norma NBR 5356 da ABNT.
1.3.2.4 Reatores em Derivação 1.3.2.4.1 Tolerâncias
Serão admitidas as seguintes tolerâncias do reator.
• Impedância: ± 2% por fase em relação ao valor especificado e nenhum valor medido de quaisquer das 3 fases não deve afastar-se mais de 1% do valor médio das 3 fases.
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1.3.2.4.2 Esquemas de Aterramento
Os reatores poderão considerar os seguintes esquemas de aterramento:
• Estrela solidamente aterrada;
• Estrela aterrada através de impedância.
Quando for utilizada a impedância de aterramento, a classe de tensão do neutro do reator deverá ser dimensionada considerando esse equipamento.
1.3.2.4.3 Perdas
O valor médio das perdas totais, à tensão e freqüência nominais, deverá ser inferior a 0,3% da potência nominal do reator.
1.3.2.4.4 Suportabilidade a Sobretensões
O equipamento deverá ser capaz de suportar os níveis de sobretensões transitórias e temporárias impostos pelo sistema.
Os seguintes parâmetros devem ser definidos: sobretensão, duração e a freqüência de ocorrências.
1.3.2.4.5 Característica V x I
Deverá ser definida por estudos de sistema e engenharia. 1.3.2.5 Pára-raios
Os pára-raios deverão ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), sem centelhador, adequados para instalação externa. Devem ser utilizados pára-raios na interface com o sistema existente (entrada de linha).
1.3.2.6 Transformadores de corrente e potencial
As características dos transformadores de corrente e potencial, como: número de secundários, relações de transformação, carga, exatidão, etc, deverão satisfazer às necessidades dos sistemas de proteção e medição.
Os transformadores de corrente deverão ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e ser próprios para instalação externa. Os transformadores de corrente não deverão saturar durante curtos-circuitos e religamentos rápidos.
Os transformadores de potencial deverão ser do tipo capacitivo próprios para instalação externa. 1.3.2.7 Instalações abrigadas
Todos os instrumentos, painéis e demais equipamentos dos sistemas de proteção, comando, supervisão e telecomunicação deverão ser abrigados e projetados segundo as normas aplicáveis, de forma a garantir o perfeito desempenho destes sistemas e sua proteção contra desgastes prematuros.
Em caso de edificações, é de responsabilidade da TRANSMISSORA seguir as posturas municipais aplicáveis e as normas de segurança do trabalho.
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1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO. 1.4.1 GERAL
Os sistemas de proteção dos equipamentos e componentes, exceção feita aos barramentos, devem, obrigatoriamente, ser compostos por dois conjuntos de proteção completamente independentes. Acrescenta-se a estes dois conjuntos a proteção própria ou intrínseca de determinados equipamentos.
Os sistemas de proteção são identificados como:
a) Proteção principal e proteção alternada - quando as mesmas forem funcionalmente idênticas; b) Proteção principal e proteção de retaguarda - quando as mesmas forem funcionalmente diferentes.
Os sistemas de proteção devem ser constituídos, obrigatoriamente, de equipamentos discretos e dedicados para cada componente da instalação (transformador, reator, barramento, etc) e linhas de transmissão, podendo os mesmos ser do tipo multifunção.
Todos os relés de proteção deverão utilizar tecnologia digital numérica.
Os sistemas de proteção deverão ser integrados no nível da instalação, permitindo o acesso local e remoto, aos ajustes, registros de eventos, grandezas de entrada e outras informações pertinentes de cada um dos sistemas ou relés de proteção. A arquitetura e protocolos utilizados não devem impor restrições à integração de novos equipamentos, nem à operação da instalação.
Todos os equipamentos e sistemas digitais devem possuir automonitoramento e autodiagnóstico, com bloqueio automático de atuação por defeito, sinalização local e remota de falha ou defeito. Todos os sistemas de proteção devem admitir a falha ou defeito de um componente sem que isto acarrete a degradação do seu desempenho final.
Os transformadores de corrente deverão ser dispostos na instalação de forma a permitir a superposição de zonas de proteções de equipamentos primários adjacentes.
A proteção dos equipamentos deve ser concebida de maneira a não depender de proteção de retaguarda remota no sistema de transmissão. Nos casos de barramentos é admitida excepcionalmente proteção de retaguarda remota quando da indisponibilidade de sua única proteção
As proteções principal e alternada (ou principal e de retaguarda) deverão ser alimentadas por bancos de baterias, retificadores e circuitos independentes de corrente contínua, além de possuírem independência a nível físico de painel, fonte auxiliar e todo e qualquer recurso que estas possam compartilhar.
Os sistemas de proteção deverão possuir saídas para acionar disjuntores com dois circuitos de disparo independentes e para acionamento monopolar e / ou tripolar.
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As informações de corrente e tensão para cada sistema de proteção principal e alternada (ou primária e de retaguarda) deverão ser obtidas de núcleos de transformadores de corrente e secundários de transformadores de potencial diferentes.
As proteções alimentadas por transformadores de potencial devem possuir supervisão de tensão para bloqueio de operação indevida e alarme por perda de potencial.
Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos esquemas dos conjuntos de proteção, teleproteção, religamento automático e sincronismo, de forma a indicar qualquer anormalidade que possa implicar em perda da confiabilidade operacional do sistema de proteção.
Todos os sistemas de proteção e equipamentos associados deverão atender as normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, 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 nas linhas de transmissão, realizando a discriminação entre faltas internas e externas à linha protegida.
Os conjuntos de equipamentos instalados em todos os terminais da linha de transmissão devem ser idênticos (mesmo fabricante e modelo), não sendo admissível à utilização de equipamentos diferentes.
1.4.2.1 Esquemas de religamento
As linhas de transmissão devem ser dotadas de esquema de religamento conforme filosofia definida a seguir:
1.4.2.1.1 Requisitos gerais
Os esquemas de religamento automático são para atuação exclusiva após a eliminação de faltas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser iniciados quando de aberturas manuais de disjuntores, operação de funções de proteção temporizadas, falhas em barras, falhas em disjuntores, recepção contínua de transferência de disparo do terminal remoto, atuação das proteções de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo e, quando for o caso, por atuações das proteções dos reatores de linha ou transformadores.
O esquema de religamento deverá possibilitar a seleção do tipo, com duas possibilidades: tripolar e monopolar e do número de tentativas de religamento.
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VISTO Fl. 658 de 781
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 dois disjuntores associados à linha. A colocação ou retirada de serviço e a seleção do tipo de religamento e do disjuntor a religar deverão ser realizadas por meio de chave seletora e do sistema de supervisão e controle da subestação.
Os relés de religamento deverão possuir temporizadores independentes com possibilidade de ajuste de tempo morto, para religamento monopolar e tripolar.
Uma vez iniciado um determinado ciclo de religamento, um novo ciclo somente será permitido depois de decorrido um tempo mínimo ajustável, que se iniciará com a abertura do disjuntor. A proteção a ser fornecida deverá ter meios para, opcionalmente, realizar o religamento automático quando da ocorrência de curtos–circuitos monofásicos internos.
O esquema de verificação de sincronismo deve supervisionar todo comando de fechamento tripolar de disjuntores, sendo composto por unidade de verificação de sincronismo e por unidades de subtensão e sobretensão.
1.4.2.1.2 Esquema de religamento tripolar
Qualquer um dos terminais da linha de transmissão poderá ser selecionado para ser o primeiro terminal a religar (“LÍDER“), e deverá religar depois de transcorrido o tempo morto. O outro terminal (“SEGUIDOR”) deverá ser religado por meio de um relé verificador de sincronismo. Para permitir a seleção do terminal que será religado em primeiro lugar,ambos os terminais deverão ser equipadoscom esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo.
O terminal “LÍDER” deverá religar somente se não houver tensão na linha. O terminal “SEGUIDOR” deverá religar somente após a verificação de sincronismo e havendo nível de tensão adequado do lado da linha de transmissão. O relé de verificação de sincronismo deverá monitorar o ângulo e o escorregamento entre as tensões a serem sincronizadas.
1.4.2.1.3 Esquema de religamento monopolar
Os esquemas de religamento automático monopolar são para atuações exclusivas após a eliminação de faltas fase-terra por proteções de alta velocidade ou instantâneas.
Estes esquemas de religamento automático não deverão ser iniciados pelas mesmas funções descritas no item anterior.
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VISTO Fl. 659 de 781
As proteções deverão ser dotadas de esquemas de seleção de fases adequados a cada aplicação para prover a abertura monopolar para os defeitos monofásicos internos à linha de transmissão. Em caso de utilização de proteções de distância, as unidades de seleção de fases utilizadas deverão ser independentes das unidades de partida e medida da proteção.
Durante o período de operação com fase aberta imposto pelo tempo morto do religamento monopolar, deverão ser bloqueadas as funções direcionais de sobrecorrente de seqüências negativa e zero de alta sensibilidade, associadas a esquemas de teleproteção baseados em lógicas de sobrealcance, caso necessário. Durante este período de tempo, qualquer ordem de disparo para o disjuntor, como, por exemplo, vinda das outras fases, deverão ser tripolares e não deverão iniciar o religamento da linha de transmissão.
1.4.2.1.4 Relés verificadores de sincronismo
Os relés verificadores de sincronismo utilizados nos esquemas de religamento tripolar deverão permitir o ajuste do tempo de religamento, considerando a contagem de tempo desde a abertura do disjuntor e incluindo os tempos mortos típicos para a respectiva classe de tensão. Além disso, deverão possibilitar ajustes da diferença de tensão, defasagem angular, diferença de freqüência e permitir a seleção das seguintes condições para fechamento do disjuntor:
• barra viva - linha morta;
• barra morta - linha viva;
• barra viva – linha viva; e
• barra morta - linha morta.
1.4.2.2 Proteção da linha de conexão em 440kV da UHE Porto Primavera à nova Subestação Porto Primavera
Cada terminal de LT 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 LT 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 primárias, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada devem ser capazes de realizar, individualmente e independentemente, a detecção e eliminação de faltas entre fases e entre fase e a terra para 100% da extensão da linha protegida, sem retardo de tempo intencional.
O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas, incluindo o tempo de abertura dos disjuntores de todos os terminais da linha não deve exceder a 100ms.
No esquema de transferência direta de desligamento (DUTT) devem ser previstos meios para permitir o desligamento do disjuntor remoto quando ocorrer falha no banco de autotransformador.
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Os terminais na nova Subestação Porto Primavera e na UHE Porto Primavera deverão ser equipados com sistemas de proteção compatíveis e adequados para esta condição (por exemplo, utilizando proteção diferencial para linhas de transmissão, etc.).
1.4.2.3 Proteção das Linhas de Transmissão 230kV 1.4.2.3.1 Proteção Principal e de Retaguarda
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.
O tempo total de eliminação de faltas pela proteção unitária não deve exceder a 150 milissegundos. A proteção de retaguarda deve permitir a eliminação de todos os tipos de faltas, mantida a coordenação com as proteções dos equipamentos adjacentes.
Os conjuntos de proteção unitária e retaguarda devem permitir a seleção para comandar o desligamento de forma mono ou tripolar.
• É vetada a utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero para a seleção de fases.
No caso de utilização de proteção por relés de distância, a mesma deve possuir as seguintes funções e características:
• Elementos de medição para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra (21/21N) com, pelo menos três zonas diretas e uma reversa e temporizadores independentes para cada zona. As unidades de medição deverão apresentar sobrealcance transitório máximo de 5% para defeitos sólidos com máxima componente exponencial;
• A proteção de distância deve ser complementada com a utilização de proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67 N), com unidades instantâneas e temporizadas;
• Permitir a adequada eliminação de faltas que ocorram durante a energização da linha de transmissão, mesmo quando a alimentação de potencial para a proteção seja proveniente de divisor capacitivo de potencial instalado na linha de transmissão (“line pick-up”);
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VISTO Fl. 661 de 781
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 (“DTT”). A teleproteção deve atender aos seguintes requisitos:
• Os requisitos de telecomunicação, incluindo o número mínimo de canais estão descritos no item deste Edital;
• A determinação da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar em conta o sistema de telecomunicação previsto, o número de terminais da linha de transmissão, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento da linha de transmissão, a existência de acoplamentos magnéticos com outras linhas de transmissão e a existência ou não de derivações na linha de transmissão;
• A proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N) deve atuar incorporada ao esquema de teleproteção utilizado;
• Em esquemas de teleproteção baseados em unidades de medida ajustadas em sobrealcance devem ser 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.
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VISTO Fl. 662 de 781
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.
1.4.3 PROTEÇÃO DOS BARRAMENTOS 230KV
1.4.3.1 Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a detecção e eliminação de todos os tipos de faltas nas barras (envolvendo ou não alta impedância de falta), realizando a discriminação e entre faltas internas e externas ao barramento protegido.
1.4.3.2 O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação da proteção do barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores, não deve ser superior a 150 milissegundos para os barramentos de 230kV.
1.4.3.3 Cada barramento deve possuir pelo menos um conjunto de proteção unitária, com as seguintes funções e características:
(a) Proteção com princípio diferencial, por sobrecorrente diferencial percentual ou alta impedância (87), ou comparação de fases, para as três fases;
(b) Ser alimentada por secundários independentes dos transformadores de corrente;
(c) Possuir imunidade para os diferentes níveis de saturação dos transformadores de corrente, com estabilidade para faltas externas e sensibilidade para faltas internas;
(d) Quando necessário, possuir sistema dedicado para limitar as sobretensões secundárias; (e) Possuir supervisão para os secundários dos transformadores de corrente dentro de sua
área de proteção , com bloqueio da atuação e alarme para o caso de abertura de circuito secundário;
(f) Deve ser seletiva, desligando apenas os disjuntores conectados `seção defeituosa do barramento, mesmo no caso de arranjos de barramento com configuração variável por manobra de seccionadoras;
(g) Deve ser evitada, sempre que possível, a utilização de transformadores de corrente auxiliares.
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VISTO Fl. 663 de 781
1.4.3.4 A proteção do barramento deve atuar nos disjuntores através de relés auxiliares traídos e em relés de bloqueio (86B), para bloquear o fechamento dos mesmos.
1.4.3.5 Em casos de instalação de novos vãos em subestações existentes, estes deverão se adaptar à proteção de barra existente. Caso isto não seja possível, a proteção de barra existente deverá ser substituída.
1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA
1.4.4.1 O sistema compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de todos os tipos de faltas internas (para a terra, entre fases ou entre espiras) nas unidades transformadoras de potência, além de prover proteção de retaguarda para falhas externas e internas à sua zona de proteção e dos dispositivos de supervisão próprios de temperatura de enrolamento e de óleo, válvulas de alívio de pressão e relé de gás.
1.4.4.2 As unidades transformadoras de potência devem dispor de três conjuntos de proteção 1.4.4.2.1 Com tensão mais alta de 440 kV:
• Proteção principal;
• Proteção alternada;
• Proteção intrínseca. 1.4.4.2.2 Com tensão mais alta de 230 kV:
• Proteção unitária;
• Proteção de retaguarda;
• Proteção intrínseca.
1.4.4.3 O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores associados à unidade transformadora pelas proteções unitárias, não deve exceder a:
• 120 milissegundos, para unidades transformadoras de potência com tensão mais alta de 440 kV;
• 150 milissegundos, para unidades transformadoras de potência com tensão mais alta de 230 kV.
1.4.4.4 As funções diferenciais dos conjuntos de proteção Principal e Alternada devem utilizar os transformadores de corrente localizados nas buchas e a outra os transformadores de corrente externos, respectivamente (se superpondo com as proteções dos barramentos adjacentes).
1.4.4.5 As proteções unitárias devem possuir as seguintes funções e características:
• Proteção diferencial percentual trifásica ou três unidades monofásicas, com circuitos de restrição para tantos enrolamentos quantos necessários, com bloqueio ou restrição para 2º e 5º harmônicos e unidade diferencial instantânea ajustável (87);
• As proteções unitárias devem atuar sobre relés de bloqueio (86T), para comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores da unidade transformadora.
1.4.4.6 As proteções de retaguarda devem possuir as seguintes funções e características atuando nos disjuntores através de relés de disparo de alta velocidade:
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• Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase e de neutro, (50/51, 50/51N), composta por conjuntos de proteção vinculados a cada um dos enrolamentos da unidade transformadora;
• Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada de terra (50/51G), composta por conjuntos de proteção vinculados a cada ponto de aterramento da unidade transformadora;
• Sobretensão de seqüência zero (64), quando necessária, para detecção de falhas à terra no enrolamento terciário, em unidades transformadoras de potência com o terciário ligado em delta, sendo que esta função deve ser prevista apenas para alarme;
• Proteção de sobrecarga (50/51-OLT), com temporizador (62-OLT) independente ajustável.
1.4.4.7 A proteção intrínseca deve possuir as seguintes funções e características:
• Proteção por acúmulo ou detecção de gás, (tipo Buchholz ou similar, 63), pressão súbita de óleo ou gás (válvula de segurança ou similar, 63V), ambas promovendo o desligamento da unidade transformadora através de relé de bloqueio (86T);
• Proteção para sobretemperatura do óleo (26) e dos enrolamentos (49), ambas com contatos para alarme de advertência e urgência, bem como contatos para disparo dos disjuntores após temporização ajustável.
1.4.5 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES SHUNT
1.4.5.1 Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de todos os tipos de faltas internas (para a terra, entre fases ou entre espiras) em reatores mono ou trifásicos, com neutro em estrela aterrada, conectados nas linhas de transmissão ou em barramentos.
1.4.5.2 O reator deve dispor de três conjuntos independentes de proteção:
• Proteção unitária;
• Proteção de retaguarda;
• Proteção intrínseca.
1.4.5.3 O tempo máximo total para a eliminação de faltas, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores, pelas proteções diferenciais não deve exceder a 150 milissegundos para reatores em tensões até 230 kV.
1.4.5.4 A proteção unitária deve possuir as seguintes funções e características:
• Proteção de sobrecorrente diferencial percentual (87R);
• No caso de bancos de reatores monofásicos, a proteção diferencial deve ser trifásica, com conexão por fase entre os TC’s do lado da LT ou do barramento e os TC’s do lado do neutro de cada reator;
• No caso de reatores trifásicos, é admitida a proteção diferencial monofásica, com conexão residual entre os TC’s do lado da LT ou do barramento e um único TC existente no fechamento do neutro do reator. Caso existam TC’s por fase no lado de neutro, a proteção diferencial deve ser trifásica;
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1.4.5.5 A proteção de retaguarda deve possuir as seguintes funções e características:
• Proteção de sobrecorrente instantânea e temporizada, de fase e neutro (50/51 e 50/51N), localizada no lado da LT ou do barramento do reator;
• Relé de sobrecorrente temporizado de terra no lado de neutro do reator. 1.4.5.6 A proteção intrínseca deve possuir as seguintes funções e características:
• Proteção para sobre-temperatura do óleo (26) e dos enrolamentos (49), ambas com contatos para alarme de advertência e urgência, bem como contatos para disparo dos disjuntores;
• Proteção por acúmulo ou detecção de gás (tipo Buchholz ou similar 63), pressão súbita de óleo ou gás (válvula de segurança ou similar, 63V), ambas promovendo o desligamento do reator através do relé de bloqueio (86T).
1.4.5.7 As proteções do reator devem atuar sobre relé de bloqueio (86R), para:
• Abrir e bloquear o fechamento do(s) disjuntores, no caso de reatores manobráveis por disjuntor(es) próprio(s).
• Abrir e bloquear o fechamento do(s) disjuntor(es) do terminal local da LT associada e enviar transferência direta de disparo promovendo a abertura e o bloqueio de fechamento dos disjuntores remotos, no caso de reatores diretamente conectados à LT.
1.4.6 PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR
Todo disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor, consistindo de relés detetores de corrente, temporizadores e relés de bloqueio, com as seguintes características:
a) Partida pela atuação de todas as proteções que atuam sobre o disjuntor protegido;
b) Promover um novo comando de abertura no disjuntor protegido (retrip), antes de atuar no relé de bloqueio;
c) Comandar, por atuação do relé de bloqueio, a abertura e bloqueio de fechamento de todos os disjuntores necessários à eliminação da falta, em caso de recusa de abertura do disjuntor; d) Possuir sensores de sobrecorrente de fases e terra, ajustáveis, de alta relação operação / desoperação e temporizadores ajustáveis.
O tempo total para a eliminação de faltas pela proteção para falha de disjuntores não deve ser superior a 250 milissegundos para os disjuntores de 440 kV e 300 milissegundos para disjuntores de 230 kV e 138 kV. Este tempo máximo deve incluir os tempos de operação dos relés, dos relés auxiliares e de abertura dos disjuntores.
Os sistemas de proteção para falha de disjuntores associados a equipamentos, tais como:das unidades transformadoras de potência e reatores, devem permitir inicialização através de sinais da operação de proteções mecânicas ou referentes a outras faltas, onde não existam níveis de corrente suficientes para sensibilizar as unidades de supervisão de sobrecorrente do esquema de falha de disjuntor.
Devem ser previstas lógicas de paralelismo entre os contatos representativos de estado dos disjuntores e os contatos das unidades de supervisão de corrente, de forma a viabilizar a
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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 das subestações 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.
Os relés auxiliares de desligamento devem ter o tempo de operação de 3 milissegundos na tensão nominal e ser fornecidos com contatos disponíveis para:
• Comandar disparo local (bobinas de desligamento 1 e 2);
• Chavear transmissores;
• Partir religamento;
• Iniciar a proteção de falha de disjuntor, quando aplicável;
• Acionar o alarme e a partida do registrador digital de perturbação;
• Acionar uma entrada digital do sistema de supervisão / controle. 1.4.7 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO
O SEP deverá ser implementado por Unidades de Controle Digital (UCD) específicas para processar emergências envolvendo a rede de 440 kV, 230 kV e de 138 kV.
Deverá existir um SEP para cada subestação do sistema de 440 kV, 230 kV e de 138 kV.
As características descritas a seguir são específicas para o SEP e deverão ser rigidamente observadas pela TRANSMISSORA:
• As UCD´s deverão ser funcionalmente independentes das demais unidades do Sistema de Proteção Controle e Supervisão (SPCS) no que diz respeito ao desempenho das suas funções. Estas unidades deverão estar conectadas à Via de dados (VDD) somente para enviar e receber informações que deverão ser exibidas nas Unidades de Supervisão e Operação (USO) das subestações e dos Centros de Operação;
• Os SEP´s das subestações deverão estar diretamente conectados entre si e com os SEP´s das demais subestações, incluindo as hoje existentes no sistema. Cada SEP deverá ser dotado de um mínimo de cinco portas seriais padrão RS-232C com Protocolo de Comunicação IEC-870-5-101 encapsulado em TCP-IP;
• Esta conexão deverá ser dedicada à função (SEP) e deverá atender os seguintes requisitos de tempo de resposta:
