VOL. III - Fl. 866 de 1026
ANEXO 6K
LOTE K
LINHAS DE TRANSMISSÃO 230 KV
SERRA DA MESA – NIQUELÂNDIA E
NIQUELÂNDIA – BARRO ALTO
CARACTERÍSTICAS
E
REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS
DAS
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ÍNDICE
1
REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES ... 869
1.1 INTRODUÇÃO ...869
1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL ...869
1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA ...870
1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS ...871
1.1.4 REQUISITOS GERAIS ...871
1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO ...873
1.2.1 REQUISITOS GERAIS ...873
1.2.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS ...873
1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS ...873
1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS ...878
1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS ...880
1.3 SUBESTAÇÕES ...882
1.3.1 REQUISITOS GERAIS ...882
1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS ...884
1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO ...888
1.4.1 DEFINIÇÕES BÁSICAS ...888
1.4.2 REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO,REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES 889 1.4.3 REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO ...889
1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO ...891
1.4.5 SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS ...895
1.4.6 SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR ...896
1.4.7 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO ...897
1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ...900
1.5.1 INTRODUÇÃO ...900
1.5.2 REQUISITOSDOSSISTEMASDESUPERVISÃOECONTROLEDOSAGENTES ...900
1.5.3 REQUISITOSPARAASUPERVISÃOECONTROLEDEEQUIPAMENTOSPERTENCENTESÀ REDEDEOPERAÇÃO ...903
1.5.4 REQUISITOSPARAOSEQUENCIAMENTODEEVENTOS ...909
1.5.5 ARQUITETURADEINTERCONEXÃOCOMOONS ...911
1.5.6 REQUISITOSDESUPERVISÃOPELOAGENTEPROPRIETÁRIODASINSTALAÇÕES (SUBESTAÇÕES)COMPARTILHADASDAREDEDEOPERAÇÃO. ...914
1.5.7 AVALIAÇÃODADISPONIBILIDADEEDAQUALIDADEDOSRECURSOSDESUPERVISÃOE CONTROLE ...914
1.5.8 REQUISITOSPARAAATUALIZAÇÃODEBASESDEDADOSDOSSISTEMASDE SUPERVISÃOECONTROLE ...916
1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ...919
1.6.1 REQUISITOSGERAIS ...919
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1.6.3 REQUISITOSDAREDEDECOLETADEREGISTROSDEPERTURBAÇÕESPELOS
AGENTES ...920
1.6.4 REQUISITOSMÍNIMOSDEREGISTRODEPERTURBAÇÕES ...920
1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ...923
1.7.1 REQUISITOSGERAIS ...923
1.7.2 REQUISITOSTÉCNICOSDETELECOMUNICAÇÕESPARAATELEPROTEÇÃO ...925
1.7.3 REQUISITOSPARASERVIÇOSDECOMUNICAÇÃODEVOZ ...927
1.7.4 REQUISITOSPARASERVIÇOSDECOMUNICAÇÃODEDADOS ...928
1.8 DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESTE ANEXO TÉCNICO ...931
1.8.1 TENSÃO OPERATIVA ...931
1.8.2 CRITÉRIOS PARA AS CONDIÇÕES DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO ...932
1.8.3 CRITÉRIOS PARA MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE ATERRAMENTO ...937
1.8.4 CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE DISJUNTORES SOB CONDIÇÕES DE MANOBRA ...937
1.8.5 ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ...938
2
DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO ... 939
2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ...939
2.1.1 RELATÓRIOS ...939
2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES ...939
3
MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO ... 940
3.1. GERAL ...940
3.2. DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL ...940
4
DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ... 941
4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA ...941
4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES ...941
4.3 PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ...941
4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO ...942
4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: ...942
4.5 PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO: ...942
5
CRONOGRAMA ... 943
5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A) ...944
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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 das linhas de transmissão em 230 kV Serra da Mesa – Niquelândia, com 100 km e Niquelândia – Barro Alto, com 88 km, pertencente à Rede Básica do SIN – Sistema Interligado Nacional. A seguir, o mapa eletrogeográfico.
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1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA
A configuração básica é caracterizada pelas instalações listadas nas Tabelas 01 e 02 a seguir.
LINHA DE TRANSMISSÃO (LT)
Origem Destino Circuito km
Serra da Mesa Niquelândia Simples 230 kV 100
Niquelândia Barro Alto Simples 230 kV 88
SUBESTAÇÕES (SE)
Subestação Tensão Equipamentos principais
Serra da Mesa 230 kV 01 Módulo de Entrada de Linha com arranjo de barramento do tipo barra dupla a cinco chaves Niquelândia 230 kV 02 Módulos de Entrada de Linha com arranjo de barramento do tipo barra dupla a quatro chaves Barro Alto 230 kV 01 Módulo de Entrada de Linha com arranjo de barramento do tipo barra dupla a quatro chaves
A configuração básica supracitada constitui-se na alternativa de referência. Os requisitos técnicos deste ANEXO 6K caracterizam o padrão de desempenho mínimo a ser atingido por qualquer solução proposta. Este desempenho deverá ser demonstrado mediante justificativa técnica comprobatória. No entanto, nesta proposta de configuração alternativa, a TRANSMISSORA NÃO tem liberdade para modificar:
• Níveis de tensão (somente CA);
• Distribuição de fluxo de potência em regime permanente;
• A localização das Subestações Serra da Mesa, Niquelândia e Barro Alto.
O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nas
Tabelas 01 e 02. 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 6K.
VOL. III - Fl. 871 de 1026 1 x 95 4 M CM - C S 87 km 2 x 95 4 M CM - C S 10 5 k m SE LT 500 kV LT 345 kV LT 230 kV LEGENDA LT 138 kV Br. Geral Br. Sul A. Lindas Samambaia Maracá Itapaci Serra do Ouro Chesp Codemi Niquelandia Cia Niquel Barro Alto Anglo American UHE LT 69 kV
Rio das Éguas
Goianésia B.Alto 6 Pbernd 6 Pirineus Xavantes Anhang Trindade Bandeirantes Intermediária
Figura 02 – Diagrama unifilar dos empreendimentos deste Lote K.
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 6K.
Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE e ANATEM, no site da Empresa de Pesquisa Energética – EPE (www.epe.gov.br).
Os dados necessários para estudos de transitórios eletromagnéticos encontram-se no relatório relacionado no item 2.1 deste ANEXO 6K.
1.1.4 REQUISITOS GERAIS
O projeto e a construção das linhas de transmissão e demais equipamentos das subestações terminais devem estar em conformidade com as últimas revisões das normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT, no que for aplicável. 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
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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 6K e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reservas.
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1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO
1.2.1 REQUISITOS GERAIS
Não se aplica.
1.2.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS
1.2.2.1 Parâmetros elétricos
A impedância equivalente vista dos terminais de cada trecho de linha de transmissão, composta por suas componentes de seqüências positiva e também por seu grau de compensação série e/ou paralela, deve possibilitar que o desempenho sistêmico da instalação 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.
1.2.2.2 Capacidade de corrente
A linha de transmissão em 230 kV Serra da Mesa – Niquelândia deve ter capacidade operativa de longa duração de, no mínimo, 1.550 A.
Com base na temperatura do projeto da linha de transmissão, o empreendedor deve disponibilizar uma capacidade operativa de curta duração, admissível durante condição de emergência, conforme regulamento da ANEEL, não inferior a 1.960 A.
A linha de transmissão em 230 kV Niquelândia – Barro Alto deve ter capacidade operativa de longa duração de, no mínimo, 775 A.
Com base na temperatura do projeto da linha de transmissão, o empreendedor deve disponibilizar uma capacidade operativa de curta duração, admissível durante condição de emergência, conforme regulamento da ANEEL, não inferior a 980 A.
A capacidade de corrente de longa duração corresponde ao valor de corrente da linha de transmissão em condição normal de operação e deve atender às diretrizes fixadas pela norma técnica NBR 5422 da ABNT. A capacidade de corrente de curta duração refere-se à condição de emergência estabelecida na norma técnica NBR 5422 da ABNT.
1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS
1.2.3.1 Definição da flecha máxima dos condutores
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
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Na operação em regime de longa duração, as distâncias do condutor ao solo ou aos obstáculos devem ser iguais ou superiores às distâncias de segurança (mínimas) em condições normais de operação estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora.
Na operação em regime de curta duração, as distâncias do condutor ao solo ou aos obstáculos devem ser iguais ou superiores às distâncias de segurança (mínimas) em condições de emergência estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora. As linhas de transmissão para cuja classe de tensão essa norma não estabeleça valores de distâncias de segurança devem ser projetadas segundo as prescrições contidas no NESC, em sua edição de 2002.
Em condições climáticas comprovadamente mais favoráveis do que as estabelecidas acima, a linha de transmissão pode ser solicitada a operar com carregamento superior à capacidade de longa ou curta duração, desde que as distâncias de segurança, conforme definidas nos itens acima, sejam respeitadas.
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 a sua implantação.
1.2.3.2 Definição da capacidade de condução de corrente dos acessórios, conexões e demais componentes
Os acessórios, conexões e demais componentes que conduzem corrente devem ser dimensionados de forma a não criar restrição à operação da linha, incluindo as condições climáticas comprovadamente mais favoráveis referidas no item 1.2.3.1. Deverão ser atendidas, também, as prescrições das normas de dimensionamento e ensaios de ferragens eletrotécnicas de linhas de transmissão, em especial da Norma Técnica NBR 7095 da ABNT, ou sua sucessora.
1.2.3.3 Capacidade de corrente dos cabos pára-raios
Nas condições climáticas estabelecidas no item 1.2.3.1, os cabos pára-raios – conectados ou não à malha de aterramento das subestações terminais e ao sistema de aterramento das estruturas da linha – devem ser capazes de suportar, sem dano, durante o período de concessão da linha de transmissão, a circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em qualquer estrutura por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda. Deve-se considerar níveis de curto-circuito de 40 kA nas subestações 230 kV Serra da Mesa, Niquelândia e Barro Alto.
As linhas de transmissão devem ter pelo menos um cabo pára-raios do tipo Optical Ground Wire – OPGW.
1.2.3.4 Perda Joule nos cabos condutores e pára-raios
A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento da linha de transmissão, ponderada pelos comprimentos dos trechos das grandes travessias de rio e restante da LT, deve ser igual ou inferior à da configuração básica, como segue:
(a) Linha de transmissão 230 kV Serra da Mesa – Niquelândia, para freqüência nominal de 60 Hz e temperatura de 50ºC, igual a 0,0348 Ω/km.
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(b) Linha de transmissão 230 kV Niquelândia – Barro Alto, para freqüência nominal de 60 Hz e temperatura de 50ºC, igual a 0,0697 Ω/km.
A perda Joule nos cabos pára-raios deve ser inferior a 5% das perdas no cabo condutor para qualquer condição de operação.
1.2.3.5 Desequilíbrio
As linhas de transmissão de comprimento superior a 100 km devem ser transpostas com um ciclo completo de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total. Caso a linha 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.
As linhas de transmissão em paralelo devem ter ciclos de transposição com sentido oposto. De forma análoga, as linhas de transmissão de circuito duplo devem ter os circuitos transpostos com ciclos de transposição de sentido oposto.
1.2.3.6 Tensão máxima operativa
A tensão máxima operativa da linha de transmissão para a classe de tensão correspondente está indicada na Tabela 03.
Tabela 03 – Tensão máxima operativa
Classe de tensão [kV] Tensão máxima operativa [kV]
138 145 230 242 345 362 440 460 500 550 525 550 765 800 1.2.3.7 Coordenação de isolamento
A TRANSMISSORA deverá comprovar por cálculo ou simulação que o dimensionamento dos espaçamentos elétricos das estruturas da família de estruturas da linha de transmissão foi feito de forma a assegurar o atendimento dos requisitos abaixo.
(a) Isolamento à tensão máxima operativa
Para dimensionar o isolamento da linha de transmissão para tensão máxima operativa deve ser considerado o balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento com período de retorno de, no mínimo, 30 (trinta) anos.
A distância de escoamento mínima da cadeia de isoladores deve ser determinada conforme a norma IEC 60815, considerando o nível de poluição da região de implantação da LT. Caso o nível de poluição da região seja classificado como inferior ao nível I – leve, a distância específica de escoamento deverá ser igual ou superior a 14 mm/kV eficaz fase-fase.
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Deve ser garantida a distância de segurança entre qualquer condutor da linha e objetos situados na faixa de segurança, tanto para a condição sem vento quanto para a condição de balanço dos cabos e cadeias de isoladores devido à ação de vento com período de retorno de, no mínimo, 30 (trinta) anos. Na condição de balanço dos cabos e cadeias de isoladores devido à ação de vento, essa distância de segurança deve ser também garantida:
• ao longo de toda a LT, independentemente do comprimento do vão, mesmo que para tanto a largura da faixa de segurança seja variável ao longo da LT, em função do comprimento do vão; e
• para qualquer topologia de terreno na faixa de segurança, especificamente quando há perfil lateral inclinado (em aclive).
(b) Isolamento para manobras
A sobretensão adotada no dimensionamento dos espaçamentos elétricos das estruturas deverá ser, no mínimo, igual à maior das sobretensões indicadas nos estudos de transitórios eletromagnéticos.
Os riscos de falha (fase-terra e fase-fase) por circuito, em manobras de energização e religamento, devem ser limitados aos valores constantes da Tabela 04.
Tabela 04 – Risco máximo de falha por circuito em manobras de energização e religamento
Manobra Risco de falha (adimensional) Fase-terra Fase-fase
Energização 10 – 3 10 – 4
Religamento 10 – 2 10 – 3
(c) Desempenho a descargas atmosféricas
O número total de desligamentos da linha de transmissão por descargas atmosféricas, por circuito, deve ser inferior ou igual ao indicado na Tabela 05, de acordo com a tensão nominal da linha de transmissão.
Tabela 05 – Número total de desligamentos da linha de transmissão por descargas atmosféricas
Tensão nominal (kV)
Número total de desligamentos por 100 km / ano
230 2
As estruturas deverão ser dimensionadas com pelo menos dois cabos pára-raios, dispostos sobre os cabos condutores de forma que não haja, para o terreno predominante da região, descargas diretas nos cabos condutores com intensidade suficiente para causar falha do isolamento, considerando uma tolerância de no máximo 0,01 desligamentos por 100 km por ano.
1.2.3.8 Emissão eletromagnética
Os efeitos tratados nas alíneas (a) a (d) devem ser verificados à tensão máxima operativa da linha indicada na Tabela 03.
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(a) Corona visual
A linha de transmissão, com seus cabos e acessórios, bem como as ferragens das cadeias de isoladores, não deve apresentar corona visual em 90% do tempo para as condições atmosféricas predominantes na região atravessada pela linha de transmissão.
(b) Rádio-interferência
A relação sinal/ruído no limite da faixa de segurança deve ser, no mínimo, igual a 24 dB, para 50% do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deve ser o nível mínimo de sinal na região atravessada pela linha de transmissão, conforme resolução ANATEL ou sua sucessora. (c) Ruído audível
O ruído audível no limite da faixa de segurança deve ser, no máximo, igual a 58 dBA em qualquer uma das seguintes condições não simultâneas: durante chuva fina (0,00148 mm/min); durante névoa de 4 (quatro) horas de duração; ou durante os primeiros 15 (quinze) minutos após a ocorrência de chuva.
(d) Campo elétrico
O campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de segurança deve ser inferior ou igual a 4,16 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 no limite da faixa de segurança deve ser inferior ou igual a 67 A/m, equivalente à indução magnética de 83,3 μT na condição de operação da LT em regime de curta duração.
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.
1.2.3.9 Travessia de linhas de transmissão existentes
A TRANSMISORA deve evitar ao máximo o cruzamento sobre linhas de transmissão existentes. Caso o cruzamento seja inevitável, a TRANSMISSORA deve identificar esses casos, tanto nas entradas/saídas das subestações quanto ao longo do traçado das LTs, e informar no projeto básico as providências que serão tomadas no sentido de minimizar os riscos inerentes a esses cruzamentos, ficando a critério da ANEEL a aprovação dessas providências.
A TRANSMISSORA deverá relacionar no projeto básico os cruzamentos da LT em projeto com outra(s) LT(s) existente(s) da Rede Básica. Seguem, abaixo, as informações mínimas da(s) LT(s) em cruzamento a serem prestadas pelo agente:
(a) identificação com as SEs terminais do trecho em questão; (b) tensão nominal;
(c) número de circuitos;e
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Nos casos relacionados a seguir, de cruzamento da LT em projeto com outra(s) LT(s) da Rede Básica, a LT em projeto deverá cruzar necessariamente sob a(s) existente(s):
(a) quando um circuito simples (em projeto) cruzar, num mesmo vão de travessia, mais de um circuito de LT existente com tensão igual ou superior à de projeto, ou;
(b) quando a tensão nominal da LT em projeto for menor que a da LT existente. 1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS
1.2.4.1 Confiabilidade
O projeto mecânico da linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60.826 – International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines. O nível de confiabilidade do projeto eletromecânico, expresso pelo período de retorno do vento extremo, deve ser compatível com um nível intermediário entre os níveis 2 e 3 preconizados na IEC 60826. Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 250 anos para linha de transmissão de tensão nominal superior a 230 kV. Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 150 anos para linha de transmissão de tensão nominal igual ou inferior a 230 kV 1.2.4.2 Parâmetros de vento
Para o projeto mecânico de uma linha de transmissão, os carregamentos oriundos da ação do vento nos componentes físicos da linha de transmissão devem ser estabelecidos a partir da caracterização probabilística das velocidades de vento da região, com tratamento para fenômenos meteorológicos severos, tais como, sistemas frontais, tempestades, tornados, furacões etc.
Os parâmetros explicitados a seguir devem ser obtidos a partir de dados fornecidos por estações anemométricas selecionadas adequadamente para caracterizar a região atravessada pela linha de transmissão:
(a) Média e coeficiente de variação (em porcentagem) das séries de velocidades máximas anuais de vento a 10 m de altura, com tempos de integração da média de 3 (três) segundos (rajada) 10 (dez) minutos (vento médio).
(b) Velocidade máxima anual de vento a 10 m de altura, com período de retorno correspondente ao vento extremo, como definido no item 1.2.4.1, e tempos de integração para o cálculo da média de 3 (três) segundos e 10 (dez) minutos. Se o número de anos da série de dados de velocidade for pequeno, na estimativa da velocidade máxima anual deve ser adotado, no mínimo, um coeficiente de variação compatível com as séries mais longas de dados de velocidades de ventos medidas na região.
(c) Coeficiente de rajada para a velocidade do vento a 10 m de altura, referenciado ao tempo de integração da média de 10 (dez) minutos.
(d) categoria do terreno adotada para o local das medições.
No tratamento das velocidades de vento, para fins de dimensionamento, deve ser considerada a categoria de terreno definida na IEC 60826 que melhor se ajuste à topologia do corredor da LT.
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1.2.4.3 Cargas mecânicas sobre os cabos.
O cabo deve ser dimensionado para suportar três estados de tracionamento – básico, de tração normal e de referência – definidos a partir da combinação de condições climáticas e de envelhecimento do cabo como se segue.
(a) Estado básico
• Para condições de temperatura mínima, a tração axial máxima deve ser limitada a 33% da tração de ruptura do cabo.
• Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial máxima deve ser limitada a 50% da tração de ruptura do cabo.
• Para condições de vento extremo, como definido no item 1.2.4.1, a tração axial máxima deve ser limitada a 70% da tração de ruptura do cabo.
(b) Estado de tração normal (EDS everyday stress)
• No assentamento final, à temperatura média, sem vento, o nível de tracionamento médio dos cabos deve atender ao indicado na norma NBR 5422. Além disso, o tracionamento médio dos cabos deve ser compatível com o desempenho mecânico no que diz respeito à fadiga ao longo da vida útil da linha de transmissão conforme será abordado no item 1.2.4.4.
(c) Estado de referência
• A distância mínima ao solo do condutor (clearance) deve ser verificada sem considerar a pressão de vento atuante.
1.2.4.4 Fadiga mecânica dos cabos
Os dispositivos propostos para amortecer as vibrações eólicas devem ter sua eficiência e durabilidade avaliadas por ensaios que demonstrem sua capacidade de amortecer os diferentes tipos de vibrações eólicas e sua resistência à fadiga, sem perda de suas características de amortecimento e sem causar danos aos cabos.
É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a elaboração de estudos, o desenvolvimento e a aplicação de sistema de amortecimento para prevenção de vibrações eólicas e efeitos relacionados com a fadiga dos cabos, de forma a garantir que estes não estejam sujeitos a danos ao longo da vida útil da linha de transmissão.
A solicitação aos cabos deve ser dimensionada de forma compatível com seu tipo e sua formação. 1.2.4.5 Cargas mecânicas sobre as estruturas
O projeto mecânico de uma linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60826. Além das hipóteses previstas na IEC, é obrigatória a introdução de hipóteses de carregamento que reflitam tormentas elétricas. Devem ser previstas necessariamente as cargas a que as estruturas estarão submetidas nas condições mais desfavoráveis de montagem e manutenção, inclusive em linha viva. Para o caso de uma linha de transmissão construída com estruturas metálicas em treliça, as cantoneiras de aço-carbono ou microligas laminadas a quente devem obedecer aos requisitos de segurança estabelecidos na Portaria nº 178 do Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial – INMETRO, de 18 de julho de 2006.
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1.2.4.6 Fundações
No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura às fundações devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Essas solicitações, calculadas a partir das cargas de projeto da estrutura, considerando suas condições particulares de aplicação – vão gravante, vão de vento, ângulo de deflexão, fim de linha e altura da estrutura – passam a ser consideradas cargas de projeto das fundações.
As fundações de cada estrutura devem ser projetadas estrutural e geotecnicamente de forma a adequar todos os esforços resultantes de cada estrutura às condições específicas do solo.
As propriedades físicas e mecânicas do solo devem ser determinadas de forma 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, seja no aspecto de sensibilidade, de expansibilidade e colapsividade, levando-se em conta a sazonalidade.
A definição do tipo de fundação, bem como o seu dimensionamento estrutural e geotécnico, deve considerar os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade de suporte do solo à compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica.
1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS
1.2.5.1 Descargas atmosféricas
Os cabos pára-raios de qualquer tipo e formação devem ter desempenho mecânico frente a descargas atmosféricas igual ou superior ao do cabo de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8″. Todos os elementos sujeitos a descargas atmosféricas diretas da superestrutura de suporte dos cabos condutores e cabos pára-raios, incluindo as armações flexíveis de estruturas tipo “Cross-Rope”, Trapézio ou Chainette, não devem sofrer redução da suportabilidade mecânica original após a ocorrência de descarga atmosférica. As cordoalhas de estruturas estaiadas mono-mastro ou V protegidas por cabos pára-raios estão isentas deste requisito.
1.2.5.2 Corrosão eletrolítica
É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a elaboração de estudos para prevenção dos efeitos relacionados à corrosão em elementos da linha de transmissão em contato com o solo, de forma a garantir a estabilidade estrutural dos suportes da linha e o bom funcionamento do sistema de aterramento ao longo da vida útil da mesma.
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1.2.5.3 Corrosão ambiental
Todos os componentes da linha de transmissão devem ter sua classe de galvanização compatível com a agressividade do meio ambiente, particularmente em zonas litorâneas e industriais.
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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 Nacional - SIN.
Devem ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações das subestações de 230 kV de Serra da Mesa, Niquelândia e Barro Alto, conforme especificados nos documentos listados no item 2.
Deverão ser realizadas, dentre outras, as obras necessárias de infra-estrutura, descritas no módulo geral – Resolução ANEEL nº. 191, de 12 de dezembro de 2005.
1.3.1.2 Arranjo de barramentos e equipamentos das subestações
O arranjo de barramento, das subestações de 230 kV existentes, deve seguir o existente nas mesmas, isto é, barra dupla a cinco chaves na subestação de Serra da Mesa, e barra dupla a quatro chaves nas subestações de Niquelândia e Barro Alto.
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 da subestação existente, se a máxima corrente verificada for inferior à capacidade do barramento, o trecho de barramento associado a este empreendimento deverá ser compatível com o existente.
A TRANSMISSORA deve informar a capacidade de corrente dos barramentos, para todos os níveis, rígidos ou flexíveis, para a temperatura de projeto.
Para o dimensionamento da capacidade de corrente nominal dos equipamentos a serem implantados na subestação, tais como, disjuntores, chaves seccionadoras e transformadores de corrente, deve ser considerado que indisponibilidades de equipamentos, pertencentes ou não a este empreendimento, podem submeter os remanescentes a valores de correntes mais
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elevados, cabendo a TRANSMISSORA identificar as correntes máximas que poderão ocorrer nos seus equipamentos, desde a data de entrada em operação até o ano horizonte de planejamento, por meio de estudo específico descrito no item 1.8 deste anexo técnico.
Os equipamentos exclusivos das entradas de linha (no arranjo de barramento DJM e ANEL – seccionadora da linha e bobinas de bloqueio; no arranjo BD – todas as seccionadoras, disjuntores, TCs e bobinas de bloqueio) devem suportar, no mínimo, as condições de carregamento da linha de transmissão estabelecidas nos itens 1.2.2.2 e 1.2.3.1.
(b) Capacidade de curto-circuito
Os equipamentos e demais instalações das subestações em 230 kV de Serra da Mesa, Niquelândia e Barro Alto devem suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir:
• Corrente de curto-circuito nominal: 40 kA
• Valor de crista da corrente suportável nominal: 104 kA (fator de assimetria de 2,6)
Ressalta-se que o atendimento a fatores de assimetria superiores àqueles acima definidos pode ser necessário em função dos resultados dos estudos, considerando inclusive o ano horizonte de planejamento, a serem realizados pela TRANSMISSORA, conforme descrito no item 1.8 desse anexo técnico.
(c) Sistema de Aterramento
O projeto das subestações deve atender ao critério de um sistema solidamente aterrado. 1.3.1.4 Suportabilidade
• 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 nominal de 230 kV.
O dimensionamento dos equipamentos conectados às extremidades das linhas de transmissão deve observar o disposto no item 1.3.2.6, quando aplicável.
• Isolamento sob poluição
As instalações devem ser isoladas de forma a atender, sobretensão operativa máxima, às características de poluição da região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815 – Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions.
• Proteção contra descargas atmosféricas
O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deve ser dimensionado de forma a assegurar um risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 anos.
Além disso, deve-se assegurar que não haja falha de blindagem nas instalações para correntes superiores a 2 kA.
Caso existam edificações, as mesmas devem atender às prescrições da Norma Técnica NBR 5419.
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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
(a) O ciclo de operação dos disjuntores deve atender aos requisitos das normas aplicáveis.
(b) O tempo máximo de interrupção para disjuntores classe de tensão de 230 kV deve ser de 3 ciclos.
(c) A corrente nominal do disjuntor deve ser compatível com a máxima corrente possível na indisponibilidade de um outro disjuntor, no mesmo bay ou em bay vizinho, pertencente ou não a este empreendimento, para os cenários previstos pelo planejamento e pela operação.
(d) Os disjuntores devem ser dimensionados respeitando os valores mínimos de corrente de curto- circuito nominal (corrente simétrica de curto-circuito) e valor de crista da corrente suportável nominal (corrente assimétrica de curto-circuito) dispostos no item 1.3.1.3 (b). Fatores de assimetria superiores ao indicado poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 1.8 deste anexo técnico. (e) 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 religamento automático tripolar e monopolar. (f) Caberá à nova TRANSMISSORA fornecer disjuntores com resistores de pré-inserção ou com
mecanismos de fechamento ou abertura controlados, quando necessários.
(g) Os disjuntores devem ser especificados para operar quando submetidos às solicitações de manobra determinadas nos estudos previstos no item 1.8.4.
(h) O disjuntor deve manobrar linhas à vazio sem reacendimento do arco.
(i) Os requisitos mínimos para o disjuntor na manobra de linha a vazio devem levar em conta o valor eficaz da tensão fase-fase da rede de 339 kV à freqüência de 60 Hz, para os disjuntores dos pátios de 230 kV. Valores superiores a estes podem ser necessários, caso os estudos definidos no item 1.8 assim o determinem.
(j) Os disjuntores que manobrem banco de capacitores em derivação devem ser do tipo de “baixíssima probabilidade de reacendimento de arco”, classe C2 conforme norma IEC 62271-100.
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(k) 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, condições estas que deverão ser identificadas pelo Agente. Em caso de disjuntores localizados nas proximidades de usinas geradoras, especial atenção deve ser dada à determinação da constante de tempo a ser especificada para o disjuntor. Caso exista a possibilidade da ocorrência de “zeros atrasados” em caso de defeitos próximos a usina, o disjuntor deve ser especificado para operar nestas condições de defeito.
(l) Capacidade de manobrar outros equipamentos / linhas de transmissão existentes na subestação onde estão instalados, em caso de faltas nesses equipamentos seguidas de falha do referido disjuntor, considerando inclusive disjuntor em manutenção.
(m) Capacidade de manobrar a linha de transmissão licitada em conjunto com o(s) equipamento(s) / linha(s) de transmissão a elas conectadas em subestações adjacentes, em caso de falta no equipamento / linha de transmissão da subestação adjacente, seguido de falha do respectivo disjuntor.
(n) Os disjuntores utilizados na manobra de reatores em derivação devem ser capazes de abrir pequenas correntes indutivas e ser especificados com dispositivos de manobra controlada. (o) Nos casos em que forem utilizados mecanismos de fechamento ou abertura controlados devem
ser especificados a dispersão máxima dos tempos médios de fechamento ou de abertura, compatíveis com as necessidades de precisão da manobra controlada.
1.3.2.2 Seccionadoras, lâminas de terra e chaves de aterramento
Estes equipamentos devem atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas no item.1.8.3.
As seccionadoras devem ser especificadas com, pelo menos, a mesma corrente nominal utilizada pelos disjuntores deste empreendimento, aos quais estejam associadas.
A TRANSMISSORA deve especificar o valor de crista da corrente suportável nominal (corrente de curto-circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta duração (corrente de curto simétrica) respeitando os valores mínimos dispostos no item 1.3.1.3 (b).
Fatores de assimetria superiores ao indicado em 1.3.1.3 (b) poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos nos item 1.8 deste anexo técnico.
As lâminas de terra e chaves de aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 62271-102.
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
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autoprotegidos. Os pára-raios devem ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), adequados para instalação externa.
Os pára-raios devem ser especificados com uma capacidade de dissipação de energia suficiente para fazer frente a todas as solicitações identificadas nos estudos descritos no item 1.8 deste anexo técnico.
A TRANSMISSORA deverá informar, ainda na fase de projeto básico, em caso de indisponibilidade dos dados finais do fornecimento, os valores de catálogo da família do pára-raios escolhido para posterior utilização no empreendimento.
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 60.044-6 1992 (Instrument transformers - part 6: Requirements for protective current transformers for transient performance), considerando a constante de tempo primária (relação X/R) do ponto de instalação e o ciclo de religamento previsto, para que esses núcleos não saturem durante curto-circuitos e religamentos rápidos.
A TRANSMISSORA deve especificar transformadores de corrente com o valor de crista da corrente suportável nominal (corrente de curto-circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta duração (corrente de curto simétrica) que respeitem o disposto no item 1.3.1.3 (b).
Fatores de assimetria superiores ao indicado em 1.3.1.3 (b) poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos nos item 1.8 deste anexo técnico.
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 linha
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
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transformadores de potencial, deverão ser dimensionados para suportar por uma hora as sobretensões à freqüência industrial de acordo com a Tabela 6.
Tabela 6 – Tensão eficaz entre fases admissível
nas extremidades das linhas de transmissão após manobra (kV)
Tensão nominal Tensão sustentada
230 253
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1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO
1.4.1 DEFINIÇÕES BÁSICAS
COMPONENTE DO SISTEMA DE POTÊNCIA ou COMPONENTE: é todo equipamento ou instalação delimitado por disjuntores, elos fusíveis ou religadores automáticos. Uma exceção existe para reator shunt de LINHA DE TRANSMISSÃO que também é classificado como COMPONENTE, mesmo sem disjuntor próprio.
SISTEMA: quando aplicado à proteção, à supervisão e controle ou a telecomunicações, significa o conjunto de equipamentos e funções requeridas e necessárias para seu desempenho adequado na operação da instalação e da REDE BÁSICA.
SISTEMA DE PROTEÇÃO: conjunto de equipamentos composto por relés de proteção, relés auxiliares, equipamentos de teleproteção e acessórios destinados a realizar a proteção em caso de falhas elétricas, tais como curtos-circuitos, e de outras condições anormais de operação dos COMPONENTES de um sistema elétrico (LINHAS DE TRANSMISSÃO, barramentos e equipamentos).
PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA: destina-se a detectar e eliminar, seletivamente e sem retardo de tempo intencional, falhas que ocorram apenas no COMPONENTE protegido. São exemplos os esquemas com comunicação direta relé a relé, os esquemas de teleproteção, as proteções diferenciais, os esquemas de comparação de fase etc.
PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA: destina-se a detectar e eliminar falhas que ocorram no COMPONENTE protegido e a fornecer proteção adicional para os COMPONENTES adjacentes. Em sua aplicação como PROTEÇÃO DE RETAGUARDA, sua atuação é coordenada com a atuação das proteções dos equipamentos adjacentes por meio de retardo de tempo intencional. São exemplos as proteções de sobrecorrente e as proteções de distância.
PROTEÇÃO DE RETAGUARDA: destina-se a atuar quando da eventual falha de outro SISTEMA DE PROTEÇÃO. Quando esse SISTEMA está instalado no mesmo local do SISTEMA DE PROTEÇÃO a ser coberto, trata-se de retaguarda local; quando está instalado em local diferente daquele onde está o SISTEMA DE PROTEÇÃO a ser coberto, trata-se de retaguarda remota.
PROTEÇÃO PRINCIPAL: esquema de proteção composto por um SISTEMA de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e um SISTEMA de PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA.
PROTEÇÃO ALTERNADA: esquema composto por um SISTEMA DE PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e por um SISTEMA de PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA, funcionalmente idêntico à PROTEÇÃO PRINCIPAL e completamente independente desta.
PROTEÇÃO INTRÍNSECA: conjunto de dispositivos de proteção normalmente integrados aos equipamentos, tais como relés de gás, válvulas de alívio de pressão, sensores de temperatura, sensores de nível etc.
SIR: relação entre a impedância de fonte e a impedância da LINHA DE TRANSMISSÃO (SIR), é definida por meio da divisão da impedância da fonte atrás do ponto de aplicação de um relé pela impedância total da LINHA DE TRANSMISSÃO protegida:
SIR = ZS / ZL
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COMPRIMENTO RELATIVO DE LINHA DE TRANSMISSÃO: determinado em função do SIR e utilizado para a seleção do tipo de proteção mais indicado. No âmbito do presente Anexo Técnico, as LINHAS DE TRANSMISSÃO classificam-se como:
LINHAS DE TRANSMISSÃO curtas, as que apresentam SIR > 4; LINHAS DE TRANSMISSÃO longas, as que apresentam SIR ≤ 0,5.
1.4.2 REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO,REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES
Os requisitos técnicos e as características funcionais aqui apresentados referem-se aos seguintes SISTEMAS funcionalmente distintos:
a) SISTEMAS DE PROTEÇÃO (SP);
b) SISTEMAS de registro de perturbações (SRP); e c) SISTEMAS de telecomunicação (ST).
Cada SISTEMA (proteção, registradores de perturbações e telecomunicações) deve ser integrado no nível da instalação para permitir o acesso local ou remoto de todos os seus dados, ajustes, registros de eventos, grandezas de entradas e outras informações. Essa integração não deve impor restrições à operação dos COMPONENTES primários da instalação.
No caso de implantação de um novo vão em INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, os SISTEMAS devem ser compatibilizados com os já instalados.
Todos os equipamentos e SISTEMAS devem ter automonitoramento e autodiagnóstico, com bloqueio automático da atuação quando houver defeito e com sinalização local e remota de falha e defeito. Os SISTEMAS devem ter arquitetura aberta e utilizar protocolos de comunicação descritos em norma, de forma a não impor restrições a AMPLIAÇÕES futuras DA REDE BÁSICA e à integração com SISTEMAS e equipamentos de outros fabricantes.
Os SISTEMAS devem ter recursos que possibilitem a intervenção das equipes de manutenção sem desligamento de COMPONENTES primários.
Os materiais e equipamentos a serem utilizados devem ser projetados, fabricados, montados e ensaiados 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 ou da American National Standards Institute – ANSI, nessa ordem de preferência.
Todos os equipamentos e SISTEMAS digitais devem atender aos requisitos das normas para compatibilidade eletromagnética aplicáveis, conforme as Normas citadas, nos graus de severidade adequados para instalação em subestações de extra-alta-tensão.
1.4.3 REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO
Todo COMPONENTE, exceção feita aos barramentos, deve ser protegido localmente por dois SISTEMAS DE PROTEÇÃO completamente independentes.
Excetuando-se os barramentos, a proteção dos COMPONENTES deve ser concebida de maneira a não depender de PROTEÇÃO DE RETAGUARDA remota no SISTEMA DE TRANSMISSÃO. Para os
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barramentos deve ser prevista PROTEÇÃO DE RETAGUARDA remota para cobertura de eventual indisponibilidade de sua única proteção.
Devem ser previstos transformadores para instrumentos – transformadores de corrente e de potencial – para alimentação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO, supervisão e controle, em número adequado e com características nominais especificadas em função da aplicação (relações nominais, número de núcleos e enrolamentos secundários, exatidão, cargas nominais, desempenho transitório, etc.). Os enrolamentos dos transformadores de corrente para alimentação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ser dispostos na instalação de forma a permitir a superposição de zonas das PROTEÇÕES RESTRITAS de equipamentos primários adjacentes, evitando a existência de “pontos cegos”. O uso de proteções que tenham funcionalidades que possam detectar faltas em eventuais “zonas mortas” resultantes da aplicação de transformadores de corrente na instalação pode ser considerado.
As correntes e tensões para alimentação de cada SISTEMA DE PROTEÇÃO - PRINCIPAL E ALTERNADA - devem ser obtidas de núcleos independentes de transformadores de corrente e de secundários diferentes de transformadores de potencial. Quando não for utilizada redundância de proteção (PROTEÇÃO PRINCIPAL E ALTERNADA), a alimentação de correntes e tensões da PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve ser independente daquela utilizada pela PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA.
As proteções que estão sujeitas à operação acidental por perda de potencial devem ter supervisão de tensão para bloqueio de operação e alarme.
Os conjuntos de PROTEÇÃO PRINCIPAL E ALTERNADA devem ser alimentados por bancos de baterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independentes. Quando não for utilizada redundância de proteção, esse requisito deve ser atendido para a PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e para a PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA.
Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ser constituídos, obrigatoriamente, por equipamentos independentes e dedicados para cada COMPONENTE da instalação, podendo esses equipamentos ser do tipo multifunção.
Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ter saídas para acionar disjuntores com dois circuitos de disparo independentes.
Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos relés de proteção, equipamentos de telecomunicação utilizados para teleproteção, religamento automático e sincronismo, de forma a indicar qualquer anormalidade que possa implicar em perda da confiabilidade operacional do SISTEMA DE PROTEÇÃO.
Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ter, em condições normais ou durante perturbações, características de sensibilidade, seletividade, rapidez e confiabilidade operativa, a fim de que seu desempenho não comprometa a segurança do sistema elétrico.
O agente de transmissão deve realizar os estudos necessários para ajustes e coordenação do SISTEMA DE PROTEÇÃO. Para confirmar o atendimento aos requisitos descritos no item anterior, o agente de transmissão deve manter o registro dos ajustes implantados. Esses ajustes devem ser informados ao OPERADOR NACIONAL DE SISTEMA ELÉTRICO - ONS, sempre que solicitado.
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1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO
1.4.4.1 Geral
O SISTEMA DE PROTEÇÃO de LINHA DE TRANSMISSÃO compreende o conjunto de relés, equipamentos e acessórios instalados nos terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO, necessários e suficientes para a detecção e eliminação, de forma seletiva, de todos os tipos de faltas – com ou sem resistência de falta - e de outras condições anormais de operação.
No caso de utilização de compensação série, o SISTEMA DE PROTEÇÃO deve ser adequado para a manutenção dos requisitos exigidos no parágrafo anterior.
Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ser selecionados de acordo com as características da LINHA DE TRANSMISSÃO a ser protegida. LINHAS DE TRANSMISSÃO curtas (SIR > 4) não devem utilizar esquemas de proteção com funções ajustadas em subalcance.
SISTEMAS DE PROTEÇÃO compostos por relés de distância devem ter as seguintes funções: a) Funções de distância (21/21N)1 para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra, com
temporizadores independentes por zona;
b) Função de sobrecorrente direcional de neutro (67N), com unidades instantâneas e temporizadas para complementação da proteção de distância para faltas a terra independentes das funções de medição de distância;
c) Função para a detecção de faltas que ocorram durante a energização da LINHA DE TRANSMISSÃO (50LP - switch onto fault); e
d) Função para detecção de oscilações de potência e bloqueio das unidades de distância (68OSB). Se a PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA for realizada por relés de distância, o esquema de teleproteção deve atender aos seguintes requisitos:
a) A seleção da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar em conta o SISTEMA de telecomunicação utilizado, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o comprimento relativo da LINHA DE TRANSMISSÃO, acoplamentos magnéticos com outras LINHAS DE TRANSMISSÃO e a existência de compensação série;
b) A unidade instantânea da proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67 N) deve atuar incorporada ao esquema de teleproteção selecionado;
c) Em esquemas de teleproteção por sobrealcance devem ser utilizadas lógicas de bloqueio temporário para evitar operação indevida durante a eliminação seqüencial de faltas em LINHA DE TRANSMISSÃO paralelas (transient blocking);
d) Os esquemas de teleproteção do tipo permissivo por sobrealcance devem ter lógicas para a devolução de sinal de disparo (echo) e para proteção de terminais com fraca alimentação (weak infeed).
As PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS devem detectar faltas entre fases e entre fases e terra, para 100% da extensão da LINHA DE TRANSMISSÃO protegida, sem retardo de tempo intencional.
1 Numeração indicadora da função conforme Norma IEEE Standard Electrical Power System Device Function Numbers and Contact Designations,
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As PROTEÇÕES GRADATIVAS OU IRRESTRITAS devem ser compostas por relés de distância (21/21N), para defeitos entre fases e fase-terra e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N). Devem atender aos requisitos já mencionados e possibilitar efetiva PROTEÇÃO DE RETAGUARDA para a LINHA DE TRANSMISSÃO protegida e para o barramento remoto, mantida a coordenação com a proteção dos COMPONENTES adjacentes.
Terminais de LINHAS DE TRANSMISSÃO conectados a barramentos com arranjos do tipo disjuntor e meio ou anel devem ter função para proteção do trecho de LINHA DE TRANSMISSÃO que permanece energizado quando a chave isoladora da LINHA DE TRANSMISSÃO estiver aberta e seus disjuntores fechados (stub bus protection).
1.4.4.2 Adequação do SISTEMA DE PROTEÇÃO das extremidades de uma LINHA DE TRANSMISSÃO Nos SISTEMAS DE PROTEÇÃO de LINHA DE TRANSMISSÃO com recursos de telecomunicação – esquema com comunicação relé a relé, teleproteção, proteções diferenciais, etc. –, os relés e equipamentos instalados em ambos os terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO devem ser considerados para a operação como um conjunto único, devendo ser integrados e idênticos entre si quando comparadas as duas extremidades da LINHA DE TRANSMISSÃO. Este requisito deve ser observado tanto para os equipamentos de telecomunicação quanto para os relés de proteção.
Em um terminal é admissível a utilização de equipamentos para a PROTEÇÃO PRINCIPAL diferentes dos, para a PROTEÇÃO ALTERNADA – ou para a PROTEÇÃO DE RETAGUARDA –, desde que se atenda ao requisito explicitado no parágrafo anterior.
Na implantação de nova subestação decorrente de seccionamento de LINHA DE TRANSMISSÃO com a inclusão de novas ENTRADAS DE LINHA devem-se adequar as proteções das ENTRADAS DE LINHA existentes ao requisito especificado nos parágrafos anteriores, tanto pela aquisição e implantação de novos SISTEMAS DE PROTEÇÕES como pelo remanejamento das proteções existentes.
1.4.4.3 LINHAS DE TRANSMISSÃO com tensão nominal de 230 kV
Cada terminal de LINHA DE TRANSMISSÃO deve ser equipado com dois conjuntos (relés, relés auxiliares e demais acessórios) independentes de SISTEMA DE PROTEÇÃO do tipo PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA.
O tempo total de eliminação de faltas pela PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA não deve exceder a 150 ms. Nas LINHAS DE TRANSMISSÃO de interligação entre SISTEMAS este tempo não deve exceder 100 ms.
As LINHAS DE TRANSMISSÃO de interligação entre SISTEMAS devem ter função para proteção por perda de sincronismo (78) baseada na taxa de variação no tempo da impedância medida, com as seguintes características:
a. Ajustes das unidades de impedância e do temporizador independentes;
b. Seleção do modo de disparo na entrada (trip on way in) ou na saída (trip on way out) da característica de medição; e
c. Bloqueio do disparo para faltas assimétricas, preferencialmente por corrente de seqüência de fase negativa.
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Quando a LINHA DE TRANSMISSÃO tiver reator diretamente conectado ou quando características locais ou de equipamento assim o exigirem – por exemplo, em barramentos isolados a SF6 (gás hexafluoreto de enxofre) – deve-se prever esquema de transferência de disparo para comandar o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto.
Todos os terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO devem ter proteção trifásica 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 apenas para sobretensões que ocorram simultaneamente nas três fases e os elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três fases.
1.4.4.4 Esquemas de religamento automático Requisitos gerais
Todas as LINHAS DE TRANSMISSÃO devem ser dotadas de esquemas para religamento automático tripolar.
Os esquemas de religamento automático devem atender à seguinte filosofia:
a. Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio deve-se prever a possibilidade de religamento em qualquer dos disjuntores adjacentes à LINHA DE TRANSMISSÃO.
b. O relé ou função de religamento deve ter temporizador para ajuste de tempo morto de religamento.
c. Uma vez iniciado um determinado ciclo de religamento, somente deve ser permitido um novo ciclo depois de decorrido um tempo mínimo ajustável, que se iniciará com a abertura do disjuntor. d. O SISTEMA DE PROTEÇÃO deve ter meios para, opcionalmente, realizar o religamento
automático apenas quando da ocorrência de curtos-circuitos internos fase-terra.
e. Em subestações com arranjo do tipo anel ou disjuntor e meio devem ser previstas facilidades (chave seletora ou através do sistema de controle) para a colocação ou retirada de serviço do religamento e a seleção do disjuntor a religar.
f. O ciclo de religamento deve ser iniciado exclusivamente após a eliminação de faltas internas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser iniciados quando de aberturas manuais de disjuntores, operação de funções gradativas de proteção, faltas nos barramentos, atuações de proteções para falha de disjuntor, recepção constante de transferência de disparo do terminal remoto, atuações de proteção de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo. Quando for o caso, o ciclo iniciará a partir da eliminação de faltas por atuação das proteções dos reatores de linha ou transformadores/autotransformadores.
g. Deve ser prevista a possibilidade de seleção de qualquer um dos terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO para religar primeiro (terminal líder). Esse religamento deve ocorrer depois de transcorrido o tempo morto ajustado. O outro terminal (terminal seguidor) deve religar com a verificação de sincronismo. Para permitir a seleção do terminal líder, ambos os terminais devem ser equipados com esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo. O terminal líder deve religar somente se não houver tensão na LINHA DE TRANSMISSÃO. O terminal
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seguidor deve religar somente depois da verificação de sincronismo, se houver nível de tensão adequado do lado da LINHA DE TRANSMISSÃO.
h. Qualquer ordem de disparo iniciada por proteção deverá desligar os três pólos do disjuntor e iniciar o ciclo de religamento.
i. O comando de fechamento tripolar de disjuntores deve ser supervisionado por funções de verificação de sincronismo e de subtensão e sobretensão.
No caso de utilização de religamento automático monopolar devem ser atendidos, adicionalmente, as seguintes condições:
a. O desligamento e o religamento dos dois terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO devem ser monopolares para faltas monofásicas e tripolares para os demais tipos de faltas. Caso não haja sucesso no ciclo de religamento o desligamento deve ser tripolar. Nesse esquema deve haver opção também para religamento apenas tripolar. Na opção tripolar, qualquer ordem de disparo iniciada por proteção deve desligar os três pólos do disjuntor e iniciar o ciclo de religamento; b. O esquema de religamento deve permitir ajustes independentes do tempo morto de religamento
tanto para o religamento monopolar quanto para o tripolar;
c. Durante o período de operação com fase aberta imposto pelo tempo morto do religamento monopolar, qualquer ordem de disparo deve ser tripolar, cancelando o religamento da LINHA DE TRANSMISSÃO;
d. No caso de utilização de esquemas de teleproteção em sobrealcance, com funções direcionais de sobrecorrente de neutro (seqüência zero e/ou negativa), deve ser previsto o bloqueio dessas funções durante o período de operação com fase aberta;
e. Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem permitir a correta seleção de fases defeituosas para comandar o desligamento do disjuntor de forma monopolar ou tripolar.
Função para verificação de sincronismo
A função para verificação de sincronismo deve permitir o ajuste do tempo total 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, deve possibilitar ajustes da diferença de tensão, defasagem angular, diferença de freqüência e permitir a seleção das seguintes condições para fechamento do disjuntor:
• Barra viva - linha morta. • Barra morta - linha viva. • Barra viva – linha viva. • Barra morta - linha morta.
Requisitos para verificação de sincronismo manual
As instalações devem ser providas de dispositivo para a verificação das condições de sincronismo para o fechamento manual de seu(s) disjuntor(es).
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No caso de AMPLIAÇÃO DA REDE BÁSICA ou modificação da instalação devem ser instalados os transformadores de instrumentos, eventualmente necessários para a realização da função de sincronização.
O dispositivo de sincronização deve atender aos seguintes requisitos:
• Permitir o fechamento do disjuntor com temporização ajustável, após verificar que os seus terminais estão sincronizados (sistema em anel), e a diferença entre as tensões dos dois terminais (módulo e ângulo de fase) está dentro dos limites ajustados;
• Permitir o fechamento instantâneo do disjuntor, após verificar que a diferença entre as tensões (módulo e ângulo de fase) e a diferença da freqüência dos dois terminais, está dentro dos limites ajustados (sistema não sincronizado);
• Contar com diferentes grupos de ajustes, de modo a permitir o fechamento de sistemas em anel com diferenças de ângulo de fase das tensões distintas, dependendo do equipamento a ser conectado;
• Permitir o fechamento nas condições em que um ou ambos os lados do disjuntor estejam sem tensão – “barra viva-linha morta”, “barra morta-linha viva” ou “barra morta-linha morta”; e
• Indicar as condições de sincronização de forma a permitir a adoção de medidas operativas para atingir o valor de ajuste.
1.4.5 SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS
O SISTEMA DE PROTEÇÃO de barramentos compreende o conjunto de relés e acessórios necessários e suficientes para detectar e eliminar de todos os tipos de faltas nas barras, com ou sem resistência de falta.
Cada barramento da instalação – com exceção dos barramentos com arranjo em anel – deve ter pelo menos um conjunto independente de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA.
Em subestação com arranjo do tipo disjuntor e meio ou disjuntor duplo é vedado o uso de proteções de barra do tipo adaptativo que englobem os dois barramentos da instalação.
Em subestação com arranjo do tipo barra dupla com disjuntor simples, a proteção deve ser global e adaptativa, desligando apenas os disjuntores conectados ao barramento defeituoso, para qualquer configuração operativa por manobra de secionadoras.
A PROTEÇÃO DE RETAGUARDA para faltas nos barramentos deve ser realizada pela PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA dos terminais remotos das LINHAS DE TRANSMISSÃO e equipamentos ligados ao barramento.
O tempo total de eliminação de faltas – incluindo o tempo de operação do SISTEMA DE PROTEÇÃO do barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores - não deve ser superior a 100 ms, para barramentos de tensões nominais iguais ou superiores a 345 kV e a 150 ms para os níveis de tensão nominal inferiores.
No caso de falha da PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA do barramento, o tempo total para que as PROTEÇÕES DE RETAGUARDA eliminem faltas no barramento não deve ser superior a 500 ms, para barramentos de tensões nominais iguais ou superiores a 345 kV, e a 600 ms, para os níveis de tensão nominais inferiores.
