ANEXO 6G LOTE G. LINHA DE TRANSMISSÃO 230 kv SÃO LUÍS II SÃO LUÍS III E SUBESTAÇÃO 230/69 kv SÃO LUÍS III 150 MVA

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ANEXO 6G

LOTE G

LINHA DE TRANSMISSÃO 230 kV

SÃO LUÍS II – SÃO LUÍS III E

SUBESTAÇÃO 230/69 kV SÃO LUÍS III – 150 MVA

CARACTERÍSTICAS

E

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS

DAS

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ÍNDICE

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES ...473

1.1 INTRODUÇÃO ...473

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL...473

1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA ...473

1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS ...474

1.1.4 REQUISITOS GERAIS ...474

1.2 LINHA DE TRANSMISSÃO ...476

1.2.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS ...476

1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS ...476

1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS ...479

1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS ...482

1.3 SUBESTAÇÕES...483

1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS...485

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO ...490

1.4.1 GERAL ...490

1.4.2 PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO...491

1.4.3 PROTEÇÃO DE BARRA NA SUBESTAÇÃO SÃO LUÍS II ...497

1.4.4 PROTEÇÃO DE BARRAS DE 230KV PARA A NOVA SUBEST AÇÃO DE SÃO LUIZ III...497

1.4.5 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES ...498

1.4.6 PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR ...499

1.4.7 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO ...500

1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE...502

1.5.1 INTRODUÇÃO ...502

1.5.2 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DAS INSTALAÇÕES ...502

1.5.3 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS SUBESTAÇÕES ...510

1.5.4 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE PELO ONS ...512

1.5.5 REQUISITOS DE DISPONIBILIDADE E AVALIAÇÃO DE QUALIDADE...515

1.5.6 REQUISITOS PARA TESTE DE CONECTIVIDADE DA(S) INTERCONEXÃO(ÕES) ...519

1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL...520

1.6.1 ASPECTOS GERAIS ...520

1.6.2 DESCRIÇÃO FUNCIONAL ...520

1.6.3 DISPARO DO REGISTRADOR DIGITAL DE PERTURBAÇÕES...521

1.6.4 SINCRONIZAÇÃO DE TEMPO ...522

1.6.5 REQUISITOS DE COMPATIBILIDADE ELETROMAGNÉTICA ...522

1.6.6 CARACTERÍSTICAS DOS SINAIS DE ENTRADA E SAÍDA...522

1.6.7 CAPACIDADE DE REGISTRO DE OCORRÊNCIAS ...523

1.6.8 REQUISITOS DE COMUNICAÇÃO ...524

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1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ...526

1.7.2 REQUISITOS PARA A TELEPROTEÇÃO ...527

1.7.3 REQUISITOS PARA CANAIS DE VOZ...528

1.7.4 REQUISITOS PARA TRANSMISSÃO DE DADOS ...529

1.8 DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESTE ANEXO TÉCNICO ...530

1.8.1 TENSÃO OPERATIVA ...530

1.8.2 CRITÉRIOS PARA AS CONDIÇÕES DE MANOBRA ASSOC IADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO ...531

1.8.3 CRITÉRIOS PARA MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE ATERRAMENTO...536

1.8.4 CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE DISJUNTORES ...536

2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO...537

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ...537

2.1.1 RELATÓRIOS ...537

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES ...537

3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO ...538

3.1 GERAL ...538

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL ...538

4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ...539

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA...539

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES...539

4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO ...539

4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO...539

4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS. ...540

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: ...541

4.5 PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO: ...541

5 CRONOGRAMA ...542

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A) ...543

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1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

1.1 INTRODUÇÃO

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL

Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos da linha de transmissão em 230 kV São Luís II – São Luís III, com 36 km e subestação 230/69 kV São Luís III – 150 MVA; que atenderão à expansão do sistema de transmissão da Ilha de São Luís do Maranhão, região metropolitana de São Luís, pertencentes à Rede Básica do SIN – Sistema Interligado Nacional.

1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA

A configuração básica a ser licitada é composta pela linha de transmissão em 230 kV São Luís II – São Luís III, com 36 km e subestação 230/69 kV São Luís III – 150 MVA.

Tabela 1.1 – Linha de transmissão prevista para 2009

ORIGEM DESTINO CIRCUITO kV km

São Luís II São Luís III C1 230 36

Tabela 1.2 – Subestações previstas para 2009

SUBESTAÇÃO kV EQUIPAMENTO

São Luís II 230 1 entrada de linha São Luís III 230

1 módulo geral SE média 1 entrada de linha 1 interligação de barras

1 transformador trifásico 230/69 kV – 150 MVA 1 conexão de transformador

São Luís III 69 1 conexão de transformador _{1 interligação de barras}

A configuração básica supracitada constitui-se na alternativa de referência. Os requisitos técnicos

deste ANEXO 6F caracterizam o padrão de desempenho mínimo a ser atingido por qualquer solução proposta. Este desempenho deverá ser demonstrado mediante justificativa técnica comprobatória. A utilização pelo empreendedor de outras soluções, que não a de referência, fica condicionada à demonstração de que a mesma apresente desempenho elétrico equivalente ou superior àquele proporcionado pela alternativa de referência.

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.

O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nas Tabelas 1.1 e 1.2. Estão incluídos no empreendimento os equipamentos terminais de manobra, proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e

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facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, ainda que não expressamente indicados neste ANEXO 6F.

SE São Luís II SE São Luís I

SE São Luís III Legenda

500 kV 230 kV 69 kV

Objeto deste Lote F Previsão futura

Figura 1.1 – Diagrama unifilar da Rede Básica na região metropolitana de São Luís.

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 6F.

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 relativos aos estudos de transitórios eletromagnéticos estão disponíveis no formato do programa ATP, no anexo 01 do documento “Sistema Norte Nordeste – LT 230 kV São Luís II – São Luís III – relatório R2, de maio de 2007”.

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 e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da International Electrotechnical Commission - IEC, American National Standards Institute - ANSI ou National Electrical Safety Code - NESC, nesta ordem de preferência, salvo onde expressamente indicado.

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

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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 responsabilid ade 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 6F e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reservas.

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VOL. IV - Fl. 476 de 544 1.2 LINHA DE TRANSMISSÃO

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 linhas de transmissão , e informar as providências que serão tomadas no sentido de minimizar os riscos inerentes a esses cruzamentos, ficando a critério da ANEEL a aprovação dessas providências.

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 seqüência positiva e zero 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.

1.2.2.2 Capacidade de corrente

A linha de transmissão 230 kV São Luís II – São Luís III, com 36 km deverá ter capacidade operativa de longa duração de 1104 A e, de curta duração de 1534 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

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

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

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Na operação em regime de curta duração, devem ser preservadas as distâncias de segurança correspondentes, estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT. As linhas de transmissão para cuja classe de tensão essa norma não estabeleça valores de distâncias de segurança devem ser projetadas segundo as prescrições contidas no NESC, em sua edição de 2002.

Em condições climáticas comprovadamente mais favoráveis do que as estabelecidas acima, a linha de transmissão pode ser solicitada a operar com carregamento superior à capacidade de longa ou curta duração, desde que as distâncias de segurança, conforme definidas nos itens acima, sejam respeitadas.

1.2.3.2 Definição da capacidade de condução de corrente dos acessórios, conexões e demais

componentes que conduzem corrente

A capacidade de condução de corrente dos acessórios, conexões e demais componentes que conduzem corrente deve ser superior à máxima corrente que pode circular na linha preservando as distâncias de segurança correspondentes à operação em regime de longa duração prescritas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT nas seguintes condições climáticas:

I. Média das temperaturas mínimas diárias da região;

II. sem radiação solar; e

III. vento médio da região.

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.

1.2.3.3 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 às 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. Devem-se considerar níveis de curto-circuito de 40 kA nas subestações 230 kV.

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 deve ser igual ou inferior à da configuração básica, como segue:

(a) Linhas de transmissão São Luís II – São Luís III, com 36 km, para freqüência nominal de 60 Hz e

para a temperatura de 75ºC deve ser igual ou inferior a 0,044 Ω/km/fase.

A perda Joule nos cabos pára-raios deve ser inferior a 5% das perdas no cabo condutor para qualquer condição de operação.

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1.2.3.5 Desequilíbrio

O desequilíbrio de tensão de seqüência negativa e zero deve estar limitado a 1,5%, em vazio e a plena carga. Caso este valor seja ultrapassado a linha deverá ser transposta com um ciclo completo de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total.

1.2.3.6 Tensão máxima operativa

A tensão máxima operativa da linha de transmissão obje to deste Anexo F, mencionada nos itens subseqüentes, está limitada a 242 kV.

1.2.3.7 Coordenação de isolamento

(a) Isolamento à tensão máxima operativa

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

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

IEC 815;

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

norma, limitada a um mínimo de 14 mm/kV eficazes fase-fase; e

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

30 (trinta) anos.

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

(b) Isolamento para manobras

O dimensionamento dos espaçamentos elétricos na estrutura deverá considerar os resultados indicados pelos estudos de transitórios eletromagnéticos.

O risco de falha em manobras de energização e religamento deve estar limitado aos valores constantes da Tabela 1.3.

Tabela 1.3 – Risco máximo de falha em manobras de energização e religamento

Manobra Risco de falha (adimensional)

Entre fase e terra Entre fases

Energização 10 – 3 ₁₀– 4

Religamento 10 – 2 ₁₀– 3

(c) Desempenho a descargas atmosféricas

Para esta linha de transmissão, o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser inferior ou, no máximo , igual a dois desligamentos por 100 km por ano.

As estruturas deverão ser dimensionadas com dois cabos pára-raios, dispostos sobre os cabos condutores, de forma que impeça descargas diretas nos cabos condutores com intensidade suficiente para causar falha do isolamento, para o terreno predominante da região

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1.2.3.8 Emissão eletromagnética

Os efeitos tratados abaixo devem ser verificados à tensão máxima de operação da linha, 242 kV. (a) Corona visual

A linha de transmissão, com seus cabos e acessórios, bem como as ferragens das cadeias de isoladores, quando submetida à tensão máxima operativa, não deve apresentar corona visual por 90% do tempo para as condições atmosféricas predominantes na região atravessada pela linha de transmissão.

(b) Rádio-interferência

A relação sinal/ruído no limite da faixa de servidão, quando a linha de transmissão estiver submetida à tensão máxima operativa, deve ser, no mínimo, igual a 24 dB, para 50% do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deve ser o nível mínimo de sinal na região atravessada pela linha de transmissão, conforme norma DENTEL ou sua sucedânea.

(c) Ruído audível

O ruído audível no limite da faixa de servidão, quando a linha de transmissão estiver submetida à tensão máxima operativa, deve ser, no máximo, igual a 58 dBA em qualquer uma das seguintes condições não simultâneas: durante chuva fina (0,00148 mm/min); durante névoa de 4 (quatro) horas de duração; ou durante os primeiros 15 (quinze) minutos após a ocorrência de chuva. (d) Campo elétrico

Quando a linha de transmissão estiver submetida à tensão máxima operativa, o campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão deve ser inferior ou igual a 4,2 kV/m.

Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos.

(e) Campo magnético

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

ser inferior ou igual a 67 A/m, equivalente à indução magnética de 83 µT.

Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos.

1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS

1.2.4.1 Confiabilidade

O projeto mecânico da linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60826 – International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines. O nível de confiabilidade do projeto eletromecânico, expresso pelo período de retorno do vento extremo, deve ser compatível com um nível intermediário entre os níveis 2 e 3 preconizados na IEC 60826. Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 150 anos.

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

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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) e 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.

Deverá ser informada a categoria de terreno, adotada no tratamento das velocidades de vento, com base na rugosidade do terreno do corredor por onde a linha de transmissão será implantada.

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 idade do cabo como se segue.

(a) Estado básico

• Para condições de temperatura mínima, a tração axial deve ser limitada a 33% da tração

de ruptura do cabo.

• Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial deve ser

limitada a 50% da tração de ruptura do cabo.

• Para condições de vento extremo, como definido no item 1.2.4.1, a tração axial deve ser

limitada a 70% da tração de ruptura do cabo. (b) Estado de tração normal (EDS everyday stress)

• No assentamento final, à temperatura média, sem vento, o nível de tracionamento médio

dos cabos deve atender ao indicado na norma NBR 5422. Além disso, deve ser compatível com o desempenho mecânico no que diz respeito à fadiga ao longo da vida útil da linha de transmissão conforme será abordado no item 1.2.4.4.

(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

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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 243 do Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial – INMETRO, publicada no Diário Oficial da União, de 17 de dezembro de 2002. Deve considerar, também, as condições climáticas da região caracterizadas por maresias de alta salinidade.

1.2.4.6 Fundações

No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura a suas fundações devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Essas solicitações, calculadas com as cargas de projeto da torre, considerando suas condições particulares de aplicação – vão gravante, vão de vento, ângulo de desvio, fim de linha de transmissão e altura da torre, passam a ser consideradas cargas de projeto das fundações. As fundações de cada estrutura devem ser projetadas estrutural e geotecnicamente de forma a adequar todos os esforços resultantes de cada torre às condições específicas de seu próprio solo de fundação.

As propriedades físicas e mecânicas do solo de fundação de cada estrutura devem ser determinadas de forma reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo. Tal determinação deve ser realizada a partir das seguintes etapas:

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

plano de investigação geotécnica.

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

caracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativa e quantitativamente

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

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

A definição do tipo de fundação, bem como o seu dimensionamento estrutural e geotécnico, deve considerar os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade de suporte do solo à

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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.

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 de alta salinidade, como esta na qual estará inserida a LT 230 kV São Luís II – São Luís III, e em zonas industriais.

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1.3 SUBESTAÇÕES

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 na SE São Luís II.

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.

Na subestação São Luís III deverão ser realizadas todas as obras de infra–estrutura, descritas

no módulo geral – Resolução ANEEL no_{191, de 12 de dezembro de 2005, como terraplenagem,}

drenagem, malha de terra, barramentos, serviço auxiliar, casa de comando, acesso, dentre outras, para a instalação, manutenção e operação do módulo de entrada de linha, interligações de barra, conexões de unidades transformadoras e da Unidade Transformadora de Potência, indicada no item 1.3.2.5. A área mínima a ser adquirida é de 200 x 160 metros. Estão disponíveis os documentos de referência Diagrama Unifilar 103-56000-PB) e Arranjo Físico (MAR-103-02001-PB) no Relatório “Interligação – 230 kV São Luís II / São Luís III – C1 – Relatório – IV Caracterização da Rede Existente”.

Na subestação existente São Luís II deverão ser realizadas as obras necessárias de infra–

estrutura, descritas no módulo geral – Resolução ANEEL no_{191, de 12 de dezembro de 2005,}

como terraplenagem, drenagem, malha de terra, barramentos, dentre outras, para a instalação, manutenção e operação do módulo de entrada de linha.

Devem ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações da SE São Luís II conforme especificados nos documentos listados no item 2.

1.3.1.2 Arranjo de barramentos e equipamentos das subestações

A Subestação São Luís II possui no setor de 230 kV arranjo de barras tipo barra dupla a 5 chaves. A implantação do módulo de manobra entrada de linha ser compatível com este arranjo de barras

O arranjo de barras da Subestação São Luís III deverá ser do tipo barra dupla no setor de 230 kV e no setor de 69 kV, tipo barra principal e de transferência.

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.

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No caso de 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 elevados, cabendo a TRANSMISSORA identificar as correntes máximas que poderão ocorrer nos seus equip amentos, 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.

(b) Capacidade de curto-circuito

Os equipamentos e demais instalações das subestações São Luís II e São Luís III devem suportar, no mínimo, nos pátios de 230 kV, 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: 104,0 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

(a) Tensão em regime permanente

O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos para a condição de operação em regime permanente deve considerar o valor máximo de tensão de 242 kV para a tensão nominal de 230 kV.

(b) Isolamento sob poluição

As instalações devem ser isoladas de forma a atender, sobretensão operativa máxima, às características de poluição da região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815 –

Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions.

(c) Proteção contra descargas atmosféricas

O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deve ser dimensionado de forma a assegurar um risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 anos.

Além disso, deve-se assegurar que não haja falha de blindagem nas instalações para correntes superiores a 2 kA.

(16)

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Caso existam edificações, as mesmas devem atender às prescrições da Norma Técnica NBR 5419.

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).. Relações de assimetria superiores a indicada em 1.3.1.3 b) poderão ser necessárias, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela própria TRANSMISSORA, descritos nos item 1.8 deste anexo técnico.

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

(f) 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. (g) Caberá à nova TRANSMISSORA fornecer disjuntores com resistores de pré -inserção ou

com mecanismos de fechamento ou abertura controlados, quando necessário.

(h) 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.

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(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.

(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. Em caso de disjuntores localizados nas proximidades de usinas geradoras especial atenção deve ser dada a determinação da constante de tempo a ser especificada para o disjuntor. Caso exista à 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 ou 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) ou linha(s) a ela conectadas em subestações adjacentes, em caso de falta no equipamento ou na linha 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.

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 no 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 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

(18)

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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.

Para a especificação dos núcleos de proteção dos transformadores de corrente deve-se considerar a relação X/R do ponto de instalação, para que esses núcleos não saturem durante curtos-circuitos e religamentos rápidos (IEEE 76 CH1130-4 Transient response of current

transformers e IEC 44-6 Instrument transformers - part 6: Requirements for protective current transformers for transient performance).

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 a indicada em 1.3.1.3 b) poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela própria TRANSMISSORA, descritos no item 1.8 deste anexo técnico.

1.3.2.5 Unidades transformadoras de potência

Deve ser prevista a instalação de um transformador trifásico 230/69/13,8 kV, na Subestação São Luís III, com potência nominal de 150 MVA.

Conforme especificado no relatório R2, disponibilizado junto com o Edital, a unidade transformadora deverá ter uma curva de saturação com os seguintes requisitos mínimos: joelho = 1,2 pu; Xac = 20%.. O valor máximo da reatância Xps do transformador, deverá ser de 8% (oito por cento)

(a) Potência Nominal

A unidade transformadora trifásica deverá ser especificada com potência nominal de 150 MVA, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tape especificado. (b) Comutação

O comutador de derivação em carga deve ser projetado, fabricado e ensaiado de acordo com a publicação IEC-214 On Load Tap Changers.

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O autotransformador deve ser provido de comutadores de derivação em carga. A TRANSMISSORA definirá o enrolamento onde serão instalados os comutadores, cuja atuação deve ser no sentido de controlar a tensão no barramento de 69 kV.

Deve ser especificada a faixa de derivações de tape de no mínimo ±10% da tensão nominal, com 16 posições de ajuste.

(c) Condições operativas

O transformador deve ser capaz de operar nas condições estabelecidas na norma ABNT NBR 5416 e na Resolução Normativa ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de 2005, resguardado o direito de adicional financeiro devido a sobrecargas que ocasionem perda adicional de sua vida útil, em conformidade com os procedimentos da Resolução Normativa ANEEL nº 513, de 16 de setembro de 2002.

Os transformadores devem ser capazes de operar com as suas potências nominais, em regime permanente, para toda a faixa operativa de tensão da rede básica, tanto no primário quanto no secundário, com ou sem comutadores de derivações, sejam eles em carga ou não. Caso o transformador possua comutadores de derivações, em carga ou não, eles devem poder operar para a referida faixa operativa, em todas as posições dos comutadores.

Deve ser possível energizar as unidades transformadoras sem restrições, tanto pelo enrolamento primário quanto pelo secundário, para toda a faixa de tensão operativa.

As unidades transformadoras devem ser adequadas para operação em paralelo nos terminais 230 kV e 69 kV.

A unidade transformadora de potência deve ser capaz de suportar o perfil de sobreexcitação em vazio a 60 Hz, de acordo com a Tabela 5, em qualquer derivação de operação.

Tabela 1.4 - Sobreexcitação em vazio a 60 Hz, em qualquer derivação

Período (segundos) Tensão de derivação (pu)

10 1,35

20 1,25

60 1,20

480 1,15

(d) Impedâncias

O valor da impedância entre o enrolamento primário e secundário deve ser compatível com o sugerido nos estudos de sistema, disponibilizados na documentação anexa a este Edital. Estes estudos devem ser detalhados pela TRANSMISSORA quando da execução do projeto básico, observando-se, no entanto, o valor de impedância máximo de 8 % na base nominal das unidades transformadoras, salvo quando indicado pelos estudos. Os valores de impedância devem estar referenciados à temperatura de 75 °C.

(e) Perdas

O valor das perdas máximas para autotransformadores e transformadores monofásicos ou trifásicos de qualquer potência deve ser inferior ou igual a 0,3% da potência nominal na operação primário-secundário.

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(f) Ligação dos enrolamentos

Os enrolamentos de 230 kV das unidades transformadoras devem ser conectados em estrela, com neutro acessível para aterramento sólido.

O enrolamento de 69 kV deverá ser conectado em triângulo. (g) Nível de ruído

O máximo nível de ruído audível emitido pelas unidades transformadoras de potência deve estar em conformidade com a norma NBR 5356 da ABNT.

1.3.2.6 Instalações abrigadas

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

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

1.3.2.7 Equipamentos localizados em entradas de linhas

Equipamentos localizados nas extremidades da linha de 230 kV e que possam ficar energizados após a manobra da mesma no terminal em vazio, tais como: disjuntores, secionadores e transformadores de potencial, deverão ser dimensionados para suportar por uma hora as sobretensões à freqüência industrial de acordo com a Tabela 1.6:

Tabela 1.6 – Tensão eficaz entre fases admissível na extremidade das linhas de transmissão 1 hora após manobra (kV)

Tensão nominal Tensão na extremidade

da LT

230 253

345 398

(21)

VOL. IV - Fl. 490 de 544 1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

1.4.1 GERAL

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

Os sistemas de proteção são identificados como:

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

diferentes.

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

Todos os relés de proteção deverão utilizar tecnologia digital numérica.

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

Todos os equipamentos e sistemas digitais devem possuir automonitoramento e autodiagnóstico, com bloqueio automático de atuação por defeito, sinalização local e remota de falha ou defeito. Todos os sistemas de proteção devem admitir a falha ou defeito de um componente sem que isto acarrete a degradação do seu desempenho final.

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

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

Os conjuntos de proteção principal e alternada (ou unitária e de retaguarda) deverão ser alimentados por bancos de baterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independentes, além de possuírem independência a nível físico de painel, fonte auxiliar e todo e qualquer recurso que possam compartilhar.

As proteções deverão possuir saídas para acionar disjuntores com dois circuitos de disparo independentes e para acionamento monopolar e/ ou tripolar.

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

As proteções alimentadas por transformadores de potencial devem possuir supervisão de tensão para bloqueio de operação indevida e alarme por perda de potencial.

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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 às normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instalação em subestações de Extra Alta Tensão (EAT).

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

1.4.2 PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO

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

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

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

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

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

O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas, incluindo o tempo de abertura dos disjuntores de todos os terminais da linha e da teleproteção, não deve exceder a 100 ms. Os conjuntos de proteção principal e alternada devem permitir a correta seleção das fases defeituosas para comandar o desligamento do disjuntor de forma mono ou tripolar. É vedada a utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero para a seleção de fases.

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

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

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

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• A proteção de distância deve ser complementada com a utilização de proteção de

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

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

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

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

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

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

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

• Esquema de desbloqueio por comparação direcional (DCU);

• Esquema de bloqueio por comparação direcional (DCB);

• Esquema de transferência de disparo direta (DUTT).

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

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

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

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

teleproteção utilizado;

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

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

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

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

• No esquema de transferência direta de desligamento (DUTT) devem ser previstos meios para

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

As proteções principal e alternada devem possuir esquema para disparo por perda de sincronismo (78).

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

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

sobretensões simultaneamente nas três fases;

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

das três fases.

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

1.4.2.2 Proteções Principal e Alternada - Linha de Transmissão em 230 kV

Cada terminal de linha de transmissão deve ser equip ado 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.

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

Os conjuntos de proteção unitária e retaguarda devem permitir a seleção para comandar o desligamento de forma mono ou tripolar. É vedada a utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero para a seleção de fases.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

devem ser utilizadas lógicas de bloqueio temporário para evitar operação indevida durante a eliminação de faltas em linhas de transmissão paralelas;

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

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

• No esquema de transferência direta de disparo (DUTT) deve ser previsto recurso para permitir

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

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

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

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

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

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

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

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

sobretensões simultaneamente nas três fases;

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

das três fases.

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

1.4.2.3 Esquemas de religamento

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

(27)

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

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

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

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

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

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

(b) Esquema de religamento tripolar

Os esquemas de religamento automático tripolar são para atuação exclusiva após a eliminação de faltas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser iniciados quando de aberturas manuais de disjuntores, operação de funções de proteção temporizadas, operação do Sistema Especial de Proteção, falhas em barras, falhas em disjuntores, recepção de transferência de disparo contínuo do terminal remoto, atuação das proteções de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo ou, quando for o caso, por atuações das proteções dos reatores de linha ou transformadores.

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

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

equipadoscom esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo.

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

(c) Esquema de religamento monopolar

Os esquemas de religamento automático monopolar são para atuações exclusivas após a eliminação de faltas fase-terra por proteções de alta velocidade ou instantâneas. Estes esquemas

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de religamento automático não deverão ser iniciados pelas mesmas funções descritas no item anterior.

As proteções deverão ser dotadas de esquemas de seleção de fases adequados a cada aplicação para prover a abertura monopolar para os defeitos monofásicos internos à linha de transmissão. Em caso de utilização de proteções de distância, as unidades de seleção de fases utilizadas deverão ser independentes das unidades de partida e medida da proteção.

Durante o período de operação com fase aberta imposto pelo tempo morto do religamento monopolar, deverão ser bloqueadas as funções direcionais de sobrecorrente de seqüências negativa e zero de alta sensibilidade, associadas a esquemas de teleproteção baseados em lógicas de sobrealcance, caso necessário. Durante este período de tempo, qualquer ordem de disparo para o disjuntor como, por exemplo, vinda das outras fases, deverá ser tripolar, cancelando o religamento da linha de transmissão.

(d) Relés verificadores de sincronismo

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

• barra viva - linha morta;

• barra morta - linha viva;

• barra viva – linha viva; e

• barra morta - linha morta.

1.4.3 PROTEÇÃO DE BARRA NA SUBESTAÇÃO SÃO LUÍS II

Deverão ser previstos os equipamentos e esquemas associados necessários à integração da nova entrada de linha ao esquema de proteção diferencial de barras.

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

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

1.4.4 PROTEÇÃO DE BARRAS DE 230KV PARA A NOVA SUBESTAÇÃO DE SÃO LUIZ III

Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para detecção e eliminação de todos os tipos de falhas nos barramentos da subestação (envolvendo ou não alta impedância de falta), realizando a discriminação entre faltas internas e externas ao barramento protegido.

O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas no barramento não deve ser superior a 150 ms para os barramentos de 230 kV, incluindo o tempo de operação do relé de proteção de barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores.