ANEXO 7A LOTE A LINHA DE TRANSMISSÃO 500 KV CUIABÁ RIBEIRÃOZINHO INTERMEDIÁRIA ITUMBIARA E LINHA DE TRANSMISSÃO 230 KV RIBEIRÃOZINHO BARRA DO PEIXE

(1)

PROCURADORIA FEDERAL/ANEEL VISTO _{Fl. 1 de 781}

ANEXO 7A

LOTE A

LINHA DE TRANSMISSÃO – 500 KV

CUIABÁ – RIBEIRÃOZINHO –

INTERMEDIÁRIA – ITUMBIARA

E

LINHA DE TRANSMISSÃO – 230 KV

RIBEIRÃOZINHO – BARRA DO PEIXE

CARACTERÍSTICAS

E

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS

DAS

(2)

PROCURADORIA FEDERAL/ANEEL

VISTO _{Fl. 2 de 781}

ÍNDICE

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES ... 4

1.1 INTRODUÇÃO ...4

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL...4

1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA...4

1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS...6

1.1.4 REQUISITOS GERAIS...6

1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO...7

1.2.1 INDICADORES ELÉTRICOS -LT500 KV–CUIABÁ -ITUMBIARA...7

1.2.2 INDICADORES MECÂNICOS –LT500 KV–CUIABÁ -ITUMBIARA...10

1.2.3 INDICADORES ELÉTRICOS –LT230 KV–RIBEIRÃOZINHO -BARRA DO PEIXE...12

1.2.4 INDICADORES MECÂNICOS –LT230 KV–RIBEIRÃOZINHO -BARRA DO PEIXE...15

1.3 SUBESTAÇÕES...18

1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS...20

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO ...25

1.4.1 GERAL...25

1.4.2 PROTEÇÕES DE LINHAS DE TRANSMISSÃO...26

1.4.3 SISTEMA DE PROTEÇÃO DOS AUTOTRANSFORMADORES 500-230-13,8KV ...32

1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES 500 KV ...33

1.4.5 PROTEÇÃO DE BARRAS PARA AS SUBESTAÇÕES EXISTENTES DE ITUMBIARA, E PÁTIOS DE 230 KV DAS SUBESTAÇÕES CUIABÁ E BARRA DO PEIXE...34

1.4.6 PROTEÇÃO DE BARRAS PARA AS NOVAS SUBESTAÇÕES DE RIBEIRÃOZINHO E INTERMEDIÁRIA, E PARA O NOVO PÁTIO DE 500 KV DA SECUIABÁ. ...35

1.4.7 PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR...35

1.4.8 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO...36

1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ...39

1.5.1 INTRODUÇÃO...39

1.5.2 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DAS INSTALAÇÕES...39

1.5.3 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS SUBESTAÇÕES...47

1.5.4 REQUISITOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE PELO ONS ...49

1.5.5 REQUISITOS DE DISPONIBILIDADE E AVALIAÇÃO DE QUALIDADE...52

1.5.6 REQUISITOS PARA TESTE DE CONECTIVIDADE DA(S) INTERCONEXÃO(ÕES) ...56

1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL...57

1.6.1 ASPECTOS GERAIS...57

1.6.2 DESCRIÇÃO FUNCIONAL...57

1.6.3 DISPARO DO REGISTRADOR DIGITAL DE PERTURBAÇÕES...58

1.6.4 SINCRONIZAÇÃO DE TEMPO...59

1.6.5 REQUISITOS DE COMPATIBILIDADE ELETROMAGNÉTICA...59

1.6.6 CARACTERÍSTICAS DOS SINAIS DE ENTRADA E SAÍDA...59

1.6.7 CAPACIDADE DE REGISTRO DE OCORRÊNCIAS...60

1.6.8 REQUISITOS DE COMUNICAÇÃO...61

(3)

1.7.2 REQUISITOS PARA A TELEPROTEÇÃO...65

1.7.3 REQUISITOS PARA CANAIS DE VOZ...66

1.7.4 REQUISITOS PARA TRANSMISSÃO DE DADOS...67

1.8 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA...69

1.8.1 TENSÃO OPERATIVA...69

1.8.2 REQUISITOS DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO...70

1.8.3 MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE ATERRAMENTO..73

1.8.4 REQUISITOS DE INTERRUPÇÃO PARA OS DISJUNTORES...73

2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA ÀS LTS 500 KV CUIABÁ – ITUMBIARA E

230 KV RIBEIRÃOZINHO – BARRA DO PEIXE. ... 75

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO...75

2.1.1 RELATÓRIOS...75

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES ...75 2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES...76 2.3.1 SECUIABÁ...76 2.3.2 SERIBEIRÃOZINHO...76 2.3.3 SEBARRA DO PEIXE...76 2.3.4 SEINTERMEDIÁRIA...77 2.3.5 SEITUMBIARA...77

3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO... 78

3.1 GERAL ...78

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL ...78

4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS... 79

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA...79

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES ...79

4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO...79

4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO...79

4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS...80

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES:...81

5 CRONOGRAMA... 82

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A) ...83

(4)

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 500 kV Cuiabá – Itumbiara, com 808 km de extensão e instalações vinculadas, integrantes do Sistema de Transmissão da Região Mato Grosso, que interligará as Subestações

Cuiabá,no Estado de Mato Grosso, e Itumbiara, no estado de Minas Gerais, visando reforçar o

atendimento à Região, dando-lhe maior confiabilidade.

A figura a seguir apresenta o diagrama simplificado dos principais elos existentes do sistema de Suprimento à região.

Figura 1 - Configuração da Interligação Sudeste/Centro-Oeste em 500 kV e interfaces com o sistema em 230 kV.

1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA

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

TABELA 1– LINHA DE TRANSMISSÃO

Origem Destino Circuito Km

Cuiabá [ 1 ] Ribeirãozinho [ 2 ] Simples 500 kV 364

Ribeirãozinho [ 2 ] Intermediária [ 2 ] Simples 500 kV 242

Intermediária [ 2 ] Itumbiara Simples 500 kV 202

(5)

licitação.

[2] – Futura Subestação objeto desta licitação.

TABELA 2 –SUBESTAÇÕES

Subestação Tensão (kV) Empreendimentos principais

Cuiabá 500 500 500 500 500 500 500 230

Módulo Geral - DJM - SE Média 1 Entrada de Linha

2 Interligações de Barras

1 Conexão ao Transformador DJM

(3+1R) Autotrafos 500/230-13,8kV-3x250=750 MVA (3+1R) Reatores de Barra 45,3 Mvar e equipamentos associados (*)

3 Reatores de Linha Fixos 45,3 Mvar e equipamentos associados, na LT Ribeirãozinho (*)

1 Conexão ao Transformador BD – 4 chaves Ribeirãozinho 500 500 500 500 500 500 500 500 230 230

Módulo Geral – DJM – SE Média 2 Entradas de Linhas

1 Conexão ao Transformador DJM

(3+1R) Autotrafos 500/230-13,8 kV 3x133,3= 400 MVA (3+1R) Reatores de Barra 45,3 Mvar (*) e equipamentos associados.

3 Reatores de Linha Fixos 45,3 Mvar (*) e equipamentos associados, na LT Cuiabá.

(3+1R) Reatores de Linha Fixos 31,7 Mvar (*) e equipamentos associados, na LT Intermediária.

2 Entradas de Linhas para Barra do Peixe 1 Conexão ao Transformador BD 4 - chaves.

Barra do Peixe 230 2 Entradas de Linhas para Ribeirãozinho

Intermediária 500 500 500 500 500 500

Módulo Geral DJM – SE Média 2 Entradas de Linhas

(3+1R) Reatores de Linha Fixos 31,7 Mvar (*) e equipamentos associados, na LT Ribeirãozinho.

3 Reatores de Linha Fixos 31,7 Mvar (*) e equipamentos associados, na LT Itumbiara.

3 Reatores de Barra 31,7 Mvar (*) e equipamentos associados.

Itumbiara 500

500 1 Entrada de Linha (3+1R) Reatores de Linha Fixos 31,7 Mvar (*) e

equipamentos associados, na LT Intermediária.

(6)

A configuração básica supracitada e os requisitos técnicos deste ANEXO 7A são os padrões de desempenho mínimo para outras soluções, as quais deverão ser demonstradas mediante justificativa técnica comprobatória.

O empreendimento, objeto do Leilão, compreende a implementação das instalações inerentes aos circuitos das linhas de transmissão, um simples, em 500 kV, entre as Subestações Cuiabá e Itumbiara, e outro duplo, em 230 kV, entre as Subestações Ribeirãozinho e Barra do Peixe, as Subestações Ribeirãozinho e Intermediária, conforme relação detalhada no subitem 1.1.2 acima, os seus equipamentos terminais de manobra, proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, ainda que não expressamente indicados neste ANEXO 7A.

1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS

Os dados de sistema utilizados nos estudos em regimes permanente e transitório , efetuados para a definição da configuração básica estão disponibilizados, conforme documentação relacionada no item 2.1 deste ANEXO 7A.

Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis no formato dos programas digitais de simulação de rede, ANAREDE, do CEPEL.

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

1.1.4 REQUISITOS GERAIS

O projeto e a construção da linha de transmissão e das subestações terminais deverão estar em conformidade com as últimas revisões das normas da ABNT, no que for aplicável, e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da IEC, ANSI ou NEC, nesta ordem de preferência, salvo onde expressamente indicado.

Todas as condições ambientais locais necessárias à elaboração do projeto, às atividades de construção e à operação das instalações deverão ser obtidas pela TRANSMISSORA.

É de responsabilidade e prerrogativa da TRANSMISSORA o dimensionamento e especificação dos equipamentos e instalações de transmissão que compõem o Serviço Público de Transmissão, objeto desta licitação, de forma a atender este ANEXO 7A e as práticas da boa engenharia.

(7)

1.2.1 INDICADORES ELÉTRICOS -LT500 KV–CUIABÁ -ITUMBIARA

1.2.1.1 Parâmetros elétricos da linha de transmissão

A reatância longitudinal de seqüência positiva da linha de transmissão deverá possibilitar a distribuição de fluxos de potência nos trechos Cuiabá-Ribeirãozinho, Ribeirãozinho-Intermediária

e Intermediária-Itumbiara,todos em 500 kV, de formasimilar à configuração básica apresentada

nos estudos dos relatórios disponibilizados no item 2.

1.2.1.2 Carregamento da Linha de Transmissão

A Linha de Transmissão 500 kV – Cuiabá - Itumbiara deverá ser capaz de suportar, continuamente, corrente de 2.840 A, sem que haja violação de qualquer critério de desempenho, inerente à linha de transmissão.

1.2.1.3 Definição da flecha máxima dos condutores e dimensionamento dos cabos pára-raios

A definição da flecha máxima dos cabos condutores deverá ser feita de acordo com a NBR-5422. No projeto de locação das estruturas deverão ser adotadas as seguintes condições climáticas e considerada a ocorrência simultânea das mesmas:

• Temperatura máxima média da região;

• Radiação solar máxima;

• Brisa mínima não superior a 1 m/s; e

• Corrente nos trechos:

− Cuiabá – Ribeirãozinho: 2.840 A;

− Ribeirãozinho – Intermediária: 2.840 A;

− Intermediária – Itumbiara: 2.840 A;

É de responsabilidade da TRANSMISSORA estabelecer o valor da brisa mínima para o projeto. A linha de transmissão deverá operar preservando as distâncias de segurança para a circulação contínua da corrente máxima acima especificada.

Em condições climáticas mais favoráveis do que as estabelecidas acima, cada trecho de linha de transmissão pode operar com carregamento superior à especificada, desde que as distâncias de segurança e as demais condições de projeto sejam respeitadas

Os acessórios, conexões e demais componentes que conduzem correntes deverão ser especificados com capacidade de condução de corrente correspondente àquela que resulte no

limite térmico do condutor (temperatura do condutor 90o _{C) nas condições climáticas acima.}

No dimensionamento dos cabos pára-raios, deverão ser consideradas as mesmas condições climáticas utilizadas na definição das flechas máximas dos condutores, além das seguintes condições adicionais:

• Possibilidade de que os cabos pára-raios dos trechos de linha sejam conectados à malha

de terra das subestações e aterrados em todas as estruturas;

(8)

• Nessas condições, quer os cabos pára-raios sejam ou não conectados à malha de

aterramento das subestações terminais ou a resistência de pé de torre de cada estrutura, os mesmos deverão suportar, sem dano, por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda, à circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em qualquer estrutura da linha de transmissão, considerando níveis de curto-circuito de 40 kA nas subestações terminais;

• Níveis de curto-circuito inferiores aos acima poderão ser usados. Caso ocorra superação

dos componentes, pára-raios e acessórios especificados com correntes inferiores, dentro do prazo de concessão do empreendimento, a TRANSMISSORA estará obrigada a efetuar as adequações e substituições, com a necessária antecedência.

A implantação do monitoramento de distâncias de segurança (“clearances”) poderá ser solicitada pela ANEEL a qualquer tempo. A linha de transmissão deverá ser projetada de sorte a não apresentar óbices à instalação desse monitoramento.

1.2.1.4 Perda Joule nos cabos condutor e pára-raios

A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento das linhas de transmissão, para freqüência nominal de 60 Hz e para a temperatura de 50º C, deve ser igual ou inferior a da

configuração básica: 0,023 Ω/km.

A perda joule total nos cabos pára-raios não deverá ser superior à correspondente a dois cabos contínuos de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8”, aterrados em todas as estruturas e na malha de terra das subestações. Quando o nível de curto circuito exigir cabos pára-raios com capacidade de corrente maior que a do cabo 3/8 EAR nas proximidades das Subestações, a perda joule total de referência será computada considerando ambos os condutores.

1.2.1.5 Compensação Reativa

A compensação reativa em derivação da configuração básica está apresentada no subitem 1.1.2 – Tabela 2 .

A compensação reativa em derivação das linhas de transmissão deverá ser definida de forma que o conjunto formado pelas linhas e suas compensações atenda aos requisitos constantes no item 2 e demais critérios constantes deste Anexo.

Os dados, critérios e condições necessária para a análise da TRANSMISSORA encontram-se nos documentos indicados no item 2.

1.2.1.6 Desequilíbrio

Cada trecho das linhas de transmissão deverá ter um ciclo completo de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total.

1.2.1.7 Coordenação de isolamento

(a) Desempenho a descargas atmosféricas

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

O número de desligamentos por descargas atmosféricas não poderá ser superior a 1 (um) desligamento/100km/ano.

(9)

O isolamento das linhas de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionado considerando as características de contaminação da região conforme classificação contida na Publicação IEC 815 – Guide for the selection of insulators in respect of polluted conditions. A distância de escoamento deve atender ao especificado nos itens 4 e 5 dessa norma, limitada a um mínimo de 14 mm/kV fase-fase eficaz.

O isolamento da linha de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionado considerando balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento, com período de retorno de, no mínimo, 30 anos.

Deverá ser mantida distância mínima para evitar descarga à tensão máxima operativa entre qualquer condutor da linha e o limite da faixa de servidão, sob condição de flecha e balanço máximos, conforme indicado na NBR-5422.

(c) Isolamento a manobra

O risco máximo de falha em manobras de energização e religamento deverá ser limitado aos valores constantes da Tabela 3.

TABELA 3-O RISCO MÁXIMO DE FALHA EM MANOBRAS DE ENERGIZAÇÃO E RELIGAMENTO

Risco de falha (adimensional) Manobra

Entre fase e terra Entre fases

Energização 10 – 3₁₀– 4

Religamento 10 – 2₁₀– 3

1.2.1.8 Efeitos de campos

Os efeitos tratados abaixo deverão ser verificados à tensão máxima de operação da linha, qual seja, 550 kV:

(a) Corona visual

As linhas de transmissão, incluindo cabos, ferragens das cadeias de isoladores e os acessórios dos cabos, não devem apresentar corona visual em 90% do tempo, para as condições atmosféricas predominantes na região atravessada pelas linhas de transmissão. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.

(b) Rádio-interferência

A relação sinal / ruído no limite da faixa de servidão, para a tensão máxima operativa, deve ser, no mínimo, igual a 24 dB para 50 % do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deverá ser o nível mínimo de sinal na região atravessada pelas linhas de transmissão, conforme norma DENTEL ou sua sucedânea. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.

(c) Ruído audível

O ruído audível (RA) no limite da faixa de servidão sob a tensão máxima operativa, durante

condição de chuva fina (<0,00148 mm/min) ou névoa de 4 horas de duração ou após os

primeiros 15 minutos de chuva, deverá ser no máximo igual a 58 dBA. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.

(10)

(d) Campo elétrico

O campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão deverá ser inferior ou igual a 5 kV/m. Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.

(e) Campo magnético

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

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

assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.

1.2.2 INDICADORES MECÂNICOS –LT500 KV–CUIABÁ -ITUMBIARA

1.2.2.1 Condições básicas para o projeto de regulação do cabo condutor.

• Estado básico

− Para condições de temperatura mínima, a tração axial deverá ser limitada a 33%

da tração de ruptura do cabo.

− Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial deverá

ser limitada a 50% da tração de ruptura do cabo.

− Para condições de vento extremo com período de retorno de 250 anos, a tração

axial deverá ser limitada a 70% da tração de ruptura do cabo.

• Estado de tração normal (EDS)

− No assentamento final, à temperatura média sem vento, com nível de

tracionamento conforme os valores indicados na Norma NBR-5422.

• Estado de referência

− A distância mínima ao solo do condutor “clearance” será sem consideração de

pressão de vento atuante.

1.2.2.2 Critérios para projeto mecânico

Para o projeto mecânico dos suportes das Linhas de Transmissão, os carregamentos oriundos da ação do vento nos componentes físicos da linha devem ser estabelecidos a partir da caracterização probabilística das velocidades de vento da região com tratamento diferenciado quanto ao tipo de tormenta (tormentas frontais – “EPS extended pressure systems” e tormentas elétricas “TS Thunderstorms”).

Para as estações anemométricas a serem consideradas no estudo, devem ser definidos os seguintes parâmetros:

• Média e coeficiente de variação (em porcentagem) das séries de velocidades

máximas anuais de vento a 10m. de altura, com tempos de integração da média de 3 segundos e 10 minutos;

• Velocidade máxima anual de vento a 10m. de altura, com períodos de retorno de

(11)

velocidade máxima anual deverá ser adotado no mínimo um coeficiente de variação compatível com as séries mais longas de dados de velocidades de ventos medidas na região;

• Coeficiente de rajada para a velocidade do vento a 10m. de altura, referido ao

tempo de integração da média de 10 minutos;

• Coeficiente de rugosidade do terreno do local das medições.

O projeto mecânico da LINHA DE TRANSMISSÃO deverá ser desenvolvido segundo a IEC 826 – “International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines.

Além das hipóteses previstas na IEC, é obrigatória a introdução de hipóteses de carregamento que reflitam tormentas elétricas “TS Thunderstorms”.

O projeto eletromecânico da LINHA DE TRANSMISSÃO deverá atender ao nível de confiabilidade correspondente a um período de retorno igual ou superior a 250 anos, referente a um nível intermediário aos 2 e 3 preconizado na IEC 826.

1.2.2.3 Fadiga mecânica dos cabos

Será de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA o desenvolvimento e a aplicação de sistemas para prevenção das vibrações e efeitos relacionados com a fadiga dos cabos, de forma a garantir que os mesmos não estejam sujeitos a danos ao longo da vida útil da linha de transmissão.

Estudos de vibração e de sistema de amortecimento para fins de controle da fadiga dos cabos deverão ser realizados, de forma a garantir a ausência de danos aos cabos da LINHA DE TRANSMISSÃO, com elaboração de relatório técnico justificativo.

Os dispositivos propostos para amortecer as vibrações eólicas deverão ter sua eficiência e 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.

1.2.2.4 Requisitos para cantoneiras das torres de transmissão

As cantoneiras de aço-carbono ou micro-ligas, laminadas a quente, que se empregam em torres de transmissão, deverão obedecer aos requisitos mínimos de segurança estabelecidos na

Portaria no_{243 do INMETRO, publicada no Diário Oficial da União de 17 de dezembro de 2002.}

1.2.2.5 Fundações

No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Estas solicitações, calculadas com as cargas de projeto da torre, considerando suas condições particulares de aplicação: Vão Gravante, Vão de Vento, Ângulo de Desvio e Fim de LT, Altura da torre, passam a ser consideradas como cargas de projeto das fundações.

(12)

As fundações de cada estrutura deverão ser projetadas estruturalmente e geotecnicamente de forma a adequar todos os esforços resultantes de cada torre às condições específicas de seu próprio solo de fundação.

As propriedades físicas e mecânicas do solo de fundação de cada estrutura deverão ser determinadas de forma reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo, sendo executadas as seguintes etapas:

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

do plano de investigação geotécnica.

• Reconhecimento do subsolo com a caracterização geológica e geotécnica do terreno,

qualitativamente e quantitativamente, determinando os parâmetros geomecânicos.

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

projeto.

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

A definição do tipo de fundação, seu dimensionamento estrutural e geotécnico deverão ser executados levando em consideração os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade suporte do solo à compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica

1.2.3 INDICADORES ELÉTRICOS –LT230 KV–RIBEIRÃOZINHO -BARRA DO PEIXE

1.2.3.1 Parâmetros elétricos da linha de transmissão

A reatância longitudinal de seqüência positiva da linha de transmissão deverá possibilitar a distribuição de fluxos de potência nas linhas de transmissão 230 kV Barra do Peixe - Ribeirãozinho, circuito duplo, similar à configuração básica apresentada nos estudos dos relatórios disponibilizados no item 2.

1.2.3.2 Carregamento da Linha de Transmissão

Cada circuito deverá ser capaz de suportar corrente de 1.400 A, continuamente, sem que haja violação de qualquer critério de desempenho, inerente a linha de transmissão.

1.2.3.3 Definição da flecha máxima dos condutores e dimensionamento dos cabos pára-raios

A definição da flecha máxima dos cabos condutores deverá ser feita de acordo com a NBR-5422. No projeto de locação das estruturas deverão ser adotadas as seguintes condições climáticas com ocorrência simultânea das mesmas:

• Temperatura máxima média da região;

• Radiação solar máxima;

• Brisa mínima não superior a 1 m/s; e

• Corrente em cada um dos circuitos deste trecho: 1400 A.

É de responsabilidade da TRANSMISSORA estabelecer o valor da brisa mínima para o projeto. A linha de transmissão deverá operar preservando as distâncias de segurança para a circulação contínua da corrente máxima acima especificada.

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transmissão pode operar com carregamento superior à especificada, desde que as distâncias de segurança e as demais condições de projeto sejam respeitadas.

Os acessórios, conexões e demais componentes que conduzem correntes deverão ser especificados com capacidade de condução de corrente correspondente àquela que resulte no

limite térmico do condutor (temperatura do condutor 90o _{C) nas condições climáticas acima.}

No dimensionamento dos cabos pára-raios deverão ser consideradas as mesmas condições climáticas utilizadas na definição das flechas máximas dos condutores, além das seguintes condições adicionais:

• Possibilidade de que os cabos pára-raios dos trechos de linha sejam conectados à malha

de terra das subestações e aterrados em todas as estruturas;

• Tempo de eliminação de defeito correspondente à proteção de retaguarda.

• Nessas condições, quer os cabos pára-raios sejam ou não conectados à malha de

aterramento das subestações terminais ou a resistência de pé de torre de cada estrutura, os mesmos deverão suportar, sem dano, por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda, à circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em qualquer estrutura da linha de transmissão, considerando níveis de curto-circuito de 31,5 kA nas subestações terminais.

Níveis de curto-circuito inferiores aos acima poderão ser usados. Caso ocorra superação dos componentes, pára-raios e acessórios especificados com correntes inferiores, dentro do prazo de concessão do empreendimento, a TRANSMISSORA estará obrigada a efetuar as adequações e substituições, com a necessária antecedência.

A implantação do monitoramento de distâncias de segurança (“clearances”) poderá ser solicitada pela ANEEL a qualquer tempo. A linha de transmissão deverá ser projetada de sorte a não apresentar óbices à instalação desse monitoramento.

1.2.3.4 Perda Joule nos cabos condutor e pára-raios

A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento desta linha de transmissão, para freqüência nominal de 60 Hz e para a temperatura de 75º C, deve ser igual ou inferior a da

configuração básica: 0,043 Ω/km para cada circuito.

A perda joule total nos cabos pára-raios não deverá ser superior à correspondente a dois cabos contínuos de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8”, aterrados em todas as estruturas e nas malhas de terra das subestações. Quando o nível de curto circuito exigir cabos pára-raios com capacidade de corrente maior que a do cabo 3/8” EAR nas proximidades das Subestações, a perda joule total de referência será computada considerando ambos os condutores.

1.2.3.5 Coordenação de isolamento

(b) Desempenho a descargas atmosféricas

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

(14)

O número de desligamentos por descargas atmosféricas não poderá ser superior a 2 (dois) desligamentos/100km/ano.

(c) Isolamento à tensão máxima operativa

O isolamento das linhas de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionado considerando as características de contaminação da região conforme classificação contida na Publicação IEC 815 – Guide for the selection of insulators in respect of polluted conditions. A distância de escoamento deve atender ao especificado nos itens 4 e 5 desta norma, limitada a um mínimo de 14 mm/kV fase-fase eficazes.

O isolamento da linha de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionado considerando balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento, com período de retorno de, no mínimo, 30 anos.

Deverá ser mantida distância mínima para evitar descarga à tensão máxima operativa entre qualquer condutor da linha e o limite da faixa de servidão, sob condição de flecha e balanço máximos, conforme indicado na NBR-5422.

(d) Isolamento a manobra

O risco máximo de falha em manobras de energização e religamento deverá ser limitado aos valores constantes da Tabela 4.

TABELA 4–RISCO MÁXIMO DE FALHA A MANOBRAS DE ENERGIZAÇÃO E RELIGAMENTO

Risco de falha (adimensional) Manobra

Entre fase e terra Entre fases

Energização 10 – 3₁₀– 4

Religamento 10 – 2₁₀– 3

Os efeitos tratados abaixo deverão ser verificados à tensão máxima de operação da linha, qual seja, 242 kV.

(a) Corona visual

As linhas de transmissão, incluindo cabos, ferragens das cadeias de isoladores e os acessórios dos cabos, não devem apresentar corona visual 90% do tempo, para as condições atmosféricas predominantes na região atravessada pelas linhas de transmissão. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.

(b) Rádio-interferência

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

(15)

(c) Ruído audível

O ruído audível (RA) no limite da faixa de servidão sob a tensão máxima operativa, durante

condição de chuva fina (<0,00148 mm/min) ou névoa de 4 horas de duração ou após os

primeiros 15 minutos de chuva, deverá ser no máximo igual a 58 dBA. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.

(d) Campo elétrico

O campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão deverá ser inferior ou igual a 5 kV/m. Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.

(e) Campo magnético

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

deverá ser inferior ou igual a 67 A/m, equivalente a 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. Deverão ser apresentados as referências e o relatório de cálculo.

1.2.4 INDICADORES MECÂNICOS –LT230 KV–RIBEIRÃOZINHO -BARRA DO PEIXE

1.2.4.1 Condições básicas para o projeto de regulação do cabo condutor.

• Estado básico

− Para condições de temperatura mínima, a tração axial deverá ser limitada a 33%

da tração de ruptura do cabo.

− Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial deverá

ser limitada a 50% da tração de ruptura do cabo.

− Para condições de vento extremo com período de retorno de 150 anos, a tração

axial deverá ser limitada a 70% da tração de ruptura do cabo.

• Estado de tração normal (EDS)

− No assentamento final, à temperatura média sem vento, com nível de

tracionamento conforme os valores indicados na Norma NBR-5422.

• Estado de referência

− A distância mínima ao solo do condutor “clearance” será sem consideração de

pressão de vento atuante.

1.2.4.2 Critérios para projeto mecânico

Para o projeto mecânico dos suportes das Linhas de Transmissão, os carregamentos oriundos da ação do vento nos componentes físicos da linha devem ser estabelecidos a partir da caracterização probabilística das velocidades de vento da região com tratamento diferenciado quanto ao tipo de tormenta (tormentas frontais – “EPS extended pressure systems” e tormentas elétricas “TS Thunderstorms”).

(16)

Para as estações anemométricas a serem consideradas no estudo, devem ser definidos os seguintes parâmetros:

• Média e coeficiente de variação (em porcentagem) das séries de velocidades máximas

anuais de vento a 10m. de altura, com tempos de integração da média de 3 segundos e 10 minutos;

• Velocidade máxima anual de vento a 10m. de altura, com períodos de retorno de 150

anos, tempos de integração da média de 3 segundos e 10 minutos. Se o número de anos da série de dados de velocidade for pequeno, na estimativa da velocidade máxima anual deverá ser adotado no mínimo um coeficiente de variação compatível com as séries mais longas de dados de velocidades de ventos medidas na região;

• Coeficiente de rajada para a velocidade do vento a 10m. de altura, referido ao tempo de

integração da média de 10 minutos;

• Coeficiente de rugosidade do terreno do local das medições.

O projeto mecânico da LINHA DE TRANSMISSÃO deverá ser desenvolvido segundo a IEC 826 – “International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines.

Além das hipóteses previstas na IEC, é obrigatória a introdução de hipóteses de carregamento que reflitam tormentas elétricas “TS Thunderstorms”.

O projeto eletromecânico da LINHA DE TRANSMISSÃO deverá atender ao nível de confiabilidade correspondente a um período de retorno igual ou superior a 150 anos, referente a um nível intermediário aos 2 e 3 preconizado na IEC 826.

1.2.4.3 Fadiga mecânica dos cabos

Será de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA o desenvolvimento e a aplicação de sistemas para prevenção das vibrações e efeitos relacionados com a fadiga dos cabos, de forma a garantir que os mesmos não estejam sujeitos a danos ao longo da vida útil da linha de transmissão.

Estudos de vibração e de sistema de amortecimento para fins de controle da fadiga dos cabos deverão ser realizados, de forma a garantir a ausência de danos aos cabos da LINHA DE TRANSMISSÃO, com elaboração de relatório técnico justificativo.

Os dispositivos propostos para amortecer as vibrações eólicas deverão ter sua eficiência e 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.

1.2.4.4 Requisitos para cantoneiras das torres de transmissão

As cantoneiras de aço-carbono ou micro-ligas, laminadas a quente, que se empregam em torres de transmissão, deverão obedecer aos requisitos mínimos de segurança estabelecidos na

Portaria no_{243 do INMETRO, publicada no Diário Oficial da União de 17 de dezembro de 2002.}

1.2.4.5 Fundações

No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Estas solicitações,

(17)

aplicação: Vão Gravante, Vão de Vento, Ângulo de Desvio e Fim de LT, Altura da torre, passam a ser consideradas como cargas de projeto das fundações.

As fundações de cada estrutura deverão ser projetadas estruturalmente e geotecnicamente de forma a adequar todos os esforços resultantes de cada torre às condições específicas de seu próprio solo de fundação.

As propriedades físicas e mecânicas do solo de fundação de cada estrutura deverão ser determinadas de forma reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo, sendo executadas as seguintes etapas:

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

do plano de investigação geotécnica.

• Reconhecimento do subsolo com a caracterização geológica e geotécnica do terreno,

qualitativamente e quantitativamente, determinando os parâmetros geomecânicos.

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

projeto.

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

A definição do tipo de fundação, seu dimensionamento estrutural e geotécnico deverão ser executados levando em consideração os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade suporte do solo à compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica.

(18)

PROCURADORIA FEDERAL/ANEEL VISTO _{Fl. 18 de 781} 1.3 SUBESTAÇÕES 1.3.1 REQUISITOS GERAIS 1.3.1.1 Informações básicas

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

Todos os equipamentos deverão ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado. Também não devem ser utilizados equipamentos que inviabilizem o uso de equipamentos de outras tecnologias existentes ou de outros fornecimentos em futuras expansões.

Nas subestações, a configuração básica deverá contemplar equipamentos com características elétricas básicas similares ou superiores às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos listados no item 2. O dimensionamento dos novos equipamentos deve considerar as atuais e futuras condições a serem impostas pela configuração prevista pelo planejamento da expansão do Sistema Interligado da Região Sudeste/Centro-Oeste (Figura 1).

Deverão ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações das subestações de Itumbiara e Barra do Peixe, existentes, e da subestação Cuiabá, em fase de construção, conforme especificado nos documentos Características e Requisitos Básicos, listados no item 2. Na subestação de Cuiabá encontra-se em execução o setor 230 kV, onde a área adquirida para

construção foi de 300.000m2_{, e previu-se a ampliação com a instalação do setor de 500 kV para}

interligação com a subestação de Ribeirãozinho e conexão ao setor 230 kV, através do banco de autotransformadores monofásicos 500/230 kV – 3 (+ 1R) x 250=750 MVA.

Na subestação Cuiabá a ser considerado nesta licitação a Proponente deve levar em conta que a área do terreno está adquirida, bem como, estarão concluídos os serviços de terraplenagem, drenagem superficial e cercas delimitatórias. Os demais itens que compõem o Módulo Geral, bem como, as demais INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, objeto deste Edital, serão executados na sua totalidade.

A Subestação Ribeirãozinho será composta de um setor de 500kV em arranjo tipo DJM e outro de 230 kV com arranjo barra dupla a 4 chaves. O Proponente vencedor deverá adquirir um terreno de aproximadamente 650x500m que contemple a Subestação na sua configuração final, conforme previsto no diagrama unifilar.

A Subestação Intermediária será composta de um setor de 500kV em arranjo tipo DJM. O Proponente vencedor deverá adquirir um terreno de aproximadamente 600x500m que contemple a Subestação na sua configuração final, conforme previsto no diagrama unifilar.

Nas as subestações Ribeirãozinho e Intermediária, o Módulo Geral a ser considerado deverá levar em consideração a área de ampliação futura, com a aquisição da totalidade do terreno, e a execução de sua terraplenagem, drenagem superficial e cercas delimitatórias.

(19)

O esquema de manobras utilizado nas barras de 500 kV das subestações Cuiabá, Ribeirãozinho e Intermediária é do tipo disjuntor e meio – DJM, de acordo com o sub-módulo 2.3 dos Procedimentos de Rede do ONS.

O esquema de manobras utilizado nas barras de 500 kV da subestação Itumbiara é do tipo Anel Modificado com os barramentos dispostos em 2 níveis, a saber:

• Nível inferior, que corresponde as conexões entre disjuntores, e,

• Nível superior, que corresponde ao barramento principal.

O esquema de manobras ulitilizado nas barras de 230kV das subestações Barra do Peixe, Cuiabá e Ribeirãozinho deverá ter a configuração de acordo com o sub-módulo 2.3 dos procedimentos de rede do ONS, isto é, barra dupla com disjuntor simples a quatro chaves.

1.3.1.3 Capacidade de corrente

(a) Corrente em regime Permanente

O dimensionamento do barramento deverá ser compatibilizado com as características físicas e elétricas do barramento existente na subestação que compõe este empreendimento, procurando-se observar que a capacidade de corrente em regime permanente não poderá ser inferior a 3.150 A, tanto para 230 kV como para 500 kV.

Os equipamentos das entradas de linha deverão suportar valor de corrente correspondente ao

limite térmico dos condutores (temperatura do condutor 90o _{C) da respectiva linha de}

transmissão, nas condições climáticas indicadas no item 1.2.1.3 e 1.2.3.3.

Para o dimensionamento dos equipamentos deve ser considerado se indisponibilidades de equipamentos não submetem os remanescentes a valores de correntes superiores aos da condição acima especificada.

Valores inferiores poderão ser usados. Caso ocorra superação de qualquer equipamento ou instalação, especificado com corrente inferior a acima indicada, dentro do prazo de concessão do empreendimento, a TRANSMISSORA está obrigada a efetuar as substituições e adequações, com a necessária antecedência, sem ter o direito a Receita adicional que trata a Oitava sub-cláusula da sub-cláusula Quarta do Contrato de Concessão.

(b) Capacidade de curto-circuito

Os equipamentos e demais instalações deverão ser adequados para suportar nível de curto-circuito de 40 kA para 500 kV e 31,5kA para 230 kV, nos barramentos dos pátios.

Níveis de curto-circuito inferiores aos acima poderão ser usados. Caso ocorra superação dos equipamentos, componentes, e acessórios especificados com correntes inferiores às acima, dentro do prazo de concessão do empreendimento, a TRANSMISSORA deve efetuar as substituições e adequações, com a necessária antecedência, sem ter o direito a Receita adicional que trata a Oitava Subcláusula da Cláusula Quarta do Contrato de Concessão.

(20)

(c) Sistema de Aterramento

O projeto das subestações deverá atender ao critério de um sistema solidamente aterrado.

1.3.1.4 Suportabilidade

(a) Tensão em regime permanente

O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar valor máximo de tensão de 550 kV e 242 kV para a condição de operação em regime permanente, em 500 kV e 230 kV respectivamente.

(b) Isolamento sob poluição

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

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

(c) Proteção contra descargas atmosféricas

O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deverá assegurar blindagem perfeita das instalações, para correntes superiores a 2 kA, e garantir risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 anos.

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

(a) Efeito corona

Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não deverão apresentar efeito corona em 90 % da condição de tempo bom. A tensão mínima para início e fim do corona visual deverá ser de 350 kV e 161kV eficaz, fase-terra, em 500 kV e 230 kV respectivamente. A tensão de extinção de corona deverá situar-se acima da tensão máxima de operação.

(b) Rádio interferência

O valor da tensão de rádio interferência externa máxima para os equipamentos deverá ser de

2500 µV/m a 1000Hz, correspondente a 1,1 vezes a tensão nominal.

1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS

1.3.2.1 Disjuntores

O ciclo, de operação e religamento rápido, dos disjuntores deverá atender aos requisitos das normas aplicáveis.

O tempo máximo de interrupção para os disjuntores de 500 kV deve ser menor ou igual a 2 ciclos e para os de 230 kV menor ou igual a 3 ciclos.

Os disjuntores de 500 kV e 230 kV deverão ser capazes de efetuar as operações de manobra listadas no item 1.8.4.

(21)

Os disjuntores deverão ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de discrepância de pólos, acionamento tripolar e monopolar, bem como ciclo de operação compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar e monopolar, com uma única tentativa.

1.3.2.2 Secionadores, lâminas de terra e chaves de aterramento

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

As lâminas de terra e chaves de aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 1129.

1.3.2.3 Pára-raios

Os pára-raios deverão ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), sem centelhador, adequados para instalação externa. A utilização de pára-raios deverá ser prevista na interface com o sistema existente (entrada de linha).

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., deverão satisfazer as necessidades dos sistemas de proteção e de medição.

Os transformadores de corrente e potencial deverão ter enrolamentos secundários em núcleos individuais.

Os núcleos de proteção dos transformadores de corrente deverão ter características transitórias para não saturarem durante curtos-circuitos e religamentos rápidos.

Os transformadores de potencial deverão ser do tipo capacitivo e serem próprios para instalação externa.

1.3.2.5 Reatores em Derivação

1.3.2.5.1 Tolerâncias

Serão admitidas as seguintes tolerâncias do reator:

• Impedância: ± 2% por fase em relação ao valor especificado e não devem afastar-se 1%

do valor médio medido das três fases das unidades;

1.3.2.5.2 Esquemas de Aterramento

Os bancos de reatores poderão considerar os seguintes esquemas de aterramento:

• Estrela solidamente aterrada;

• Estrela aterrada através de impedância.

Quando for utilizada a impedância de aterramento, a classe de isolamento do neutro do reator deverá ser dimensionada considerando esse equipamento.

1.3.2.5.3 Perdas

O valor médio das perdas totais, à tensão nominal de operação e freqüência 60 Hz, deverá ser inferior a 0,3% da potência nominal do reator.

(22)

1.3.2.5.4 Suportabilidade a Sobretensões

O equipamento deverá ser capaz de suportar os níveis de sobretensões transitórias e temporárias definidos pelos estudos de sistema.

1.3.2.5.5 Característica V x I

Deverá ser definida por estudos de sistema e engenharia.

1.3.2.5.6 Isolamento do Neutro

Caso os estudos de sistema determinarem, para a viabilização da implementação do religamento monopolar, a necesssidade da utilização de reatores de neutro, o isolamento do reator deverá ser especificado de forma a permitir a conexão desses reatores.

1.3.2.5.7 Unidades Reserva

Deverá ser prevista a instalação de unidades reservas, onde indicado na configuração básica.

1.3.2.6 Unidades Transformadoras de Potência

Deverão ser previstos um banco de autotransformadores monofásicos de 3 x 250 MVA na SE Cuiabá e um banco de 3 x 133,3 MVA na SE Ribeirãozinho. As unidades deverão possuir estágios de refrigeração capazes de atender os procedimentos para aplicação de cargas estabelecidos na norma ABNT NBR 5416.

Deverá ser prevista a instalação de unidades reservas, onde indicado na configuração básica. (a) Potência Nominal

Considera-se como potência nominal, para os transformadores da SE Cuiabá, a capacidade de 3+ (1R) x 250 MVA, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tap especificado.

Da mesma forma, considera-se como potência nominal, para os transformadores da SE Ribeirãozinho, a capacidade de 3+ (1R) x 133,3 MVA, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tap especificado.

(b) Operação em sobrecarga

Os transformadores deverão ser capazes de operar em condições de sobrecarga conforme NBR 5416/97.

(c) Comutação

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

Os autotransformadores deverão ser providos de comutadores de derivação em carga. A TRANSMISSORA definirá o enrolamento onde serão instalados os comutadores, cuja atuação deverá ser no sentido de controlar a tensão no barramento 230 kV.

Para subestações novas o quantitativo e a faixa de derivações, assim como, o enrolamento onde deve ser instalado o comutador em carga, serão os definidos nos estudos sistêmicos.

(23)

Para novas unidades transformadoras em subestações existentes o comutador em carga deve ter as mesmas características de derivações e de locação, das unidades transformadoras de potência existentes.

(d) Condições operativas

As características de saturação magnética das unidades transformadoras deverão permitir a energização tanto pelo enrolamento primário, quanto pelo secundário.

As unidades transformadoras deverão ser adequadas para operação em paralelo nos terminais 500kV e 230kV.

Para novas unidades transformadoras de potência os procedimentos para aplicação de cargas devem atender a norma ABNT NBR 5416.

Cada unidade transformadora de potência deverá ser capaz de suportar o perfil de sobreexcitação em vazio a 60 Hz, de acordo com a tabela abaixo, em qualquer derivação de operação:

Período (segundos) Tensão de derivação (pu)

10 1,35 20 1,25 60 1,20 480 1,15 Tabela - Sobreexcitação em vazio a 60 Hz, em qualquer derivação

(e) Impedâncias

O valor da impedância entre o enrolamento primário e secundário deverá ser compatível com àquela sugerida pelos estudos de sistema inicialmente realizados pelo CCPE e que serão, quando da execução do projeto básico, detalhados e refinados pela TRANSMISSORA, observando-se no entanto, no máximo de 14% na base nominal das unidades transformadoras.

Os valores de impedância deverão estar referenciados à temperatura de 75 °C.

Para as novas unidades transformadoras, em subestações existentes, os valores máximos e mínimos de impedâncias deverão ser dimensionadas de forma a não impedir operação dos bancos em paralelo.

(f) Perdas

O valor das perdas totais em plena carga deverá ser inferior a 0,3 % da potência nominal das unidades transformadoras de potência.

(24)

(g) Ligação dos enrolamentos

Os enrolamentos primário e secundário das unidades transformadoras deverão ser conectados em estrela, com neutro acessível para aterramento sólido.

(h) Nível de ruído

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

1.3.2.7 Instalações abrigadas

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

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

(25)

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.

(26)

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

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

Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos esquemas dos conjuntos de proteção, teleproteção, religamento automático e sincronismo, de forma a indicar qualquer anormalidade que possa implicar em perda da confiabilidade operacional do sistema de proteção.

Todos os sistemas de proteção e equipamentos associados deverão atender 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.

As linhas de transmissão que forem secionadas para a inclusão de novos terminais (implantação de nova subestação, por exemplo) deverão ter as proteções dos terminais existentes adequadas de modo a atender ao especificado no item anterior.

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

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

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

As proteções unitárias, 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 100ms.

(27)

defeituosas para comandar o desligamento do disjuntor de forma mono ou tripolar. É vetada a utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero para a seleção de fases.

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

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

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

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

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

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

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);

A teleproteção deve atender aos seguintes requisitos:

• Requisitos de telecomunicação, incluindo o número mínimo de canais que estão descritos

no item 1.7.3 deste Edital.

• 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 LT 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);

(28)

• 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 LT.

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

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

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

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

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

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

(29)

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

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

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

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

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

• É vetada a utilização de unidades de distância com compensação de seqüência zero

para a seleção de fases.

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;

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

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

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”);