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Edital de Leilão Nº 001/2001-ANEEL ANEXO 7A - LOTE A Linha de Transmissão Bateias - Jaguariaíva

PROCURADORIA GERAL/ANEEL VISTO VOL. IV - Fl. 1 de 156

ANEXO 7A

LOTE A

LINHA DE TRANSMISSÃO – 230 KV

BATEIAS - JAGUARIAÍVA

CARACTERÍSTICAS E

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO



ÍNDICE

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES 4

1.1 INTRODUÇÃO...................................................................................................................................................................4 1.1.1 Descrição geral 4 1.1.2 Configuração Básica 5 1.1.3 Requisitos gerais 5

1.2 LINHA DE TRANSMISSÃO ..................................................................................................................................................6 1.2.1 Indicadores elétricos 6

(A) CORONA VISUAL 7

(B) RÁDIO-INTERFERÊNCIA 7

(C) RUÍDO AUDÍVEL 7

(D) CAMPO ELÉTRICO 7

(E) CAMPO MAGNÉTICO 7 1.2.2 Indicadores Mecânicos 8

1.3 SUBESTAÇÕES ..............................................................................................................................................................10 1.3.1 Requisitos gerais 10

(A) CORRENTE EM REGIME PERMANENTE 10

(B) CAPACIDADE DE CURTO-CIRCUITO 10

(C) SISTEMA DE ATERRAMENTO 10 1.3.2 Requisitos dos equipamentos 11

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO ..................................................................................................13 1.4.1 Geral 13 1.4.2 Proteção da linha de transmissão em 230kV 14 1.4.3 Proteção de Barras 17 1.4.4 Proteção para Falha de Disjuntor 18 1.4.5 Sistemas Especiais de Proteção 18

1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE.......................................................................................................................19 1.5.1 Introdução 19 1.5.2 Requisitos de supervisão e controle das instalações 19 1.5.3 Requisitos de supervisão pelos agentes proprietários das subestações 23 1.5.4 Requisitos de supervisão e controle pelo ONS 25 1.5.5 Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade 26

1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL.....................................................................................31 1.6.1 Aspectos gerais 31 1.6.2 Descrição funcional 31 1.6.3 Disparo do registrador digital de perturbações 32 1.6.4 Sincronização de tempo 32



1.6.5 Requisitos de compatibilidade eletromagnética 32 1.6.6 Características dos sinais de entrada e saída 32 1.6.7 Capacidade de registro de ocorrências. 33 1.6.8 Requisitos de comunicação 34

1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO ........................................................35 1.7.1 Requisitos gerais 35 1.7.2 Requisitos para a teleproteção 36 1.7.3 Requisitos para canais de voz 36 1.7.4 Requisitos para transmissão de dados 37

1.8 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA ......................................................38 1.8.1 Tensão operativa 38 1.8.2 Requisitos de manobra associados às linhas de transmissão 38 1.8.3 Manobras de fechamento e abertura de secionadores e secionadores de aterramento 39 1.8.4 Requisitos de interrupção para os disjuntores 39

2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA A LT 230 KV BATEIAS - JAGUARIAÍVA. 40

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO .................................................................................................40 2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES .......................................40 2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES ..................................................................................................................................40

2.3.1 SE Bateias 40 2.3.2 SE Jaguariaíva 41

2.4 DOCUMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO.......................................................................................................................41

3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO 42

3.1 GERAL ........................................................................................................................................................................42 3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL..............................................................................................................................42

4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS 43

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA...............................................................................................................43 4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES...........................................................................................................................43 4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO ..............................................................................................................43

4.3.1 Relatório técnico 43 4.3.2 Normas e documentação de Projetos. 44

5 CRONOGRAMA 45

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHA DE TRANSMISSÃO ........................................................................................46 5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES .........................................................................................................47



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 Bateias - Jaguariaíva e instalações vinculadas, integrantes do Sistema de Transmissão da Região Sul, que interligará as Subestações Bateias e Jaguariaíva ambas no Estado do Paraná e de propriedade da COPEL, visando reforçar o atendimento à Região de Jaguariaíva dando-lhe maior confiabilidade. A figura a seguir apresenta um diagrama simplificado dos principais elos existentes do sistema de Suprimento a região.

A implantação da Linha de Transmissão 230 kV Bateias Jaguariaíva objeto do Leilão, compreende a implementação das instalações listadas no subitem 1.1.2, 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.



1.1.2 Configuração Básica A configuração básica é caracterizada pelos empreendimentos listados nas tabelas a seguir. A linha de transmissão consta da Tabela 1, enquanto as subestações constam da Tabela 2. TABELA 1 LINHA DE TRANSMISSÃO

Origem Destino Circuito Km Bateias Jaguariaíva 1° 137,1

TABELA 2 SUBESTAÇÕES

Subestação Tensão (kV) Empreendimentos principais Bateias 230 1 entrada de linha

Jaguariaíva 230 1 entrada de linha

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.

1.1.3 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, bem como a política de reserva.



1.2 LINHA DE TRANSMISSÃO

1.2.1 Indicadores elétricos

1.2.1.1 Parâmetros elétricos das linhas de transmissão A reatância longitudinal de seqüência positiva da linha de transmissão deverá possibilitar a distribuição de fluxos de potência na linha de transmissão 230 kV Bateias - Jaguariaíva, similar à configuração básica apresentada nos estudos dos relatórios disponibilizados no item 2.1.

1.2.1.2 Carregamento da Linha de Transmissão O circuito devera ser capaz de suportar, em regime permanente e durante emergências, corrente de 841 A e 1040 A, respectivamente, sem que haja violação de qualquer critério de desempenho.

1.2.1.3 Definição da flecha máxima dos condutores e dimensionamento dos cabos pára-raios No projeto de locação das estruturas e no dimensionamento dos cabos pára-raios da linha de transmissão, deverão ser adotadas as seguintes condições climáticas:

• Temperatura máxima média da região; • Radiação solar máxima; • Brisa não superior a 1 m/s.

A definição da flecha máxima dos cabos condutores deverá ser feita de acordo com a NBR-5422, contemplando temperatura máxima média da região, radiação solar máxima, brisa não superior a 1 m/s, para corrente máxima de 1040 A. 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:

• Níveis de corrente de curto-circuito de 40 kA em todas as subestações; • 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.

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 75º C, deve ser igual ou inferior a da configuração básica: 0,089 Ω/km. A perda total nos cabos pára-raios não deverá ser superior ao 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.

1.2.1.5 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 dois desligamento/100km/ano. (b) 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.



O grau mínimo de poluição adotado deverá ser compatível com à distância de escoamento mínima de 25 mm/kV, referido à tensão máxima fase-terra. 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 RISCO MÁXIMO DE FALHA A MANOBRAS DE ENERGIZAÇÃO E RELIGAMENTO

Risco de falha (adimensional) Manobra Entre fase e terra Entre fases

Energização 10 3 10 4 Religamento 10 2 10 3

1.2.1.6 Efeitos de campos

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 não deverão apresentar corona visual, nos cabos condutores e ferragens, para 90% da condição de tempo bom. (b) Rádio-interferência A relação sinal/ruído no limite da faixa de servidão, indicadora do nível de imunidade dos sinais de rádio (RI), deverá ser no mínimo igual a 24 dB, considerando nível mínimo de sinal referido na norma DENTEL, para 50 % das condições atmosféricas do ano. (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. (d) Campo elétrico O campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão deverá ser 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.

(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.



1.2.2 Indicadores Mecânicos

1.2.2.1 Condições básicas para o projeto de regulação do cabo condutor. (a) 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, a tração axial deverá ser limitada a 70% da tração de ruptura do cabo.

(b) 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.

(c) 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 período de retorno de 250 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 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. 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.

1.2.2.4 Fundações No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Estas solicitações, calculadas com as cargas de projeto da torre, , considerando suas condições particulares de aplicação: Vão Gravante, Vão de Vento, Ângulo de desvio e Fim de LT, Altura da torre, passam a ser consideradas como cargas de projeto das fundações As fundações de cada estrutura deverão ser projetadas estruturalmente e geotecnicamente de forma a adequar todos os esforços resultantes de cada torre às condições específicas de seu próprio solo de fundação. As propriedades físicas e mecânicas do solo de fundação de cada estrutura deverão ser determinadas de forma reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo, sendo executadas as seguintes etapas:

• Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da LT com a conseqüente elaboração do plano de investigação geotécnica.

• Reconhecimento do subsolo com a caracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativamente e quantitativamente, determinando os parâmetros geomecânicos.

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

No cálculo das fundações deverão ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que influenciem o estado do solo de fundação, quer no aspecto de sensibilidade, expansibilidade ou colaptividade levando-se em conta a sazonalidade. A definição do tipo de fundação, seu dimensionamento estrutural e geotécnico deverão ser executados levando em consideração os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade suporte do solo à compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica.



1.3 SUBESTAÇÕES

1.3.1 Requisitos gerais

1.3.1.1 Informações básicas A TRANSMISSORA deverá desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição das características e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que os mesmos serão conectados ao sistema existente. Todos os equipamentos deverão ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado. Também não devem ser utilizados equipamentos que inviabilizem o uso de equipamentos de outras tecnologias existentes ou de outros fornecimentos em futuras expansões. As novas instalações deverão ser compatíveis com as das subestações existentes e demais aspectos dos requisitos de equipamentos. Deverão ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações e equipamentos existentes nas subestações Bateias e Jaguariaíva, conforme especificado nos documentos GTS-BTA-JGI- 001 e GTS-JGI-BTA-001. Nas subestações existentes, a configuração básica contempla equipamentos com características elétricas básicas similares às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos listados acima.

1.3.1.2 Arranjo das barras O arranjo utilizado nas barras de 230 kV das subestações de Bateias e Jaguariaíva é do tipo barra principal e transferência, e a subestação de Jaguariaíva tem a possibilidade de operar em barra dupla.

1.3.1.3 Capacidade de corrente (a) Corrente em regime Permanente O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar, respectivamente, valor máximo de corrente de 3150 A e 2000 A, para a condição de operação em regime permanente. (b) Capacidade de curto-circuito Os equipamentos e demais instalações deverão ser adequados para suportar nível de curto-circuito de 40 kA nos barramentos dos pátios.

(c) Sistema de Aterramento O sistema de aterramento 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 242 kV para a condição de operação em regime permanente.



(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.

1.3.1.5 Efeitos de campos (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 161 kV eficaz, fase-terra. A tensão de extinção de corona deverá situar-se acima da tensão máxima de operação. (b) Rádio interferência O valor da tensão de rádio interferência externa máxima para os equipamentos deverá ser de 2500 µV/m a 1000Hz, na tensão fase-terra 242/√ 3kV.

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 230 kV deve ser 2 ciclos.

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

Os disjuntores de 230 kV 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 classe B da 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. Deverá ser prevista a utilização de pára-raios 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 deverão ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e ser próprios para instalação externa. Os transformadores de potencial deverão ser do tipo capacitivo e serem próprios para instalação externa.

1.3.2.5 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.



1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

1.4.1 Geral Cada sistema de proteção, exceção feita aos barramentos, deve, obrigatoriamente, ser composto por dois conjuntos de proteção completamente independentes, quando os mesmos forem funcionalmente idênticos são identificados como:

a) Proteção principal; e b) Proteção alternada.

Quando os dois conjuntos forem funcionalmente diferentes são identificados como: a) Proteção principal; e b) proteção de retaguarda.

Acrescenta-se a um destes dois conjuntos a proteção própria ou intrínseca de determinados equipamentos. 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 o tipo multifunção. Todos os relés de proteção deverão utilizar tecnologia digital numérica. Os sistemas de proteção deverão ser integrados no nível da instalação, permitindo o acesso local e remoto, aos ajustes, registros de eventos, grandezas de entrada e outras informações pertinentes de cada um dos sistemas ou relés de proteção. A arquitetura e protocolos utilizados não devem impor restrições à integração de novos equipamentos, nem à operação da instalação. Todos os equipamentos e sistemas digitais devem possuir automonitoramento e autodiagnóstico, com bloqueio automático de atuação por defeito, sinalização local e remota de falha ou defeito. Todos os sistemas de proteção devem admitir a falha ou defeito de um componente sem que isto acarrete a degradação do seu desempenho final. Os transformadores de corrente deverão ser dispostos na instalação de forma a permitir a superposição de zonas de proteções de equipamentos primários adjacentes. A proteção dos equipamentos deve ser concebida de maneira a não depender de proteção de retaguarda remota no sistema de transmissão. Nos casos de barramentos é admitida excepcionalmente proteção de retaguarda remota quando da indisponibilidade de sua única proteção As proteções principal e alternada (ou principal e de retaguarda) deverão ser alimentadas por bancos de baterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independentes, além de possuírem independência a nível físico de painel, fonte auxiliar e todo e qualquer recurso que estas 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 principal e de retaguarda) deverão ser obtidas de núcleos de transformadores de corrente e secundários de transformadores de potencial diferentes. As proteções alimentadas por transformadores de potencial devem possuir supervisão de tensão para bloqueio de operação indevida e alarme por perda de potencial. Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos esquemas dos conjuntos de proteção, teleproteção, religamento automático e sincronismo, de forma a indicar qualquer anormalidade que possa implicar em perda da confiabilidade operacional do sistema de proteção Todos os sistemas de proteção e equipamentos associados deverão atender as normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instalação em subestações de Alta Tensão. 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 Proteção da linha de transmissão em 230kV

Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a deteção e eliminação de todos os tipos 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 Esquema de religamento A linha de transmissão deve ser dotada de esquema de religamento conforme filosofia definida a seguir:

1.4.2.1.1 Requisitos gerais O esquema de religamento deverá possibilitar a seleção do tipo e número de tentativas de religamento, com duas possibilidades: tripolar e monopolar. Na posição tripolar qualquer ordem de disparo iniciada por proteção irá desligar os três pólos do disjuntor e iniciará o religamento tripolar. Na posição monopolar, caso haja um defeito fase-terra, o desligamento e o religamento dos dois terminais da linha deverão ser monopolares; nos demais tipos de curto-circuito o desligamento e o religamento deverão ser tripolares. Caso não haja sucesso no ciclo de religamento (por exemplo, curto-circuito permanente) o desligamento será tripolar.

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 após decorrido um tempo mínimo ajustável, que se iniciará com a abertura do disjuntor.

A proteção a ser fornecida deverá ter meios para, opcionalmente, realizar somente o religamento automático quando da ocorrência de curtoscircuitos internos fase-terra.

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



1.4.2.1.2 Esquema de religamento tripolar 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, falhas em barras, falhas em disjuntores, recepção de transferência de disparo direto do terminal remoto, atuação das proteções de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo e, quando for o caso, por atuações das proteções dos reatores de linha ou transformadores.

Qualquer um dos terminais da linha de transmissão poderá ser selecionado para ser o primeiro terminal a religar (LÍDER), e deverá religar após transcorrido o tempo morto. O outro terminal (SEGUIDOR) deverá ser religado através de um relé verificador de sincronismo. Para permitir a seleção do terminal que será religado em primeiro lugar, ambos os terminais deverão ser equipados com esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo.

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

1.4.2.1.3 Esquema de religamento monopolar Os esquemas de religamento automático monopolares são para atuações exclusivas após a eliminação de faltas fase-terra por proteções de alta velocidade ou instantâneas. Estes esquemas de religamento automático não deverão ser iniciados pelas mesmas funções descritas mo 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, devera ser tripolar e não devera iniciar o religamento da linha.

1.4.2.1.4 Relés verificação 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; • barra morta - linha morta



1.4.2.2 Proteção principal e de retaguarda Cada terminal de LT deve ser equipado com dois conjuntos independentes de proteção do tipo proteção principal e proteção de retaguarda, adequadas para a proteção da LT em que for instalada.

O conjunto de proteção principal 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 protegida, sem retardo de tempo intencional.

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 protegida, considerando os limites de exatidão dos ajustes dos relés e outras características da linha

O tempo total de eliminação de faltas pela proteção principal 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 das linhas adjacentes.

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

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

• Elementos de medição para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra (21/21N), com, pelo menos, três zonas diretas e uma reversa. As unidades de medição deverão apresentar sobrealcance transitório máximo de 5% para defeitos sólidos com máxima componente exponencial.

• A proteção de distância deve ser complementada com a utilização de proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67N).

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

• Transferência de disparo permissivo por subalcance (PUTT); • Transferência de disparo permissivo por sobrealcance (POTT); • Bloqueio por comparação direcional (DCB); • Transferência de disparo direta (DTT); • Esquema híbrido (POTT, weak-infeed, echo ).

A teleproteção deve atender aos seguintes requisitos, cujos requisitos de telecomunicação, incluindo o número mínimo de canais estão descritos no item 1.7.2

• 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;

• 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 caso de utilização de esquema de transferência direta de desligamento (DTT), 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 LT.

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.

O sistema de proteção deve ser seletivo e adequado para a deteção e eliminação de todo tipo de falta ao longo da LT.

A proteção de retaguarda deve ser gradativa, composta por relés de distância para fases e fase-terra (21/21N), com pelo menos 3 zonas de proteção na direção direta, complementada por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N) com unidades instantânea e temporizada.

Em caso de utilização de relés de distância para as proteções principal e de retaguarda, as unidades instantâneas da proteção de retaguarda, em conjunto com as unidades em sobrealcance da proteção de retaguarda do outro terminal, devem ser utilizadas para formar esquema de teleproteção, compartilhando o mesmo equipamento de telecomunicação exigido para a proteção principal.

A proteção de retaguarda deve atender aos mesmos requisitos exigidos para os relés de distância da proteção primária.

Todo terminal de LT deve possuir proteção principal e de retaguarda para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado, com ajustes independentes, e faixa de 1,1 a 1,6 Vnom.

As proteções de sobretensão instantâneas devem operar somente para eventos dinâmicos em que haja envolvimento das três fases, não podendo operar para sobretensões de manobras e surtos, onde não se verificam sobretensões simultaneamente nas três fases. As proteções de sobretensão temporizadas 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.

1.4.3 Proteção de Barras Deverão ser previstos os equipamentos e esquemas associados necessários à integração das novas entradas de linha aos esquemas de proteção diferencial de barras existentes, ou a substituição das mesmas, nas subestações de Bateias e Jaguariaíva.

Deverão ser utilizados núcleos de transformador de corrente independentes e dedicados para cada proteção diferencial. Onde existir proteções de barra com relés de alta impedância, as características magnéticas dos transformadores de correntes a serem acrescentados devem ser idênticas às dos transformadores de correntes existentes.



1.4.4 Proteção para Falha de Disjuntor Cada disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor, consistindo de relés detetores de corrente, temporizadores e relés de bloqueio, com as seguintes características: a) Partida pela atuação de todas as proteções que atuam no mesmo; b) Promover um novo comando de abertura no disjuntor (retrip), antes de atuar no relé de bloqueio; c) Comandar, por atuação do relé de bloqueio, a abertura e bloqueio de fechamento de todos os disjuntores necessários à eliminação da falta, em caso de recusa de abertura do disjuntor; d) Possuir sensores de sobrecorrente de fases e terra, ajustáveis, de alta relação operação/desoperação e temporizadores ajustáveis. O tempo total para a eliminação de faltas pela proteção para falha de disjuntores não deve ser superior a 300ms para os disjuntores de 230kV. Em ambos os casos, estes tempos máximos devem incluir os tempos de operação dos relés, dos relés auxiliares e de abertura dos disjuntores. Os sistemas de proteção para falha de disjuntores associados a equipamentos, tais como transformadores e reatores, devem permitir inicialização através de sinais da operação de proteções mecânicas ou referentes a outras faltas, onde não existam níveis de corrente suficientes para sensibilizar as unidades de supervisão de sobrecorrente do esquema de falha de disjuntor. Nestes casos, devem ser previstas lógicas de paralelismo entre os contatos representativos de estado dos disjuntores e os contatos das unidades de supervisão de corrente, de forma a viabilizar a atuação do esquema de falha de disjuntor para todos os tipos de defeitos, inclusive aqueles não capazes de sensibilizar os relés de supervisão de corrente do referido esquema. A proteção para falha de disjuntores deve comandar a abertura do menor número de disjuntores adjacentes ao disjuntor defeituoso, suficiente para a eliminação da falha, promovendo, quando necessário, a transferência de disparo direta para o disjuntor do terminal remoto. A proteção para falha de disjuntor deverá ser dedicada e possibilitar a integração aos esquemas de falha de disjuntores existentes. Os sensores de sobrecorrente devem ser ajustáveis na faixa de (0,1 a 2,0) x I n, e o temporizador na faixa 0 a 0,5s. No caso de barramentos com configuração variável por manobra de chaves secionadoras, a proteção para falha de disjuntor deve ser seletiva para todas as configurações, de modo a desligar apenas a seção de barra necessária ao isolamento do disjuntor em falta.

1.4.5 Sistemas Especiais de Proteção

1.4.5.1 Esquema de Controle de Emergência (ECE) A TRANSMISSORA deverá prever sinais adicionais de estados de chaves secionadoras e disjuntores, visando a possibilidades de instalação de Esquemas de Controle de Emergência



1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE

1.5.1 Introdução Este item descreve os requisitos de supervisão e controle que deverão ser disponibilizados para que seja assegurada a plena integração da supervisão e controle dos novos equipamentos à supervisão dos equipamentos existentes, garantindo-se, com isto, uma operação segura e com qualidade do sistema elétrico interligado. Assim, é de responsabilidade da TRANSMISSORA a aquisição e instalação de todos os equipamentos, software e serviços necessários para a implementação dos requisitos especificados neste item e para a implementação dos recursos de telecomunicações, cujos requisitos são descritos em item a parte. Os requisitos de supervisão e controle foram divididos em: • Requisitos de supervisão e controle das instalações, detalhados em:

- Requisitos gerais; - Elenco de informações a serem supervisionadas.

• Requisitos de supervisão pelo Agente proprietário das subestações existentes • Requisitos de supervisão e controle pelo ONS, normalmente atendidos por um SSCL

(sistema de supervisão e controle local) ou UTR (Unidade Terminal Remota) convencional; • Arquitetura da interconexão com o ONS; • Requisitos para o cadastramento dos equipamentos.

1.5.2 Requisitos de supervisão e controle das instalações

1.5.2.1 Requisitos gerais A LT Bateias - Jaguariaíva envolve a instalação de um conjunto de equipamentos que inclui entradas de linhas, entre outros, em subestações existentes e pertencentes COPEL.

Em função disto, todos os equipamentos a serem instalados pela TRANSMISSORA devem ser supervisionados a nível local segundo a filosofia adotada pela empresa proprietária de tais subestações, devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos sistemas de supervisão e controle já instalados nestas subestações e atender aos requisitos aqui apresentados.

Em adição a supervisão local, os equipamentos elétricos devem permitir a supervisão remota pelos seguintes Centros de Operação: • Centro do Agente proprietário das Subestações de Bateias e Jaguariaíva

- Centro de Operação do Sistema da COPEL, COS-COPEL, localizado em Curitiba - PR.

• Centro do ONS: - Centro de Operação do Sistema do Paraná, COS-PR, localizado em Curitiba - PR.

Nota Importante: As funções de operação de parte do sistema elétrico do estado do Paraná foram contratadas da COPEL pelo ONS. Este Centro é fisicamente o mesmo Centro de Operação do Sistema da COPEL. Assim sendo, os requisitos de supervisão a seguir apresentados para o COS-PR são atendidos pelos mesmos requisitos especificados para o COS-COPEL. Tais requisitos foram aqui apresentados no intuito de dar uma completa visão da estrutura de supervisão montada pelo ONS.

Assim sendo, o atendimento aos requisitos de supervisão e controle requererá a instalação de sistemas de supervisão nas instalações para: • A aquisição das informações necessárias à supervisão e controle local dos equipamentos a



serem implantados; • Nas subestações existentes, integração com os Sistemas Digitais de Supervisão e Controle

(SDSCs) instalados pela COPEL, visando a troca de informações; • Interconexão ao Centro do ONS conforme estabelecido no item Requisitos de Supervisão e

Controle pelo ONS e utilizando-se o protocolo DNP 3.0. • Interconexão ao COS-COPEL conforme indicado no item Requisitos de supervisão pelo

agente proprietário das subestações. Estas interconexões devem ser feitas utilizando o protocolo já implementado neste centro.

Os protocolos adotados para comunicação com os centros de operação (ONS e COPEL) devem ser configurados conforme determinado por estes Agentes .

Adicionalmente, esta configuração deve permitir a tais centros identificar o estado operacional dos sistemas de supervisão da TRANSMISSORA instalados nas subestações. Estas informações serão modeladas como indicações de estado nas bases de dados destes centros de operação. Nota Importante: No caso de interposição de um centro de operação, neste edital denominado de concentrador de dados, na rota de comunicação com algum dos centros de operação da COPEL ou ONS, a configuração do protocolo deve permitir que tais centros identifiquem o estado operacional do concentrador e, adicionalmente, o concentrador de dados deve ser capaz de identificar o estado operacional de todos os sistemas hierarquicamente a ele subordinados e transferir estas informações para os correspondentes centros, conforme o caso.

Deverão ser efetuadas, às custas da TRANSMISSORA, as modificações de hardware e software e demais serviços necessários nos Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) instalados pela COPEL nas subestações, para permitir a completa supervisão dos equipamentos elétricos a partir das interfaces homem máquina (IHMs) existentes nas salas de controle local das subestações. A quantidade e tipos de pontos supervisionados deverão ser similares ao dos sistemas existentes.

Também é requerido que a TRANSMISSORA seja responsável pela instalação e operacionalização de todos os equipamentos e sistemas necessários para viabilizar a conexão com os centros de operação aqui citados. Como requer-se que a interface entre os equipamentos da TRANSMISSORA e os citados centros seja a entrada digital dos computadores de comunicação dos mesmos, isto inclui a instalação de sistemas de comunicação, de modems e/ou roteadores em todos os terminais das conexões de dados.

Alternativamente à instalação de novos recursos de supervisão e controle, a TRANSMISSORA, mediante prévio acordo com as empresas proprietárias das instalações existentes, poderá optar pela expansão dos recursos de supervisão e controle disponíveis, desde que atendidos todos os requisitos especificados neste item de Sistemas de Supervisão e Controle e no de Requisitos Técnicos do Sistema de Telecomunicações a ser Implantado.

1.5.2.2 Elenco de informações a serem supervisionadas

Como requisito geral de supervisão e controle, deverão ser supervisionados todos os equipamentos da TRANSMISSORA que venham a ser instalados nas subestações sejam elas novas ou existentes. As informações coletadas nestas subestações deverão ser transferidas para os centros de operação indicados neste edital conforme abaixo especificado: a) Telemedições • Todas as medições deverão ser feitas de forma individualizada e transferidas

periodicamente aos centros de operação;



• O período de transferência deve ser parametrizável por centro, devendo os sistemas serem projetados para suportar períodos de pelo menos 4 segundos;

• As seguintes medições deverão ser coletadas e transferidas para os centros de operação: - Módulo de tensão fase-fase em kV em todas as entradas de linha (uma medição por

entrada de linha, por exemplo tensão fase-fase a-b); - Potência trifásica ativa em MW e reativa em MVAr em todas as entradas de linha; - Corrente de uma das fase em Ampère em todos os terminais de linha de transmissão

(por exemplo Ia); • Todas as medições de tensão devem ter uma exatidão mínima de 1% e as demais de 1,5%.

Tal exatidão deve englobar toda a cadeia de equipamentos utilizados, tais como: transformadores de corrente, de tensão, transdutores, conversores analógico/digital, etc.

b) Indicação de estado • Todas as indicações de estado deverão ser coletadas com selo de tempo com exatidão de 1

ms e reportadas por exceção aos centros de operação; • O selo de tempo a ser transmitido aos centros de operação indicados neste edital deverá ser

aquele definido quando da aquisição do dado pela unidade de aquisição e controle (UAC), não sendo aceitável sua posterior alteração.

• Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem estar aptos a responder a varreduras de integridade feitas pelos centros a ele conectados (do ONS, e COPEL) que podem ser cíclicas, com período parametrizável, tipicamente a cada 5 minutos, ou por evento, como por exemplo uma reinicialização dos recursos de supervisão e controle dos centros ou então sob demanda;

• Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de identificar e armazenar o selo de tempo das indicações de estado com uma resolução melhor que 1milissegundo entre eventos;

• Os relés de interposição deverão ser compatíveis com a resolução acima especificada; • As seguintes indicações de estado deverão ser coletadas e transferidas para os centros de

operação: - Posição de todas as chaves e disjuntores utilizados para a conexão de todos os

equipamentos, incluindo-se chaves de aterramento e de by pass; - Indicação genérica de proteção operada, informada por equipamento, tais como

linhas de transmissão, transformadores, reatores, capacitores série, etc, conforme aplicável;

- Relés de bloqueio; c) Cada unidade de aquisição e controle (UAC) deverá ter um relógio e calendário interno para

prover precisamente o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cada operação de registro de variação de estado. Estes relógios internos devem possuir circuitos de sincronismo a partir de um sinal com data absoluta obtida de um sistema GPS, incluído neste fornecimento, de forma a garantir que a supervisão e controle das diversas instalações seja feita dentro de uma mesma base de tempo. O sistema deverá ser projetado de forma que a exatidão seja melhor que 1 milissegundo.

d) Todas as telemedições e indicações de estado deverão ter indicadores de qualidade do dado relativos à coleta do dado e relativo às condições de supervisão local (dado inválido na origem, dado sem atualização na última varredura da remota ou do SSCL, etc).

e) Todas as informações transferidas aos centros de operação dos Agentes citados neste item de sistemas de supervisão e controle devem ser dados brutos, conforme coletados a partir de transdutores ou relés de interposição, isto é, sem processamento prévio, exceto quando explicitamente acordado, caso a caso, com algum destes Agentes. Nestes casos, os



indicadores de qualidade deverão incluir pelo menos: • Indicação de entrada manual pelo operador da instalação ou do centro de operação da

TRANSMISSORA, conforme apropriado; • Indicação de ponto desativado pelo operador da instalação ou do centro de operação da

TRANSMISSORA, conforme apropriado.

f) Informações para o seqüenciamento de eventos: • Resolução

Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de armazenar informações para o seqüenciamento de eventos com uma resolução entre eventos melhor que 1 milissegundo. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento também deverá ser melhor que 1 milissegundo, devendo ser considerados todos os tipos de atuação a serem definidos durante execução do projeto executivo.

• Conjunto de Informações Sempre que existentes, as informações indicadas abaixo, armazenadas pelos sistemas de supervisão e controle das instalações, deverão ser transferidas ao COS-COPEL, conforme apropriado, contendo o instante da atuação do evento, sendo que pontos adicionais poderão ser incluídos durante desenvolvimento do projeto executivo.

- Linha de Transmissão: º Partida da proteção de fase principal por fase; º Trip da proteção de fase principal; º Partida da proteção de fase suplementar por fase; º Trip da proteção de fase suplementar; º Partida da proteção de terra principal por fase; º Trip da proteção de terra principal; º Partida da proteção de terra suplementar por fase; º Trip da proteção de terra suplementar; º Partida do religamento automático; º Atuação do esquema de falha dos disjuntores; º Trip por sobretensão; º Bloqueio por oscilação de potência; º Trip por oscilação de potência; º Teleproteção, transmissão de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo; º Teleproteção, transmissão de transfer-trip; º Teleproteção, recepção de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo; º Teleproteção, recepção de transfer-trip; º Bloqueio por falha de fusível; º Atuação tempo 2ª zona; º Atuação tempo 3ª zona; º Bloqueio por falha de fusível; º Sobrecorrente direcional temporizado; º Sobrecorrente direcional instantâneo; º Atuação do relé de bloqueio.

- Barramento º Proteção diferencial por fase; º Proteção de subfreqüência; º Proteção de sobretensão;



º Proteção de subtensão; º Atuação do relé de bloqueio.

- Disjuntor º Indicação de posição; º Falta de alimentação nos circuitos de abertura e fechamento; º Atuação da proteção de discordância de polos; º Fechamento bloqueado; º Abertura bloqueada; º Fechamento automático por mínima pressão sistema de isolação; º Baixa pressão sistema de extinção de arco (1º ao 3º estágio); º Baixa pressão sistema de acionamento (1º ao 3º estágio); º Recarga de ar insuficiente; º Falha do disjuntor; º Sobrecarga do disjuntor central; º Atuação do relé de bloqueio.

- Registradores Digitais de Perturbação º Partida e falha.

g) Idade do dado • Define-se como idade máxima do dado o tempo máximo decorrido entre o instante de

ocorrência de seu valor na instalação (processo) e sua recepção nos centros de operação do ONS e COPEL.

• O tempo necessário para a chegada de um dado a qualquer um destes centros inclui o tempo de aquisição do dado na instalação, processamento da grandeza e sua transmissão através dos enlaces de comunicação.

• A idade máxima de um dado coletado periodicamente (por varredura) deve ser inferior à soma do tempo de varredura do mesmo adicionado de:

- 2 segundos em média; - 5 segundos no máximo.

• A idade máxima de um dado de indicação de estado deve ser inferior a 4 segundos. Este requisito não se aplica quando ocorrer uma mudança de estado e o sistema de supervisão local estiver sob ciclo de integridade.

• Estes requisitos não se aplicam à transmissão das informações de seqüência de eventos. h) Banda morta

Dependendo do protocolo de comunicações adotado, as informações analógicas poderão ser reportadas por exceção aos centros de operação aqui indicados. Nestes casos, o valor adotado para a banda morta utilizada no processo de filtragem deve ser definida de comum acordo entre o Agente proprietário do centro (ONS e COPEL) e a Empresa TRANSMISSORA. Na falta de um acordo, o valor da banda morta deverá ser 0 (zero).

1.5.3 Requisitos de supervisão pelos agentes proprietários das subestações A TRANSMISSORA deve prover ao Centro de Operação do Agente proprietário das subestações existentes a supervisão remota dos equipamentos que venham a ser instalados conforme requisitos apresentados no subitem Elenco de Informações a serem Supervisionadas,



aplicados de acordo com os seguintes critérios: • Supervisão pelo Centro de Operação do Sistema da COPEL COS-COPEL

- Subestação de Bateias. - Subestação de Jaguariaíva

A figura a seguir apresenta uma visão simplificada dos requisitos de supervisão das subestações (instalações) objeto deste edital pelo centro de operação da COPEL. Foi aqui colocada com objetivo meramente ilustrativo, no intuito de dar uma visão gráfica dos requisitos especificados no texto deste edital.

Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com o Centro do Agente proprietário das subestações (instalações) poderá se dar através de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos neste item, Sistemas de Supervisão e Controle. Neste edital, este centro é genericamente chamado de concentrador de dados. Neste caso, a estrutura de centros apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e o centro da COPEL, portanto, incluído no objeto desta licitação. A figura a seguir ilustra uma possível configuração.

COS COPEL1

Legenda: 1) Centros de Operação utilizado pelo Agente proprietário das subestações: COS-COPEL Centro de Operação do Sistema da COPEL 2) Ampliações de supervisão e controle em subestações existentes: PRBTA Recursos de supervisão e controle na subestação Bateias PRJGI Recursos de supervisão e controle na subestação Jaguariaíva 3) Recursos de supervisão e controle existentes em subestações da COPEL.

PRBTA2 PRJGI2

PRJGI3

Recursos a serem instalados

Recursos existentes PRBTA3



1.5.4 Requisitos de supervisão e controle pelo ONS

1.5.4.1 Requisitos básicos para a supervisão dos equipamentos Os recursos básicos para a supervisão dos equipamentos que devem ser disponibilizados ao ONS estão descritos no item Elenco de Informações a serem Supervisionadas e abrangem: • Telemedições com varredura de 4 segundos, período este parametrizável; • Indicações de estado reportadas por exceção e com ciclo de integridade, também

parametrizável; • Seqüência de eventos (SOE).

1.5.4.2 Arquitetura da Interconexão com o ONS A supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico, estando hoje, na região de Bateias e Jaguariaíva, estruturada em um sistema hierárquico com sistemas de supervisão e controle instalados nos seguintes centros de operação do ONS: • Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico CNOS; • Centro de Operação do Sistema do Paraná COS-PR

Notar que este é o centro atualmente responsável pela operação das subestações de Bateias e Jaguariaíva e utiliza o mesmo sistema de supervisão e controle do COS-COPEL, uma vez que trata-se de um centro contratado pela ONS, portanto, as interligações necessárias para o COS-PR já estão previstas no item 1.5.3, logo, não necessitam ser replicadas.

PRBTA PRJGI


Recursos existentes

PRJGI

COS COPEL

Legenda: Em adição às siglas da figura anterior, utilizou-se:

CD Concentrador de dados, nome genérico dado para um sistema de supervisão e controle que se interponha entre as instalações e os Centros da COPEL.

PRBTA

CD1



1.5.4.3 Requisitos para o cadastramento dos equipamentos As informações cadastrais de todos os equipamentos que serão operados pelo ONS deverão ser encaminhadas ao mesmo com no mínimo 3 meses de antecedência da entrada em operação. Estas informações devem incluir para os equipamentos objeto deste edital: • Parâmetros descritivos de linhas de transmissão, incluindo-se impedância série e a

suscetância da mesma, segundo o modelo π, bem com a corrente máxima em ampère, a potência máxima em MVA e a latitude e longitude de cada instalação e das torres de linha;

• Fornecimento dos diagramas unifilares de operação com a identificação de todos os equipamentos de cada instalação;

• Fornecimento dos diagramas com a localização da posição exata de todos os pontos de medição, telessinalização e controle de cada instalação;

• Todos os diagramas deverão ser fornecidos em papel e meio magnético, num padrão de importação e exportação a ser previamente acordado entre a TRANSMISSORA e o ONS;

• Relação, compatível com os requisitos de supervisão e controle aqui apresentados, dos pontos de medição, telessinalização, controle, e SOE que trafegarão na interconexão (ou interconexões) como o sistema de supervisão e controle do ONS, num formato compatível com o protocolo adotado para a interconexão e organizada por SSCL/UTR e concentradores de dados, se utilizados;

• No caso de interligações de dados direta com UTRs, e se aplicável, parâmetros que permitam a conversão para valores de engenharia dos dados enviados para o Centro;

• Sempre que aplicável, limites de escala, superior e inferior, para todos os pontos analógicos supervisionados.

1.5.5 Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade

1.5.5.1 Geral Os recursos de supervisão e controle providos pela TRANSMISSORA para atender aos requisitos apresentados neste edital deverão ter sua disponibilidade e qualidade medida de acordo com os conceitos e critérios a seguir estabelecidos. A avaliação destes recursos será feita por ponto de medição ou de controle e com base na sua disponibilidade/qualidade vista pelos centros citados neste edital. Assim, serão avaliados, não só os equipamentos de captação de dados nas instalações, como também todos os sistemas que se interponham entre tais equipamentos e o sistema computacional dos referidos centros, incluindo o sistema de comunicação e os equipamentos de interfaceamento com os computadores de comunicação (por exemplo modems). A avaliação por recurso de supervisão e controle permitirá observar tanto telemedições e indicações de estado quanto o estado operacional de unidades terminais remotas, sistemas de supervisão e controle local e concentradores de dados, uma vez que o estado operacional de tais equipamentos serão recebidos pelos Centros como indicações de estado. Adicionalmente serão calculados índices agregados que darão uma visão geral da disponibilidade e da qualidade dos recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA.

1.5.5.2 Conceito de Indisponibilidade de Recursos de Supervisão e Controle Uma informação de qualquer dos tipos especificados neste edital é dita indisponível para qualquer um dos centros sempre que: • O indicador de qualidade recebido junto com a informação indicar qualquer anormalidade,

como por exemplo: - Informação desativada na origem (instalação);



- Informação inválida na origem; - Informação não atualizada;

Notas: 1) Este caso não será considerado se o equipamento elétrico associado ao ponto estiver em manutenção ou fora de operação por necessidades operativas e a TRANSMISSORA utilizar um destes indicadores, tipicamente desativado na origem, para sinalizar o fato. 2) O indicador de qualidade Manual não caracteriza uma informação como indisponível e sim com baixa qualidade, conforme descrito no item Conceito de Qualidade dos Recursos de Supervisão e Controle.

• Uma informação analógica violar um dos seus respectivos limites de escala; • Uma informação estiver inconsistente.

Todos os pontos de SOE de um sistema de supervisão e controle ou de uma unidade terminal remota são ditos indisponíveis quando ocorrer um evento que deve disparar o registro seqüencial e o mesmo não for feito. Um ponto de SOE é dito indisponível sempre que o mesmo deixar de ser reportado. Todos os pontos subordinados a um sistema de supervisão e controle de uma instalação serão declarados indisponíveis sempre que ocorrer ausência de resposta de tal sistema às solicitações do(s) centro(s) ou de um concentrador de dados, se utilizado. Adicionalmente, no caso de utilização de concentradores de dados, todos os pontos subordinados ao concentrador serão declarados indisponíveis quando o mesmo deixar de responder às solicitações de qualquer um dos centros de operação citados neste edital. Qualquer ponto é dito indisponível, sempre que o mesmo estiver em manutenção.

1.5.5.3 Conceito de qualidade dos recursos de supervisão e controle Uma informação de qualquer dos tipos especificados neste edital é dita violando os critérios de qualidade quando: • O indicador de qualidade sinalizar informação sob entrada manual pelo operador da

Transmissora (se houver); • Violar o requisito de idade do dado; • No caso de informações analógicas, violar o requisito de exatidão; • No caso de informações de selo de tempo, violar o requisito de exatidão.

1.5.5.4 Indicadores

1.5.5.4.1 Disponibilidade por recurso de supervisão e controle [Di] Caracterização: • Abreviatura: Di • Objetivo: Avaliar, percentualmente, o tempo em que um determinado recurso de supervisão

e controle i, provido pela TRANSMISSORA e liberado para a operação, esteve disponível para os centros de operação, no período de observação.

• Período de observação: Mensal • Unidade dimensional: Percentual • Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle • Agregação: Mensal, por recurso de supervisão e controle por centro de operação



• Critério de disponibilidade: - Para recursos associados a telemedições, sinalizações de estado e seqüência de

eventos, unidades terminais remotas e sistemas de supervisão e controle local: O valor mínimo aceitável é de 97,5%, em base mensal;

- Para concentradores de dados: O valor mínimo aceitável é de 99,8%, em base mensal.

• Dados necessários: Conforme equação • Equação:

Di = ( ( T - TIi ) / T ) X 100 Onde:

Di : Índice de disponibilidade do recurso i; T: Tempo total em minutos do período de observação; TIi: Soma dos períodos em que o ponto i ficou indisponível durante o tempo total T;

1.5.5.4.2 Disponibilidade dos recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA [DRSj] Caracterização: • Abreviatura: DRSj • Objetivo: Avaliar, percentualmente, a disponibilidade dos recursos de supervisão e controle

fornecidos pela TRANSMISSORA para a operação de determinado centro de operação j, no período de observação

• Período de observação: Mensal • Unidade dimensional: Percentual • Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle • Agregação: Mensal e por centro de operação • Critério de disponibilidade: O valor mínimo aceitável é de 98,5%, em base mensal • Dados necessários: Conforme equação • Equação: ΣΣΣΣTij DRSj = X 100 T X NPRSj

Onde: • T: Tempo total em minutos do período de apuração; • Tij: Soma dos períodos em que o recurso i ficou disponível durante o tempo total

T para um determinado centro j; Nota: Tij = (T -- TIij)

Onde: TIij: Soma dos períodos em que o ponto i ficou indisponível durante o tempo

total, visto pelo centro j a) NPRSj: Número total de recursos de supervisão e controle da

Transmissora na rede de supervisão sob responsabilidade do centro j.

1.5.5.4.3 Qualidade por recurso de supervisão e controle [Qi] Caracterização: • Abreviatura: Qi • Objetivo: Avaliar, percentualmente, o tempo em que um determinado recurso de supervisão

e controle i, provido pela TRANSMISSORA, não violou o conceito de qualidade, no período



de observação. • Período de observação: Mensal • Unidade dimensional: Percentual • Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle • Agregação: Mensal, por recurso de supervisão e controle e por centro de operação • Critério de qualidade: O valor mínimo aceitável é de 97,5%, em base mensal; • Dados necessários: Conforme equação • Equação:

Qi = ( ( Tq - Tnqi ) / Tq ) X 100 Onde:

b) Qi : Índice de qualidade do recurso i; c) Tq: Tempo total em minutos do período de observação; d) Tnqi: Soma dos períodos em que o ponto i não atendeu ao conceito de

qualidade durante o tempo total Tq.

1.5.5.4.4 Qualidade dos recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA [QRSj] Caracterização: • Abreviatura: QRSj

• Objetivo: Avaliar, percentualmente, a qualidade dos recursos de supervisão e controle fornecidos pela TRANSMISSORA para a operação de determinado centro de operação j, no período de observação

• Período de observação: Mensal • Unidade dimensional: Percentual • Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle • Agregação: Mensal e por centro de operação • Critério de qualidade: O valor mínimo aceitável é de 98,5%, em base mensal • Dados necessários: Conforme equação • Equação:

ΣΣΣΣTqij QRSj = X 100

Tq X NPRSqj Onde:

- Tq: Tempo total em minutos do período de apuração; - Tqij: Soma dos períodos em que o recurso i atendeu ao conceito de qualidade

durante o tempo total Tq, quando visto pelo centro j; Nota: Tqij = (Tq Tnqij) Onde:

- Tnqij: Soma dos períodos em que o ponto i não atendeu ao conceito de qualidade durante o tempo total, quando visto pelo centro j;

- NPRSqj: Número total de recursos de supervisão e controle da Transmissora na rede de supervisão sob responsabilidade do centro j e passíveis de avaliação de qualidade.

A figura a seguir mostra uma interpretação gráfica desses índices, onde o índice individual por recurso (Di ou Qi) não deve ser inferior ao requisito mínimo e o índice agregado (DRS ou QRS) representa a disponibilidade/qualidade média de todos os recursos da TRANSMISSORA.


PROCURADORIA GERAL/ANEEL VISTO

1.5.5.5 Relatórios de análise e de avaliação da disponibilida

Os centros de operação que receberão as indisponibilidade e qualidade dos recursos de supconformidade nas seguintes situações: • Qualquer um dos indicadores especificados f

definido neste edital; • Ocorra perda de mais 30 por cento dos rec

TRANSMISSORA por um período maior ou igu• Durante uma perturbação de vulto na Rede de

controle local da TRANSMISSORA saírem dalgum concentrador de dados da TRANSMISS

Pelo acima exposto, existirão dois tipos de relatóri• Relatório de Avaliação de Disponibilidade e Q

disponibilidade e/ou qualidade for violado. • Relatório de Ocorrência: Emitido nos demais c

1.5.5.6 Publicação dos relatórios de disponibilidade, qualida Os relatórios finais devem ser emitidos com baproprietários dos centros de operação e após equse for o caso, recomendações para a correção de Nos casos em que houver violação dos critérios edo centro de operação enviará os relatórios à ANdefinidas em função da legislação vigente e dos co

Recurso k

Disponibilidade/Qualidade 100%

98,5%

97,5%

Recurso l Recurso m

Disponibilidade/Qualidade média DRS/QRS

VOL. IV - Fl. 30 de 156

de dos recursos de supervisão e controle formações da TRANSMISSORA avaliarão a ervisão e controle, emitindo relatórios de não

or inferior, no mês, ao correspondente critério

ursos de supervisão e controle providos pela al à 1 hora; Básica, um ou mais sistemas de supervisão e e serviço ou se perder a comunicação com ORA, caso utilizado.

os: ualidade: Emitido sempre que algum critério de

asos. de e acionamento da TRANSMISSORA

se nos relatórios elaborados pelos Agentes alização com a TRANSMISSORA e incluindo, eventual anomalia.

specificados neste edital, o Agente proprietário EEL para a tomada das providências cabíveis, ntratos firmados com a TRANSMISSORA.

Disponibilidade D/Qualidade Q mínima

Recursos da Transmissora vistos pelo Centro j



1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL

1.6.1 Aspectos gerais Os registradores digitais de perturbações (RDP) devem ser do tipo stand alone , independentes dos demais sistemas de proteção e supervisão/controle local existentes na instalação, mesmo que estes sejam capazes de fornecer registros oscilográficos. Devem contemplar as seguintes funções:

a. Aquisição e armazenamento de dados relativos a correntes e tensões (canais analógicos); b. Aquisição e armazenamento de sinais digitais (canais digitais); c. Localização de faltas em LT; d. Comunicação independente para o acesso remoto aos dados.

As funções acima devem permitir, quando da ocorrência de uma falta no sistema elétrico, a análise do comportamento, no tempo, das grandezas elétricas, do desempenho da proteção, além da indicação da distância em que a falta ocorreu.

Deve ser expandido os sistemas de oscilografia existentes para os vãos acrescidos, ou a instalação de novos RDP, que deverão ser integrados aos sistemas de oscilografia existentes.

A TRANSMISSORA deve realizar a integração funcional de todos os equipamentos e software, e disponibilizar os software de comunicação, configuração e ajuste, de conversação para o padrão COMTRADE (IEEE C37.111-1999). A integração funcional deve incluir os dispositivos de sincronização de tempo via GPS.

1.6.2 Descrição funcional Para realizar as funções de registro de perturbações, as grandezas elétricas (tensão e corrente) e os sinais digitais devem ser amostrados em intervalos de tempo regulares atendendo aos requisitos de resposta de freqüência conforme especificados, convertidas para a forma digital e armazenadas em memória.

Em situação normal, o RDP deve permanecer monitorando continuamente as grandezas analógicas e digitais. As amostras mais antigas devem ser sucessivamente recobertas por amostras mais recentes (buffer circular) mantendo sempre um quadro completo dos dados abrangendo um intervalo de tempo igual ao tempo de pré-falta ajustado.

Havendo o disparo do RDP os dados básicos relativos à perturbação são automaticamente arquivados em memória do próprio registrador. Durante a fase de armazenamento dos dados de falta os registradores devem continuar supervisionando as grandezas analógicas e digitais, de forma a não perder nenhum evento mesmo que este tempo seja muito pequeno.

Este processo deve continuar até que a situação se normalize, quando então as amostragens efetuadas devem passar a serem consideradas como dados de pós-falta, até que se esgote o tempo de pós-falta ajustado. O esgotamento do tempo de pós-falta configura o término da coleta de dados relativa àquela ocorrência.

Os dados referentes a uma perturbação devem estar armazenados em memória própria, devendo ser possível quando, solicitado, a sua transmissão para análise remota, por meio do elo de comunicação, manual ou automaticamente.

Os cálculos necessários para a localização de faltas podem ser executados local ou remotamente.

Os dados de perturbações existentes na memória do RDP devem ser transferidos automaticamente para memória não volátil, devendo o programa de comunicação prever o gerenciamento, acesso e o descarte destes dados.

Devem ser disponibilizados os software para fazer a transferência, a compactação/ descompactação dos dados, a conversão para formato padrão COMTRADE (IEEE C37.111-1999) e a interface de comunicação remota, bem como o software para ajustes e calibração do RDP.



O RDP deve conter rotinas de automonitoramento e autodiagnóstico contínuo.

A sincronização do tempo interno do RDP deve ser efetuada por dispositivo de sincronização via sinal de satélite (GPS).

1.6.3 Disparo do registrador digital de perturbações O RDP deve ser disparado para a memorização na ocorrência de qualquer uma das condições listadas a seguir ou por qualquer combinação delas, devendo ser livremente configurável (programável) pelo usuário:

(a) Disparo por variação do estado da proteção; (b) Disparo por violação de limites operacionais; (c) Disparo por lógica digital; (d) Disparo manual, local ou remoto

O disparo do RDP deve ser feito através de sensores próprios, ou por software, ou por contatos externos, ou pela combinação desses. O modo de disparo deve ser configurável, local e remotamente.

1.6.4 Sincronização de tempo Cada RDP deve possuir um relógio e calendário interno para prover o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milisegundo de cada operação de registro.

O RDP deve permitir a sincronização da base de tempo interna por meio de relógio externo, de forma a manter a exatidão em relação ao tempo do Sistema Global de Posicionamento por Satélites (GPS) com erro máximo inferior a 1 ms.

1.6.5 Requisitos de compatibilidade eletromagnética A TRANSMISSORA deve executar as medidas necessárias para proteger as entradas e saídas do RDP de emissões eletromagnéticas. O RDP deverá atender as normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instalações de AT.

1.6.6 Características dos sinais de entrada e saída As entradas digitais devem possuir erro máximo de tempo entre a atuação de qualquer sinal de entrada e o seu registro, inferior a 2ms.

As entradas analógicas devem possuir as seguintes características: (a) configuráveis para corrente e tensão; (b) possuir tempo de atraso, entre quaisquer canais, menor do que 1 grau elétrico referido ao

60 Hz; As entradas de tensão devem possuir as seguintes características:

CARACTERÍSTICAS GRANDEZAS Tensão nominal (Vn) 115 e 115/ 3 V Faixa de medição 0 a 2,0Vn Sobretensão permanente 2,0 Vn Faixa de resposta de freqüência com assimetria total + 1dB 1 a 1000 Hz Erro de ângulo de fase ≤ 1,0 miliseg. Exatidão da amplitude do registro ≤ 2,0% Consumo da entrada ≤ 2,0 VA Resolução do dado menor ou igual a 1% a 60 Hz

Obs.: A exatidão e os erros de ângulo de fase acima mencionados referem-se à relação entre o



sinal de entrada e ou seu registro em papel ou terminal de vídeo. As entradas de corrente devem possuir as seguintes características:

CARACTERÍSTICAS GRANDEZAS Corrente nominal (In) 1 ou 5 A rms Faixa de medição 0 a 20 In Detecção de corrente contínua até a saturação: Com 1 In Com 20 In

1,5 s 50 ms

Sobrecorrente: Permanente 1 segundo

2 In 20 In

Erro de ângulo de fase de registro ≤ 1,0 ms Exatidão amplitude: De 0 a 1 In

≤ 1%

Faixa de resposta de freqüência com assimetria total + 1dB 1 a 1000 Hz Consumo individual ≤ 2,0 VA

Obs.: A exatidão e os erros de ângulo de fase acima mencionados referem-se à relação entre o sinal de entrada e ou seu registro em papel ou terminal de vídeo. As saídas digitais devem ser do tipo contato livre de tensão para sinalizar os seguintes eventos: (a) defeito no sistema; (b) registrador disparado; (c) falha na comunicação remota; (d) 75% de sua capacidade de armazenar esgotada; (e) indicação de estado de operação normal.

1.6.7 Capacidade de registro de ocorrências. O RDP deve ter memória suficiente para armazenar dados referentes a, no mínimo, 30 (trinta) perturbações, com duração de 5 segundos cada perturbação, para o caso de várias faltas consecutivas dispararem o registrador. O RDP deve ser capaz de registrar para cada falta ou perturbação no mínimo 160 ms de dados de pré-falta e o tempo de pós falta deve ser ajustável entre 100 e 5000 ms. O registro de uma falta ou perturbação só deve ser interrompido na condição em que os sensores de partida estiverem desoperados e após transcorrido o tempo de pós-falta ajustado. Se o sensor permanecer operado o registro da perturbação deve continuar a ser realizado, até que ocorra a desoperação do sensor, acrescido o registro relativo ao tempo de pós-falta. Se antes de encerrar o tempo de registro de uma perturbação ocorrer uma nova, o registrador deve iniciar um novo período de registro, não se levando em conta o tempo já transcorrido da anterior.



1.6.8 Requisitos de comunicação O RDP deve possuir porta de comunicação serial padrão RS-232C para as funções de comunicação local e remota. Nos locais com mais de um RDP, os mesmos deverão estar interligados através de rede. Um microconcentrador conectado a esta rede realizará a função de comunicação com o nível hierárquico superior. Nos locais onde existe rede de oscilografia, os novos equipamentos deverão ser integrados à mesma. A transferência remota dos dados poderá ocorrer por solicitação ou automaticamente, sendo que, durante a transferência devem ser previstos meios para a verificação da integridade dos mesmos. O descarte dos dados armazenados na memória interna só deverá ocorrer por solicitação. O protocolo de comunicação deve ser aberto ao usuário e formalmente descrito de modo que , caso necessário , se possa conectar o RDP a outros sistemas digitais já existentes ou a serem desenvolvidos. Preferencialmente deve estar de acordo com o padrão da ISO.



1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO

1.7.1 Requisitos gerais O sistema de telecomunicações da linha de transmissão 230 kV Bateias - Jaguariaíva deverá atender aos sistemas de comunicação de voz operativa e administrativa, teleproteção, supervisão e controle elétrico, supervisão de telecomunicações, controle de emergência, medição, faturamento e manutenção da linha de transmissão de energia elétrica, entre as subestações de energia elétrica envolvidas e destas aos centros de operação do sistema elétrico envolvidos.

Os meios de comunicação para voz e dados deverão atender aos seguintes requisitos: • Disponibilidade igual ou superior a 99,7%, medidos em cada período de 30 (trinta) dias; • Deverão ser previsto circuitos digitais em concordância com as recomendações da G.821 do

UIT; • Serão aceitos equipamentos analógicos apenas nos casos em que seja impossível a

compatibilização dos novos equipamentos com a infra-estrutura existente. Nestes casos deverão ser seguidas as recomendações CCIR 391, 392, 394, 395, 396 e 397 e IEC, pertinentes;

• Para o sistema de teleproteção também deverão ser seguidos os requisitos das normas IEC 834-1, IEC 870-5 e IEC 870-6 onde aplicável.

O sistema de energia para todos os equipamentos de telecomunicações fornecidos deverá ter as seguintes características:

• Unidade de supervisão e, no mínimo, duas unidades de retificação; • Dois bancos de baterias com autonomia total de no mínimo 12 horas, dimensionados para

a carga total de todos os equipamentos de telecomunicações instalados; • No caso de utilização de baterias do tipo chumbo-ácidas, os bancos de baterias deverão

estar acondicionados em ambiente especial, isolado das demais instalações e com sistema de exaustão de gases;

• As unidades de retificação deverão ter a capacidade de alimentar, simultaneamente, o banco de baterias em carga e todos os equipamentos de telecomunicações, com margem de mais 30% no dimensionamento.

Os equipamentos de telecomunicações deverão ser supervisionados local e remotamente, devendo alarmar nas instalações anomalias dos principais equipamentos de telecomunicações, incluindo os equipamentos de suprimento de energia.

Os equipamentos devem possuir telessupervisão, e permitir remotamente gerenciamento, auto-diagnóstico e configuração.

A TRANSMISSORA será responsável pela total operacionalização dos enlaces de comunicação devendo ser prevista toda a infra-estrutura necessária para implantação do sistema de telecomunicações, tais como : edificações, alimentação de corrente contínua de 48 Vcc para suprimento dos equipamentos de telecomunicações com autonomia de no mínimo 12 horas na falta de CA, bem como qualquer outra infra-estrutura que se identificar necessária para a plena funcionabilidade do sistema de telecomunicações.

A TRANSMISSORA será responsável pela monitoração dos canais de dados e voz que se interligam com o ONS e COPEL sempre que estes assim o solicitarem.

Estas monitorações têm por finalidade medir indicadores de desempenho, de modo a verificar se os canais estão operando de acordo com os requisitos mínimos aceitáveis. Se forem constatadas divergências das medidas obtidas em relação aos valores recomendados, a TRANSMISSORA se comprometerá a executar a manutenção corretiva apropriada dentro do prazo máximo estipulado em comum acordo com o ONS e COPEL.



Em caso de necessidade de indisponibilização programada de quaisquer canais de dados ou de voz de interesse do ONS e COPEL, a TRANSMISSORA deverá manter entendimentos com o Centro de Operação destes agentes, para obter a aprovação do serviço solicitado em data e horário convenientes.

Finalmente, quando da apresentação do projeto executivo, a TRANSMISSORA deverá demonstrar através de uma memória de cálculo que a arquitetura de comunicação (configuração, número e capacidade dos enlaces, etc.) adotada atende aos requisitos apresentados neste edital.

1.7.2 Requisitos para a teleproteção Os equipamentos de telecomunicação dedicados às funções de teleproteção devem ser adequados para uso em instalações de sistema de potência com a finalidade de reconhecerem a presença de sinais e/ou freqüências que identifiquem um comando para os sistemas de proteção.

Os equipamentos devem possuir chaves de testes de modo a permitir a intervenção nos mesmos sem que seja necessário desligar a linha de transmissão.

A teleproteção deve manter a confiabilidade e segurança de operação em condições adversas de relação sinal/ruído e quando da ruptura de condutores da linha de transmissão (utilização de lógica de unblocking).

Deve ser previsto para a proteção primaria um equipamento de teleproteção com no mínimo dois canais independentes.

Os esquemas de transferência direta de disparo, em cada proteção, deverão ser realizados através da utilização de dois canais de comunicação de cada uma delas combinados em série. As saídas dos receptores de transferência de disparo deverão ser ligadas em série, de tal forma que ambas as unidades deverão receber o sinal antes de executar o comando de disparo. Deverá ser prevista lógica para permitir disparo, mesmo no caso da perda de um dos canais de comunicação.

Os canais de transferência direta de disparo permanecerão continuamente acionados quando da atuação de relés de bloqueio (ocorrência de falha de disjuntores, falhas em reatores de linha e atuação da proteção de sobretensão) e temporariamente acionados quando atuada pelas proteções da linha. A lógica de recepção deverá ter meios para identificar os sinais de transferência de disparo para os quais o religamento automático deve ser permitido daqueles para os quais o religamento não deve ser permitido.

Os esquemas de teleproteção baseados em lógicas permissivas de sobrealcance, um dos canais de cada proteção deverá ser acionado pelas unidades de medida de sobrealcance da proteção da linha. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas de comparação direcional por sinal de bloqueio estes canais serão acionados por unidades de medida reversas das proteções da linha. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas permissivas por subalcance, estes canais serão acionados pelas unidades de medida de subalcance das proteções da linha.

Os canais de telecomunicação deverão ser específicos para proteção, não compartilhados com outras aplicações e garantir que o tempo decorrido entre o envio do sinal em um terminal e seu recebimento no terminal oposto seja menor do que 15 ms.

Deverá ser previsto o registro de emissão e recepção de sinais associados à atuação da teleproteção no sistema de registro de seqüência de eventos da instalação, visando facilitar análises de ocorrências pós distúrbios.

1.7.3 Requisitos para canais de voz A TRANSMISSORA deverá prover um sistema de comunicação com 2 canais de voz, devendo pelo menos um deles ser direto e podendo o outro ser via o sistema telefônico comutado, ambos full duplex, com sinalização sonora e visual para comunicação operativa do sistema elétrico entre:



• As subestações envolvidas: Bateias e Jaguariaíva • Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado,

deverão ser previstos canais entre tal centro e: - Subestação Bateias; - Subestação Jaguariaíva; - Centro de Operação da COPEL COS-COPEL, que é o centro contratado pelo ONS

para desempenhar as funções do Centro de Operação do Paraná COS-PR. • Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou

contratado, as subestações deverão dispor de canais com o Centro da COPEL, da seguinte forma: - Subestações de Bateias e Jaguariaíva:

° Canais com o Centro de Operação do Sistema da COPEL - COS-COPEL, que é o centro contratado pelo ONS para desempenhar as funções do Centro de Operação do Paraná COS-PR.

Adicionalmente, deverá ser fornecido um sistema de comunicação móvel para cobertura de toda a extensão das linhas de transmissão e das subestações envolvidas, para apoio às equipes de manutenção elétrica e de telecomunicações.

1.7.4 Requisitos para transmissão de dados Os enlaces de dados abaixo especificados deverão ser dimensionados (quantidade de canais, velocidade, uso de rotas alternativas, etc.) de forma a suportar o carregamento imposto pela transferência das informações especificadas e apresentar a disponibilidade e qualidade conforme descrito neste edital.

1.7.4.1 Enlaces para supervisão e controle Para a supervisão e controle pelo ONS e COPEL, deverão ser fornecidos os seguintes enlaces redundantes de dados, preferencialmente por rotas alternativas:

• Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado: - Enlaces com o Centro de operação Local:

° Subestação Bateias; ° Subestação Jaguariaíva; ° Centro de Operação do Sistema da COPEL - COS-COPEL, que é o centro

contratado pelo ONS para desempenhar as funções do Centro de Operação do Paraná COS-PR

• Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local: - Enlace com o Centro de Operação do Sistema da COPEL - COS-COPEL, que é o

centro contratado pelo ONS para desempenhar as funções do Centro de Operação do Paraná COS-PR. ° Subestação Bateias ; ° Subestação Jaguariaíva

Estes enlaces deverão ser independentes de qualquer outro enlace de dados. 1.7.4.2 Outros enlaces de dados

Para a aquisição de dados de registro de perturbação devem ser previstos dois ramais telefônicos DDR (discagem direta ao ramal).

Soluções alternativas que permitam o acesso via rede de dados poderão ser admitidas, uma vez assegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos aos enlaces acima especificados.



1.8 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA Como previamente indicado, as TRANSMISSORAS não têm liberdade para modificar:

• As localizações das Subestações de Bateias e Jaguariaíva • Níveis de tensão (somente ca); • Distribuição de fluxo em regime (impedância efetiva)

Por outro lado, como também previamente indicado, as TRANSMISSORAS têm liberdade de propor configurações alternativas, incluindo:

• Os parâmetros da LT, desde que atendido os requisitos deste anexo 7A. • Configurações de torres

Independentemente da configuração proposta, as TRANSMISSORAS deverão realizar, no mínimo, os seguintes estudos: • Fluxo de potência, rejeição de carga e energização na freqüência fundamental; • Estudos de transitórios de religamento, rejeição de carga e energização. Esses estudos deverão demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critério do CCPE e nos relatórios de estudos indicado em 2.1 e os seguintes critérios e requisitos.

1.8.1 Tensão operativa A tensão eficaz entre fases de todas as barras do sistema interligado, em todas as situações de intercâmbio e cenários avaliados na configuração básica, deverá situar-se na faixa de valores listados na tabela 4. A Tabela 4 refere-se à condição operativa normal (regime permanente) e à condição operativa de emergência (contingências simples nos estudos que definiram a configuração básica). TABELA 4 TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL (KV)

Condição operativa de emergência(*) Nominal

Condição operativa normal Barras com carga Demais barras

230 218 a 242 207 a 242 207 a 242

(*) duração 1 hora

1.8.2 Requisitos de manobra associados às linhas de transmissão

1.8.2.1 Sobretensão admissível A máxima tensão em regimes permanente e dinâmico na extremidade das linhas de transmissão após manobra (energização, religamento tripolar e rejeição de carga) deverá ser compatível com a suportabilidade dos equipamentos das subestações terminais, dos isolamentos das linhas e das torres de transmissão. A tensão dinâmica (tensão eficaz entre fases no instante imediatamente posterior à manobra dos disjuntores) e a tensão sustentada (tensão eficaz entre fases nos instantes subseqüentes) deverão situar-se na faixa de valores constante da Tabela 5.



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

Tensão nominal Tensão dinâmica Tensão sustentada 230 218 a 322 218 a 253

Admite-se que a sobretensão devida a manobras de energização de linha de transmissão e a rejeição de carga possa perdurar por uma hora.

1.8.2.2 Energização das linhas de transmissão A energização das linhas de transmissão deverá ser viável em todos os cenários avaliados na configuração básica, atendido o critério de tensão em condições operativas normais definido na Tabela 44.

Em particular, deverá ser prevista a possibilidade de energização nos dois sentidos, estando o sistema com o nível de degradação que se mostrou viável na configuração básica.

1.8.2.3 Religamento tripolar das linhas de transmissão Deverá ser prevista a possibilidade de religamento tripolar em todas as linhas de transmissão.

1.8.2.4 Religamento monopolar O sistema deverá prever religamento monopolar com tempo morto de 500 ms. Para a avaliação do sucesso da extinção do arco secundário, deverá ser considerada no final do período morto de 500 ms.

1.8.2.5 Rejeição de carga Deverão ser atendidas sem violação dos critérios de desempenho as situações de rejeição de carga avaliadas para a configuração básica.

1.8.3 Manobras de fechamento e abertura de secionadores e secionadores de aterramento Estes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas aplicáveis.

As manobras de fechamento e abertura de Secionadores e Secionadores de aterramento deverão considerar tensões induzidas ressonantes de linhas de transmissão em paralelo, operando na condição normal, com carregamento máximo ou sob defeito monofásico. Deverão também ser verificadas e corrigidas eventuais induções ressonantes provocadas pelas linhas de transmissão sobre outras linhas de transmissão paralelas existentes.

1.8.4 Requisitos de interrupção para os disjuntores Os disjuntores em 230kV deverão ser capazes de efetuar as seguintes operações:

• Abertura de linha em vazio: com tensão eficaz entre fases de 322 kV à freqüência de 66 Hz, sem reacendimento do arco. Será aceito freqüência inferior a 66 Hz desde que seja comprovado por estudos de sistemas.

• Abertura de defeito trifásico não envolvendo terra, no barramento ou saída de linha. • Abertura de defeito quilométrico; • Abertura de corrente de curto circuito com a maior relação X/R do sistema.

Os disjuntores também deverão ser capazes de efetuar a energização e o religamento das linhas de transmissão bem como a energização e a abertura dos transformadores conectados à rede, observando os limites de suportabilidade de sobretensão dos equipamentos associados e a capacidade de absorção de energia dos pára-raios envolvidos.



2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA A LT 230 KV BATEIAS - JAGUARIAÍVA.

Os Estudos de Engenharia e Planejamento e documentos elaborados pela COPEL e CCPE, para a linha de transmissão em 230 kV e para as Subestações de 230 kV, citados no item 4.2 do Edital de Leilão, estão relacionadas a seguir, podendo ser usados parcialmente ou integralmente, a critério e sob inteira responsabilidade da TRANSMISSORA.

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO

NºEMPRESA DOCUMENTO

SOSEEL 01/99 Análise de alternativas para a Interligação da subestação Jaguariaíva 230 kV

PTEC SOSEEL-023/2000 Reforço do Suprimento às cargas da Região de Jaguariaíva

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES

Estes relatórios são parte integrantes do Anexo 7A devendo suas recomendações serem adotadas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos na implantação das instalações.


GTS-JGI-BTA-001 Características e Requisitos Básicos das Instalações SE

Jaguariaíva GTS-BTA-JGI-001 Características e Requisitos Básicos das Instalações SE Bateias

2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES

2.3.1 SE Bateias

Nº COPEL DESCRIÇÃO BTA-EL-003 CASA DE COMANDO-PLANTA BTA-EL-004 ESQUEMA UNIFILAR-SERV. AUX. CA BTA-EL-005 ESQUEMA UNIFILAR-SERV. AUX. CC BTA-EL-007 ESQUEMA UNIFILAR GERAL SETOR 230kV BTA-EM-003 PLANTA GERAL - MALHA DE TERRA E CERCA INTERNA -

SETORES 138-230-525kV BTA-EM-006 BARRAMENTO E EQUIPAMENTOS - PLANTA- SETOR 230kV BTA-EM-007 DISPOSIÇÃO GERAL DAS ESTRUTURAS - SETOR 230kV BTA-EM-008 BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS - CORTE 57A- SETOR 230kV BTA-CV-010 PLANTA DA LOCAÇÃO DE BASES SETOR 230kV



2.3.2 SE Jaguariaíva

No COPEL DESCRIÇÃO

JGI-EL-001 DISPOSIÇÃO DOS PAINÉIS-CASA DE COMANDO JGI-EL-002 ESQUEMA UNIFILAR JGI-EL-003 ESQUEMA UNIFILAR-SERV. AUXILIAR CA/CC JGI-EM-001 BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS -PLANTA - SETOR 230kV JGI-EM-002 BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS - CORTE- SETOR 230kV JGI-EM-003 MALHA DE TERRA SETOR 230kV ATERRAMENTO DA CERCA E

PLANTA JGI-CV-001 LOCAÇÃO DE BASES, CANALETAS E DRENAGEM - SETOR

230kV

2.4 DOCUMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO

No EMPRESA DOCUMENTO

61135-32107-266 à 285

LT 230 kV Bateias Jaguariaíva Planta Cadastral

61135-32101-001 à 046

LT 230 kV Bateias Jaguariaíva Planta e Perfil

S/Nº Memorial Descritivo e Croquis da Área No 1 a No 36 Título Minerario 61135-32102-001 à 004

LT 230 kV Bateias Jaguariaíva Planta do Traçado

S/Nº LT 230 kV Bateias Jaguariaíva Sondagens SPT-T com classificação S.U.C.S.

S/Nº Memória Descritiva - Propriedade No 1 a No 28; No 31 e 32;No 34 a No 99;No 313 a No 336;No 338 a No 345; No 347 a No 422; No 424 a No 434; No 437 a No 440

61135-32107-001 à 265

LT 230 kV Bateias Jaguariaíva, Área Atingida, propriedade No 1 a No 28; No 31 e 32;No 34 a No 99;No 313 a No 336;No 338 a No 345; No 347 a No 422; No 424 a No 434; No 437 a No 440

S/Nº FLs 01 a 472 Carregamento das Estruturas S/Nº FLs 01 a 06 Lista de locação das Estruturas S/Nº FLs 01 a 56 Perfil com locação das Estruturas S/Nº FLs 01 a 63 Lista Sumário das Estruturas S/Nº FLs 01 a 40 Tabela de Regulagem S/Nº FLs 01 a 33 Tabela de Tração do Condutor S/Nº FLs 01 a 33 Tabela de Vão Médio/Gravante



3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO

3.1 GERAL A TRANSMISSORA deverá implantar as INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO do LOTE A, observando a legislação e os requisitos ambientais aplicáveis.

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL


IAP No02471 Autorização Florestal IAP No 3941752-9 Informação de Corte com Declaração de Origem S/No de 07/12/1998 Declaração da Prefeitura Municipal de Campo Largo S/No de 01/10/1998 Declaração da Prefeitura Municipal de Pirai do Sul S/No de 02/10/1998 Declaração da Prefeitura Municipal de Castro S/No de 01/10/1998 Declaração da Prefeitura Municipal de Jaguariaíva S/No de 02/10/1998 Parecer Técnico da Prefeitura Municipal de Castro S/Nº LT 230 kV Bateias Jaguariaíva - Memorial Descritivo

Escolha e Implantação do Traçado



4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS

Conforme previsto no Edital, item 4.8, e para fins de verificação da conformidade com os requisitos técnicos exigidos, a TRANSMISSORA deverá apresentar à ANEEL para liberação o Projeto Básico das instalações e de acordo com o Relatório Diretrizes para Projeto Básico de Sistemas de Transmissão” - DNAEE-ELETROBRAS e a itemização a seguir:

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA A TRANSMISSORA deverá apresentar os relatórios dos estudos apresentados no item 1.8 Sempre que solicitado, a TRANSMISSORA deverá comprovar mediante estudo que as soluções adotadas nas especificações e projetos das instalações de transmissão objeto deste anexo são adequadas.

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES Os documentos de projeto básico da subestação deverão incluir:

• Relação de normas técnicas oficiais utilizadas. • Critérios de projeto para as obras civis, projeto eletromecânico, sistemas de proteção,

comando, supervisão e telecomunicações, instalações de blindagem e aterramento, inclusive premissas adotadas.

• Desenho de locação das instalações. • Diagrama unifilar. • Desenho de arquitetura das construções: plantas, cortes e fachadas. • Arranjo geral dos pátios: planta e cortes típicos. • Arranjo dos sistemas de blindagem e aterramento. • Características técnicas dos equipamentos, conforme indicado no 4.3, e dos materiais

principais. • Descrição dos sistemas previstos para proteção, comando, supervisão e telecomunicações,

inclusive diagramas esquemáticos. • Descrição dos sistemas auxiliares, inclusive diagramas esquemáticos e folha de dados

técnicos de equipamentos e materiais principais.

4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO

Os documentos de projeto básico da linha de transmissão deverão apresentar:

4.3.1 Relatório técnico Relatório técnico com roteiro completo e descrição detalhada do tratamento e das hipóteses assumidas para os dados de vento, as pressões dinâmicas e as cargas resultantes, os esquemas e as hipóteses de carregamentos e o respectivo memorial de cálculo com o dimensionamento completo dos suportes incluindo:

• Mapas (isótacas) • Estações Anemométricas usadas • Velocidade Máxima Anual de vento a 10m de altura e média de 3 segundos, tempo de

retorno de 250 anos e também com média de 10 minutos. • Média de Velocidade Máxima Anual de vento a 10m de altura e média de 3 segundos,

tempo de retorno de 250 anos e também com média de 10 minutos. • Coeficiente de variação da Velocidade Máxima Anual a 10m de altura (em porcentagem). • Coeficientes de rajadas a 10m de altura e média de 10 minutos.



4.3.2 Normas e documentação de Projetos. Os seguintes documentos e normas deverão ser apresentados:

• Relação de normas técnicas oficiais utilizadas. • Memorial de cálculo dos suportes. • Desenho da diretriz selecionada e suas eventuais interferências. • Desenho da faixa de passagem, clearances e distâncias de segurança. • Regulação mecânica dos cabos: características físicas, estados básicos e pressão

resultante dos ventos. • Suporte (estrutura metálica ou de concreto armado e ou especiais); • Tipos, características de aplicação e relatórios de ensaios de cargas para os suportes pré-

existentes; • Desenhos das silhuetas com as dimensões principais; • Coeficientes de segurança; • Pressões de ventos atuantes (cabos e suportes), coeficientes de arrasto, forças

resultantes e pontos de aplicação; • Esquemas de carregamentos e cargas atuantes; • Cargas resultantes nas fundações.

• Ensaio de carregamento de protótipo (para os suportes de suspensão simples de maior incidência):

• Programa preliminar do ensaio de carregamento a ser realizado com a indicação da data prevista, hipóteses e a determinação das cargas (Kgf) e respectivos locais de aplicação.

• Tipos de fundações: critérios de dimensionamento e desenhos dimensionais. • Cabos condutores: características. • Cabos pára-raios: características. • Cadeias de isoladores: coordenação eletromecânica, desenhos e demais características. • Contrapeso: características, material, método e critérios de dimensionamento. • Ferragens, espaçadores e acessórios.

• Descrição, ensaios de tipo, características físicas e desenhos de fabricação. • Vibrações eólicas:

• Relatórios dos Estudos de vibração eólica e de sistemas de amortecimentos para fins de controle da fadiga dos cabos.

• Projeto do sistema de amortecimento para fins de controle da fadiga dos cabos de forma a garantir a ausência de danos aos cabos.



5 CRONOGRAMA A TRANSMISSORA deverá apresentar cronograma de implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO pertencentes a sua concessão, conforme modelos apresentados nas tabelas A e B do Anexo 7A, com a indicação de marcos intermediários, para as seguintes atividades: licenciamento ambiental, projeto básico, topografia, instalações de canteiro, fundações, montagem de torres, lançamento dos cabos condutores e instalações de equipamentos, obras civis e montagens das instalações de Transmissão e das Subestações, e comissionamento, que permitam aferir, mensalmente, o progresso das obras e assegurar a entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL no prazo máximo de 18(dezoito) meses.


PROCURADORIA GERAL/ANEEL

VISTO VOL. IV - Fl. 46 de 156

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHA DE TRANSMISSÃO

NOME DA EMPRESA DATA MESES No DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA

IMPLANTAÇÃO 1 2 3 16 17 18

1 PROJETO 1.1 PROJETO BÁSICO 1.2 TOPOGRAFIA etc. 2 LICENCIAMENTO AMBIENTAL 3 OBRAS CIVIS E MONTAGEM 3.1 INSTALAÇÕES DE CANTEIRO 3.2 FUNDAÇÕES 3.3 MONTAGEM DAS TORRES 3.4 LANÇAMENTO DOS CABOS Etc. 4 COMISSIONAMENTO e

ENERGIZAÇÃO

5 OPERAÇÃO COMERCIAL OBSERVAÇÕES: DATA DE INÍCIO

DATA DE CONCLUSÃO DURAÇÃO

ASSINATURA CREA No

ENGENHEIRO REGIÃO



5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES

NOME DA EMPRESA SUBESTAÇÂO

DATA

Meses No

DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA OBRA

1 2 3 4 16 17 18

1 PROJETOS 2 AQUISIÇÕES 2.1 2.2 2.3 2.4 3 OBRAS CIVIS E MONTAGENS 3.1 Mobilização 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 Comissionamento 4 ENERGIZAÇÃO 4.1 DATA DE INÍCIO

OBSERVAÇÕES:

DATA DE CONCLUSÃO DURAÇÃO DA OBRA CREA No ENGENHEIRO

ASSINATURA REGIÃO

Edital de Leilão Nº 001/2001-ANEEL ANEXO 7B - LOTE B Linha de Transmissão Ouro Preto - Vitória

PROCURADORIA GERAL/ANEEL VISTO VOL. IV - Fl. 48 de156

ANEXO 7B

LOTE B

LINHA DE TRANSMISSÃO 345 KV

OURO PRETO 2 - VITÓRIA

CARACTERÍSTICAS E





ÍNDICE


1.1 INTRODUÇÃO.................................................................................................................................................................51 1.1.1 Descrição geral 51 1.1.2 Configuração básica 51 1.1.3 Dados de sistema utilizados 52 1.1.4 Requisitos gerais 53

1.2 LINHA DE TRANSMISSÃO ................................................................................................................................................54 1.2.1 Indicadores elétricos 54 1.2.2 Indicadores mecânicos 56 1.2.3 Fundações 57

1.3 SUBESTAÇÕES ..............................................................................................................................................................58 1.3.1 Requisitos gerais 58 1.3.2 Requisitos dos equipamentos 59

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO ..................................................................................................62 1.4.1 Geral 62 1.4.2 Proteções de linhas de transmissão 63 1.4.3 Proteção para falha de disjuntor 66 1.4.4 Proteção de Unidade transformadora 500/345 kV 67 1.4.5 Proteção de barras para a subestação de Ouro Preto 2 68 1.4.6 Sistemas especiais de proteção 68

1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE.......................................................................................................................71 1.5.1 Introdução 71 1.5.2 Requisitos de supervisão e controle das instalações 71 1.5.3 Requisitos de supervisão pelos agentes proprietários das subestações 77 1.5.4 Requisitos de supervisão e controle pelo ONS 78 1.5.5 Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade 82

1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL.....................................................................................87 1.6.1 Aspectos gerais 87 1.6.2 Descrição funcional 87 1.6.3 Disparo do registrador digital de perturbações 88 1.6.4 Sincronização de tempo 88 1.6.5 Requisitos de compatibilidade eletromagnética 88 1.6.6 Características dos sinais de entrada e saída 88 1.6.7 Capacidade de registro de ocorrências. 89 1.6.8 Requisitos de comunicação 90

1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO ........................................................91 1.7.1 Requisitos gerais 91 1.7.2 Requisitos para a teleproteção 92 1.7.3 Requisitos para canais de voz 93 1.7.4 Requisitos para transmissão de dados 94

1.8 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA ......................................................95 1.8.1 Tensão operativa 95 1.8.2 Requisitos de manobra associados às linhas de transmissão 95



1.8.3 Manobras de fechamento e abertura de secionadores e secionadores de aterramento 96 1.8.4 Requisitos de interrupção para os disjuntores 96

2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA A LT 345 KV OURO PRETO - VITÓRIA 98

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO .................................................................................................98 2.1.1 Relatórios 98 2.1.2 Base de Dados 98

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES .......................................98 2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES ..................................................................................................................................99

2.3.1 SE Ouro Preto 2 99 2.3.2 SE Vitória 99


3.1 GERAL ......................................................................................................................................................................100 3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL............................................................................................................................100 4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS 101

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA.............................................................................................................101 4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES.........................................................................................................................101 4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO ............................................................................................................101


5 CRONOGRAMA 103

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO....................................................................................104 5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES .......................................................................................................105




1.1 INTRODUÇÃO

1.1.1 Descrição geral Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos da Linha de Transmissão 345 kV Ouro Preto 2 - Vitória e instalações vinculadas, integrantes do Sistema de Transmissão da região sudeste, que interligara a Subestação Ouro Preto 2, de propriedade da CEMIG, situada no Estado de Minas Gerais a Subestação Vitória, de propriedade de FURNAS, situada no Estado do Espírito Santo, visando reforçar o atendimento à Região Sudeste, dando-lhe maior confiabilidade. O empreendimento, objeto do Leilão, compreende a construção das instalações listadas no subítem 1.1.2,consistindo basicamente no circuito em 345 kV Ouro Preto 2 Vitória e os seus equipamentos terminais de manobra, unidade transformadora, 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 7B.

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, não estando incluídas as unidades reservas nos quantitativos nela apresentados.

Tabela 1 Linhas de transmissão 345 kV

Origem Destino Circuito Km Ouro Preto 2 Vitória 1° 370

Tabela 2 Subestações

Subestação Tensão (kV) Empreendimentos principais Potência Unitária(MVA) Ouro Preto 2 345 1 entrada de linha 345 1 interligação de barras 345 1 conexão de unidade transformadora 500/345 1 unidade transformadora 400(1) 500 1 conexão de unidade transformadora Vitória (3) 345 1 entrada de linha, sem disjuntor (3) 345 2 módulos de disjuntor (3)

Notas: (1) Potência referida a tensão de 500 kV (2) Para o posicionamento dos equipamentos, consultar diagramas unifilares disponibilizados. No caso da SE Vitória, o posicionamento da entrada da linha, a ser estudado pela TRANSMISSORA, definirá o unifilar da subestação. (3) Subestação em anel modificado.



A configuração básica supracitada e os requisitos técnicos deste Anexo 7B são os padrões de desempenho mínimo para outras soluções, as quais deverão ser demonstradas mediante justificativa técnica comprobatória. A figura a seguir mostra a configuração da interligação Ouro Preto 2 - Vitória.

1.1.3 Dados de sistema utilizados

Os dados de sistema utilizados nos estudos em regimes permanente, dinâmico e transitório , efetuados para a definição da configuração básica estão disponibilizados, conforme documentação relacionada no item 2 Os dados relativos aos estudos de regimes permanente estão disponíveis no formato do programas digital de simulação de rede - NH2 Os dados relativos aos estudos de transitórios eletromagnéticos estão disponíveis no formato do programa ATP.

POÇOS DE CALDAS

EXISTENTE FUTURA

SUBESTAÇÃO USINA HIDROELÉTRICA USINA TERMELÉTRICA

500 kV 345 kV 230 kV 138 kV



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 7B e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reserva.





1.2.1.1 Parâmetros elétricos das linhas de transmissão A reatância longitudinal de seqüência positiva da linha deverá possibilitar a distribuição de fluxos de potência nesta linha, similares aos da alternativa de referência apresentada nos estudos.

1.2.1.2 Carregamento da linha de transmissão A linha de transmissão deverá ser capaz de suportar , em regime permanente 1350 A e durante emergência 2220 A , sem que haja violação de qualquer critério de desempenho.

1.2.1.3 Definição da flecha máxima dos condutores e dimensionamento dos cabos pára-raios No projeto de locação das estruturas e no dimensionamento dos cabos pára-raios da linha, deverão ser adotadas as seguintes condições climáticas:

• Temperatura máxima média da região; • Radiação solar máxima; • Brisa não superior a 1 m/s;


• Níveis de corrente de curto-circuito de 40 kA nas subestações; • Possibilidade de que os cabos pára-raios dos trechos de linha sejam conectados à malha


1.2.1.4 Perda Joule nos cabos condutores e pára-raios A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento da 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: 0,038 Ω/km A perda total nos cabos pára-raios não deverá ser superior ao correspondente a dois cabos contínuos de aço galvanizado EAT de diâmetro 3/8, aterrados em todas as estruturas e na malha de terra das subestações.

1.2.1.5 Desequilíbrio As linhas de transmissão deverão ter um ciclo completo de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total.

1.2.1.6 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 um desligamento/100km/ano.



(b) Isolamento a tensão máxima operativa O isolamento das linhas de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionado considerando as características de contaminação da região conforme classificação contida na Publicação IEC 815 Guide for the selection of insulators in respect of polluted conditions.

O grau mínimo de poluição adotado deverá ser compatível com à distância de escoamento mínima de 25 mm/kV ,referido a tensão máxima fase-terra

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 - Risco Máximo de Falha a Manobras de Energização e Religamento

Risco de falha (adimensional)

Manobra Entre fase e terra Entre fases

Energização 10-3 10-4 Religamento 10-2 10-3

1.2.1.7 Efeitos de campos Os efeitos tratados abaixo deverão ser verificados à tensão máxima de operação da linha, qual seja, 362 kV. a) Corona visual As linhas de transmissão não deverão apresentar corona visual, nos cabos condutores e ferragens, para 90% da condição de tempo bom. b) Rádio-interferência A relação sinal/ruído no limite da faixa de servidão, indicadora do nível de imunidade dos sinais de rádio (RI), deverá ser no mínimo igual a 24 dB, considerando nível mínimo de sinal referido na norma DENTEL, para 50 % das condições atmosféricas do ano. 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. d) Campo elétrico O campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão deverá ser 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. 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.



1.2.2 Indicadores mecânicos

1.2.2.1 Condições básicas para o projeto de regulação do cabo condutor • Estado básico

- Para condições de temperatura mínima, a tração axial deverá ser limitada a 33% da tração de ruptura do cabo;

- Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial deverá ser limitada a 50% da tração de ruptura do cabo;

- Para condições de vento extremo, 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 (março de 1985).

• 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 sistems 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;



• Coeficiente de rugosidade do terreno do local das medições.

O projeto mecânico da LINHA DE TRANSMISSÃO deverá ser desenvolvido segundo a IEC 826 International Eletrotechnical Comission: 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. 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.

1.2.3 Fundações No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Estas solicitações, calculadas com as cargas de projeto da torre, , considerando suas condições particulares de aplicação: Vão Gravante, Vão de Vento, Ângulo de desvio e Fim de LT, Altura da torre, passam a ser consideradas como cargas de projeto das fundações As fundações de cada estrutura deverão ser projetadas estruturalmente e geotecnicamente de forma a adequar todos os esforços resultantes de cada torre às condições específicas de seu próprio solo de fundação. As propriedades físicas e mecânicas do solo de fundação de cada estrutura deverão ser determinadas de forma reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo, sendo executadas as seguintes etapas:







1.3 SUBESTAÇÕES


1.3.1.1 Informações básicas A TRANSMISSORA deverá desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição das características e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que os mesmos serão conectados ao sistema existente. Todos os equipamentos deverão ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado. Também não devem ser utilizados equipamentos que inviabilizem o uso de equipamentos de outras tecnologias existentes ou de outros fornecimentos em futuras expansões. As novas instalações deverão ser compatíveis com as instalações existentes e demais aspectos dos requisitos de equipamentos. Deverão ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações das subestações existentes, conforme especificado nos documentos: Características e Requisitos Básicos das Instalações - SE Ouro Preto 2 (02.111ER-006) e SE Vitória( s/no de fevereiro/2001). Nas subestações existentes, a configuração básica contempla equipamentos com características elétricas básicas similares às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos citados acima.

1.3.1.2 Arranjo de barras Na subestação de Ouro Preto 2 o arranjo utilizado nas barras de 345 kV é do tipo anel com evolução para disjuntor e meio e nas de 500 kV é do tipo disjuntor e meio, na subestação de Vitória o arranjo utilizado nas barras de 345 kV é do tipo anel.

1.3.1.3 Capacidade de corrente a) Corrente em regime permanente O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos de 500 kV e 345 kV deverão ter valor máximo de corrente para a condição de operação em regime permanente de 3150 A. b) Capacidade de curto-circuito Os equipamentos e demais instalações deverão ser adequados para suportar nível de curto-circuito 40 kA nos barramentos dos pátios de 500 kV e 345 kV. c) Sistema de aterramento O projeto das subestações deverá atender ao critério de um sistema solidamente aterrado.

1.3.1.4 Suportabilidade d) Tensão em regime permanente O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar valor máximo de tensão para a condição de operação em regime permanente constante da Tabela 4. TABELA 4 - VALOR MÁXIMO DE TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES EM REGIME PERMANENTE

Tensão Nominal (kV) Tensão Máxima em Regime Permanente (kV) 500 550 345 362



e) 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. f) 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.

1.3.1.5 Efeitos de campo a) Efeito corona Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não deverão apresentar efeito corona em 90 % da condição de tempo bom. A tensão mínima para início e fim do corona visual deverá assumir os valores da Tabela 5. A tensão de extinção de corona deverá situar-se acima da tensão máxima de operação. TABELA 5- TENSÃO MÍNIMA PARA INÍCIO DO CORONA VISUAL

Tensão Nominal (kV) Tensão (kVef fase-terra) 500 350 345 242

b) Rádio interferência O valor da tensão de rádio interferência externa máxima para os equipamentos deverá ser de 2500 µV/m a 1000Hz, na tensão fase-terra 550/√3kV e 362/√3kV.


1.3.2.1 Unidade transformadora Devera ser instalada 1(uma) unidade transformadora de 400 MVA na subestação Ouro Preto 2. Por unidade transformadora, entenda-se: transformadores ou autotransformadores, trifásicos ou em bancos de unidades monofásicas. As unidades deverão ser compatíveis com as unidades existentes, cujos requisitos são definidos adiante, e com estágios de refrigeração capazes de atender aos procedimentos para aplicação de cargas estabelecidos na norma ABNT NBR 5416. A existência de enrolamento terciário é de opção da TRANSMISSORA, devendo ser demonstrado que a sua ausência não prejudica o desempenho do sistema. (a) Comutação A unidade transformadora não devera ser provida de comutador de derivação em carga. (b) Derivações As derivações fixas dos enrolamentos primários deverão ser compatíveis com as derivações dos transformadores existentes na subestação, correspondendo às seguintes tensões: (500 kV ± 4x2,5%): 550000/537500/525000/512000/500000 (c) Condições Operativas As unidades transformadoras deverão ser adequadas para operação em paralelo nos terminais de 500kV e de 345kV.



(d) Impedâncias As unidades transformadoras deverão possuir impedâncias compatíveis com as duas unidades existentes, conforme abaixo:

Zps =8,6% (500/345, 400 MVA) Zpt =13,55% (500-13,8 kV, 133 MVA) Zst =9,10% (345-13,8 kV, 133 MVA)

(e) Perdas Os valores das perdas totais (perdas no cobre mais perdas no ferro) em plena carga deverão ser inferiores a 0,3 % da potência nominal das unidades transformadoras. (f) Ligação dos enrolamentos Os enrolamentos primário e secundário das unidades transformadoras deverão ser conectados em estrela, com neutro acessível para aterramento sólido. (g) Sobretensões ( checar com CEMIG) A unidade transformadora deverá ser capaz de suportar o perfil de sobreexcitação em vazio a 60 Hz apresentado Tabela 6 na em qualquer derivação de operação (valores em pu da tensão de derivação). TABELA 6- SOBREEXCITAÇÃO ADMISSÍVEL NAS UNIDADES TRANSFORMADORAS

Duração Tensão (pu) 12 segundos 1,35 30 segundos 1,25 1 minuto 1,20 8 minutos 1,15

1.3.2.2 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 500kV e 345 kV deve ser 2 ciclos. Os disjuntores de 500 kV e 345 kV deverão ser capazes de efetuar as operações de manobra listadas no item 1.8.4 Os disjuntores de 500 kV e 345 kV 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

1.3.2.3 Secionadores, lâminas de terra e chaves de aterramento Estes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas no item 1.8.3. As lâminas de terra e chaves de aterramento da linha de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a classe B da norma IEC 1129




1.3.2.5 Transformadores de corrente e potencial As características dos transformadores de corrente e potencial, como: número de secundários, relações de transformação, carga, exatidão, etc, deverão satisfazer às necessidades dos sistemas de proteção e medição. Os transformadores de corrente deverão ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e ser próprios para instalação externa. Os transformadores de potencial deverão ser do tipo capacitivo e serem próprios para instalação externa.

1.3.2.6 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.




1.4.1 Geral Cada sistema de proteção, exceção feita aos barramentos, deve, obrigatoriamente, ser composto por dois conjuntos de proteção completamente independentes, quando os mesmos forem funcionalmente idênticos são identificados como:

a) Proteção principal ; e b) Proteção alternada.


Acrescenta-se a um destes dois conjuntos a proteção própria ou intrínseca de determinados equipamentos.

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 o tipo multifunção.

Todos os relés de proteção deverão utilizar tecnologia digital numérica.

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

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

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

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

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

As proteções principal e alternada (ou principal e de retaguarda) deverão ser alimentadas por bancos de baterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independentes, além de possuírem independência a nível físico de painel, fonte auxiliar e todo e qualquer recurso que estas 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 principal e de retaguarda) deverão ser obtidas de núcleos de transformadores de corrente e secundários de transformadores de potencial diferentes. As proteções alimentadas por transformadores de potencial devem possuir supervisão de tensão para bloqueio de operação indevida e alarme por perda de potencial.



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

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

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 necessários e suficientes para a deteção e eliminação de todos os tipos de faltas (envolvendo ou não impedância de faltas) e outras condições anormais de operação nas linhas de transmissão, realizando a discriminação entre faltas internas e externas à linha protegida

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


Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio deverá ser prevista a possibilidade de religamento em qualquer dos dois disjuntores associados à linha. A colocação ou retirada de serviço, seleção do tipo de religamento e o disjuntor a religar deverá ser realizada por meio de chave seletora e/ou do sistema de supervisão e controle da subestação.



A proteção a ser fornecida deverá ter meios para, opcionalmente, realizar somente o religamento automático quando da ocorrência de curtoscircuitos internos fase-terra. 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. A colocação/retirada de serviço, seleção do tipo de religamento e o disjuntor a religar, nas barras com arranjo disjuntor e meio, deverá ser realizada através de chave seletora e/ou do sistema de supervisão e controle da subestação



1.4.2.1.2 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, falhas em barras, falhas em disjuntores, recepção de transferência de disparo direto do terminal remoto, atuação das proteções de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo e, quando for o caso, por atuações das proteções dos reatores de linha ou transformadores. Qualquer um dos terminais da linha de transmissão poderá ser selecionado para ser o primeiro terminal a religar (LÍDER), e deverá religar após transcorrido o tempo morto. O outro terminal (SEGUIDOR) deverá ser religado através de um relé verificador de sincronismo. Para permitir a seleção do terminal que será religado em primeiro lugar, ambos os terminais deverão ser equipados com esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo. O terminal LÍDER deverá religar somente se não houver tensão na linha. O terminal SEGUIDOR deverá religar somente após a verificação de sincronismo e havendo nível de tensão adequado do lado da linha de transmissão. O relé de verificação de sincronismo deverá monitorar o ângulo e o escorregamento entre as tensões a serem sincronizadas.

1.4.2.1.3 Esquema de religamento monopolar Os esquemas de religamento automático monopolares são para atuações exclusivas após a eliminação de faltas fase-terra por proteções de alta velocidade ou instantâneas. Estes esquemas de religamento automático não deverão ser iniciados pelas mesmas funções descritas mo 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, deverão ser tripolares e não deverão iniciar o religamento da linha.

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

• barra viva - linha morta; • barra morta - linha viva; • barra viva linha viva; • barra morta - linha morta.



1.4.2.2 Proteções Principal e Alternada

Cada terminal de linha deve ser equipado com dois conjuntos independentes de proteção do tipo proteção principal e proteção alternada, totalmente redundante, cada um deles provendo completa proteção primária e de retaguarda, ambas adequadas para a proteção da LT em que for instalada, considerando ou não a utilização de compensação série.

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

O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas, incluindo o tempo de abertura dos disjuntores de todos os terminais da linha não deve exceder a 100ms.

As proteções de retaguarda, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada devem ser gradativas, compostas por relés de distância ou funções incluídas na proteção principal/alternada para defeitos entre fases e fase-terra (21/21N), com pelo menos 3 zonas de proteção da direção direta e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N) com unidades instantânea e temporizada.

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.







• Transferência de disparo permissivo por subalcance (PUTT); • Transferência de disparo permissivo por sobrealcance (POTT); • Bloqueio por comparação direcional (DCB); • Transferência de disparo direta (DTT); • Esquema híbrido (POTT, weak-infeed, echo ).

A teleproteção deve atender aos seguintes requisitos, cujos requisitos de telecomunicação, incluindo o número mínimo de canais estão descritos no item 1.7.2.

• 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 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 permanece energizado quando a respectiva chave isoladora estiver aberta (linha fora de serviço), estando o(s) disjuntor(es) da linha fechado(s) (stub bus).



As proteções Principal e Alternada devem incluir 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 1,1 a 1,6 Vnom.



1.4.3 Proteção para falha de disjuntor Cada disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor, consistindo de relés detetores de corrente, temporizadores e relés de bloqueio, com as seguintes características: a) Partida pela atuação de todas as proteções que atuam no mesmo; b) Promover um novo comando de abertura no disjuntor (retrip), antes de atuar no relé de bloqueio; c) Comandar, por atuação do relé de bloqueio, a abertura e bloqueio de fechamento de todos os disjuntores necessários à eliminação da falta, em caso de recusa de abertura do disjuntor;



d) Possuir sensores de sobrecorrente de fases e terra, ajustáveis, de alta relação operação/desoperação e temporizadores ajustáveis.

O tempo total para a eliminação de faltas pela proteção para falha de disjuntores não deve ser superior a 250 ms para os disjuntores de 500kV e a 300ms para os disjuntores de 345kV. Em ambos os casos, estes tempos máximos devem incluir os tempos de operação dos relés, dos relés auxiliares e de abertura dos disjuntores.

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

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

Nas subestações existentes, a proteção de falha de disjuntor deverá ser dedicada e possibilitar a integração aos esquemas de falha de disjuntores existentes. Os sensores de sobrecorrente devem ser ajustáveis na faixa de (0,1 a 2,0) x I n, e o temporizador na faixa 0 a 0,5s.

No caso de barramentos com configuração variável por manobra de chaves secionadoras, a proteção para falha de disjuntor deve ser seletiva para todas as configurações, de modo a desligar apenas a seção de barra necessária ao isolamento do disjuntor em falta.

1.4.4 Proteção de Unidade transformadora 500/345 kV Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de todos os tipos de faltas internas ou externas que coloquem em risco a integridade das unidades transformadoras. Todas as unidades transformadoras devem dispor de três conjuntos independentes de proteção, a saber:

• Proteção principal; • Proteção alternada; • Proteção de retaguarda.

O tempo máximo total para a eliminação de faltas internas nas unidades transformadoras pelas proteções principal e alternada não deve exceder a 100 ms, incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores.

A proteção principal deve constar de: • Proteção diferencial trifásica ou três unidades monofásicas (87P), com restrição para 2a

e 5a harmônicas e unidade diferencial instantânea ajustável. • Proteção intrínseca constando de disparo por pressão súbita (63), nas unidades

transformadoras que possuam tanque de expansão (conservador) e disparo por pressão excessiva no tanque, através de válvula de segurança (63V ).

A proteção alternada deve utilizar relé diferencial trifásico ou três unidades monofásicas (87A), com restrição para 2a e 5a harmônicas e unidade diferencial instantânea ajustável.

As proteções principal e alternada devem atuar sobre relés de bloqueio (86T).

Não devem ser utilizados transformadores de correntes em paralelo na malha diferencial.

A proteção de retaguarda deve ser realizada por relés de sobrecorrente com unidades



instantâneas e temporizadas para fases e terra (50/51,50/51N), vinculados a cada um dos enrolamentos da unidade transformadora.

No caso de enrolamentos terciários ligados em delta e conectados a sistema não aterrado, é recomendada a utilização de relé de sobretensão residual (59G), para a deteção de faltas entre fase e terra.

Toda unidade transformadora deve possuir proteção para sobrecarga implementada por relé de sobrecorrente com elementos instantâneo e temporizado e temporizador adicional com faixa de ajuste de 0 a 1 minuto.

A proteção intrínseca deve incluir, ainda, as seguintes funções: • Alarme de acúmulo de gás (63), nas unidades transformadoras que possuam tanque de

expansão (conservador); • Termômetro do óleo com sinalização de advertência e urgência (26); • Termômetro

1.4.5 Proteção de barras para a subestação de Ouro Preto 2 Deverão ser previstos os equipamentos e esquemas associados necessários à integração das novas entradas de linha aos esquemas de proteção diferencial das barras de 500kV e 345kV existentes, ou a substituição das mesmas, na subestação de Ouro Preto 2.

Deverão ser utilizados núcleos de transformador de corrente independentes e dedicados para cada proteção diferencial.

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

No caso de substituição dos esquemas existentes, deverão ser atendidos os mesmos requisitos descritos abaixo:

• Conjunto de equipamentos e acessórios, necessários e suficientes, para a detecção e eliminação de todos os tipos de falhas nos barramentos da subestação.

• O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas no barramento não deve ser superior a 100 ms, incluindo o tempo de operação do relé de proteção de barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores.

• Cada barramento da instalação deve ser equipado com um conjunto de proteção do tipo proteção de barras (87B), alimentadas por secundários independentes dos transformadores de corrente.

• As proteções dos barramentos devem ser estáveis (não atuar) para faltas externas aos barramentos, mesmo quando ocorra a saturação de transformador de corrente.

• As proteções dos barramentos não devem operar indevidamente no caso de abertura de circuito secundário de transformador de corrente.

1.4.6 Sistemas especiais de proteção

1.4.6.1 Esquema de controle de emergência (ECE) O ECE deverá ser implementado nas Unidades de Controle de Emergência (UCE). As Unidades de Controle de Emergência são Unidades de Controle Digital (UCD) específicas para processar o Esquema de Controle de Emergência (ECE) da rede de 345 kV de FURNAS e CEMIG. Deverá existir um ECE para cada subestação, Para implantar o ECE a TRANSMISSORA deverá utilizar tantas UCE´s quantas forem necessárias.



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

• As UCE´s deverão ser funcionalmente independentes das demais unidades do Sistema de Proteção Controle e Supervisão (SPCS) no que diz respeito ao desempenho das suas funções. Estas unidades deverão estar conectadas à Via de dados (VDD) somente para enviar e receber informações que deverão ser exibidas nas Unidades de Supervisão e Operação (USO) das subestações e dos Centros de Operação;

• Os ECE´s das subestações deverão estar diretamente conectados entre si e com os ECE´s hoje existentes no sistema FURNAS e CEMIG. Cada ECE deverá ser dotado de um mínimo de cinco portas seriais padrão RS-232C com Protocolo de Comunicação IEC-870-5-101 encapsulado em TCP-IP;

• Esta conexão deverá ser dedicada à função (ECE) e deverá atender os seguintes requisitos de tempo de resposta: - O tempo máximo (total) estimado para tomada de decisão de um ECE de

determinada Subestação em função da alteração de entradas digitais e/ou violação dos limites estabelecidos para as funções supervisionadas ocorridos em outra Subestação, incluídos os tempos de comunicação, deverá ser menor ou igual a 100 ms;

- Dentro de um mesmo ECE (mesma Subestação) o tempo de atuação deverá ser menor ou igual a 20 ms;

• Caso a UCD proposta para o ECE não consiga desempenhar as funções especificadas a seguir, a TRANSMISSORA deverá instalar os relés de proteção em quantidade e tipo necessários e suficientes para cumprir estas funções. Conforme citado anteriormente estes relés deverão também ser exclusivos para a função ECE não podendo ser compartilhados com o SPCS.

As seguintes funções deverão ser desempenhadas pelas UCE´s:

• Função Direcional de Potência: - Atuação trifásica ou por fase; - Curva característica de tempo inversa; - Possibilidade de inversão da direcionalidade; - Facilidade de ajuste quanto ao ponto de atuação em termos de potência (W) ou

corrente (A); - Dotado de saídas independentes para alarme e desligamento com reset local e

remoto; - Interface com fibra óptica.

• Função de Sub e Sobretensão (para as barras): - Atuação por fase; - Característica de tempo definido; - Ajuste contínuo da função 27 na faixa de 0.3 a 0.8 da tensão nominal e da função 59

de 1,1 a 1,5 da tensão nominal; - Exatidão melhor que 2%; - Relação Pick Up / Drop Out maior do que 0,98; - Interface com fibra óptica.

• Função de Sub e Sobrefrequência - Possuir 04 estágios de frequência independentes; - Faixa de ajuste mínima para cada estágio de operação: de 50 a 70 Hz, ajustável em



intervalos de 0,01 Hz; - Exatidão de +/- 0,005 Hz do valor ajustado; - A operação da unidade deverá ser bloqueada por subtensão, ajustável de 40% a

80% da tensão nominal; - Cada unidade deverá ser fornecida com funções para alarme e desligamento; - A atuação dessa unidade só deverá ser possível após um período de avaliação não

inferior a 3 ciclos, de forma a eliminar eventuais atuações indevidas devido à componente aperiódica ou outros transitórios na onda de tensão;

- tempo máximo de rearme dessa unidade deverá ser de 50 milissegundos; - erro máximo admissível para cada temporizador será de +/- 5%; - Circuitos de medição e saída independentes por estágios de atuação.

1.4.6.2 Esquema de controle de segurança (ECS) As Subestações de Ouro Preto 2 e Vitória estarão integradas ao Esquema de Controle e Segurança (ECS) para o Sistema Elétrico da Região Sudeste Brasileira. Deverão ser disponibilizados os seguintes dados para ligação aos CLPs do sistema:

• Entradas analógicas: - Fluxo de potência ativa em todas as linhas de transmissão, geradores e

transformadores; - Tensão em todas as seções de barramento.

• Entradas digitais: - Indicação de estado com dois contatos de disjuntores, chaves secionadoras, chaves

de seleção de corte dos geradores (para usinas); - Indicação da atuação da proteção;

• Saídas de controle: Dois contatos para comando de abertura por disjuntor.




1.5.1 Introdução Este item descreve os requisitos de supervisão e controle que deverão ser disponibilizados para que seja assegurada a plena integração da supervisão e controle dos novos equipamentos à supervisão dos equipamentos existentes, garantindo-se, com isto, uma operação segura e com qualidade do sistema elétrico interligado. Assim, é de responsabilidade da TRANSMISSORA a aquisição e instalação de todos os equipamentos, software e serviços necessários para a implementação dos requisitos especificados neste item e para a implementação dos recursos de telecomunicações, cujos requisitos são descritos em item a parte. Os requisitos de supervisão e controle foram divididos em:

• Requisitos de supervisão e controle das instalações, detalhados em: - Requisitos gerais; - Elenco de informações a serem supervisionadas.

• Requisitos de supervisão pelo Agente proprietário das subestações existentes • Requisitos de supervisão e controle pelo ONS, divididos em:

- Requisitos básicos de supervisão, normalmente atendidos por um SSCL (sistema de supervisão e controle local) ou UTR (Unidade Terminal Remota) convencional:

- Requisitos que podem requerer sistemas dedicados: º Informações para o Controle Automático de Geração (CAG);

• Arquitetura da interconexão com o ONS; • Requisitos para o cadastramento dos equipamentos.


1.5.2.1 Requisitos gerais A LT Ouro Preto 2 - Vitória, 345 kV, envolve a instalação de um conjunto de equipamentos que inclui entradas de linhas, entre outros, em subestações existentes e pertencentes à FURNAS e CEMIG. Em função disto, todos os equipamentos a serem instalados pela TRANSMISSORA em subestações existentes devem ser supervisionados a nível local segundo a filosofia adotada pela empresa proprietária de tais subestações, devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos sistemas de supervisão e controle já instalados nestas subestações e atender aos requisitos aqui apresentados. Em adição a supervisão local, os equipamentos elétricos devem permitir a supervisão remota pelos seguintes Centros de Operação:

• Centro do Agente proprietário da Subestação de Ouro Preto 2 - Centro de Operação da CEMIG;

• Centro do Agente proprietário da Subestação de Vitória - Centro Regional Rio, CTRR, de FURNAS;

• Centro do ONS: - Centro Regional de Operação Sudeste, COSR-SE, localizado no Rio de Janeiro RJ - Centro de Operação do Sistema de Minas Gerais, COS-MG, localizado em Belo

Horizonte MG.



Nota Importante:

As funções de operação de parte do sistema elétrico do estado de Minas Gerais foram contratadas à CEMIG pelo ONS. Este Centro é, fisicamente, o mesmo Centro de Operação do Sistema da CEMIG. Assim sendo, os requisitos de supervisão a seguir apresentados para o COS-MG são atendidos pelos mesmos requisitos especificados para o COS-CEMIG. Tais requisitos foram aqui apresentados no intuito de dar uma completa visão da estrutura de supervisão montada pelo ONS. Exceção a este fato é a transferência de informações para o CAG, caso a SE de Vitória venha a ser a instalação de interligação (ver item Arquitetura da Interconexão com o ONS).

Assim sendo, o atendimento aos requisitos de supervisão e controle requererá a instalação de sistemas de supervisão nas instalações para:

• A aquisição das informações necessárias à supervisão e controle local dos equipamentos a serem implantados;

• Nas subestações existentes, integração com os Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) instalados por FURNAS e CEMIG, visando a troca de informações;

• Interconexão ao Centro do ONS conforme estabelecido no item Requisitos de Supervisão e Controle pelo ONS e observando-se: - Centro Regional de Operação Sudeste:

º Para o atendimento dos requisitos básicos de supervisâo: interconexão utilizando o protocolo protocolo IEC 870-5-101;

º Para o atendimento do CAG: interconexão dedicada através de enlace de dados para a transferência de sinais com modulação FSK.

- Centro de Operação do Sistema de Minas Gerais: Ver interconexão ao Centro de Operação da CEMIG, a seguir

• Interconexão aos Centros de Operação de FURNAS e CEMIG, conforme indicado no item Requisitos de supervisão pelo agentes proprietários das subestações. Estas interconexões devem ser feitas utilizando o protocolo já implementado nestes centros.

Os protocolos adotados para comunicação com os centros de operação (ONS, FURNAS e CEMIG) devem ser configurados conforme determinado por estes Agentes. Adicionalmente, esta configuração deve permitir a tais centros identificar o estado operacional dos sistemas de supervisão da TRANSMISSORA instalados nas subestações. Estas informações serão modeladas como indicações de estado nas bases de dados destes centros de operação; Nota Importante: No caso de interposição de um centro de operação, neste edital denominado de concentrador de dados, na rota de comunicação com algum dos centros de operação de FURNAS, CEMIG ou ONS, a configuração do protocolo deve permitir que tais centros identifiquem o estado operacional do concentrador e, adicionalmente, o concentrador de dados deve ser capaz de identificar o estado operacional de todos os sistemas hierarquicamente a ele subordinados e transferir estas informações para os correspondentes centros, conforme o caso. Deverão ser efetuadas, às custas da TRANSMISSORA, as modificações de hardware e software e demais serviços necessários nos Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) instalados por FURNAS e CEMIG nas subestações, para permitir a completa supervisão dos equipamentos elétricos a partir das interfaces homem máquina (IHMs) existentes nas salas de



controle local das subestações. A quantidade e tipos de pontos supervisionados deverão ser similares ao dos sistemas existentes. Também é requerido que a TRANSMISSORA seja responsável pela instalação e operacionalização de todos os equipamentos e sistemas necessários para viabilizar a conexão com os centros de operação aqui citados. Como requer-se que a interface entre os equipamentos da TRANSMISSORA e os citados centros seja a entrada digital dos computadores de comunicação dos mesmos, isto inclui a instalação de sistemas de comunicação, de modems e/ou roteadores em todos os terminais das conexões de dados. Alternativamente à instalação de novos recursos de supervisão e controle, a TRANSMISSORA, mediante prévio acordo com as empresas proprietárias das instalações existentes, poderá optar pela expansão dos recursos de supervisão e controle disponíveis, desde que atendidos todos os requisitos especificados neste item de Sistemas de Supervisão e Controle e no de Requisitos Técnicos do Sistema de Telecomunicações a ser Implantado.

1.5.2.2 Elenco de informações a serem supervisionadas Como requisito geral de supervisão e controle, deverão ser supervisionados todos os equipamentos da TRANSMISSORA que venham a ser instalados nas Subestações Ouro Preto 2 e Vitória. As informações coletadas nestas subestações deverão ser transferidas para os centros de operação indicados neste edital conforme abaixo especificado: a) Telemedições

• Todas as medições deverão ser feitas de forma individualizada e transferidas periodicamente aos centros de operação;


• As seguintes medições deverão ser coletadas e transferidas para os centros de operação: - Módulo de tensão fase-fase em kV em todas as entradas de linha(uma medição por

entrada de linha, por exemplo Vab); - Potência trifásica ativa em MW e reativa em MVAr em todos os terminais de todos os

transformadores de potência que venham a ser instalados e que tenham equipamentos a eles conectados (não estejam operando em vazio);

- Posição de tap de todos os transformadores equipados com comutadores sob carga; - Corrente de uma das fases em Ampère de todos os terminais de linha de

transmissão e de transformadores(por exemplo Ia); - Se aplicável, potência trifásica reativa em MVAr de todos os equipamentos de

compensação variável de reativo, tais como compensadores síncronos e compensadores reativos estático controláveis;

- Freqüência em Hz de uma fase em todos os barramentos envolvidos; • Todas as medições de tensão devem ter uma exatidão mínima de 1% e as demais de

1,5%. Tal exatidão deve englobar toda a cadeia de equipamentos utilizados, tais como: transformadores de corrente, de tensão, transdutores, conversores analógico/digital, etc.

b) Indicação de estado • Todas as indicações de estado deverão ser coletadas com selo de tempo com exatidão

de 1 ms e reportadas por exceção aos centros de operação; • O selo de tempo a ser transmitido aos centros de operação indicados neste edital deverá

ser aquele definido quando da aquisição do dado pela unidade de aquisição e controle (UAC), não sendo aceitável sua posterior alteração.



• Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem estar aptos a responder a varreduras de integridade feitas pelos centros a ele conectados (ONS , CEMIG e FURNAS) que podem ser cíclicas, com período parametrizável, tipicamente a cada 5 minutos, ou por evento, como por exemplo uma reinicialização dos recursos de supervisão e controle dos centros ou então sob demanda;

• Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de identificar e armazenar o selo de tempo das indicações de estado com uma resolução melhor que 1 milissegundo entre eventos;

• Os relés de interposição deverão ser compatíveis com a resolução acima especificada; • As seguintes indicações de estado deverão ser coletadas e transferidas para os centros

de operação: - Posição de todas as chaves e disjuntores utilizados para a conexão de todos os


linhas de transmissão, transformadores, reatores, capacitores série, etc; - Relés de bloqueio; - Alarme de temperatura de enrolamento (por fase) dos transformadores; - Alarmes de temperatura de óleo (por fase) dos transformadores;

c) Cada unidade de aquisição e controle (UAC) deverá ter um relógio e calendário interno para prover precisamente o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cada operação de registro de variação de estado. Estes relógios internos devem possuir circuitos de sincronismo a partir de um sinal com data absoluta obtida de um sistema GPS, sistema este que deve ser instalado em cada subestação objeto deste edital, de forma a garantir que a supervisão e controle das diversas instalações seja feita dentro de uma mesma base de tempo. O sistema deverá ser projetado de forma que a exatidão seja melhor que 1 milissegundo.

d) Todas as telemedições e indicações de estado deverão ter indicadores de qualidade do dado relativos à coleta do dado e relativo às condições de supervisão local (dado inválido na origem, dado sem atualização na última varredura da remota, etc).

e) Todas as informações transferidas aos centros de operação dos Agentes citados neste item de sistemas de supervisão e controle devem ser dados brutos, conforme coletados a partir de transdutores ou relés de interposição, isto é, sem processamento prévio, exceto quando explicitamente acordado, caso a caso, com algum destes Agentes. Nestes casos, os indicadores de qualidade deverão incluir pelo menos: • Indicação de entrada manual pelo operador da instalação ou do centro de operação da

TRANSMISSORA, conforme apropriado; • Indicação de ponto desativado pelo operador da instalação ou do centro de operação da

TRANSMISSORA, conforme apropriado. f) Informações para o seqüenciamento de eventos

• Resolução Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de armazenar informações para o seqüenciamento de eventos com uma resolução entre eventos melhor que 1 milissegundo. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento também deverá ser melhor que 1 milissegundo, devendo ser considerados todos os tipos de atuação a serem definidos durante execução do projeto executivo.

• Conjunto de Informações Sempre que existentes, as informações indicadas abaixo, armazenadas pelos sistemas de supervisão e controle das instalações, deverão ser transferidas ao COSR-SE, COS-MG e CTRR, contendo o instante da atuação do evento, sendo que pontos adicionais poderão ser incluídos durante desenvolvimento do projeto executivo:



- Transformadores/Autotransformadores: º Sobrecorrente no comutador sob carga; º Sobretemperatura 2º estágio do óleo; º Sobretemperatura 2º estágio por enrolamento; º Proteção de gás 2º estágio; º Proteção de sobretensão de seqüência zero para o enrolamento terciário em

ligação delta; º Falha no sistema de ventilação forçada; º Discrepância de posição de tap (quando da operação paralela); º Bloqueio de comutador de tap; º Válvula de alívio de pressão; º Proteção de gás do comutador; º Proteção diferencial por fase; º Proteção de sobrecorrente de fase e neutro por enrolamento; º Atuação do relé de bloqueio.

- Linha de Transmissão: º Partida da proteção de fase principal por fase; º Trip da proteção de fase principal; º Partida da proteção de fase suplementar por fase; º Trip da proteção de fase suplementar; º Partida da proteção de terra principal por fase; º Trip da proteção de terra principal; º Partida da proteção de terra suplementar por fase; º Trip da proteção de terra suplementar; º Partida do religamento automático; º Atuação do esquema de falha dos disjuntores; º Trip por sobretensão; º Bloqueio por oscilação de potência; º Trip por oscilação de potência; º Teleproteção, transmissão de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo; º Teleproteção, transmissão de transfer-trip; º Teleproteção, recepção de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo; º Teleproteção, recepção de transfer-trip; º Bloqueio por falha de fusível; º Atuação tempo 2ª zona; º Atuação tempo 3ª zona; º Atuação tempo 4ª zona; º Bloqueio por falha de fusível; º Sobrecorrente direcional temporizado; º Sobrecorrente direcional instantâneo; º Atuação do relé de bloqueio.



- Barramento • Proteção de subfreqüência; • Proteção de sobretensão; • Proteção de subtensão; • Atuação do relé de bloqueio.

- Disjuntor º Indicação de posição; º Falta de alimentação nos circuitos de abertura e fechamento; º Atuação da proteção de discordância de polos; º Fechamento bloqueado; º Abertura bloqueada; º Fechamento automático por mínima pressão sistema de isolação; º Baixa pressão sistema de extinção de arco (1º ao 3º estágio); º Baixa pressão sistema de acionamento (1º ao 3º estágio); º Recarga de ar insuficiente; º Falha do disjuntor; º Sobrecarga do disjuntor central; º Atuação do relé de bloqueio.


g) Idade do dado • Define-se como idade máxima do dado o tempo máximo decorrido entre o instante de

ocorrência de seu valor na instalação (processo) e sua recepção nos centros de operação do ONS, CEMIG e FURNAS.


• A idade máxima de um dado coletado periodicamente (por varredura) deve ser inferior à soma do tempo de varredura do mesmo adicionado de: - 2 segundos em média; - 5 segundos no máximo.


• Estes requisitos não se aplicam à transmissão das informações de seqüência de eventos.

h) Banda morta

Dependendo do protocolo de comunicações adotado, as informações analógicas poderão ser reportadas por exceção aos centros de operação aqui indicados. Nestes casos, o valor adotado para a banda morta utilizada no processo de filtragem deve ser definida de comum acordo entre os Agentes proprietários dos centros (ONS, CEMIG e FURNAS ) e a Empresa TRANSMISSORA. Na falta de um acordo, o valor da banda morta deverá ser 0 (zero).



1.5.3 Requisitos de supervisão pelos agentes proprietários das subestações A TRANSMISSORA deve prover aos Centros de Operação dos Agentes proprietários das subestações existentes a supervisão remota dos equipamentos que venham a ser instalados conforme requisitos apresentados no sub-item Elenco de Informações a serem Supervisionadas, aplicados de acordo com os seguintes critérios:

• Supervisão pelo Centro de Operação do Sistema da CEMIG, COS-CEMIG: - Subestação Ouro Preto;

• Supervisão pelo Centro Regional Rio, CTRR, de FURNAS: - Subestação Vitória.

A figura a seguir apresenta uma visão simplificada dos requisitos de supervisão das subestações (instalações) objeto deste edital pelos centros de operação de FURNAS e CEMIG Foi aqui colocada com objetivo meramente ilustrativo, no intuito de dar uma visão gráfica dos requisitos especificados no texto deste edital.

Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros do Agente proprietário das subestações (instalações) poderá se dar através de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos neste item, Sistemas de Supervisão e Controle. Neste edital, este centro é genericamente chamado de concentrador de dados. Neste caso, a estrutura de centros apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e os centros de FURNAS e CEMIG, portanto, incluído no objeto desta licitação. A figura a seguir ilustra uma possível configuração.

COS CEMIG 1

Legenda: 1) Centros de Operação utilizados pelos Agentes proprietários das subestações: CTRR Centro Regional Rio, de FURNAS COS Centro de Operação da CEMIG 2) Ampliações de supervisão e controle em subestações existentes: MGOPR2 Recursos de supervisão e controle na subestação Ouro Preto 2 ESSTVT Recursos de supervisão e controle na subestação Vitória 3) Recursos de supervisão e controle existentes em subestações de FURNAS e CEMIG

MGOPR2 2 ESSTVT

2

ESSTVT

3


Recursos existentes MGOPR2

3

CTRR FURNAS 1




1.5.4.1 Requisitos básicos para a supervisão dos equipamentos Os recursos básicos para a supervisão dos equipamentos que devem ser disponibilizados ao ONS estão descritos no item Elenco de Informações a serem Supervisionadas e abrangem:

• Telemedições com varredura de 4 segundos, período este parametrizável; • Indicações de estado reportadas por exceção e com ciclo de integridade, também


1.5.4.2 Requisitos que podem requerer sistemas dedicados

1.5.4.2.1 Informações para o Controle Automático de Geração (CAG) As informações para o controle automático de geração, CAG, se constituem na medição de potência ativa em MW na entrada de linha da subestação de Ouro Preto, ou da subestação de Vitória, conforme descrito no item Arquitetura da Interconexão com o ONS, a seguir. Estas informações deverão ser transferidas para os Centros do ONS com os seguintes períodos de varredura parametrizáveis:

• Para o COSR-SE: Período mínimo de 200 milisegundos(ms);

• Para o COS-MG: Período mínimo de 2 segundos(s);

MGOPR2 ESSTVT


Recursos existentes

ESSTVT

COS CEMIG


CD Concentrador de dados, nome genérico dado para um sistema de supervisão e controle que se interponha entre as instalações e os Centros de FURNAS e CEMIG.

MGOPR2

CD1

CTRR FURNAS



1.5.4.3 Arquitetura da Interconexão com o ONS

A supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico, estando hoje, na região de Ouro Preto 2 e Vitória, estruturada em um sistema hierárquico com sistemas de supervisão e controle instalados nos seguintes centros de operação do ONS:

• Centro Regional de Operação Sudeste COSR-SE; • Centro de Operação do Sistema de Minas Gerais COS-MG;

Notar que este é o Centro atualmente responsável pela operação da subestação de Ouro Preto e utiliza o mesmo sistema de supervisão e controle do COS-CEMIG, uma vez que trata-se de um Centro contratado pelo ONS.

• Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico - CNOS. Esta estrutura é simplificadamente apresentada, para fins meramente ilustrativos, na figura a seguir, sendo que a TRANSMISSORA deverá prover as interconexões de dados entre o centro de operação do ONS(exceto o CNOS) e cada um dos sistemas de supervisão das subestações envolvidas devidamente integrados aos sistemas existentes.

CNOS1

Legenda: 1) Centros de Operação utilizados pelo ONS:

(a) CNOS Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico; (b) COSR-SE Centro Regional de Operação Sudeste. (c) COS-MG Centro de Operação do Sistema de Minas Gerais.

2) Ampliação de supervisão e controle em subestações existentes: a) MGOPR2 Recursos de supervisão e controle na subestação Ouro Preto 2 b) ESSTVT Recursos de supervisão e controle na subestação Vitória.

3) CAG: Interligação dedicada com o COSR-SE para a transmissão de informações associadas ao controle automático de geração 4) Recurso já previsto quando da especificação do requisito de interligação com oCOS-CEMIG

MGOPR2


COS-MG1

MGOPR2 ESSTVT Recursos existentes

ESSTVT

COSR-SE1

CAG 3

4



Observa-se na figura acima que a interconexão com o Centros do ONS se dá através das seguintes interligações de dados:

• Para o atendimento aos requisitos de supervisão e controle dos equipamentos da

subestação de Vitória: - Interconexão com o Centro Regional de Operação Sudeste COSR-SE.

• Para o atendimento aos requisitos de supervisão dos equipamentos instalados na subestação de Ouro Preto:

- Interligação com o Centro de Operação do Sistema de Minas Gerais COSR-MG: Notar que esta interligação é a mesma que atende ao COS-CEMIG, não necessitando, portanto, ser replicada.

• Para o atendimento aos requisitos do Controle Automático de Geração CAG: As informações para o CAG deverão ser coletadas na subestação de Ouro Preto, uma vez que o sistema de transmissão objeto deste edital interliga a área elétrica controlada pelo Centro Regional de Operação Sudeste, COSR-SE (subestação de Vitória), com a área que atualmente é controlada pelo Centro de Operação do Sistema de Minas Gerais, COS-MG. Em virtude disto, estas informações devem ser transmitidas, simultaneamente, aos:

- COSR-SE Notar as características especiais deste enlace, que poderá requerer canais de dados dedicados por usar taxas de transferência de 200 ms com modulação FSK;

- COS-MG, através do mesmo enlace de dados que atende aos requisitos de supervisão em tempo real. Notar que esta interligação pode ser a mesma que atende ao COS-CEMIG, não necessitando, portanto, ser replicada, bastando, apenas, ser dimensionada para transferir as informações de intercâmbio conforme especificado;

• Nota: Supôs-se que o sistema de transmissão estará na área de controle do COSR-SE e, com isto, a subestação de interligação é Ouro Preto. A proposta a ser encaminhada deve considerar que esta situação poderá se inverter, passando a subestação de Vitória a ser a subestação de interligação. Neste caso os enlaces acima especificados para atender ao CAG deverão partir da subestação de Vitória.

Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros do ONS poderá se dar através de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos neste item, Sistemas de Supervisão e Controle e no de Requisitos Técnicos do Sistema de Telecomunicações a ser Implantado. Neste edital, este centro é genericamente chamado de concentrador de dados. Neste caso, a estrutura de centros apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e o COSR-SE do ONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação. A figura a seguir ilustra uma possível configuração. Deve-se notar que as interligações de dados para o CAG devem ser diretas, não podendo passar pelo concentrador de dados. Excepcionalmente, o poderá se aceitar o uso de concentrador de dados nas interligações para o CAG, desde que a TRANSMISSORA comprove ao ONS que atende aos requisitos de qualidade e disponibilidade, com ênfase no quesito de taxa de varredura e idade do dado.



1.5.4.4 Requisitos para o cadastramentoAs informações cadastrais de toser encaminhadas ao mesmooperação. Estas informações de

• Parâmetros descritivos suscetância da mesma,a potência máxima em linha;

• Para cada um dos transformador: - Corrente nominal; - Tensão nominal em - Potência aparente no- Reatância indutiva

secundário-terciário- Tensão base(kV) e

indutivas em percen- Adicionalmente, pa

transformador onderespectiva tabela devez que for alteradoposições variáveis d

CNOS

Em adição às siglas da figura ant CD Concentrador de supervisão e controle que se int


MGOPR2

Recursos existentes

MGOPR2

COS-MG

dos equipamentos dos os equipamentos

com no mínimo 3 mvem incluir: de linhas de transmis

segundo o modelo π, MVA e a latitude e long

enrolamentos (primá

kV; minal em MVA; em porcentagem (p

); potência base (MVA) tagem acima especificara cada transformado está instalado o co derivação, informada a posição do tap fixoos taps do transformad

CD1

Legenda: erior, utilizou-se: dados, nome genéricerponha entre as insta

COSR-SE

ESSTVT
CAG
CAG

VOL. IV - Fl. 81 de156

que serão operados pelo ONS deverão eses de antecedência da entrada em

são, incluindo-se impedância série e a bem com a corrente máxima em Ampère, itude de cada instalação e das torres de

rio, secundário e terciário) de cada

rimário-secundário, primário-terciário e

utilizadas para o cálculo das reatâncias das; r, deverá ser informado o lado do mutador sob carga, se utilizado, e a em kV e porcentagem, sendo que toda , deverá ser fornecida relação das novas or;

o dado para um sistema de lações e os centros do ONS

ESSTVT



• Fornecimento dos diagramas unifilares de operação com a identificação de todos os equipamentos de cada instalação;

• Fornecimento dos diagramas com a localização da posição exata de todos os pontos de medição, telessinalização e controle de cada instalação;

• Todos os diagramas deverão ser fornecidos em papel e meio magnético, num padrão de importação e exportação a ser previamente acordado entre a TRANSMISSORA e o ONS;

• Relação, compatível com os requisitos de supervisão e controle aqui apresentados, dos pontos de medição, telessinalização, controle, e SOE que trafegarão na interconexão (ou interconexões) como o sistema de supervisão e controle do ONS, num formato compatível com o protocolo adotado para a interconexão e organizada por SSCL/UTR e concentradores de dados, se utilizados;

• No caso de interligações de dados direta com UTRs, e se aplicável, parâmetros que permitam a conversão para valores de engenharia dos dados enviados para o Centro;

• Sempre que aplicável, limites de escala, superior e inferior, para todos os pontos analógicos supervisionados.

1.5.5 Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade 1.5.5.1 Geral

Os recursos de supervisão e controle providos pela TRANSMISSORA para atender aos requisitos apresentados neste edital deverão ter sua disponibilidade e qualidade medida de acordo com os conceitos e critérios a seguir estabelecidos. A avaliação destes recursos será feita por ponto de medição ou de controle e com base na sua disponibilidade/qualidade vista pelos centros citados neste edital. Assim, serão avaliados, não só os equipamentos de captação de dados nas instalações, como também todos os sistemas que se interponham entre tais equipamentos e o sistema computacional dos referidos centros, incluindo o sistema de comunicação e os equipamentos de interfaceamento com os computadores de comunicação (por exemplo modems). A avaliação por recurso de supervisão e controle permitirá observar tanto telemedições e indicações de estado quanto o estado operacional de unidades terminais remotas, sistemas de supervisão e controle local e concentradores de dados, uma vez que o estado operacional de tais equipamentos serão recebidos pelos Centros como indicações de estado. Adicionalmente serão calculados índices agregados que darão uma visão geral da disponibilidade e da qualidade dos recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA.

1.5.5.2 Conceito de Indisponibilidade de Recursos de Supervisão e Controle Uma informação de qualquer dos tipos especificados neste edital é dita indisponível para qualquer um dos centros sempre que:

• O indicador de qualidade recebido junto com a informação indicar qualquer anormalidade, como por exemplo: - Informação desativada na origem (instalação); - Informação inválida na origem; - Informação não atualizada;



Notas: 1) Este caso não será considerado se o equipamento elétrico associado ao ponto estiver em manutenção ou fora de operação por necessidades operativas e a TRANSMISSORA utilizar um destes indicadores, tipicamente desativado na origem, para sinalizar o fato. 2) O indicador de qualidade Manual não caracteriza uma informação como indisponível e sim com baixa qualidade, conforme descrito no item Conceito de Qualidade dos Recursos de Supervisão e Controle.

• Uma informação analógica violar um dos seus respectivos limites de escala; • Uma informação de sinalização de estado estiver inconsistente.

Todos os pontos de SOE de um sistema de supervisão e controle ou de uma unidade terminal remota são ditos indisponíveis quando ocorrer um evento que deve disparar o registro seqüencial e o mesmo não for feito. Um ponto de SOE é dito indisponível sempre que o mesmo deixar de ser reportado. Todos os pontos subordinados a um sistema de supervisão e controle de uma instalação serão declarados indisponíveis sempre que ocorrer ausência de resposta de tal sistema às solicitações do(s) centro(s) ou de um concentrador de dados, se utilizado. Adicionalmente, no caso de utilização de concentradores de dados, todos os pontos subordinados ao concentrador serão declarados indisponíveis quando o mesmo deixar de responder às solicitações de qualquer um dos centros de operação citados neste edital. Qualquer ponto é dito indisponível, sempre que o mesmo estiver em manutenção.

1.5.5.3 Conceito de qualidade dos recursos de supervisão e controle Uma informação de qualquer dos tipos especificados neste edital é dita violando os critérios de qualidade quando:

• O indicador de qualidade sinalizar informação sob entrada manual pelo operador da Transmissora (se houver);

• Violar o requisito de idade do dado; • No caso de informações analógicas, violar o requisito de exatidão; • No caso de informações de selo de tempo, violar o requisito de exatidão.

1.5.5.4 Indicadores

1.5.5.4.1 Disponibilidade por recurso de supervisão e controle [Di] Caracterização:

• Abreviatura: Di • Objetivo: Avaliar, percentualmente, o tempo em que um determinado recurso de

supervisão e controle i, provido pela TRANSMISSORA e liberado para a operação, esteve disponível para os centros de operação, no período de observação.

• Período de observação: Mensal • Unidade dimensional: Percentual • Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle • Agregação: Mensal, por recurso de supervisão e controle por centro de operação • Critério de disponibilidade:



- Para recursos associados a telemedições, sinalizações de estado e seqüência de eventos, unidades terminais remotas e sistemas de supervisão e controle local: O valor mínimo aceitável é de 97,5%, em base mensal;


• Dados necessários: Conforme equação • Equação: Di = (T - TIi) / T) X 100

Onde: Di : Índice de disponibilidade do recurso i; T: Tempo total em minutos do período de observação; TIi: Soma dos períodos em que o ponto i ficou indisponível durante o tempo total T;

1.5.5.4.2 Disponibilidade dos recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA [DRSj] Caracterização:

• Abreviatura: DRSj • Objetivo: Avaliar, percentualmente, a disponibilidade média dos recursos de supervisão

e controle fornecidos pela TRANSMISSORA para a operação de determinado centro de operação j, no período de observação

• Período de observação: Mensal • Unidade dimensional: Percentual • Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle • Agregação: Mensal e por centro de operação • Critério de disponibilidade: O valor mínimo aceitável é de 98,5%, em base mensal • Dados necessários: Conforme equação • Equação:

ΣΣΣΣTij DRSj = X 100 T X NPRSj


T para um determinado centro j; Nota: Tij = (T – TIij)

Onde: a) TIij: Soma dos períodos em que o ponto i ficou indisponível durante o

tempo total, visto pelo centro j b) NPRSj: Número total de recursos de supervisão e controle da


1.5.5.4.3 Qualidade por recurso de supervisão e controle [Qi] Caracterização:

• Abreviatura: Qi • Objetivo: Avaliar, percentualmente, o tempo em que um determinado recurso de

supervisão e controle i, provido pela TRANSMISSORA, não violou o conceito de qualidade, no período de observação.



• Período de observação: Mensal • Unidade dimensional: Percentual • Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle • Agregação: Mensal, por recurso de supervisão e controle e por centro de operação • Critério de qualidade: O valor mínimo aceitável é de 97,5%, em base mensal; • Dados necessários: Conforme equação • Equação:

Qi = (Tq - Tnqi) / Tq) X 100 Onde:

c) Qi : Índice de qualidade do recurso i; d) Tq: Tempo total em minutos do período de observação; e) Tnqi: Soma dos períodos em que o ponto i não atendeu ao conceito de


1.5.5.4.4 Qualidade dos recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA [QRSj] Caracterização:

• Abreviatura: QRSj • Objetivo: Avaliar, percentualmente, a média dos tempos em que os recursos de

supervisão e controle fornecidos pela TRANSMISSORA para a operação de determinado centro de operação j, não violaram o conceito de qualidade, no período de observação;

• Período de observação: Mensal • Unidade dimensional: Percentual • Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle • Agregação: Mensal e por centro de operação • Critério de qualidade: O valor mínimo aceitável é de 98,5%, em base mensal • Dados necessários: Conforme equação • Equação: ΣΣΣΣTqij

QRSj = X 100 Tq X NPRSqj

Onde: - Tq: Tempo total em minutos do período de apuração; - Tqij: Soma dos períodos em que o recurso i atendeu ao conceito de qualidade







1.5.5.5 Relatórios de análise e de avaliação da disponibilida

Os centros de operação que receberão as infdisponibilidade e qualidade dos recursos de supconformidade nas seguintes situações:

• Qualquer um dos indicadores especificacritério definido neste edital;

• Ocorra perda de mais 30 por cento dos reTRANSMISSORA por um período maior o

• Durante uma perturbação de vulto na supervisão e controle local da TRANSMcomunicação com algum concentrador de

Pelo acima exposto, existirão dois tipos de relatóri

• Relatório de Avaliação de Disponibilidadcritério de disponibilidade e/ou qualidade f

• Relatório de Ocorrência: Emitido nos dema1.5.5.6 Publicação dos relatórios de disponibilidade, qualida

Os relatórios finais devem ser emitidos com baproprietários dos centros de operação e após eqüse for o caso, recomendações para a correção de Nos casos em que houver violação dos critérios esdo centro de operação enviará os relatórios à ANEdefinidas em função da legislação vigente e dos co

Recurso k


98,5%

97,5%

Recurso l Recurso m

Disponibilidade/Qualidade média DRS/QRS

VOL. IV - Fl. 86 de156

de dos recursos de supervisão e controle ormações da TRANSMISSORA avaliarão a ervisão e controle, emitindo relatórios de não

dos for inferior, no mês, ao correspondente

cursos de supervisão e controle providos pela u igual à 1 hora; Rede de Básica, um ou mais sistemas de ISSORA saírem de serviço ou se perder a dados da TRANSMISSORA, caso utilizado.

os: e e Qualidade: Emitido sempre que algum

or violado. is casos. de e acionamento da TRANSMISSORA

se nos relatórios elaborados pelos Agentes alização com a TRANSMISSORA e incluindo, eventual anomalia.

pecificados neste edital, o Agente proprietário EL para a tomada das providências cabíveis, ntratos firmados com a TRANSMISSORA.

DisponibilidadeD/QualidadeQ mínima





1.6.1 Aspectos gerais

Os registradores digitais de perturbações (RDP) devem ser do tipo stand alone , independentes dos demais sistemas de proteção e supervisão/controle local existentes na instalação, mesmo que estes sejam capazes de fornecer registros oscilográficos. Devem contemplar as seguintes funções:

a. Aquisição e armazenamento de dados relativos a correntes e tensões (canais analógicos); b. Aquisição e armazenamento de sinais digitais (canais digitais); c. Localização de faltas em LT; d. Comunicação independente para o acesso remoto aos dados.


Os sistemas de oscilografia existentes devem ser expandidos para os vãos acrescidos, ou a instalação de novos RDP, para os novos vãos, que deverão ser integrados aos sistemas de oscilografia existentes.


1.6.2 Descrição funcional Para realizar as funções de registro de perturbações, as grandezas elétricas (tensão e corrente) e os sinais digitais devem ser amostrados em intervalos de tempo regulares atendendo aos requisitos de resposta de freqüência conforme especificados, convertidas para a forma digital e armazenadas em memória. Em situação normal, o RDP deve permanecer monitorando continuamente as grandezas analógicas e digitais. As amostras mais antigas devem ser sucessivamente recobertas por amostras mais recentes (buffer circular) mantendo sempre um quadro completo dos dados abrangendo um intervalo de tempo igual ao tempo de pré-falta ajustado. Havendo o disparo do RDP os dados básicos relativos à perturbação são automaticamente arquivados em memória do próprio registrador. Durante a fase de armazenamento dos dados de falta os registradores devem continuar supervisionando as grandezas analógicas e digitais, de forma a não perder nenhum evento mesmo que este tempo seja muito pequeno. Este processo deve continuar até que a situação se normalize, quando então as amostragens efetuadas devem passar a serem consideradas como dados de pós-falta, até que se esgote o tempo de pós-falta ajustado. O esgotamento do tempo de pós-falta configura o término da coleta de dados relativa àquela ocorrência. Os dados referentes a uma perturbação devem estar armazenados em memória própria, devendo ser possível quando, solicitado, a sua transmissão para análise remota, por meio do elo de comunicação, manual ou automaticamente.



Os cálculos necessários para a localização de faltas podem ser executados local ou remotamente. Os dados de perturbações existentes na memória do RDP devem ser transferidos automaticamente para memória não volátil, devendo o programa de comunicação prever o gerenciamento, acesso e o descarte destes dados. Devem ser disponibilizados os software para fazer a transferência, a compactação/descompactação dos dados, a conversão para formato padrão COMTRADE (IEEE C37.111-1999) e a interface de comunicação remota, bem como o software para ajustes e calibração do RDP. O RDP deve conter rotinas de automonitoramento e autodiagnóstico contínuo. A sincronização do tempo interno do RDP deve ser efetuada por dispositivo de sincronização via sinal de satélite (GPS).

1.6.3 Disparo do registrador digital de perturbações O RDP deve ser disparado para a memorização na ocorrência de qualquer uma das condições listadas a seguir ou por qualquer combinação delas, devendo ser livremente configurável (programável) pelo usuário: (a) Disparo por variação do estado da proteção; (b) Disparo por violação de limites operacionais; (c) Disparo por lógica digital; (d) Disparo manual, local ou remoto O disparo do RDP deve ser feito através de sensores próprios, ou por software, ou por contatos externos, ou pela combinação desses. O modo de disparo deve ser configurável, local e remotamente.

1.6.4 Sincronização de tempo Cada RDP deve possuir um relógio e calendário interno para prover o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milisegundo de cada operação de registro. O RDP deve permitir a sincronização da base de tempo interna por meio de relógio externo, de forma a manter a exatidão em relação ao tempo do Sistema Global de Posicionamento por Satélites (GPS) com erro máximo inferior a 1 ms.

1.6.5 Requisitos de compatibilidade eletromagnética A TRANSMISSORA deve executar as medidas necessárias para proteger as entradas e saídas do RDP de emissões eletromagnéticas. O RDP deverá atender as normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instalações de EAT.

1.6.6 Características dos sinais de entrada e saída As entradas digitais devem possuir erro máximo de tempo entre a atuação de qualquer sinal de entrada e o seu registro, inferior a 2ms.



As entradas analógicas devem possuir as seguintes características: (a) configuráveis para corrente e tensão; (b) possuir tempo de atraso, entre quaisquer canais, menor do que 1 grau elétrico referido ao

60 Hz; As entradas de tensão devem possuir as seguintes características:


Obs.: A exatidão e os erros de ângulo de fase acima mencionados referem-se à relação entre o sinal de entrada e ou seu registro em papel ou terminal de vídeo. As entradas de corrente devem possuir as seguintes características:


1,5 s 50 ms


2 In 20 In


≤ 1%


Obs.: A exatidão e os erros de ângulo de fase acima mencionados referem-se à relação entre o sinal de entrada e ou seu registro em papel ou terminal de vídeo. As saídas digitais devem ser do tipo contato livre de tensão para sinalizar os seguintes eventos: (a) defeito no sistema; (b) registrador disparado; (c) falha na comunicação remota; (d) 75% de sua capacidade de armazenar esgotada; (e) indicação de estado de operação normal.

1.6.7 Capacidade de registro de ocorrências. O RDP deve ter memória suficiente para armazenar dados referentes a, no mínimo, 30 (trinta) perturbações, com duração de 5 segundos cada perturbação, para o caso de várias faltas consecutivas dispararem o registrador.



O RDP deve ser capaz de registrar para cada falta ou perturbação no mínimo 160 ms de dados de pré-falta e o tempo de pós falta deve ser ajustável entre 100 e 5000 ms. O registro de uma falta ou perturbação só deve ser interrompido na condição em que os sensores de partida estiverem desoperados e após transcorrido o tempo de pós-falta ajustado. Se o sensor permanecer operado o registro da perturbação deve continuar a ser realizado, até que ocorra a desoperação do sensor, acrescido o registro relativo ao tempo de pós-falta. Se antes de encerrar o tempo de registro de uma perturbação ocorrer uma nova, o registrador deve iniciar um novo período de registro, não se levando em conta o tempo já transcorrido da anterior.

1.6.8 Requisitos de comunicação O RDP deve possuir porta de comunicação serial padrão RS-232C para as funções de comunicação local e remota. Nos locais com mais de um RDP, os mesmos deverão estar interligados através de rede. Um microconcentrador conectado a esta rede realizará a função de comunicação com o nível hierárquico superior. Nos locais onde existe rede de oscilografia, os novos equipamentos deverão ser integrados à mesma. A transferência remota dos dados poderá ocorrer por solicitação ou automaticamente, sendo que, durante a transferência devem ser previstos meios para a verificação da integridade dos mesmos. O descarte dos dados armazenados na memória interna só deverá ocorrer por solicitação. O protocolo de comunicação deve ser aberto ao usuário e formalmente descrito de modo que , caso necessário , se possa conectar o RDP a outros sistemas digitais já existentes ou a serem desenvolvidos. Preferencialmente deve estar de acordo com o padrão da ISO.




1.7.1 Requisitos gerais O sistema de telecomunicações da LT 345 Ouro Preto 2 - Vitória devera atender aos sistemas de comunicação de voz operativa e administrativa, teleproteção, supervisão e controle elétrico, supervisão de telecomunicações, controle de emergência, medição, faturamento e manutenção da linha de transmissão de energia elétrica, entre as subestações de energia elétrica envolvidas e destas aos centros de operação do sistema elétrico envolvidos. Os meios de comunicação para voz e dados deverão atender aos seguintes requisitos:

• Disponibilidade igual ou superior a 99,7%, medidos em cada período de 30 (trinta) dias; • Deverão ser previsto circuitos digitais em concordância com as recomendações da

G.821 do UIT; • Serão aceitos equipamentos analógicos apenas nos casos em que seja impossível a




• Unidade de supervisão e, no mínimo, duas unidades de retificação; • Dois bancos de baterias com autonomia total de no mínimo 12 horas, dimensionados

para a carga total de todos os equipamentos de telecomunicações instalados; • No caso de utilização de baterias do tipo chumbo-ácidas, os bancos de baterias

deverão estar acondicionados em ambiente especial, isolado das demais instalações e com sistema de exaustão de gases;


Os equipamentos de telecomunicações deverão ser supervisionados local e remotamente, devendo alarmar nas instalações anomalias dos principais equipamentos de telecomunicações, incluindo os equipamentos de suprimento de energia. Os equipamentos devem possuir telessupervisão, e permitir remotamente gerenciamento, auto-diagnóstico e configuração. A TRANSMISSORA será responsável pela total operacionalização dos enlaces de comunicação devendo ser prevista toda a infra-estrutura necessária para implantação do sistema de telecomunicações, tais como : edificações, alimentação de corrente contínua de 48 Vcc para suprimento dos equipamentos de telecomunicações com autonomia de no mínimo 12 horas na falta de CA, bem como qualquer outra infra-estrutura que se identificar necessária para a plena funcionabilidade do sistema de telecomunicações. A TRANSMISSORA será responsável pela monitoração dos canais de dados e voz que se interligam com o ONS, CEMIG e FURNAS sempre que estes assim o solicitarem.



Estas monitorações têm por finalidade medir indicadores de desempenho, de modo a verificar se os canais estão operando de acordo com os requisitos mínimos aceitáveis. Se forem constatadas divergências das medidas obtidas em relação aos valores recomendados, a TRANSMISSORA se comprometerá a executar a manutenção corretiva apropriada dentro do prazo máximo estipulado em comum acordo com o ONS, CEMIG e FURNAS. Em caso de necessidade de indisponibilização programada de quaisquer canais de dados ou de voz de interesse do ONS, CEMIG e FURNAS, a TRANSMISSORA deverá manter entendimentos com o Centro de Operação destes agentes, para obter a aprovação do serviço solicitado em data e horário convenientes. Finalmente, quando da apresentação do projeto executivo, a TRANSMISSORA deverá demonstrar através de uma memória de cálculo que a arquitetura de comunicação (configuração, número e capacidade dos enlaces, etc.) adotada atende aos requisitos apresentados neste edital.

1.7.2 Requisitos para a teleproteção Os equipamentos de telecomunicação dedicados às funções de teleproteção devem ser adequados para uso em instalações de sistema de potência com a finalidade de reconhecerem a presença de sinais e/ou freqüências que identifiquem um comando para os sistemas de proteção. Os equipamentos devem possuir chaves de testes de modo a permitir a intervenção nos mesmos sem que seja necessário desligar a linha de transmissão. A teleproteção deve manter a confiabilidade e segurança de operação em condições adversas de relação sinal/ruído e quando da ruptura de condutores da linha de transmissão (utilização de lógica de unblocking). Deverão ser utilizados equipamentos de telecomunicação independentes e redundantes para a proteção Principal e Alternada, preferencialmente utilizando meios físicos de transmissão independentes, de forma que a indisponibilidade de uma via de telecomunicação não comprometa a disponibilidade da outra via. Cada equipamento de comunicação deve possuir no mínimo dois canais de comunicação. Desta forma a proteção da linha de transmissão contará, no mínimo, com 4 canais de teleproteção em cada sentido, sendo dois associados a proteção primária e dois associados a proteção alternada. Os esquemas de transferência direta de disparo, em cada proteção, deverão ser realizados através da utilização de dois canais de comunicação de cada uma delas combinados em série. As saídas dos receptores de transferência de disparo deverão ser ligadas em série, de tal forma que ambas as unidades deverão receber o sinal antes de executar o comando de disparo. Deverá ser prevista lógica para permitir disparo, mesmo no caso da perda de um dos canais de comunicação. Os canais de transferência direta de disparo permanecerão continuamente acionados quando da atuação de relés de bloqueio (ocorrência de falha de disjuntores, falhas em reatores de linha e atuação da proteção de sobretensão) e temporariamente acionados quando atuada pelas proteções da linha. A lógica de recepção deverá ter meios para identificar os sinais de



transferência de disparo para os quais o religamento automático deve ser permitido daqueles para os quais o religamento não deve ser permitido. Nos esquemas de teleproteção baseados em lógicas permissivas de sobrealcance, um dos canais de cada proteção deverá ser acionado pelas unidades de medida de sobrealcance da proteção da linha. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas de comparação direcional por sinal de bloqueio estes canais serão acionados por unidades de medida reversas das proteções da linha. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas permissivas por subalcance, estes canais serão acionados pelas unidades de medida de subalcance das proteções da linha. Os canais de telecomunicação deverão ser específicos para proteção, não compartilhados com outras aplicações e garantir que o tempo decorrido entre o envio do sinal em um terminal e seu recebimento no terminal oposto seja menor do que 15 ms. Deverá ser previsto o registro de emissão e recepção de sinais associados à atuação da teleproteção no sistema de registro de seqüência de eventos da instalação, visando facilitar análises de ocorrências pós distúrbios.

1.7.3 Requisitos para canais de voz A TRANSMISSORA deverá prover um sistema de comunicação com 2 canais de voz, devendo pelo menos um deles ser direto (hot-line) e podendo o outro ser via o sistema telefônico comutado, ambos full duplex, com sinalização sonora e visual para comunicação operativa do sistema elétrico entre:

• As subestações envolvidas: Ouro Preto 2 e Vitória; • Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado,

deverão ser previstos canais entre tal centro e: - Subestação Ouro Preto 2; - Subestação Vitória; - Centro Regional de Operação Sudeste COSR-SE, do ONS; - Centro de Operação Regional Rio, CTRR, de FURNAS (Jacarepaguá - RJ); - Centro de Operação do Sistema da CEMIG.

• Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado, as subestações deverão dispor de canais com os Centros do ONS de FURNAS e da CEMIG, da seguinte forma: - Subestação Ouro Preto 2:

º Canais com o Centro de Operação do Sistema da CEMIG. Notar que este canal já atende ao COS-MG.

- Subestação Vitória: º Canais com o Centro Regional de Operação Sudeste - COSR-SE do ONS; º Canais com o Centro de Operação Regional Rio, CTRR, de

FURNAS(Jacarepaguá - RJ);




1.7.4 Requisitos para transmissão de dados Os enlaces de dados abaixo especificados deverão ser dimensionados (quantidade de canais, velocidade, uso de rotas alternativas, etc.) de forma a suportar o carregamento imposto pela transferência das informações e de controles especificados (observar os itens 1.4, 1.5 e 1.6) e apresentar a disponibilidade e qualidade conforme descrito neste edital.

1.7.4.1 Enlaces para supervisão e controle Para a supervisão e controle pelo ONS, CEMIG e FURNAS, deverão ser fornecidos os seguintes enlaces redundantes de dados, preferencialmente por rotas alternativas:

• Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado: - Enlaces com o Centro de Operação Local:

º Subestação Ouro Preto 2 º Subestação Vitória º Centro Regional de Operação Sudeste, COSR-SE do ONS; º Centro de Operação Regional Rio, CTRR, de FURNAS(Jacarepaguá - RJ); º Centro de Operação da CEMIG;

Notar que este enlace é o mesmo que atende ao COS-MG do ONS. - Enlaces entre as Subestações e os Centros do ONS para atender às interligações do

CAG: º Centro Regional de Operação Sudeste, COSR-SE do ONS; º Centro de Operação do Sistema de Minas Gerais, COS-MG do ONS;

• Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local: - Enlace com o Centro Regional de Operação Sudeste - COSR-SE:

º Subestação Ouro Preto 2(enlace para atender ao CAG) º Subestação Vitória

- Enlace com o Centro de Operação da CEMIG º Subestação Ouro Preto 2

Notar que este enlace é o mesmo que atende ao COS-MG do ONS. - Enlace com o Centro de Operação Regional Rio, CTRR, de FURNAS(Jacarepaguá -

RJ); º Subestação Vitória

Estes enlaces deverão ser independentes de qualquer outro enlace de dados.

1.7.4.2 Outros enlaces de dados Para a aquisição de dados de registro de perturbação devem ser previstos dois ramais telefônicos DDR (discagem direta ao ramal). Soluções alternativas que permitam o acesso via rede de dados poderão ser admitidas, uma vez assegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos aos enlaces acima especificados.



1.8 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA Como previamente indicado, as TRANSMISSORAS não têm liberdade para modificar:

• As localizações das Subestações Ouro Preto 2 e Vitória • Níveis de tensão (somente ca); • Distribuição de fluxo em regime (impedância efetiva)


• Os parâmetros da LT, desde que atendido os requisitos deste anexo 7B. • Configurações de torres

Independentemente da configuração proposta, as TRANSMISSORAS deverão realizar, no mínimo, os seguintes estudos:

• Fluxo de potência, rejeição de carga e energização na freqüência fundamental; • Estudos de transitórios de religamento, rejeição de carga e energização.

Esses estudos deverão demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critério do CCPE e nos relatórios de estudos indicado em 2.1 e aos seguintes critérios e requisitos.

1.8.1 Tensão operativa A tensão eficaz entre fases de todas as barras do sistema interligado, em todas as situações de intercâmbio e cenários avaliados na configuração básica, deverá situar-se na faixa de valores listados na tabela 7. A Tabela 7 refere-se à condição operativa normal (regime permanente) e à condição operativa de emergência (contingências simples nos estudos que definiram a configuração básica). TABELA 7 TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL (KV)

Condição operativa de emergência(*) Nomina

l


500 500 a 550 475 a 550 475 a 600

345 328 a 362 311 a 362 311 a 362



1.8.2.1 Sobretensão admissível A máxima tensão em regimes permanente e dinâmico na extremidade das linhas de transmissão após manobra (energização, religamento tripolar e rejeição de carga) deverá ser compatível com a suportabilidade dos equipamentos das subestações terminais, dos isolamentos das linhas e das torres de transmissão.



A tensão dinâmica (tensão eficaz entre fases no instante imediatamente posterior à manobra dos disjuntores) e a tensão sustentada (tensão eficaz entre fases nos instantes subseqüentes) deverão situar-se na faixa de valores constante da Tabela 8. TABELA 8 Tensão eficaz entre fases admissível na extremidade das linhas de transmissão após manobra (kV)



1.8.2.2 Energização das linhas de transmissão A energização das linhas de transmissão deverá ser viável em todos os cenários avaliados na configuração básica, atendido o critério de tensão em condições operativas normais definido no item 1.8.1. Em particular, deverá ser prevista a possibilidade de energização nos dois sentidos, estando o sistema com o nível de degradação que se mostrou viável na configuração básica.


1.8.2.4 Religamento monopolar O sistema deverá prever religamento monopolar com tempo morto de 500 ms. Para a avaliação do sucesso da extinção do arco secundário, deverá ser considerada no final do período morto de 500 ms.

1.8.2.5 Rejeição de carga Deverão ser atendidas sem violação dos critérios de desempenho as situações de rejeição de carga avaliadas para a configuração básica.



1.8.4 Requisitos de interrupção para os disjuntores Os disjuntores de 500 kV e 345 kV deverão ser capazes de efetuar as seguintes operações:

• Abertura de linha em vazio: com tensão eficaz entre fases de 770 kV para os disjuntores de 500 kV e 483 kV para os disjuntores de 345 kV, à freqüência de 66 Hz, sem reacendimento do arco. Será aceito freqüência inferior a 66 Hz desde que seja comprovado por estudos de sistemas.

• Abertura do sistema em oposição de fases.



• Abertura de defeito trifásico não envolvendo terra, no barramento ou saída de linha. • Abertura de defeito quilométrico; • Abertura de corrente de curto circuito com a maior relação X/R do sistema.

Os disjuntores utilizados na manobra de reatores deverão ser adicionalmente capazes de abrir pequenas correntes indutivas.




2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA A LT 345 KV OURO PRETO - VITÓRIA

Os Estudos de Engenharia e Planejamento e documentos elaborados pelo CCPE, FURNAS e CEMIG para a linha de transmissão em 345 kV e para as Subestações de 345 kV, citados no item 4.2 do Edital de Leilão, estão relacionadas a seguir, podendo ser usados parcialmente ou integralmente, a critério e sob inteira responsabilidade da TRANSMISSORA.


2.1.1 Relatórios


CTET001-jan.de 2001 Estudo de Sistema Empreendimento Ouro Preto 2 Vitória CTET002-janeiro 2001 Estudo de Escolha de Condutores e de Transitórios

Empreendimento Ouro Preto 2 Vitória

2.1.2 Base de Dados

NºEMPRESA Arquivo

- Dados de fluxo de carga - Dados dos Estudos Transitórios


Estes relatórios são parte integrantes do Anexo 7B devendo suas recomendações serem adotadas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos na implantação das instalações.


FURNAS S/No

Características e Requisitos Básicos das Instalações Subestação Vitória

CEMIG 02.111 ER-006

Características e Requisitos Básicos das Instalações Subestação Ouro Preto 2(Terminal Sul)




2.3.1 SE Ouro Preto 2

Nº CEMIG DESCRIÇÃO 22436-ST/PL- Diagrama Unifilar Básico - Preliminar 22436-CEL-2200 Diagrama Unifilar Geral 22436-CEL-4200 Arranjo Geral 22436-CEL-2201 fls 001 a 005 Proteção e Medição Diagrama Unifilar 22436-CEL-6225 Terraplenagem 22436-CEL-6500 Fundações e Canaletas Pátio 500KV 22436-CEL-6501 Fundações e Canaletas Pátio 345KV 22436-CEL-6300 Drenagem Superficial Planta 22436-CEL-4241 Malha de Aterramento 500KV 22436-CEL-4242 Malha de Aterramento 345KV 22436-CEL-4265 Setor 500KV - Iluminação externa Planta 22436-CEL-4266 Setor 345KV - Iluminação externa Planta 22436-CEL-2203 Serviços Auxiliares Alimentação 220Vca e 440Vca 22436-CEL-2204 Serviços Auxiliares Distribuição de 220Vca 22436-CEL-2205 Serviços Auxiliares Distribuição de 440Vca 22436-CEL-2206 Serviços Auxiliares Alimentação e distribuição de

125Vcc

2.3.2 SE Vitória

Nº FURNAS DESCRIÇÃO RE0-129836 Planta Localização 369762-2-A1 Diagrama Unifilar – Projeto Básico 369761-4-A1 Pátio de Manobra Setor 345kV - Projeto Básico Planta Geral RE1-128787 Equipamento Elétrico Planta Chave setor 345kV RE1-151992 Rede de Terra Planta Setorial 345kV RE1-151991-FL1 Rede de Terra Planta Parcial Folha 1 RE1-151991-FL2 Rede de Terra Planta Parcial Folha 2 RE1-151991-FL3 Rede de Terra Planta Parcial Folha 3 RE1-151991-FL4 Rede de Terra Planta Parcial Folha 4 RE1-140225 Casa de Controle Disposição do Equipamento RE2-135121 Diagrama Unifilar de 13,8kV RE1-133810 Diagrama Unifilar de serviços Auxiliares C.A. folha 1 RE1-133810 Diagrama Unifilar de serviços Auxiliares C.A. folha 2 RE1-133810 Diagrama Unifilar de serviços Auxiliares C.A. folha 3 RE1-134698 Diagrama Unifilar de serviços Auxiliares C.C.




3.1 GERAL A TRANSMISSORA deverá implantar as INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO do LOTE B, observando a legislação e os requisitos ambientais aplicáveis.



S/No Estudo de Corredor LT 345 kV Ouro Preto 2 - Vitória










principais. • Descrição dos sistemas previstos para proteção, comando, supervisão e

telecomunicações, inclusive diagramas esquemáticos. • Descrição dos sistemas auxiliares, inclusive diagramas esquemáticos e folha de dados



Os documentos de projeto básico dos trechos de linha de transmissão deverão apresentar:




tempo de retorno de 250 anos e também com média de 10 minutos.



• Coeficiente de variação da Velocidade Máxima Anual a 10m de altura (em

porcentagem). • Coeficientes de rajadas a 10m de altura e média de 10 minutos.


• Relação de normas técnicas oficiais utilizadas. • Memorial de cálculo dos suportes. • Desenho da diretriz selecionada e suas eventuais interferências. • Desenho da faixa de passagem, clearances e distâncias de segurança. • Regulação mecânica dos cabos: características físicas, estados básicos e pressão

resultante dos ventos. • Suporte (estrutura metálica ou de concreto armado e ou especiais); • Tipos, características de aplicação e relatórios de ensaios de cargas para os suportes pré-

existentes; • Desenhos das silhuetas com as dimensões principais; • Coeficientes de segurança; • Pressões de ventos atuantes (cabos e suportes), coeficientes de arrasto, forças

resultantes e pontos de aplicação; • Esquemas de carregamentos e cargas atuantes; • Cargas resultantes nas fundações.



• Tipos de fundações: critérios de dimensionamento e desenhos dimensionais. • Cabos condutores: características. • Cabos pára-raios: características. • Cadeias de isoladores: coordenação eletromecânica, desenhos e demais

características. • Contrapeso: características, material, método e critérios de dimensionamento. • Ferragens, espaçadores e acessórios.

• Descrição, ensaios de tipo, características físicas e desenhos de fabricação. • Vibrações eólicas:

• Relatórios dos Estudos de vibração eólica e de sistemas de amortecimentos para fins de controle da fadiga dos cabos.

• Projeto do sistema de amortecimento para fins de controle da fadiga dos cabos de forma a garantir a ausência de danos aos cabos.



5 CRONOGRAMA A TRANSMISSORA deverá apresentar cronograma de implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO pertencentes a sua concessão, conforme modelos apresentados nas tabelas A e B do Anexo 7B, com a indicação de marcos intermediários, para as seguintes atividades: licenciamento ambiental, projeto básico, topografia, instalações de canteiro, fundações, montagem de torres, lançamento dos cabos condutores e instalações de equipamentos, obras civis e montagens das instalações de Transmissão e das Subestações, e comissionamento, que permitam aferir, mensalmente, o progresso das obras e assegurar a entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL no prazo máximo de 22(vinte e dois) meses.



VISTO VOL. IV - Fl. 104 de156

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO




ENERGIZAÇÃO



ASSINATURA CREA No

ENGENHEIRO REGIÃO

Edital de Leilão Nº 001/2001-ANEEL ANEXO 7B LOTE B Linha de Transmissão Ouro Preto - Vitória




DATA

Meses No


1 2 3 4 20 21 22


OBSERVAÇÕES:


ASSINATURA REGIÃO

Edital de Leilão Nº 001/2001-ANEEL ANEXO 7C - LOTE C Linha de Transmissão Itumbiara - Marimbondo


ANEXO 7C

LOTE C

LINHA DE TRANSMISSÃO 500 KV

ITUMBIARA - MARIMBONDO

CARACTERÍSTICAS E





ÍNDICE


1.1 INTRODUÇÃO...............................................................................................................................................................109 1.1.1 Descrição geral 109 1.1.2 Configuração básica 109 1.1.3 Dados de sistema utilizados 110 1.1.4 Requisitos gerais 110

1.2 LINHA DE TRANSMISSÃO ..............................................................................................................................................111 1.2.1 Indicadores elétricos 111 1.2.2 Indicadores mecânicos 113 1.2.3 Fundações 114

1.3 SUBESTAÇÕES ............................................................................................................................................................115 1.3.1 Requisitos gerais 115 1.3.2 Requisitos dos equipamentos 116

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO ................................................................................................117 1.4.1 Geral 117 1.4.2 Proteções de linhas de transmissão 118 1.4.3 Proteção para falha de disjuntor 121 1.4.4 Sistemas especiais de proteção 122

1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE.....................................................................................................................124 1.5.1 Introdução 124 1.5.2 Requisitos de supervisão e controle das instalações 124 1.5.3 Requisitos de supervisão pelo agente proprietário das subestações 129 1.5.4 Requisitos de supervisão e controle pelo ONS 130 1.5.5 Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade 133

1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL...................................................................................138 1.6.1 Aspectos gerais 138 1.6.2 Descrição funcional 138 1.6.3 Disparo do registrador digital de perturbações 139 1.6.4 Sincronização de tempo 139 1.6.5 Requisitos de compatibilidade eletromagnética 139 1.6.6 Características dos sinais de entrada e saída 139 1.6.7 Capacidade de registro de ocorrências. 140 1.6.8 Requisitos de comunicação 141

1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES A SER IMPLANTADO ......................................................142 1.7.1 Requisitos gerais 142 1.7.2 Requisitos para a teleproteção 143 1.7.3 Requisitos para canais de voz 144 1.7.4 Requisitos para transmissão de dados 144

1.8 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA ....................................................146 1.8.1 Tensão operativa 146



1.8.2 Requisitos de manobra associados às linhas de transmissão 146 1.8.3 Manobras de fechamento e abertura de secionadores e secionadores de aterramento 147 1.8.4 Requisitos de interrupção para os disjuntores 148

2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA A LT 500 KV ITUMBIARA - MARIMBONDO. 149

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ...............................................................................................149 2.1.1 Relatórios 149 2.1.2 Base de Dados 149

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES .....................................149 2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES ................................................................................................................................150

2.3.1 SE Itumbiara 150 2.3.2 SE Marimbondo 150


3.1 GERAL ......................................................................................................................................................................151 3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL............................................................................................................................151 4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS 152

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA.............................................................................................................152 4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES.........................................................................................................................152 4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO ............................................................................................................152


5 CRONOGRAMA 154

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO....................................................................................155 5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES .......................................................................................................156




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 Itumbiara - Marimbondo e instalações vinculadas, integrantes do Sistema de Transmissão da região sudeste, que interligara as Subestações Itumbiara e Marimbondo, ambas no Estado de Minas Gerais e de propriedade de FURNAS, visando reforçar o atendimento à Região Sudeste, dando-lhe maior confiabilidade. O empreendimento, objeto do Leilão, compreende a implementação das instalações listadas no subitem 1.1.2,consistindo basicamente no circuito em 500 kV Itumbiara Marimbondo, 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 7C.

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 500 kV

Origem Destino Circuito Km Itumbiara Marimbondo 1° 212

Tabela 2 Subestações

Subestação Tensão (kV) Empreendimentos principais

Itumbiara 500 1 entrada de linha sem disjuntor 1 módulo de disjuntor

Marimbondo 500 1 entrada de linha sem disjuntor 2 módulos de disjuntor

Notas: (1) Para o posicionamento dos equipamentos, consultar diagramas unifilares disponibilizados. A configuração básica supracitada e os requisitos técnicos deste Anexo 7C são os padrões de desempenho mínimo para outras soluções, as quais deverão ser demonstradas mediante justificativa técnica comprobatória. A FIGURA 1 mostra a configuração da interligação Itumbiara - Marimbondo.

Edital de Leilão Nº 001/2001-ANEEL ANEXO 7C - LOTE C Linha


1.1.3 Dados dOs dadefetuaddocume

Os dadprogrameletrom

1.1.4 RequisiO projeconformdestas,salvo on

Todas constru

É de redos eqTransmengenh

de Transmissão Itumbiara - Marimbondo

FIGURA 1 - CONFIGURAÇÃO DO SISTEMA

VOL. IV - Fl. 110 de156

e sistema utilizados os de sistema utilizados nos estudos em regimes permanente, dinâmico e transitório , os para a definição da configuração básica estão disponibilizados, conforme ntação relacionada no item 2 os relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis no formato do a digital de simulação de rede, NH2, do CEPEL e os relativos aos estudos de transitórios

agnéticos estão disponíveis no formato do programa ATP.

tos gerais to e a construção da linha de transmissão e das subestações terminais deverão estar em idade com as últimas revisões das normas da ABNT, no que for aplicável, e, na falta

com as últimas revisões das normas da IEC, ANSI ou NEC, nesta ordem de preferência, de expressamente indicado.

as condições ambientais locais necessárias à elaboração do projeto, às atividades de ção e à operação das instalações deverão ser obtidas pela TRANSMISSORA. sponsabilidade e prerrogativa da TRANSMISSORA o dimensionamento e especificação uipamentos e instalações de transmissão que compõem o Serviço Público de issão, objeto desta licitação, de forma a atender este Anexo 7C e as práticas da boa aria, bem como a política de reserva.

Edital de Leilão Nº 001/2001-ANEEL ANEXO 7C LOTE C Linha de Transmissão Itumbiara - Marimbondo




1.2.1.1 Parâmetros elétricos das linhas de transmissão A reatância longitudinal de seqüência positiva da linha deverá possibilitar a distribuição de fluxos de potência nesta linha, similares aos da alternativa de referência apresentada nos estudos.

1.2.1.2 Carregamento da linha de transmissão A linha de transmissão deverá ser capaz de suportar , em regime permanente 1900 A e durante emergência 2840 A, sem que haja violação de qualquer critério de desempenho.

1.2.1.3 Definição da flecha máxima dos condutores e dimensionamento dos cabos pára-raios No projeto de locação das estruturas e no dimensionamento dos cabos pára-raios da linha, deverão ser adotadas as seguintes condições climáticas:

• Temperatura máxima média da região; • Radiação solar máxima; • Brisa não superior a 1 m/s;


• Níveis de corrente de curto-circuito de 40 kA nas subestações; • Possibilidade de que os cabos pára-raios dos trechos de linha sejam conectados à malha


1.2.1.4 Perda Joule nos cabos condutores e pára-raios A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento da 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: 0,025 Ω/km A perda total nos cabos pára-raios não deverá ser superior ao correspondente a dois cabos contínuos de aço galvanizado EAT de diâmetro 3/8, aterrados em todas as estruturas e na malha de terra das subestações.

1.2.1.5 Desequilíbrio As linhas de transmissão deverão ter um ciclo completo de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total.

1.2.1.6 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 um desligamento/100km/ano.



(b) Isolamento a tensão máxima operativa O isolamento das linhas de transmissão à tensão máxima operativa deverá ser dimensionado considerando as características de contaminação da região conforme classificação contida na Publicação IEC 815 Guide for the selection of insulators in respect of polluted conditions.

O grau mínimo de poluição adotado deverá ser compatível com à distância de escoamento mínima de 25 mm/kV ,referido a tensão máxima fase-terra

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 - Risco Máximo de Falha a Manobras de Energização e Religamento

Risco de falha (adimensional) Manobra

Entre fase e terra Entre fases

Energização 10-3 10-4 Religamento 10-2 10-3

1.2.1.7 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 não deverão apresentar corona visual, nos cabos condutores e ferragens, para 90% da condição de tempo bom.

b) Rádio-interferência A relação sinal/ruído no limite da faixa de servidão, indicadora do nível de imunidade dos sinais de rádio (RI), deverá ser no mínimo igual a 24 dB, considerando nível mínimo de sinal referido na norma DENTEL, para 50 % das condições atmosféricas do ano.

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.

d) Campo elétrico O campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de servidão deverá ser 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.

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.



1.2.2 Indicadores mecânicos

1.2.2.1 Condições básicas para o projeto de regulação do cabo condutor • Estado básico

- Para condições de temperatura mínima, a tração axial deverá ser limitada a 33% da tração de ruptura do cabo;

- Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial deverá ser limitada a 50% da tração de ruptura do cabo;

- Para condições de vento extremo, 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 (março de 1985).

• 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 sistems 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;



• Coeficiente de rugosidade do terreno do local das medições.

O projeto mecânico da LINHA DE TRANSMISSÃO deverá ser desenvolvido segundo a IEC 826 International Eletrotechnical Comission: 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. 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.

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

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

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







1.3 SUBESTAÇÕES


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

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

As novas instalações deverão ser compatíveis com as instalações existentes e demais aspectos dos requisitos de equipamentos. Deverão ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações das subestações existentes, conforme especificado nos documentos: Características e Requisitos Básicos das Instalações Subestações Itumbiara e Marimbondo.

Nas subestações existentes, a configuração básica contempla equipamentos com características elétricas básicas similares às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos listados acima.

1.3.1.2 Arranjo de barras O arranjo utilizado nas barras de 500 kV das subestações de Itumbiara e Marimbondo é do tipo anel.

1.3.1.3 Capacidade de corrente a) Corrente em regime permanente O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos deverá considerar valor máximo de corrente para a condição de operação em regime permanente de 3150 A.

b) Capacidade de curto-circuito Os equipamentos e demais instalações deverão ser adequados para suportar nível de curto-circuito 40 kA nos barramentos dos pátios em 500 kV.

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 para a condição de operação em regime permanente

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.



1.3.1.5 Efeitos de campo a) Efeito corona Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não deverão apresentar efeito corona em 90 % da condição de tempo bom. A tensão mínima para início e fim do corona visual deverá ser de 350 kV eficaz fase terra, para os pátios em 500 kV. 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, na tensão fase-terra 550/√3kV.


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 500kV deve ser 2 ciclos.

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

Os disjuntores de 500 kV deverão ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de discrepância de pólos, acionamento monopolar e tripolar, bem como ciclo de operação compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar ou monopolar com uma única tentativa.

1.3.2.2 Secionadores, lâminas de terra e chaves de aterramento Estes equipamentos deverão atender aos requisitos das normas aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas no item 1.8.3.

As lâminas de terra e chaves de aterramento da linha de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a classe B da norma IEC 1129


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 às necessidades dos sistemas de proteção e medição.

Os transformadores de corrente deverão ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e ser próprios para instalação externa.

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

1.3.2.5 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.




1.4.1 Geral

Cada sistema de proteção, exceção feita aos barramentos, deve, obrigatoriamente, ser composto por dois conjuntos de proteção completamente independentes, quando os mesmos forem funcionalmente idênticos são identificados como:

a) Proteção principal ; e b) Proteção alternada.


Acrescenta-se a um destes dois conjuntos a proteção própria ou intrínseca de determinados equipamentos.

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 o tipo multifunção.

Todos os relés de proteção deverão utilizar tecnologia digital numérica.

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

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

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

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

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

As proteções principal e alternada (ou principal e de retaguarda) deverão ser alimentadas por bancos de baterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independentes, além de possuírem independência a nível físico de painel, fonte auxiliar e todo e qualquer recurso que estas 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 principal e de retaguarda) deverão ser obtidas de núcleos de transformadores de corrente e secundários de transformadores de potencial diferentes.

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

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



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

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 necessários e suficientes para a deteção e eliminação de todos os tipos de faltas (envolvendo ou não impedância de faltas) e outras condições anormais de operação nas linhas de transmissão, realizando a discriminação entre faltas internas e externas à linha protegida

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


Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio deverá ser prevista a possibilidade de religamento em qualquer dos dois disjuntores associados à linha. A colocação ou retirada de serviço, seleção do tipo de religamento e o disjuntor a religar deverá ser realizada por meio de chave seletora e/ou do sistema de supervisão e controle da subestação.



A proteção a ser fornecida deverá ter meios para, opcionalmente, realizar somente o religamento automático quando da ocorrência de curtoscircuitos internos fase-terra.

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.

A colocação/retirada de serviço, seleção do tipo de religamento e o disjuntor a religar, nas barras com arranjo disjuntor e meio, deverá ser realizada através de chave seletora e/ou do sistema de supervisão e controle da subestação

1.4.2.1.2 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, falhas em barras, falhas em disjuntores, recepção de transferência de disparo direto do terminal remoto, atuação das proteções de sobretensão e proteções de disparo por perda de sincronismo e, quando for o caso, por atuações das proteções dos reatores de linha ou transformadores.



Qualquer um dos terminais da linha de transmissão poderá ser selecionado para ser o primeiro terminal a religar (LÍDER), e deverá religar após transcorrido o tempo morto. O outro terminal (SEGUIDOR) deverá ser religado através de um relé verificador de sincronismo. Para permitir a seleção do terminal que será religado em primeiro lugar, ambos os terminais deverão ser equipados com esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo.

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

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

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

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

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

• barra viva - linha morta; • barra morta - linha viva; • barra viva linha viva; • barra morta - linha morta.

1.4.2.2 Proteções Principal e Alternada Cada terminal de linha deve ser equipado com dois conjuntos independentes de proteção do tipo proteção principal e proteção alternada, totalmente redundante, cada um deles provendo completa proteção primária e de retaguarda, ambas adequadas para a proteção da LT em que for instalada, considerando ou não a utilização de compensação série.

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

O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas, incluindo o tempo de abertura dos disjuntores de todos os terminais da linha não deve exceder a 100ms.



As proteções de retaguarda, integrantes dos sistemas de proteção principal e alternada devem ser gradativas, compostas por relés de distância ou funções incluídas na proteção principal/alternada para defeitos entre fases e fase-terra (21/21N), com pelo menos 3 zonas de proteção da direção direta e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N) com unidades instantânea e temporizada.

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.







• Transferência de disparo permissivo por subalcance (PUTT); • Transferência de disparo permissivo por sobrealcance (POTT); • Bloqueio por comparação direcional (DCB); • Transferência de disparo direta (DTT); • Esquema híbrido (POTT, weak-infeed, echo).

A teleproteção deve atender aos seguintes requisitos, cujos requisitos de telecomunicação, incluindo o número mínimo de canais estão descritos no item 1.7.2.

• 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 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 permanece energizado quando a respectiva chave isoladora estiver aberta (linha fora de serviço), estando o(s) disjuntor(es) da linha fechado(s) (stub bus).



As proteções Principal e Alternada devem incluir 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 1,1 a 1,6 Vnom.



1.4.3 Proteção para falha de disjuntor Cada disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor, consistindo de relés detetores de corrente, temporizadores e relés de bloqueio, com as seguintes características: a) Partida pela atuação de todas as proteções que atuam no mesmo; b) Promover um novo comando de abertura no disjuntor (retrip), antes de atuar no relé de bloqueio; c) Comandar, por atuação do relé de bloqueio, a abertura e bloqueio de fechamento de todos os disjuntores necessários à eliminação da falta, em caso de recusa de abertura do disjuntor; d) Possuir sensores de sobrecorrente de fases e terra, ajustáveis, de alta relação operação/desoperação e temporizadores ajustáveis.

O tempo total para a eliminação de faltas pela proteção para falha de disjuntores não deve ser superior a 250 ms para os disjuntores de 500kV. Em ambos os casos, estes tempos máximos devem incluir os tempos de operação dos relés, dos relés auxiliares e de abertura dos disjuntores.

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



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

Nas subestações existentes, a proteção de falha de disjuntor deverá ser dedicada e possibilitar a integração aos esquemas de falha de disjuntores existentes. Os sensores de sobrecorrente devem ser ajustáveis na faixa de (0,1 a 2,0) x I n, e o temporizador na faixa 0 a 0,5s.

No caso de barramentos com configuração variável por manobra de chaves secionadoras, a proteção para falha de disjuntor deve ser seletiva para todas as configurações, de modo a desligar apenas a seção de barra necessária ao isolamento do disjuntor em falta.

1.4.4 Sistemas especiais de proteção

1.4.4.1 Esquema de controle de emergência (ECE) O ECE deverá ser implementado nas Unidades de Controle de Emergência (UCE). As Unidades de Controle de Emergência são Unidades de Controle Digital (UCD) específicas para processar o Esquema de Controle de Emergência (ECE) da rede de 500 kV de FURNAS.

Deverá existir um ECE para cada subestação que possua LT´s de 500 kV. Para implantar o ECE a TRANSMISSORA deverá utilizar tantas UCE´s quantas forem necessárias.

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

• As UCE´s deverão ser funcionalmente independentes das demais unidades do Sistema de Proteção Controle e Supervisão (SPCS) no que diz respeito ao desempenho das suas funções. Estas unidades deverão estar conectadas à Via de dados (VDD) somente para enviar e receber informações que deverão ser exibidas nas Unidades de Supervisão e Operação (USO) das subestações e dos Centros de Operação;

• Os ECE´s das subestações deverão estar diretamente conectados entre si e com os ECE´s hoje existentes no sistema FURNAS. Cada ECE deverá ser dotado de um mínimo de cinco portas seriais padrão RS-232C com Protocolo de Comunicação IEC-870-5-101 encapsulado em TCP-IP;

• Esta conexão deverá ser dedicada à função (ECE) e deverá atender os seguintes requisitos de tempo de resposta: - O tempo máximo (total) estimado para tomada de decisão de um ECE de

determinada Subestação em função da alteração de entradas digitais e/ou violação dos limites estabelecidos para as funções supervisionadas ocorridos em outra Subestação, incluídos os tempos de comunicação, deverá ser menor ou igual a 100 ms;

- Dentro de um mesmo ECE (mesma Subestação) o tempo de atuação deverá ser menor ou igual a 20 ms;

• Caso a UCD proposta para o ECE não consiga desempenhar as funções especificadas a seguir, a TRANSMISSORA deverá instalar os relés de proteção em quantidade e tipo necessários e suficientes para cumprir estas funções. Conforme citado anteriormente estes relés deverão também ser exclusivos para a função ECE não podendo ser compartilhados com o SPCS.

As seguintes funções deverão ser desempenhadas pelas UCE´s: • Função Direcional de Potência:

- Atuação trifásica ou por fase; - Curva característica de tempo inversa; - Possibilidade de inversão da direcionalidade;



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

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

- Interface com fibra óptica. • Função de Sub e Sobretensão (para as barras):

- Atuação por fase; - Característica de tempo definido; - Ajuste contínuo da função 27 na faixa de 0.3 a 0.8 da tensão nominal e da função 59

de 1,1 a 1,5 da tensão nominal; - Exatidão melhor que 2%; - Relação Pick Up / Drop Out maior do que 0,98; - Interface com fibra óptica.

• Função de Sub e Sobrefrequência - Possuir 04 estágios de frequência independentes; - Faixa de ajuste mínima para cada estágio de operação: de 50 a 70 Hz, ajustável em

intervalos de 0,01 Hz; - Exatidão de +/- 0,005 Hz do valor ajustado; - A operação da unidade deverá ser bloqueada por subtensão, ajustável de 40% a

80% da tensão nominal; - Cada unidade deverá ser fornecida com funções para alarme e desligamento; - A atuação dessa unidade só deverá ser possível após um período de avaliação não

inferior a 3 ciclos, de forma a eliminar eventuais atuações indevidas devido à componente aperiódica ou outros transitórios na onda de tensão;

- tempo máximo de rearme dessa unidade deverá ser de 50 milissegundos; - erro máximo admissível para cada temporizador será de +/- 5%; - Circuitos de medição e saída independentes por estágios de atuação.

1.4.4.2 Esquema de controle de segurança (ECS) As Subestações de Itumbiara e Marimbondo estarão integradas ao Esquema de Controle e Segurança (ECS) para o Sistema Elétrico da Região Sudeste Brasileira. Deverão ser disponibilizados os seguintes dados para ligação aos CLPs do sistema:

• Entradas analógicas: - Fluxo de potência ativa em todas as linhas de transmissão, geradores e

transformadores; - Tensão em todas as seções de barramento.

• Entradas digitais: - Indicação de estado com dois contatos de disjuntores, chaves secionadoras, chaves

de seleção de corte dos geradores (para usinas); - Indicação da atuação da proteção;

• Saídas de controle: - Dois contatos para comando de abertura por disjuntor.




1.5.1 Introdução Este item descreve os requisitos de supervisão e controle que deverão ser disponibilizados para que seja assegurada a plena integração da supervisão e controle dos novos equipamentos à supervisão dos equipamentos existentes, garantindo-se, com isto, uma operação segura e com qualidade do sistema elétrico interligado. Assim, é de responsabilidade da TRANSMISSORA a aquisição e instalação de todos os equipamentos, software e serviços necessários para a implementação dos requisitos especificados neste item e para a implementação dos recursos de telecomunicações, cujos requisitos são descritos em item a parte.

Os requisitos de supervisão e controle foram divididos em: • Requisitos de supervisão e controle das instalações, detalhados em:

- Requisitos gerais; - Elenco de informações a serem supervisionadas.

• Requisitos de supervisão pelo Agente proprietário das subestações existentes • Requisitos de supervisão e controle pelo ONS, divididos em:

- Requisitos básicos de supervisão, normalmente atendidos por um SSCL (sistema de supervisão e controle local) ou UTR (Unidade Terminal Remota) convencional:

- Arquitetura da interconexão com o ONS; - Requisitos para o cadastramento dos equipamentos.


1.5.2.1 Requisitos gerais A LT 500 kV Itumbiara - Marimbondo envolve a instalação de um conjunto de equipamentos que inclui entradas de linhas, entre outros, em subestações existentes e pertencentes à FURNAS.

Em função disto, todos os equipamentos a serem instalados pela TRANSMISSORA, nas subestações existentes, devem ser supervisionados a nível local segundo a filosofia adotada pela empresa proprietária de tais subestações, devendo esta supervisão ser devidamente integrada aos sistemas de supervisão e controle já instalados nestas subestações e atender aos requisitos aqui apresentados.

Os requisitos básicos destes sistemas de supervisão e controle estão definidos nos documentos Características e Requisitos Básicos das Instalações, referentes às subestações Itumbiara e Marimbondo, ambas de FURNAS.

Em adição a supervisão local, os equipamentos elétricos devem permitir a supervisão remota pelos seguintes Centros de Operação:

• Centros do Agente proprietário das Subestações de Itumbiara e Marimbondo - Centro Regional Goiás, CTRG, de FURNAS(no caso da SE Itumbiara) - Centro Regional Minas, CTRM, de FURNAS(no caso da SE Marimbondo)

• Centro do ONS: - Centro Regional de Operação Sudeste, COSR-SE, localizado no Rio de Janeiro - RJ

Assim sendo, o atendimento aos requisitos de supervisão e controle requererá a instalação de sistemas de supervisão nas instalações para:

• A aquisição das informações necessárias à supervisão e controle local dos equipamentos a serem implantados;



• Nas subestações existentes, integração com os Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) instalados por FURNAS, visando a troca de informações;

• Interconexão ao Centro do ONS conforme estabelecido no item Requisitos de Supervisão e Controle pelo ONS e utilizando-se o protocolo IEC 870-5-101.

• Interconexão aos Centros Regionais de FURNAS, conforme indicado no item Requisitos de supervisão pelo agente proprietário das subestações. Estas interconexões devem ser feitas utilizando o protocolo já implementado nestes centros.

Os protocolos adotados para comunicação com os centros de operação (ONS e FURNAS) devem ser configurados conforme determinado por estes Agentes.

Adicionalmente, esta configuração deve permitir a tais centros identificar o estado operacional dos sistemas de supervisão da TRANSMISSORA instalados nas subestações. Estas informações serão modeladas como indicações de estado nas bases de dados destes centros de operação.

Nota Importante: No caso de interposição de um centro de operação, neste edital denominado de concentrador de dados, na rota de comunicação com algum dos centros de operação de FURNAS ou ONS, a configuração do protocolo deve permitir que tais centros identifiquem o estado operacional do concentrador e, adicionalmente, o concentrador de dados deve ser capaz de identificar o estado operacional de todos os sistemas hierarquicamente a ele subordinados e transferir estas informações para os correspondentes centros, conforme o caso.

Deverão ser efetuadas, às custas da TRANSMISSORA, as modificações de hardware e software e demais serviços necessários nos Sistemas Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) instalados por FURNAS nas subestações, para permitir a completa supervisão dos equipamentos elétricos a partir das interfaces homem máquina (IHMs) existentes nas salas de controle local das subestações. A quantidade e tipos de pontos supervisionados deverão ser similares ao dos sistemas existentes.

Também é requerido que a TRANSMISSORA seja responsável pela instalação e operacionalização de todos os equipamentos e sistemas necessários para viabilizar a conexão com os centros de operação aqui citados. Como requer-se que a interface entre os equipamentos da TRANSMISSORA e os citados centros seja a entrada digital dos computadores de comunicação dos mesmos, isto inclui a instalação de sistemas de comunicação, de modems e/ou roteadores em todos os terminais das conexões de dados.

Alternativamente à instalação de novos recursos de supervisão e controle, a TRANSMISSORA, mediante prévio acordo com as empresas proprietárias das instalações existentes, poderá optar pela expansão dos recursos de supervisão e controle disponíveis, desde que atendidos todos os requisitos especificados neste item de Sistemas de Supervisão e Controle e no de Requisitos Técnicos do Sistema de Telecomunicações a ser Implantado.

1.5.2.2 Elenco de informações a serem supervisionadas Como requisito geral de supervisão e controle, deverão ser supervisionados todos os equipamentos da TRANSMISSORA que venham a ser instalados nas Subestações Itumbiara e Marimbondo. As informações coletadas nestas subestações deverão ser transferidas para os centros de operação indicados neste edital conforme abaixo especificado: a) Telemedições

• Todas as medições deverão ser feitas de forma individualizada e transferidas periodicamente aos centros de operação;




• As seguintes medições deverão ser coletadas e transferidas para os centros de operação: - Módulo de tensão fase-fase em kV em todas as entradas de linha( uma medição por

entrada de linha, por exemplo Vab); - Potência trifásica ativa em MW e reativa em MVAr em todas as entradas de linha; - Corrente de uma das fase em Ampère em todos os terminais de linha de

transmissão( por exemplo Ia); - Freqüência em Hz de uma das fases em todos os barramentos envolvidos;

• Todas as medições de tensão devem ter uma exatidão mínima de 1% e as demais de 1,5%. Tal exatidão deve englobar toda a cadeia de equipamentos utilizados, tais como: transformadores de corrente, de tensão, transdutores, conversores analógico/digital, etc.

b) Indicação de estado • Todas as indicações de estado deverão ser coletadas com selo de tempo com exatidão de 1

ms e reportadas por exceção aos centros de operação; • O selo de tempo a ser transmitido aos centros de operação indicados neste edital deverá ser

aquele definido quando da aquisição do dado pela unidade de aquisição e controle (UAC), não sendo aceitável sua posterior alteração.

• Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem estar aptos a responder a varreduras de integridade feitas pelos centros a ele conectados ( ONS e FURNAS) que podem ser cíclicas, com período parametrizável, tipicamente a cada 5 minutos, ou por evento, como por exemplo uma reinicialização dos recursos de supervisão e controle dos centros ou então sob demanda;

• Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de identificar e armazenar o selo de tempo das indicações de estado com uma resolução melhor que 1 milissegundo entre eventos;

• Os relés de interposição deverão ser compatíveis com a resolução acima especificada; • As seguintes indicações de estado deverão ser coletadas e transferidas para os centros de

operação: - Posição de todas as chaves e disjuntores utilizados para a conexão de todos os


linhas de transmissão, transformadores, reatores, capacitores série, etc; - Relés de bloqueio;

c) Cada unidade de aquisição e controle (UAC) deverá ter um relógio e calendário interno para prover precisamente o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cada operação de registro de variação de estado. Estes relógios internos devem possuir circuitos de sincronismo a partir de um sinal com data absoluta obtida de um sistema GPS, sistema este que deve ser instalado em cada subestação, de forma a garantir que a supervisão e controle das diversas instalações seja feita dentro de uma mesma base de tempo. O sistema deverá ser projetado de forma que a exatidão seja melhor que 1 milissegundo.

d) Todas as telemedições e indicações de estado deverão ter indicadores de qualidade do dado relativos à coleta do dado e relativo às condições de supervisão local (dado inválido na origem, dado sem atualização na última varredura da remota, etc).

e) Todas as informações transferidas aos centros de operação dos Agentes citados neste item de sistemas de supervisão e controle devem ser dados brutos, conforme coletados a partir de transdutores ou relés de interposição, isto é, sem processamento prévio, exceto quando explicitamente acordado, caso a caso, com algum destes Agentes. Nestes casos, os indicadores de qualidade deverão incluir pelo menos:



• Indicação de entrada manual pelo operador da instalação ou do centro de operação da TRANSMISSORA, conforme apropriado;

• Indicação de ponto desativado pelo operador da instalação ou do centro de operação da TRANSMISSORA, conforme apropriado.

f) Informações para o seqüenciamento de eventos:

• Resolução Os sistemas de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de armazenar informações para o seqüenciamento de eventos com uma resolução entre eventos melhor que 1 milissegundo. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento também deverá ser melhor que 1 milissegundo, devendo ser considerados todos os tipos de atuação a serem definidos durante execução do projeto executivo.

• Conjunto de Informações Sempre que existente, as informações indicadas abaixo, armazenadas pelos sistemas de supervisão e controle das instalações, deverão ser transferidas ao COSR-SE, e CTRG ou CTRM, conforme aplicável, contendo o instante da atuação do evento, sendo que pontos adicionais poderão ser incluídos durante desenvolvimento do projeto executivo:

- Linha de Transmissão: º Partida da proteção de fase principal por fase; º Trip da proteção de fase principal; º Partida da proteção de fase suplementar por fase; º Trip da proteção de fase suplementar; º Partida da proteção de terra principal por fase; º Trip da proteção de terra principal; º Partida da proteção de terra suplementar por fase; º Trip da proteção de terra suplementar; º Partida do religamento automático; º Atuação do esquema de falha dos disjuntores; º Trip por sobretensão; º Bloqueio por oscilação de potência; º Trip por oscilação de potência; º Teleproteção, transmissão de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo; º Teleproteção, transmissão de transfer-trip; º Teleproteção, recepção de desbloqueio/bloqueio ou sinal permissivo; º Teleproteção, recepção de transfer-trip; º Bloqueio por falha de fusível; º Atuação tempo 2ª zona; º Atuação tempo 3ª zona; º Atuação tempo 4ª zona; º Bloqueio por falha de fusível; º Sobrecorrente direcional temporizado; º Sobrecorrente direcional instantâneo; º Atuação do relé de bloqueio.



- Barramento • Proteção de subfreqüência; • Proteção de sobretensão; • Proteção de subtensão; • Atuação do relé de bloqueio.

- Disjuntor º Indicação de posição; º Falta de alimentação nos circuitos de abertura e fechamento; º Atuação da proteção de discordância de pólos; º Fechamento bloqueado; º Abertura bloqueada; º Fechamento automático por mínima pressão sistema de isolação; º Baixa pressão sistema de extinção de arco (1º ao 3º estágio); º Baixa pressão sistema de acionamento (1º ao 3º estágio); º Recarga de ar insuficiente; º Falha do disjuntor; º Sobrecarga do disjuntor central; º Atuação do relé de bloqueio.


g) Idade do dado:

• Define-se como idade máxima do dado o tempo máximo decorrido entre o instante de ocorrência de seu valor na instalação (processo) e sua recepção nos centros de operação do ONS e FURNAS.


• A idade máxima de um dado coletado periodicamente (por varredura) deve ser inferior à soma do tempo de varredura do mesmo adicionado de: - 2 segundos em média; - 5 segundos no máximo.


• Estes requisitos não se aplicam à transmissão das informações de seqüência de eventos. h) Banda morta:

Dependendo do protocolo de comunicações adotado, as informações analógicas poderão ser reportadas por exceção aos centros de operação aqui indicados. Nestes casos, o valor adotado para a banda morta utilizada no processo de filtragem deve ser definida de comum acordo entre o Agente proprietário do centro (ONS e FURNAS ) e a Empresa TRANSMISSORA. Na falta de um acordo, o valor da banda morta deverá ser 0 (zero).



1.5.3 Requisitos de supervisão pelo agente proprietário das subestações A TRANSMISSORA deve prover aos centros regionais do Agente proprietário das subestações existentes a supervisão remota dos equipamentos que venham a ser instalados conforme requisitos apresentados no sub-ítem Elenco de Informações a serem Supervisionadas, aplicados de acordo com os seguintes critérios:

• Supervisão pelo Centro Regional Goiás, CTRG, de FURNAS; - Subestação Itumbiara;

• Supervisão pelo Centro Regional Minas, CTRM, de FURNAS; - Subestação Marimbondo.

A figura a seguir apresenta uma visão simplificada dos requisitos de supervisão das subestações (instalações) objeto deste edital pelos centros regionais de FURNAS Foi aqui colocada com objetivo meramente ilustrativo, no intuito de dar uma visão gráfica dos requisitos especificados no texto deste edital.

Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com o Centro do Agente proprietário das subestações (instalações) poderá se dar através de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos neste item, Sistemas de Supervisão e Controle. Neste edital, este centro é genericamente chamado de concentrador de dados. Neste caso, a estrutura de centros apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e o centro de FURNAS, portanto, incluído no objeto desta licitação. A figura a seguir ilustra uma possível configuração.

CTRG1

Legenda: 1) Centros de Operação utilizados pelo Agente proprietário das subestações: CTRG Centro Regional Goiás, de FURNAS CTRM Centro Regional Minas, de FURNAS 2) Ampliações de supervisão e controle em subestações existentes: MGUSIM Recursos de supervisão e controle na subestação Itumbiara MGUSMR Recursos de supervisão e controle na subestação Marimbondo 3) Recursos de supervisão e controle existentes nas subestações.

MGUSIM2 MGUSMR2

MGUSMR3


Recursos existentes MGUSIM3

CTRM1




1.5.4.1 Requisitos básicos para a supervisão dos equipamentos Os recursos básicos para a supervisão dos equipamentos que devem ser disponibilizados ao ONS estão descritos no item Elenco de Informações a serem Supervisionadas e abrangem:

• Telemedições com varredura de 4 segundos, período este parametrizável; • Indicações de estado reportadas por exceção e com ciclo de integridade, também


1.5.4.2 Arquitetura da Interconexão com o ONS A supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico, estando hoje, na região de Itumbiara e Marimbondo, estruturada em um sistema hierárquico com sistemas de supervisão e controle instalados nos seguintes centros de operação do ONS:

• Centro Regional de Operação Sudeste COSR-SE; • Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico - CNOS.

Esta estrutura é simplificadamente apresentada, para fins meramente ilustrativos, na figura a seguir, sendo que a TRANSMISSORA deverá prover as interconexões de dados entre o centro de operação do ONS(exceto o CNOS) e cada um dos sistemas de supervisão das subestações envolvidas, devidamente integrados aos existentes.

MGUSIM MGUSMR


Recursos existentes

MGUSMR

CTRG


CD Concentrador de dados, nome genérico dado para um sistema de supervisão e controle que se interponha entre as instalações e os Centros de FURNAS.

MGUSIM

CD1

CTRM



Observa-se na figura acima que a interconexão com os Centros do ONS se dá através de interligações de dados entre:

- COSR-SE e subestação Itumbiara - COSR-SE e subestação Marimbondo

Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com o COSR-SE do ONS, poderá se dar através de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde que sejam atendidos os requisitos descritos neste item, Sistemas de Supervisão e Controle e no de Requisitos Técnicos do Sistema de Telecomunicações a ser Implantado. Neste edital, este centro é genericamente chamado de concentrador de dados. Neste caso, a estrutura de centros apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e o COSR-SE do ONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação. A figura a seguir ilustra uma possível configuração.

CNOS1

Legenda: 1) Centros de Operação utilizados pelo ONS:

a) CNOS Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico; b) COSR-SE Centro Regional de Operação Sudeste.

2) Ampliação de supervisão e controle em subestações existentes: a) MGUSIM Recursos de supervisão e controle na subestação

Itumbiara b) MGUSMR Recursos de supervisão e controle na subestação

Marimbondo. 3) Recursos de supervisão e controle existentes nas subestações


COSR-SE1

MGUSIM³ MGUSMR³

Recursos existentes

MGUSIM2 MGUSMR2



1.5.4.3 Requisitos para o cadastramento dos eAs informações cadastrais de todos osencaminhadas ao mesmo com no míEstas informações devem incluir:

• Parâmetros descritivos de linsuscetância da mesma, segunpotência máxima em MVA e a l

• diagramas unifilares de operaçinstalação;

• diagramas com a localizaçãtelessinalização e controle de c

• Todos os diagramas deverão importação e exportação a ser p

• Relação, compatível com os rpontos de medição, telessinaliinterconexões) como o sistemacom o protocolo adotado para ade dados, se utilizados;

• No caso de interligações de permitam a conversão para valo

• Sempre que aplicável, limites dsupervisionados.

CNOS

1) Em adição às siglas dCD Concentrador d

de supervisão e controlcentros do ONS


MGUSIM

Recursos existentes

MGUSIM

COSR-SE

VOL. IV - Fl. 132 de156

quipamentos equipamentos que serão operados pelo ONS deverão ser nimo 3 meses de antecedência da entrada em operação.

has de transmissão, incluindo-se impedância série e a do o modelo π, bem com a corrente máxima em ampère, a atitude e longitude de cada instalação e das torres de linha; ão com a identificação de todos os equipamentos de cada

o da posição exata de todos os pontos de medição, ada instalação; ser fornecidos em papel e meio magnético, num padrão de reviamente acordado entre a TRANSMISSORA e o ONS; equisitos de supervisão e controle aqui apresentados, dos zação, controle, e SOE que trafegarão na interconexão (ou de supervisão e controle do ONS, num formato compatível interconexão e organizada por SSCL/UTR e concentradores

dados direta com UTRs, e se aplicável, parâmetros que res de engenharia dos dados enviados para o Centro; e escala, superior e inferior, para todos os pontos analógicos

CD1

MGUSMR

Legenda: a figura anterior, utilizou-se: e dados, nome genérico dado para um sistema e que se interponha entre as instalações e os

MGUSMR



1.5.5 Requisitos de disponibilidade e avaliação de qualidade

1.5.5.1 Geral Os recursos de supervisão e controle providos pela TRANSMISSORA para atender aos requisitos apresentados neste edital deverão ter sua disponibilidade e qualidade medida de acordo com os conceitos e critérios a seguir estabelecidos.

A avaliação destes recursos será feita por ponto de medição ou de controle e com base na sua disponibilidade/qualidade vista pelos centros citados neste edital. Assim, serão avaliados, não só os equipamentos de captação de dados nas instalações, como também todos os sistemas que se interponham entre tais equipamentos e o sistema computacional dos referidos centros, incluindo o sistema de comunicação e os equipamentos de interfaceamento com os computadores de comunicação (por exemplo modems).

A avaliação por recurso de supervisão e controle permitirá observar tanto telemedições e indicações de estado quanto o estado operacional de unidades terminais remotas, sistemas de supervisão e controle local e concentradores de dados, uma vez que o estado operacional de tais equipamentos serão recebidos pelos Centros como indicações de estado.

Adicionalmente serão calculados índices agregados que darão uma visão geral da disponibilidade e da qualidade dos recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA.

1.5.5.2 Conceito de Indisponibilidade de Recursos de Supervisão e Controle Uma informação de qualquer dos tipos especificados neste edital é dita indisponível para qualquer um dos centros sempre que:

• O indicador de qualidade recebido junto com a informação indicar qualquer anormalidade, como por exemplo: - Informação desativada na origem (instalação); - Informação inválida na origem; - Informação não atualizada; Notas: 1) Este caso não será considerado se o equipamento elétrico associado ao ponto estiver em manutenção ou fora de operação por necessidades operativas e a TRANSMISSORA utilizar um destes indicadores, tipicamente desativado na origem, para sinalizar o fato. 2) O indicador de qualidade Manual não caracteriza uma informação como indisponível e sim com baixa qualidade, conforme descrito no item Conceito de Qualidade dos Recursos de Supervisão e Controle.

• Uma informação analógica violar um dos seus respectivos limites de escala; • Uma informação de sinalização de estado estiver inconsistente.

Todos os pontos de SOE de um sistema de supervisão e controle ou de uma unidade terminal remota são ditos indisponíveis quando ocorrer um evento que deve disparar o registro seqüencial e o mesmo não for feito.

Um ponto de SOE é dito indisponível sempre que o mesmo deixar de ser reportado.

Todos os pontos subordinados a um sistema de supervisão e controle de uma instalação serão declarados indisponíveis sempre que ocorrer ausência de resposta de tal sistema às solicitações do(s) centro(s) ou de um concentrador de dados, se utilizado. Adicionalmente, no caso de utilização de concentradores de dados, todos os pontos subordinados ao concentrador serão declarados indisponíveis quando o mesmo deixar de responder às solicitações de qualquer um dos centros de operação citados neste edital.

Qualquer ponto é dito indisponível, sempre que o mesmo estiver em manutenção.



1.5.5.3 Conceito de qualidade dos recursos de supervisão e controle Uma informação de qualquer dos tipos especificados neste edital é dita violando os critérios de qualidade quando:

• O indicador de qualidade sinalizar informação sob entrada manual pelo operador da Transmissora (se houver);

• Violar o requisito de idade do dado; • No caso de informações analógicas, violar o requisito de exatidão; • No caso de informações de selo de tempo, violar o requisito de exatidão.

1.5.5.4 Indicadores

1.5.5.4.1 Disponibilidade por recurso de supervisão e controle [Di] Caracterização:

• Abreviatura: Di • Objetivo: Avaliar, percentualmente, o tempo em que um determinado recurso de supervisão

e controle i, provido pela TRANSMISSORA e liberado para a operação, esteve disponível para os centros de operação, no período de observação.

• Período de observação: Mensal • Unidade dimensional: Percentual • Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle • Agregação: Mensal, por recurso de supervisão e controle por centro de operação • Critério de disponibilidade:

- Para recursos associados a telemedições, sinalizações de estado e seqüência de eventos, unidades terminais remotas e sistemas de supervisão e controle local: O valor mínimo aceitável é de 97,5%, em base mensal;


• Dados necessários: Conforme equação • Equação:

Di = ( T - TIi ) / T ) X 100 Onde:

Di : Índice de disponibilidade do recurso i; T: Tempo total em minutos do período de observação; TIi: Soma dos períodos em que o ponto i ficou indisponível durante o tempo total T;

1.5.5.4.2 Disponibilidade dos recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA [DRSj] Caracterização:

• Abreviatura: DRSj • Objetivo: Avaliar, percentualmente, a disponibilidade média dos recursos de supervisão e

controle fornecidos pela TRANSMISSORA para a operação de determinado centro de operação j, no período de observação

• Período de observação: Mensal • Unidade dimensional: Percentual • Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle • Agregação: Mensal e por centro de operação



• Critério de disponibilidade: O valor mínimo aceitável é de 98,5%, em base mensal • Dados necessários: Conforme equação • Equação:

ΣΣΣΣTij DRSj = X 100 T X NPRSj


T para um determinado centro j; Nota: Tij = (T – TIij)

Onde: a) TIij: Soma dos períodos em que o ponto i ficou indisponível durante o

tempo total, visto pelo centro j b) NPRSj: Número total de recursos de supervisão e controle da


1.5.5.4.3 Qualidade por recurso de supervisão e controle [Qi] Caracterização:

• Abreviatura: Qi • Objetivo: Avaliar, percentualmente, o tempo em que um determinado recurso de supervisão

e controle i, provido pela TRANSMISSORA, não violou o conceito de qualidade, no período de observação.

• Período de observação: Mensal • Unidade dimensional: Percentual • Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle • Agregação: Mensal, por recurso de supervisão e controle e por centro de operação • Critério de qualidade: O valor mínimo aceitável é de 97,5%, em base mensal; • Dados necessários: Conforme equação • Equação:

Qi = ( Tq - Tnqi ) / Tq ) X 100 Onde:

c) Qi : Índice de qualidade do recurso i; d) Tq: Tempo total em minutos do período de observação; e) Tnqi: Soma dos períodos em que o ponto i não atendeu ao conceito de


1.5.5.4.4 Qualidade dos recursos de supervisão e controle da TRANSMISSORA [QRSj] Caracterização:

• Abreviatura: QRSj

• Objetivo: Avaliar, percentualmente, a média dos tempos em que os recursos de supervisão e controle fornecidos pela TRANSMISSORA para a operação de determinado centro de operação j, não violaram o conceito de qualidade, no período de observação;

• Período de observação: Mensal • Unidade dimensional: Percentual • Natureza: Sistemas de Supervisão e Controle



• Agregação: Mensal e por centro de operação • Critério de qualidade: O valor mínimo aceitável é de 98,5%, em base mensal • Dados necessários: Conforme equação • Equação: ΣΣΣΣTqij

QRSj = X 100 Tq X NPRSqj

Onde: - Tq: Tempo total em minutos do período de apuração; - Tqij: Soma dos períodos em que o recurso i atendeu ao conceito de qualidade





1.5.5.5 Relatórios de análise e de avaliação da disponibilidade dOs centros de operação que receberão as informadisponibilidade e qualidade dos recursos de supervisconformidade nas seguintes situações:

• Qualquer um dos indicadores especificados for definido neste edital;

• Ocorra perda de mais 30 por cento dos recursTRANSMISSORA por um período maior ou igual

• Durante uma perturbação de vulto na Rede de Bácontrole local da TRANSMISSORA saírem de algum concentrador de dados da TRANSMISSOR

Pelo acima exposto, existirão dois tipos de relatórios: • Relatório de Avaliação de Disponibilidade e Qual

disponibilidade e/ou qualidade for violado. • Relatório de Ocorrência: Emitido nos demais caso

Recurso k


98,5%

97,5%

Recurso l Recurso m

Disponibilidade /Qualidade média DRS/QRS

VOL. IV - Fl. 136 de156

os recursos de supervisão e controle ções da TRANSMISSORA avaliarão a

ão e controle, emitindo relatórios de não

inferior, no mês, ao correspondente critério

os de supervisão e controle providos pela à 1 hora; sica, um ou mais sistemas de supervisão e

serviço ou se perder a comunicação com A, caso utilizado.

idade: Emitido sempre que algum critério de

s.

DisponibilidadeD/QualidadeQ mínima




1.5.5.6 Publicação dos relatórios de disponibilidade, qualidade e acionamento da TRANSMISSORA Os relatórios finais devem ser emitidos com base nos relatórios elaborados pelos Agentes proprietários dos centros de operação e após eqüalização com a TRANSMISSORA e incluindo, se for o caso, recomendações para a correção de eventual anomalia. Nos casos em que houver violação dos critérios especificados neste edital, o Agente proprietário do centro de operação enviará os relatórios à ANEEL para a tomada das providências cabíveis, definidas em função da legislação vigente e dos contratos firmados com a TRANSMISSORA.




1.6.1 Aspectos gerais Os registradores digitais de perturbações (RDP) devem ser do tipo stand alone , independentes dos demais sistemas de proteção e supervisão/controle local existentes na instalação, mesmo que estes sejam capazes de fornecer registros oscilográficos. Devem contemplar as seguintes funções: a. Aquisição e armazenamento de dados relativos a correntes e tensões (canais analógicos); b. Aquisição e armazenamento de sinais digitais (canais digitais); c. Localização de faltas em LT; d. Comunicação independente para o acesso remoto aos dados.


Os sistemas de oscilografia existentes devem ser expandidos para os vãos acrescidos, ou a instalação de novos RDP, para os novos vãos, que deverão ser integrados aos sistemas de oscilografia existentes.


1.6.2 Descrição funcional Para realizar as funções de registro de perturbações, as grandezas elétricas (tensão e corrente) e os sinais digitais devem ser amostrados em intervalos de tempo regulares atendendo aos requisitos de resposta de freqüência conforme especificados, convertidas para a forma digital e armazenadas em memória.

Em situação normal, o RDP deve permanecer monitorando continuamente as grandezas analógicas e digitais. As amostras mais antigas devem ser sucessivamente recobertas por amostras mais recentes (buffer circular) mantendo sempre um quadro completo dos dados abrangendo um intervalo de tempo igual ao tempo de pré-falta ajustado.

Havendo o disparo do RDP os dados básicos relativos à perturbação são automaticamente arquivados em memória do próprio registrador. Durante a fase de armazenamento dos dados de falta os registradores devem continuar supervisionando as grandezas analógicas e digitais, de forma a não perder nenhum evento mesmo que este tempo seja muito pequeno.

Este processo deve continuar até que a situação se normalize, quando então as amostragens efetuadas devem passar a serem consideradas como dados de pós-falta, até que se esgote o tempo de pós-falta ajustado. O esgotamento do tempo de pós-falta configura o término da coleta de dados relativa àquela ocorrência.

Os dados referentes a uma perturbação devem estar armazenados em memória própria, devendo ser possível quando, solicitado, a sua transmissão para análise remota, por meio do elo de comunicação, manual ou automaticamente.

Os cálculos necessários para a localização de faltas podem ser executados local ou remotamente.

Os dados de perturbações existentes na memória do RDP devem ser transferidos automaticamente para memória não volátil, devendo o programa de comunicação prever o gerenciamento, acesso e o descarte destes dados.



Devem ser disponibilizados os software para fazer a transferência, a compactação/ descompactação dos dados, a conversão para formato padrão COMTRADE (IEEE C37.111-1999) e a interface de comunicação remota, bem como o software para ajustes e calibração do RDP. O RDP deve conter rotinas de automonitoramento e autodiagnóstico contínuo. A sincronização do tempo interno do RDP deve ser efetuada por dispositivo de sincronização via sinal de satélite (GPS).

1.6.3 Disparo do registrador digital de perturbações O RDP deve ser disparado para a memorização na ocorrência de qualquer uma das condições listadas a seguir ou por qualquer combinação delas, devendo ser livremente configurável (programável) pelo usuário: (a) Disparo por variação do estado da proteção; (b) Disparo por violação de limites operacionais; (c) Disparo por lógica digital; (d) Disparo manual, local ou remoto O disparo do RDP deve ser feito através de sensores próprios, ou por software, ou por contatos externos, ou pela combinação desses. O modo de disparo deve ser configurável, local e remotamente.

1.6.4 Sincronização de tempo Cada RDP deve possuir um relógio e calendário interno para prover o dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milisegundo de cada operação de registro. O RDP deve permitir a sincronização da base de tempo interna por meio de relógio externo, de forma a manter a exatidão em relação ao tempo do Sistema Global de Posicionamento por Satélites (GPS) com erro máximo inferior a 1 ms.

1.6.5 Requisitos de compatibilidade eletromagnética A TRANSMISSORA deve executar as medidas necessárias para proteger as entradas e saídas do RDP de emissões eletromagnéticas. O RDP deverá atender as normas de compatibilidade eletromagnética aplicáveis, nos graus de severidade adequados para instalações de EAT.

1.6.6 Características dos sinais de entrada e saída As entradas digitais devem possuir erro máximo de tempo entre a atuação de qualquer sinal de entrada e o seu registro, inferior a 2ms. As entradas analógicas devem possuir as seguintes características: (a) configuráveis para corrente e tensão; (b) possuir tempo de atraso, entre quaisquer canais, menor do que 1 grau elétrico referido ao

60 Hz;



As entradas de tensão devem possuir as seguintes características:


Obs.: A exatidão e os erros de ângulo de fase acima mencionados referem-se à relação entre o sinal de entrada e ou seu registro em papel ou terminal de vídeo. As entradas de corrente devem possuir as seguintes características:


1,5 s 50 ms


2 In 20 In


≤ 1%


Obs.: A exatidão e os erros de ângulo de fase acima mencionados referem-se à relação entre o sinal de entrada e ou seu registro em papel ou terminal de vídeo.

As saídas digitais devem ser do tipo contato livre de tensão para sinalizar os seguintes eventos: (a) defeito no sistema; (b) registrador disparado; (c) falha na comunicação remota; (d) 75% de sua capacidade de armazenar esgotada; (e) indicação de estado de operação normal.

1.6.7 Capacidade de registro de ocorrências. O RDP deve ter memória suficiente para armazenar dados referentes a, no mínimo, 30 (trinta) perturbações, com duração de 5 segundos cada perturbação, para o caso de várias faltas consecutivas dispararem o registrador.

O RDP deve ser capaz de registrar para cada falta ou perturbação no mínimo 160 ms de dados de pré-falta e o tempo de pós falta deve ser ajustável entre 100 e 5000 ms.

O registro de uma falta ou perturbação só deve ser interrompido na condição em que os sensores de partida estiverem desoperados e após transcorrido o tempo de pós-falta ajustado.



Se o sensor permanecer operado o registro da perturbação deve continuar a ser realizado, até que ocorra a desoperação do sensor, acrescido o registro relativo ao tempo de pós-falta.

Se antes de encerrar o tempo de registro de uma perturbação ocorrer uma nova, o registrador deve iniciar um novo período de registro, não se levando em conta o tempo já transcorrido da anterior.

1.6.8 Requisitos de comunicação O RDP deve possuir porta de comunicação serial padrão RS-232C para as funções de comunicação local e remota.

Nos locais com mais de um RDP, os mesmos deverão estar interligados através de rede. Um microconcentrador conectado a esta rede realizará a função de comunicação com o nível hierárquico superior. Nos locais onde existe rede de oscilografia, os novos equipamentos deverão ser integrados à mesma.

A transferência remota dos dados poderá ocorrer por solicitação ou automaticamente, sendo que, durante a transferência devem ser previstos meios para a verificação da integridade dos mesmos. O descarte dos dados armazenados na memória interna só deverá ocorrer por solicitação.

O protocolo de comunicação deve ser aberto ao usuário e formalmente descrito de modo que , caso necessário , se possa conectar o RDP a outros sistemas digitais já existentes ou a serem desenvolvidos. Preferencialmente deve estar de acordo com o padrão da ISO.




1.7.1 Requisitos gerais O sistema de telecomunicações da LT 500 kV Itumbiara - Marimbondo deverá atender aos sistemas de comunicação de voz operativa e administrativa, teleproteção, supervisão e controle elétrico, supervisão de telecomunicações, controle de emergência, medição, faturamento e manutenção da linha de transmissão de energia elétrica, entre as subestações de energia elétrica envolvidas e destas aos centros de operação do sistema elétrico envolvidos.

Os meios de comunicação para voz e dados deverão atender aos seguintes requisitos: • Disponibilidade igual ou superior a 99,7%, medidos em cada período de 30 (trinta) dias; • Deverão ser previsto circuitos digitais em concordância com as recomendações da G.821

do UIT; • Serão aceitos equipamentos analógicos apenas nos casos em que seja impossível a




• Unidade de supervisão e, no mínimo, duas unidades de retificação; • Dois bancos de baterias com autonomia total de no mínimo 12 horas, dimensionados para

a carga total de todos os equipamentos de telecomunicações instalados; • No caso de utilização de baterias do tipo chumbo-ácidas, os bancos de baterias deverão

estar acondicionados em ambiente especial, isolado das demais instalações e com sistema de exaustão de gases;


Os equipamentos de telecomunicações deverão ser supervisionados local e remotamente, devendo alarmar nas instalações anomalias dos principais equipamentos de telecomunicações, incluindo os equipamentos de suprimento de energia.

Os equipamentos devem possuir telessupervisão, e permitir remotamente gerenciamento, auto-diagnóstico e configuração.

A TRANSMISSORA será responsável pela total operacionalização dos enlaces de comunicação devendo ser prevista toda a infra-estrutura necessária para implantação do sistema de telecomunicações, tais como : edificações, alimentação de corrente contínua de 48 Vcc para suprimento dos equipamentos de telecomunicações com autonomia de no mínimo 12 horas na falta de CA, bem como qualquer outra infra-estrutura que se identificar necessária para a plena funcionabilidade do sistema de telecomunicações.

A TRANSMISSORA será responsável pela monitoração dos canais de dados e voz que se interligam com o ONS e FURNAS sempre que estes assim o solicitarem.

Estas monitorações têm por finalidade medir indicadores de desempenho, de modo a verificar se os canais estão operando de acordo com os requisitos mínimos aceitáveis. Se forem constatadas divergências das medidas obtidas em relação aos valores recomendados, a TRANSMISSORA se comprometerá a executar a manutenção corretiva apropriada dentro do prazo máximo estipulado em comum acordo com o ONS e FURNAS.



Em caso de necessidade de indisponibilização programada de quaisquer canais de dados ou de voz de interesse do ONS e FURNAS, a TRANSMISSORA deverá manter entendimentos com o Centro de Operação destes agentes, para obter a aprovação do serviço solicitado em data e horário convenientes.

Finalmente, quando da apresentação do projeto executivo, a TRANSMISSORA deverá demonstrar através de uma memória de cálculo que a arquitetura de comunicação (configuração, número e capacidade dos enlaces, etc.) adotada atende aos requisitos apresentados neste edital.

1.7.2 Requisitos para a teleproteção Os equipamentos de telecomunicação dedicados às funções de teleproteção devem ser adequados para uso em instalações de sistema de potência com a finalidade de reconhecerem a presença de sinais e/ou freqüências que identifiquem um comando para os sistemas de proteção.

Os equipamentos devem possuir chaves de testes de modo a permitir a intervenção nos mesmos sem que seja necessário desligar a linha de transmissão.

A teleproteção deve manter a confiabilidade e segurança de operação em condições adversas de relação sinal/ruído e quando da ruptura de condutores da linha de transmissão (utilização de lógica de unblocking).

Deverão ser utilizados equipamentos de telecomunicação independentes e redundantes para a proteção Principal e Alternada, preferencialmente utilizando meios físicos de transmissão independentes, de forma que a indisponibilidade de uma via de telecomunicação não comprometa a disponibilidade da outra via. Cada equipamento de comunicação deve possuir no mínimo dois canais de comunicação. Desta forma a proteção da linha de transmissão contará, no mínimo, com 4 canais de teleproteção em cada sentido, sendo dois associados a proteção primária e dois associados a proteção alternada.

Os esquemas de transferência direta de disparo, em cada proteção, deverão ser realizados através da utilização de dois canais de comunicação de cada uma delas combinados em série. As saídas dos receptores de transferência de disparo deverão ser ligadas em série, de tal forma que ambas as unidades deverão receber o sinal antes de executar o comando de disparo. Deverá ser prevista lógica para permitir disparo, mesmo no caso da perda de um dos canais de comunicação.

Os canais de transferência direta de disparo permanecerão continuamente acionados quando da atuação de relés de bloqueio (ocorrência de falha de disjuntores, falhas em reatores de linha e atuação da proteção de sobretensão) e temporariamente acionados quando atuada pelas proteções da linha. A lógica de recepção deverá ter meios para identificar os sinais de transferência de disparo para os quais o religamento automático deve ser permitido daqueles para os quais o religamento não deve ser permitido.

Os esquemas de teleproteção baseados em lógicas permissivas de sobrealcance, um dos canais de cada proteção deverá ser acionado pelas unidades de medida de sobrealcance da proteção da linha. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas de comparação direcional por sinal de bloqueio estes canais serão acionados por unidades de medida reversas das proteções da linha. Em esquemas de teleproteção baseados em lógicas permissivas por subalcance, estes canais serão acionados pelas unidades de medida de subalcance das proteções da linha.

Os canais de telecomunicação deverão ser específicos para proteção, não compartilhados com outras aplicações e garantir que o tempo decorrido entre o envio do sinal em um terminal e seu recebimento no terminal oposto seja menor do que 15 ms.

Deverá ser previsto o registro de emissão e recepção de sinais associados à atuação da teleproteção no sistema de registro de seqüência de eventos da instalação, visando facilitar análises de ocorrências pós distúrbios.



1.7.3 Requisitos para canais de voz A TRANSMISSORA deverá prover um sistema de comunicação com 2 canais de voz, devendo pelo menos um deles ser direto (hot-line) e podendo o outro ser via o sistema telefônico comutado, ambos full duplex, com sinalização sonora e visual para comunicação operativa do sistema elétrico entre:

• As subestações envolvidas: Itumbiara e Marimbondo;

• Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado, deverão ser previstos canais entre tal centro e:

- Subestação Itumbiara; - Subestação Marimbondo; - Centro Regional de Operação Sudeste COSR-SE, do ONS; - Centro Regional Minas - CTRM, de FURNAS - Centro Regional Goiás CTRG, de FURNAS

• Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado, as subestações deverão dispor de canais com os Centros do ONS e de FURNAS, da seguinte forma:

- Subestação Itumbiara: º Canais com o Centro Regional de Operação Sudeste - COSR-SE, do ONS; º Canais com o Centro Regional Goiás CTRG, de FURNAS

- Subestação Marimbondo: º Canais com o Centro Regional de Operação Sudeste - COSR-SE, do ONS; º Canais com o Centro Regional Minas CTRM, de FURNAS


1.7.4 Requisitos para transmissão de dados

Os enlaces de dados abaixo especificados deverão ser dimensionados (quantidade de canais, velocidade, uso de rotas alternativas, etc.) de forma a suportar o carregamento imposto pela transferência das informações e de controles especificados (observar os itens 1.4; 1.5 e 1.6) e apresentar a disponibilidade e qualidade conforme descrito neste edital.

1.7.4.1 Enlaces para supervisão e controle

Para a supervisão e controle pelo ONS e FURNAS, deverão ser fornecidos os seguintes enlaces redundantes de dados, preferencialmente por rotas alternativas:

• Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de Centro de Operação Local próprio ou contratado, deverão ser previstos enlaces entre tal centro e:

º Subestação Itumbiara º Subestação Marimbondo º Centro Regional de Operação Sudeste COSR-SE, do ONS º Centro Regional Goiás CTRG, de FURNAS º Centro Regional Minas CTRM, de FURNAS



• Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de Centro de Operação Local: - Enlace com o Centro Regional de Operação Sudeste - COSR-SE:

º Subestação Itumbiara º Subestação Marimbondo

- Enlace com o Centro Regional Goiás CTRG, de FURNAS º Subestação Itumbiara

- Centro Regional Minas CTRM, de FURNAS Subestação Marimbondo

Estes enlaces deverão ser independentes de qualquer outro enlace de dados. 1.7.4.2 Outros enlaces de dados

Para a aquisição de dados de registro de perturbação devem ser previstos dois ramais telefônicos DDR (discagem direta ao ramal).

Soluções alternativas que permitam o acesso via rede de dados poderão ser admitidas, uma vez assegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos aos enlaces acima especificados.



1.8 REQUISITOS BÁSICOS DAS CONFIGURAÇÕES BÁSICA E ALTERNATIVA

Como previamente indicado, as TRANSMISSORAS não têm liberdade para modificar: • As localizações das Subestações Itumbiara e Marimbondo • Níveis de tensão (somente ca); • Distribuição de fluxo em regime (impedância efetiva)


• Os parâmetros da LT, desde que atendido os requisitos deste anexo 7C. • Configurações de torres

Independentemente da configuração proposta, as TRANSMISSORAS deverão realizar, no mínimo, os seguintes estudos:

• Fluxo de potência, rejeição de carga e energização na freqüência fundamental; • Estudos de transitórios de religamento, rejeição de carga e energização.

Esses estudos deverão demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critério do CCPE e nos relatórios de estudos indicado em 2.1 e aos seguintes critérios e requisitos.

1.8.1 Tensão operativa A tensão eficaz entre fases de todas as barras do sistema interligado, em todas as situações de intercâmbio e cenários avaliados na configuração básica, deverá situar-se na faixa de valores listados na tabela 4. A tabela 4 refere-se à condição operativa normal (regime permanente) e à condição operativa de emergência (contingências simples nos estudos que definiram a configuração básica).

Tabela 4 Tensão eficaz entre fases admissível (kV)

Condição operativa de emergência(*) Nominal


500 500 a 550 475 a 550 475 a 600



1.8.2.1 Sobretensão admissível A máxima tensão em regimes permanente e dinâmico na extremidade das linhas de transmissão após manobra (energização, religamento tripolar e rejeição de carga) deverá ser compatível com a suportabilidade dos equipamentos das subestações terminais, dos isolamentos das linhas e das torres de transmissão.

A tensão dinâmica (tensão eficaz entre fases no instante imediatamente posterior à manobra dos disjuntores) e a tensão sustentada (tensão eficaz entre fases nos instantes subseqüentes) deverão situar-se na faixa de valores constante da Tabela 5.

Tabela 5 Tensão eficaz entre fases admissível na extremidade das linhas de transmissão após manobra (kV)





1.8.2.2 Energização das linhas de transmissão A energização das linhas de transmissão deverá ser viável em todos os cenários avaliados na configuração básica, atendido o critério de tensão em condições operativas normais definido na Tabela .

Em particular, deverá ser prevista a possibilidade de energização nos dois sentidos, estando o sistema com o nível de degradação que se mostrou viável na configuração básica.


1.8.2.4 Religamento monopolar O sistema deverá prever religamento monopolar com tempo morto de 500 ms. Para a avaliação do sucesso da extinção do arco secundário, deverá ser considerada no final do período morto de 500 ms a curva da Figura 2 , que mostra a área de possível extinção do arco, relacionando o valor eficaz da corrente de arco antes da extinção com o primeiro pico da tensão de restabelecimento.

FIGURA 2 CRITÉRIO PARA AVALIAÇÃO DO SUCESSO DO RELIGAMENTO MONOPOLAR

1.8.2.5 Rejeição de carga

Deverão ser atendidas sem violação dos critérios de desempenho as situações de rejeição de carga avaliadas para a configuração básica.



0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55

Corrente de Arco (Aef)

0

50

100

150

200

Tensão de Restabelecimento (kVp)



1.8.4 Requisitos de interrupção para os disjuntores Os disjuntores em 500kV deverão ser capazes de efetuar as seguintes operações:

• Abertura de linha em vazio: com tensão eficaz entre fases de 770 kV à freqüência de 66 Hz, sem reacendimento do arco. Será aceito freqüência inferior a 66 Hz desde que seja comprovado por estudos de sistemas.

• Abertura do sistema em oposição de fases. • Abertura de defeito trifásico não envolvendo terra, no barramento ou saída de linha. • Abertura de defeito quilométrico; • Abertura de corrente de curto circuito com a maior relação X/R do sistema.

Os disjuntores utilizados na manobra de reatores deverão ser adicionalmente capazes de abrir pequenas correntes indutivas.




2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA A LT 500 KV ITUMBIARA - MARIMBONDO. Os Estudos de Engenharia e Planejamento e documentos elaborados pelo CCPE, para a linha de transmissão em 500kV e para as Subestações de 500 kV, citados no item 4.2 do Edital de Leilão, estão relacionadas a seguir, podendo ser usados parcialmente ou integralmente, a critério e sob inteira responsabilidade da TRANSMISSORA.


2.1.1 Relatórios


S/Nº Empreendimento ItumbiaraMarimbondo Estudos de Sistemas S/Nº Empreendimento ItumbiaraMarimbondo Estudos de Escolha

do Condutor e Transitórios

2.1.2 Base de Dados

NºEMPRESA Arquivo

- Dados de fluxo de carga - Dados dos Estudos Transitórios


Estes relatórios são parte integrantes do Anexo 7C devendo suas recomendações serem adotadas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos na implantação das instalações.


S/No de novembro/2000

Características e Requisitos Básicos das Instalações Subestação Itumbiara

S/No de novembro/2000

Características e Requisitos Básicos das Instalações Subestação Marimbondo




2.3.1 SE Itumbiara Nº FURNAS DESCRIÇÃO 369678-2-A1 Interligação Itumbiara-Marimbondo 500kV Desenho Indicativo da Expansão

Diagrama Unifilar Simplificado 369677-4-A1 Interligação Itumbiara-Marimbondo 500kV Desenho Indicativo da Expansão

Arranjo Geral RE0 - 128788 Planta de Localização RE1 - 123993 Equipamento Elétrico Planta Setorial 500 kV RE1 - 77804 Casa de Controle Disposição de Equipamento - 1° Pavimento 309130 9 A0 Pátio de Manobra Rede de Terra Planta Geral RE1 - 131814 Pátio de Manobra Dutos e Canaletas Planta Setorial 500 KV RE1 - 131811 Serviços Auxiliares Diagrama Unifilar Geral Simplificado CA/CC RE1 - 148472 Controle e Proteção Diagrama Unifilar Serviços Auxiliares C.C. Setor 500 kV 158095 Diagrama Unifilar de Relés e Medidores Setor 500 kV 290232 Diagrama Unifilar de Relés e Medidores Autotransformadores T49 181627D Casa de Controle - Arranjo de Equipamentos - Planta RE1-124296 Pátio de Manobra Setor 500kV Terraplenagem 1ª Etapa Planta

2.3.2 SE Marimbondo Nº FURNAS DESCRIÇÃO 369711-8-A1 Interligação Itumbiara-Marimbondo 500kV Desenho Indicativo da Expansão

Diagrama Unifilar Simplificado 369712-6-A1 Interligação Itumbiara-Marimbondo 500kV Desenho Indicativo da Expansão

Arranjo Geral RE1 71998 Pátio de Manobra Arranjo Geral RE1 99144 Pátio de Manobra Equipamento Elétrico Planta Chave RE1-117291 Casa de Controle Disposição de Equipamentos Planta - EL. 400,00 RE1-89164 Pátio de Manobra Rede de Terra Planta Geral RE1 71919 Pátio de Manobra Dutos e Canaletas Planta Geral RE1 108147 Pátio de Manobra Serviços Auxiliares Planta Geral RE1 183459 Control and Protection - Single Line Diagram 500kV- Água Vermelha Line RE1 114366 Casa de Força Serviços Auxiliares Diagrama Unifilar Simplificado CA RE1 114369 Pátio de Manobra Serviços Auxiliares Diagrama Unifilar Simplificado CA e

CC RE1 116631 Control & Protection Single Line Diagram 500 kV Araraquara Line n° 1 & n° 2 RE1-96071 Casa de Relés Disposição do Equipamento - Planta




3.1 GERAL A TRANSMISSORA deverá implantar as INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO do LOTE C, observando a legislação e os requisitos ambientais aplicáveis.



S/Nº Empreendimento ItumbiaraMarimbondo - Estudo do Corredor Seleção da Diretriz Básica










principais. • Descrição dos sistemas previstos para proteção, comando, supervisão e telecomunicações,

inclusive diagramas esquemáticos. • Descrição dos sistemas auxiliares, inclusive diagramas esquemáticos e folha de dados



Os documentos de projeto básico da linha de transmissão deverão apresentar:




tempo de retorno de 250 anos e também com média de 10 minutos. • Coeficiente de variação da Velocidade Máxima Anual a 10m de altura (em porcentagem). • Coeficientes de rajadas a 10m de altura e média de 10 minutos.




• Relação de normas técnicas oficiais utilizadas. • Memorial de cálculo dos suportes. • Desenho da diretriz selecionada e suas eventuais interferências. • Desenho da faixa de passagem, clearances e distâncias de segurança. • Regulação mecânica dos cabos: características físicas, estados básicos e pressão resultante

dos ventos. - Suporte (estrutura metálica ou de concreto armado e ou especiais); - Tipos, características de aplicação e relatórios de ensaios de cargas para os suportes

pré-existentes; - Desenhos das silhuetas com as dimensões principais; - Coeficientes de segurança; - Pressões de ventos atuantes (cabos e suportes), coeficientes de arrasto, forças

resultantes e pontos de aplicação; - Esquemas de carregamentos e cargas atuantes; - Cargas resultantes nas fundações.



• Tipos de fundações: critérios de dimensionamento e desenhos dimensionais. • Cabos condutores: características. • Cabos pára-raios: características. • Cadeias de isoladores: coordenação eletromecânica, desenhos e demais características. • Contrapeso: características, material, método e critérios de dimensionamento. • Ferragens, espaçadores e acessórios. • Descrição, ensaios de tipo, características físicas e desenhos de fabricação. • Vibrações eólicas:

- Relatórios dos Estudos de vibração eólica e de sistemas de amortecimentos para fins de controle da fadiga dos cabos.

- Projeto do sistema de amortecimento para fins de controle da fadiga dos cabos de forma a garantir a ausência de danos aos cabos.



5 CRONOGRAMA A TRANSMISSORA deverá apresentar cronograma de implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO pertencentes a sua concessão, conforme modelos apresentados nas tabelas A e B do Anexo 7C, com a indicação de marcos intermediários, para as seguintes atividades: licenciamento ambiental, projeto básico, topografia, instalações de canteiro, fundações, montagem de torres, lançamento dos cabos condutores e instalações de equipamentos, obras civis e montagens das instalações de Transmissão e das Subestações, e comissionamento, que permitam aferir, mensalmente, o progresso das obras e assegurar a entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL no prazo máximo de 18(dezoito) meses.



VISTO VOL. IV - Fl. 155 de156

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO




ENERGIZAÇÃO



ASSINATURA CREA No

ENGENHEIRO REGIÃO





DATA

Meses No


1 2 3 4 16 17 18


OBSERVAÇÕES:


ASSINATURA REGIÃO

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