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ANEXO 6 CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS GERAIS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO OBJETO DO LEILÃO Nº 13/2015
ANEXO 6 CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS GERAIS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO OBJETO DO LEILÃO Nº 13/2015
ANEXO 6 CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS GERAIS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO OBJETO DO LEILÃO Nº 13/2015
ANEXO 6 CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS GERAIS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO OBJETO DO LEILÃO Nº 13/2015
ANEXO 6 CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS GERAIS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO OBJETO DO LEILÃO Nº 13/2015
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EDITAL DE LEILÃO Nº 13/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
ANEXO 6
CARACTERÍSTICAS
E
REQUISITOS TÉCNICOS GERAIS
DAS
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
OBJETO DO LEILÃO Nº 13/2015
VOL. III – Pág. 1 de 74
EDITAL DE LEILÃO Nº 13/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
ÍNDICE
1.
2.
DESCRIÇÃO .......................................................................................................................... 9
1.1.
DESCRIÇÃO GERAL ............................................................................................................................ 9
1.2.
DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS .................................................................................................... 9
1.3.
REQUISITOS GERAIS........................................................................................................................... 9
LINHAS DE TRANSMISSÃO AÉREAS – LTA .................................................................. 10
2.1.
CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS – PARÂMETROS ELÉTRICOS ........................... 10
2.2.
REQUISITOS ELÉTRICOS.................................................................................................................. 10
2.2.1. DEFINIÇÃO DA FLECHA MÁXIMA DOS CONDUTORES ............................................................................... 10
2.2.2. CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS........................................................................... 10
2.2.3. APLICAÇÃO DE CABOS PARA-RAIOS COM FIBRA ÓTICA – OPGW ........................................................... 10
2.2.4. PERDA JOULE NOS CABOS PARA-RAIOS ............................................................................................... 11
2.2.5. DESEQUILÍBRIO ................................................................................................................................... 11
2.2.6. TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA................................................................................................................ 11
2.2.7. COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO ......................................................................................................... 11
2.2.8. COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO ......................................................................................................... 11
2.2.9. TRAVESSIA DE LINHAS DE TRANSMISSÃO EXISTENTES........................................................................... 12
3.
2.3.
REQUISITOS MECÂNICOS ................................................................................................................ 12
2.4.
REQUISITOS ELETROMECÂNICOS ................................................................................................. 12
LINHAS DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEAS – LTS ................................................... 13
3.1.
REQUISITOS GERAIS......................................................................................................................... 13
3.2.
CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS – PARÂMETROS ELÉTRICOS ........................... 13
3.3.
REQUISITOS ELÉTRICOS.................................................................................................................. 13
3.3.1. CAPACIDADE DE CORRENTE DAS BLINDAGENS METÁLICAS .................................................................. 14
3.3.2. PERDAS NO CONDUTOR, NA BLINDAGEM E NO DIELÉTRICO .................................................................. 14
3.3.3. TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA .............................................................................................................. 14
3.3.4. COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO ......................................................................................................... 15
3.3.5. EMISSÃO ELETROMAGNÉTICA – CAMPO MAGNÉTICO ........................................................................... 16
3.3.6. DESEQUILÍBRIO ................................................................................................................................... 16
3.4.
REQUISITOS MECÂNICOS ................................................................................................................ 16
3.4.1. CONFIABILIDADE ................................................................................................................................. 16
3.4.2. CARGAS MECÂNICAS SOBRE OS CABOS E ESTRUTURAS...................................................................... 16
3.4.3. MATERIAL DE ENVOLTÓRIA DOS CABOS............................................................................................... 16
4. LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE
SUBTERRÂNEA – LTAS ........................................................................................................... 17
4.1.
REQUISITOS GERAIS......................................................................................................................... 17
4.2.
CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS – PARÂMETROS ELÉTRICOS ........................... 17
4.3.
REQUISITOS ELÉTRICOS – TRECHO AÉREO ............................................................................... 17
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EDITAL DE LEILÃO Nº 13/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
5.
4.4.
REQUISITOS MECÂNICOS – TRECHO AÉREO .............................................................................. 17
4.5.
REQUISITOS ELETROMECÂNICOS – TRECHO AÉREO ............................................................... 17
4.6.
REQUISITOS ELÉTRICOS – TRECHO SUBTERRÂNEO ................................................................ 17
4.7.
REQUISITOS MECÂNICOS – TRECHO SUBTERRÂNEO .............................................................. 17
4.8.
REQUISITOS ELETROMECÂNICOS – TRECHO SUBTERRÂNEO ............................................... 17
SUBESTAÇÕES .................................................................................................................. 18
5.1.
INFORMAÇÕES BÁSICAS ................................................................................................................. 18
5.2.
ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ............................... 18
5.3.
CAPACIDADE DE CORRENTE .......................................................................................................... 18
5.3.1. CORRENTE EM REGIME PERMANENTE.................................................................................................. 18
5.3.2. ATERRAMENTO ................................................................................................................................... 19
5.4.
SUPORTABILIDADE ........................................................................................................................... 19
5.4.1. TENSÃO EM REGIME PERMANENTE....................................................................................................... 19
5.4.2. ISOLAMENTO SOB POLUIÇÃO................................................................................................................ 19
5.4.3. PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS................................................................................. 19
5.5.
EFEITOS DE CAMPOS ....................................................................................................................... 19
5.5.1. EFEITO CORONA ................................................................................................................................. 19
5.5.2. RÁDIO INTERFERÊNCIA ........................................................................................................................ 20
5.5.3. CAMPOS ELÉTRICO E MAGNÉTICO ........................................................................................................ 20
5.6.
6.
INSTALAÇÕES ABRIGADAS............................................................................................................. 20
EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO ............................................................................... 21
6.1.
DISJUNTORES .................................................................................................................................... 21
6.2.
SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO .............................. 22
6.3.
PARA-RAIOS ....................................................................................................................................... 22
6.4.
TRANSFORMADORES DE CORRENTE E POTENCIAL ................................................................. 23
6.5.
UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA ....................................................................... 23
6.5.1. ENERGIZAÇÃO DE UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA .......................................................... 23
6.5.2. COMUTAÇÃO DE DERIVAÇÃO EM CARGA ............................................................................................... 23
6.5.3. CONDIÇÕES OPERATIVAS.................................................................................................................... 23
6.5.4. CAPACIDADE DE CARREGAMENTO........................................................................................................ 24
6.5.5. IMPEDÂNCIA ........................................................................................................................................ 26
6.5.6. PERDAS.............................................................................................................................................. 27
6.5.7. NÍVEL DE RUÍDO ................................................................................................................................. 27
6.6.
REATORES EM DERIVAÇÃO ............................................................................................................ 28
6.6.1. TENSÃO NOMINAL ......................................................................................................................... 28
6.6.2. TOLERÂNCIAS ..................................................................................................................................... 29
6.6.3. ESQUEMAS DE ATERRAMENTO ............................................................................................................ 29
6.6.4. PERDAS.............................................................................................................................................. 29
6.6.5. REGIME DE OPERAÇÃO........................................................................................................................ 29
6.6.6. CARACTERÍSTICA V X I ........................................................................................................................ 29
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EDITAL DE LEILÃO Nº 13/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
6.6.7. VIDA ÚTIL ........................................................................................................................................... 30
6.7.
TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO ........................................................................................ 30
6.8.
BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE ................................................................................................ 30
6.8.1. CARACTERÍSTICAS GERAIS.................................................................................................................. 30
6.8.2. REQUISITOS DOS VARISTORES DOS EQUIPAMENTOS DE COMPENSAÇÃO REATIVA SÉRIE ...................... 31
6.8.3. DEMONSTRAÇÃO DO ATENDIMENTO AOS REQUISITOS .......................................................................... 31
6.9.
BANCO DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ................................................................................. 31
6.9.1. CARACTERÍSTICAS GERAIS.................................................................................................................. 31
6.10. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS – CER ............................................................... 32
6.10.1. CONDIÇÕES GERAIS ........................................................................................................................... 32
6.10.2. AJUSTE DO SISTEMA DE CONTROLE .................................................................................................... 33
6.10.3. TEMPOS DE ELIMINAÇÃO DE DEFEITO .................................................................................................. 33
6.10.4. FREQUÊNCIA....................................................................................................................................... 33
6.10.5. CICLO DE SOBRECARGA...................................................................................................................... 34
6.10.6. DESEMPENHO DO CER ....................................................................................................................... 34
6.10.7. DESEMPENHO HARMÔNICO ................................................................................................................. 34
6.10.8. CONDIÇÕES GERAIS PARA O DESEMPENHO HARMÔNICO ..................................................................... 35
6.10.9. AVALIAÇÃO DA PERFORMANCE DOS FILTROS ....................................................................................... 36
6.10.10. AVALIAÇÃO DO RATING DOS FILTROS: ................................................................................................. 36
6.10.11. MODELOS PARA PROGRAMAS COMPUTACIONAIS ................................................................................. 37
6.11. COMPENSADOR SÍNCRONO ............................................................................................................ 38
6.11.1. CONDIÇÕES GERAIS ........................................................................................................................... 38
6.11.2. DISPONIBILIDADE ................................................................................................................................ 38
6.11.3. INÉRCIA .............................................................................................................................................. 38
6.11.4. REQUISITOS DO CONJUNTO SÍNCRONO E TRANSFORMADOR ELEVADOR............................................... 38
6.11.5. REQUISITOS DE EXCITAÇÃO ................................................................................................................ 39
6.11.6. REQUISITOS DE CONTROLE ................................................................................................................. 39
6.11.7. DESEMPENHO DURANTE FALTAS......................................................................................................... 39
6.12. EQUIPAMENTOS LOCALIZADOS EM ENTRADAS DE LINHA ...................................................... 40
6.12.1. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA EM VAZIO.................................................................. 40
6.12.2. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA SOB CARGA EM TERMINAIS COM CAPACITORES SÉRIE 40
7.
SISTEMAS DE PROTEÇÃO ............................................................................................... 41
7.1.
DEFINIÇÕES BÁSICAS ...................................................................................................................... 41
7.2.
REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E
TELECOMUNICAÇÕES .................................................................................................................................... 42
7.3.
REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO ............................................................................................ 42
7.4.
LINHA DE TRANSMISSÃO ................................................................................................................. 42
7.4.1. GERAL................................................................................................................................................ 42
7.4.2. COMPATIBILIZAÇÃO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO . 42
7.4.3. LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV................................... 42
7.4.4. LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL DE 230 KV ................................................................ 42
7.4.5. LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU INFERIOR A 138 KV .................................. 42
7.4.6. ESQUEMAS DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO ........................................................................................ 42
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EDITAL DE LEILÃO Nº 13/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
7.4.7. FUNÇÃO PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO .................................................................................... 42
7.5.
REQUISITOS PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO MANUAL. ............................................. 42
7.6.
UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA ....................................................................... 42
7.6.1. UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO
NOMINAL É IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV ............................................................................................. 42
7.6.2. UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO
NOMINAL É 230 KV ....................................................................................................................................... 43
7.7.
TRANSFORMADORES DE ATERRAMENTO ................................................................................... 43
7.8.
REATORES EM DERIVAÇÃO ............................................................................................................ 43
7.9.
BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO .............................................................................. 43
7.10.
BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE ................................................................................................ 43
7.11.
BANCOS DE FILTROS........................................................................................................................ 43
7.12. COMPENSADOR ESTÁTICO ............................................................................................................. 43
7.12.1. TODO COMPENSADOR ESTÁTICO DEVE DISPOR DOS SEGUINTES SISTEMAS DE PROTEÇÃO
INDEPENDENTES: .............................................................................................................................................. 43
7.13.
COMPENSADORES SÍNCRONOS..................................................................................................... 44
7.14.
BARRAMENTOS COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 138 KV ............................ 44
7.15.
FALHA DE DISJUNTOR COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 138 KV ................ 44
7.16. SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO........................................................................................... 44
7.16.1. OS RELÉS IEDS DEVEM: ................................................................................................................ 44
7.16.2. OS CLPS DEVEM: ............................................................................................................................ 45
7.16.3. OS DISPOSITIVOS ESPECÍFICOS DEVEM: ................................................................................. 45
8.
SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE .................................................................. 46
8.1.
INTRODUÇÃO...................................................................................................................................... 46
8.2.
REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES ..................... 46
8.2.1. REQUISITOS GERAIS ........................................................................................................................... 46
8.2.2. INTERLIGAÇÃO DE DADOS ................................................................................................................... 46
8.2.3. RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES .................................................................... 46
8.3.
REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À
REDE DE OPERAÇÃO ..................................................................................................................................... 46
8.3.1. INTERLIGAÇÃO DE DADOS ................................................................................................................... 47
8.3.2. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA A SUPERVISÃO DO SISTEMA ELÉTRICO ........................................... 47
8.3.3. INFORMAÇÕES E TELECOMANDOS REQUERIDOS PARA O CONTROLE AUTOMÁTICO DE GERAÇÃO (CAG)47
8.3.4. REQUISITOS DE QUALIDADE DA INFORMAÇÃO ...................................................................................... 47
8.3.5. PARAMETRIZAÇÕES............................................................................................................................. 47
8.4.
REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS ........................................................... 47
8.4.1. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS.................................................. 47
8.4.2. REQUISITOS DE QUALIDADE DOS EVENTOS.......................................................................................... 47
8.5.
ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE
TRANSMISSÃO. ................................................................................................................................................ 47
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
8.6.
REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO DE EQUIPAMENTOS DA REDE DE SUPERVISÃO E NÃO
INTEGRANTES DA REDE DE OPERAÇÃO ................................................................................................... 48
8.7.
REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DA(S) INSTALAÇÃO(ÕES)
(SUBESTAÇÃO(ÕES)) COMPARTILHADA(S) DA REDE DE OPERAÇÃO. ............................................... 48
8.8.
AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E
CONTROLE........................................................................................................................................................ 48
8.9.
REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE
SUPERVISÃO E CONTROLE........................................................................................................................... 48
8.10. REQUISITOS PARA MEDIÇÃO SINCROFASORIAL ....................................................................... 48
8.10.1. DEFINIÇÕES.................................................................................................................................... 48
8.10.2. REQUISITOS GERAIS .................................................................................................................... 48
8.10.3. TIPOS DE MEDIÇÃO ....................................................................................................................... 49
8.10.4. EXATIDÃO DA MEDIÇÃO ............................................................................................................... 49
8.10.5. IDADE DO DADO ............................................................................................................................. 49
8.10.6. TAXA DE ENVIO DAS MEDIÇÕES SINCROFASORIAIS .............................................................. 49
8.10.7. ENTREGA DOS DADOS ................................................................................................................. 49
8.10.8. PROTOCOLO DE COMUNICAÇÃO ............................................................................................... 50
8.10.9. IEDS .................................................................................................................................................. 50
8.10.10. RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE SINCROFASORES DO AGENTE ..................... 50
9.
REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ...... 52
9.1.
REQUISITOS GERAIS......................................................................................................................... 52
9.2.
REQUISITOS FUNCIONAIS................................................................................................................ 52
9.3.
REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES
52
9.4.
REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ..................................................... 52
9.4.1. TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV ............ 52
9.4.2. TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL INFERIOR A 345 KV ............................. 52
9.4.3. BARRAMENTOS ................................................................................................................................... 52
9.4.4. TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO NOMINAL É IGUAL
OU SUPERIOR A 345 KV.................................................................................................................................... 52
9.4.5. TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO NOMINAL É
INFERIOR A 345 KV .......................................................................................................................................... 52
9.4.6. REATORES EM DERIVAÇÃO.................................................................................................................. 52
9.4.7. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE........................................................................................................ 52
9.4.8. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS (CER) ............................................................................ 52
9.4.9. BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ......................................................................................... 53
9.4.10. COMPENSADORES SÍNCRONOS ........................................................................................................... 53
10.
REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ........................ 54
10.1. REQUISITOS GERAIS......................................................................................................................... 54
10.1.1. DISPONIBILIDADE ................................................................................................................................ 54
10.1.2. QUALIDADE......................................................................................................................................... 54
10.1.3. REQUISITOS DE CONFIGURAÇÃO DE VOZ E DE DADOS. .......................................................................... 54
10.1.4. SISTEMA DE ENERGIA .......................................................................................................................... 54
VOL. III – Pág. 6 de 74
EDITAL DE LEILÃO Nº 13/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
10.1.5.
10.1.6.
10.1.7.
10.1.8.
10.2.
SUPERVISÃO....................................................................................................................................... 54
INFRAESTRUTURA ............................................................................................................................... 55
ÍNDICES DE QUALIDADE ....................................................................................................................... 55
CONTATO TÉCNICO ............................................................................................................................. 55
REQUISITOS TÉCNICOS DOS CANAIS PARA TELEPROTEÇÃO ................................................ 55
10.3. TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU
SUPERIOR A 345 KV ........................................................................................................................................ 55
10.4.
TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO DE 230 E 138 KV .......... 55
10.5. REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ ..................................................... 55
10.5.1. ENTRE SUBESTAÇÕES ADJACENTES..................................................................................................... 55
10.5.2. COM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL..................................................................................................... 56
10.5.3. SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL ..................................................................................................... 56
10.5.4. OUTROS ............................................................................................................................................. 57
10.6. REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS ............................................... 57
10.6.1. SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA SUPERVISÃO E CONTROLE ............................................. 57
10.6.2. COM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL..................................................................................................... 57
10.6.3. SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL ..................................................................................................... 57
10.6.4. RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ................... 58
10.6.5. OUTROS SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS................................................................................. 58
10.6.6. RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE MEDIÇÃO SINCROFASORIAL
58
11. DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS
DESTE ANEXO TÉCNICO ......................................................................................................... 59
11.1.
TENSÃO OPERATIVA......................................................................................................................... 61
11.2.
SOBRETENSÃO ADMISSÍVEL PARA ESTUDOS A 60 HZ ............................................................. 61
11.3. CRITÉRIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS A 60 HZ .......................... 62
11.3.1. ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA ...................................................................................................... 62
11.3.2. ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ....................................................................................... 62
11.3.3. REJEIÇÃO DE CARGA .......................................................................................................................... 63
11.3.4. ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ............... 64
11.4. CRITÉRIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS DE
MANOBRA ......................................................................................................................................................... 64
11.4.1. ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ....................................................................................... 64
11.4.2. RELIGAMENTO TRIPOLAR DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ....................................................................... 65
11.4.3. RELIGAMENTO MONOPOLAR ................................................................................................................ 65
11.4.4. CRITÉRIO COM TEMPO MORTO DE 500 MS .......................................................................................... 65
11.4.5. CRITÉRIO COM TEMPO MORTO SUPERIOR A 500 MS ............................................................................ 66
11.4.6. REJEIÇÃO DE CARGA ........................................................................................................................... 67
11.4.7. ESTUDOS DE TENSÃO DE RESTABELECIMENTO TRANSITÓRIA (TRT) .................................................... 68
11.4.8. ESTUDOS DE ENERGIZAÇÃO DE TRANSFORMADORES ........................................................................... 69
11.4.9. ESTUDOS DE MANOBRA DE BANCOS DE CAPACITORES .......................................................................... 69
11.4.10. MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES
DE ATERRAMENTO ..................................................................................................................................... 69
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EDITAL DE LEILÃO Nº 13/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
11.5. OUTROS ESTUDOS ............................................................................................................................ 70
11.5.1. ESTUDOS DE RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA .......................................................................................... 70
11.5.2. ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DOS COMPENSADORES ESTÁTICOS .......................... 70
11.5.3. ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DA COMPENSAÇÃO SÉRIE................................................................. 72
12.
DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS .................................................. 74
12.1.
ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA ....................................................................................... 74
12.2.
PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES ....................................................................................... 74
12.3.
PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ................................................................... 75
12.4.
PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES...................................................... 76
12.5.
PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE ............................................ 76
12.6.
PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO ......................................................................... 76
12.7.
PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL.................................................. 77
12.8.
PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO ........................................................................................... 77
VOL. III – Pág. 8 de 74
EDITAL DE LEILÃO Nº 05/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
1.
DESCRIÇÃO
1.1.
DESCRIÇÃO GERAL
Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos gerais das instalações de
transmissão objeto deste Leilão. As características específicas constarão nos Anexos Técnicos de
cada lote.
1.2.
DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS
Os dados de sistema utilizados nos estudos em regime permanente e transitório, efetuados para a
definição da configuração básica, estão disponibilizados conforme documentação relacionada nos
anexos técnicos específicos de cada lote.
Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos
programas do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE e ANATEM/ANAT0, no site da Empresa de
Pesquisa Energética – EPE (www.epe.gov.br).
1.3.
REQUISITOS GERAIS
O projeto, a fabricação e a construção das linhas de transmissão, dos equipamentos e das
subestações terminais devem estar em conformidade com as últimas revisões das normas da
Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT, no que for aplicável. Na inexistência de normas
da ABNT, esses devem estar em conformidade com as últimas revisões das normas da International
Electrotechnical Commission – IEC, American National Standards Institute – ANSI ou National
Electrical Safety Code – NESC, nessa ordem de preferência, salvo onde expressamente indicado
neste Edital.
Os requisitos estabelecidos no Edital aplicam-se ao pré-projeto, aos projetos básico e executivo
bem como às fases de fabricação, inspeção, construção, montagem, manutenção e operação do
empreendimento.
É de responsabilidade da TRANSMISSORA obter os dados, inclusive os descritivos das condições
meteorológicas, ambientais e geomorfológicas da região de implantação, a serem adotados na
elaboração do projeto básico, bem como nas fases de construção, manutenção e operação das
instalações.
É de responsabilidade e prerrogativa da TRANSMISSORA o dimensionamento e especificação dos
equipamentos e instalações de transmissão que compõem o Serviço Público de Transmissão,
objeto desta licitação, de forma a atender aos requisitos técnicos do Edital e as práticas da boa
engenharia, bem como a política de reservas.
Não será permitida a redução de confiabilidade e/ou disponibilidade, ainda que implique em outros
benefícios para o SIN. Entre as alterações não permitidas, estão a redução do número de vãos em
subestações e a implementação de circuito duplo de linha de transmissão, quando forem
especificados circuitos simples.
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EDITAL DE LEILÃO Nº 05/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
2.
LINHAS DE TRANSMISSÃO AÉREAS – LTA
2.1.
CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS – PARÂMETROS ELÉTRICOS
O desempenho sistêmico do conjunto formado pela LTA e sua compensação reativa série e/ou
paralela deve ser similar ao do conjunto considerado na configuração básica. Esse desempenho é
caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta dinâmica em regime
normal e nas situações de contingência apresentadas na documentação técnica relativa ao
empreendimento, contida nos anexos específicos.
2.2.
REQUISITOS ELÉTRICOS
2.2.1. Definição DA FLECHA MÁXIMA DOS CONDUTORES
Atender ao item 7.1 do Submódulo 2.4 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
Nas travessias aéreas de rios navegáveis a TRANSMISSORA deve considerar, no cálculo do
espaçamento condutor - espelho d´água, o maior mastro de embarcação previsto para o rio em
questão, informado oficialmente pela capitania dos portos, e a cota da cheia máxima do rio no
ponto de travessia.
Os anteprojetos das grandes travessias de rio devem fazer parte do projeto básico com, no
mínimo, as seguintes informações:
(a) Desenho da travessia incluindo: perfil do terreno, estruturas de travessia (tipo, altura nominal
e locação no perfil), comprimento do vão, catenárias dos cabos condutor e para-raios,
espaçamentos entre cabos e condutor - espelho d’água, altura do mastro, cota da cheia
máxima, temperatura de referência do cabo condutor, detalhes da cadeia de isoladores.
(b) Relatório técnico contendo: premissas adotadas, dados dos cabos e estruturas e cálculo do
espaçamento condutor - espelho d’água.
2.2.2. CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS
Atender ao item 7.2 do Submódulo 2.4 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
2.2.3. APLICAÇÃO DE CABOS PARA-RAIOS COM FIBRA ÓTICA – OPGW
A aplicação de cabos para-raios com fibra ótica em linhas de transmissão deve ser feita com base
nas seguintes regras:
(a) No caso de nova LTA
As novas linhas de transmissão devem ser projetadas com pelo menos um cabo para-raios
do tipo Optical Ground Wire – OPGW, com no mínimo 6 pares de fibra.
(b) No caso de LTA existente, a ser seccionada, que já possui OPGW
Se a LTA a ser seccionada já possuir OPGW, o(s) novo(s) trecho(s) de linha, originado(s) a
partir do seccionamento da linha existente, deve(m) ter, também, OPGW com confiabilidade e
capacidade de transmissão de dados iguais ou superiores ao do OPGW existente.
(c) No caso de LTA existente, a ser seccionada, que não possui OPGW
Se a LTA a ser seccionada não possuir OPGW, a TRANSMISSORA deve dimensionar um
arranjo de OPGWs para o menor trecho de linha que surge entre o ponto de seccionamento e
as subestações terminais da linha existente. Esse arranjo de OPGWs deve ter confiabilidade
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EDITAL DE LEILÃO Nº 05/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
e capacidade de transmissão de dados para suprir, ao menos, as necessidades operativas de
comunicação, supervisão e proteção desse menor trecho de linha. O(s) novo(s) trecho(s) de
LTA, entre o ponto de seccionamento da linha existente e a nova subestação terminal, já
deve(m) ser projetado(s) com OPGW.
2.2.4. PERDA JOULE NOS CABOS PARA-RAIOS
Atender ao item 7.3.2 do Submódulo 2.4 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
2.2.5. DESEQUILÍBRIO
Atender ao item 7.7 do Submódulo 2.4 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
Nos casos de seccionamento de LTA existente para conexão de nova subestação, a
TRANSMISSORA deverá calcular os desequilíbrios de tensão de sequência negativa e zero, em
vazio e a plena carga, na da nova subestação. Caso os desequilíbrios de tensão calculados
fiquem acima de 1,5%, a TRANSMISSORA deverá propor, no projeto básico, solução para
adequar a instalação, visando o atendimento deste requisito. Se necessário, a ANEEL definirá o
responsável pela implantação dessa solução mediante Resolução Autorizativa.
2.2.6. TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA
A tensão máxima operativa da linha de transmissão para a classe de tensão correspondente está
indicada na Tabela 2-1 - Tensão máxima operativa.
TABELA 2-1 - TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA
Classe de tensão [kV]
69
88
138
230
345
440
500
525
765
Tensão máxima operativa [kV]
72,5
92,4
145
242
362
460
550
550
800
2.2.7. COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO
Atender ao item 7.5 do Submódulo 2.4 Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
2.2.8. COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO
(a)
Corona visual, rádio interferência e ruído audível.
Atender aos itens 7.6.1, 7.6.2 e 7.6.3 do Submódulo 2.4 - Revisão 2.0 dos Procedimentos
de Rede.
(b)
Campo elétrico e magnético
Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de
março de 2010.
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EDITAL DE LEILÃO Nº 05/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
2.2.9. TRAVESSIA DE LINHAS DE TRANSMISSÃO EXISTENTES
Atender ao item 7.8 do Submódulo 2.4 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
2.3.
REQUISITOS MECÂNICOS
Atender ao item 8 do Submódulo 2.4 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
2.4.
REQUISITOS ELETROMECÂNICOS
Atender ao item 9 do Submódulo 2.4 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
3.
LINHAS DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEAS – LTS
3.1.
REQUISITOS GERAIS
Os cabos isolados, a serem utilizados em linhas subterrâneas, devem possuir camadas e materiais
que impeçam a penetração e migração de umidade no seu interior. Devem ter capa externa que
previna e evite a sua perfuração por térmitas (cupins) e possíveis danos por corrosão da blindagem
metálica e à isolação com a penetração de umidade.
3.2.
CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS – PARÂMETROS ELÉTRICOS
O desempenho sistêmico do conjunto formado pela LTS e sua compensação reativa série e/ou
paralela deve ser similar ao do conjunto considerado na configuração básica. Esse desempenho é
caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta dinâmica em regime
normal e nas situações de contingência apresentadas na documentação técnica relativa ao
empreendimento, contidos nos anexos específicos.
3.3.
REQUISITOS ELÉTRICOS
A LTS deve ser projetada de acordo com as prescrições das Normas Técnicas IEC 60287 e IEC
60853, ou sucessoras, observados os limites de temperatura no condutor indicados na Norma
Técnica ICEA S-108-720, ou sucessora, de forma a preservar, em operação, as condições de
segurança nelas estabelecidas. O projeto básico deve considerar a circulação das correntes
correspondentes às capacidades operativas de longa e de curta duração e a ocorrência simultânea
das seguintes condições:
(a)
Curva de carga cíclica diária e fator de carga típicos da instalação.
(b)
Máxima temperatura do solo da região.
(c)
Média das máximas temperaturas ambientes da região.
(d)
Resistividade térmica do backfill seco igual ou inferior a 1,2 ºC.m.W-1.
(e)
Máxima resistividade térmica do solo da região.
(f)
Número de circuitos operando simultaneamente.
(g)
Máxima tensão operativa do sistema.
É atribuição do agente de transmissão estimar a curva de carga cíclica diária e típica da instalação,
considerando um fator de carga de, no mínimo, 80%.
Caso não seja possível estimar a curva de carga cíclica diária e típica da instalação, poderá ser
adotado um ciclo de carga de topo plano conforme preconizado no item 5.2.2 da Norma Técnica
IEC 60853.
O dimensionamento da seção do condutor e o cálculo das perdas no dielétrico devem ser feitos com
base na tensão máxima operativa.
Deve ser calculada e informada no projeto básico a capacidade de corrente temporária, que
corresponde ao valor de corrente máxima da FTLTL (função transmissão linha de transmissão) para
um período curto de tempo, conforme a metodologia de cálculo de corrente estabelecida no item 4
da Norma Técnica IEC 60853, ou sucessora. Essa capacidade de corrente está relacionada com a
inércia térmica do equivalente solo/material de envoltória (backfill).
Na operação em regime de longa duração ou temporária, a temperatura na superfície do condutor
deve ser igual ou inferior à temperatura máxima admissível do isolante para as condições normais
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EDITAL DE LEILÃO Nº 05/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
de operação, conforme estabelecido na Tabela 4-1 da Norma Técnica ICEA S-108-720, ou
sucessora.
Na operação em regime de curta duração, a temperatura na superfície do condutor deve ser igual
ou inferior à temperatura máxima admissível do isolante para as condições de emergência,
conforme estabelecido na Tabela 4-1 da Norma Técnica ICEA S-108-720, ou sucessora.
Em condições climáticas comprovadamente mais favoráveis, o trecho subterrâneo da LTS pode ser
solicitado a operar com carregamento superior à capacidade operativa de longa ou curta duração.
O projeto básico da LTS deve prever a instalação de sistema de monitoramento de temperatura e
de estimação da capacidade de corrente, em tempo real. Este sistema deve monitorar, pelo menos,
a fase em condições de troca de calor mais desfavorável. A TRANSMISSORA deverá informar a
capacidade temporária da LTS, em tempo real, sempre que solicitado pelo ONS.
No mínimo, o sistema de estimação da capacidade de corrente deve fornecer: a corrente temporária
máxima para uma duração pré-determinada; a duração para uma corrente temporária prédeterminada; e as correntes máximas em regime de longa e curta duração para as condições em
tempo real.
Sempre que possível, deve-se utilizar sistemas especiais de aterramento e conexão das blindagens
metálicas tais como o cross bonding ou o single point bonding, conforme definidos na Brochura
Técnica do Cigré nº 338, apêndice C, para redução das perdas no cabo e dimensionamento ótimo
da seção transversal do condutor.
Os acessórios, conexões e demais componentes que conduzem corrente devem ser dimensionados
de forma a não criar restrição à operação da LTS.
3.3.1. CAPACIDADE DE CORRENTE DAS BLINDAGENS METÁLICAS
Nas condições estabelecidas no item acima, as blindagens metálicas – conectadas ou não à
malha de aterramento das subestações terminais e ao sistema de aterramento de cada caixa de
emenda – devem ser capazes de suportar, sem danos, durante o período de concessão, a
circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em qualquer
ponto do trecho subterrâneo por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de
retaguarda. Para o dimensionamento das blindagens deverão ser observadas as prescrições da
Norma Técnica IEC 60949, ou sucessora.
3.3.2. PERDAS NO CONDUTOR, NA BLINDAGEM E NO DIELÉTRICO
a)
Perdas joule no condutor e na blindagem:
As perdas joule no condutor e na blindagem devem ser mantidas dentro de limites
aceitáveis por meio da utilização de condutores e blindagens com resistência elétrica
suficientemente reduzida. Estas perdas têm influência direta no dimensionamento da seção
transversal dos condutores. As perdas nas blindagens devem ser reduzidas através da
utilização de sistemas de aterramento especiais.
b)
Perdas no dielétrico:
As perdas no dielétrico devem ser calculadas com base na tensão máxima operativa do
sistema. Devem ser empregados isolantes que apresentem perdas dielétricas adequadas
para cada classe de tensão.
3.3.3. Tensão Máxima Operativa
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EDITAL DE LEILÃO Nº 05/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
A tensão máxima operativa no trecho subterrâneo está limitada aos valores descritos na Tabela
3.1.
TABELA 3-1 – TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA
Classe de tensão [kV]
Tensão máxima operativa [kV]
230
242
345
362
440
460
500 e 525
550
3.3.4. COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO
A TRANSMISSORA deve demonstrar que o dimensionamento da isolação dos cabos de potência
foi feito de forma a assegurar o atendimento dos requisitos estabelecidos no item abaixo:
(a)
Isolamento para tensão máxima operativa:
Para dimensionar o isolamento da LTS, referente à espessura mínima da camada de
isolação dos cabos, devem ser obedecidas as prescrições da AEIC CS9-06 – Specifications
for Extruded Insulation Power Cables and Their Accessories Rated above 46 kV through
345 kV – para cabos extrudados conforme valores descritos na Tabela 3-2 - Limites de
solicitação e espessura da isolação para cabos extrudados conforme AEIC CS9-06.
TABELA 3-2 - LIMITES DE SOLICITAÇÃO E ESPESSURA DA ISOLAÇÃO PARA CABOS EXTRUDADOS CONFORME AEIC CS9-06
Classe de tensão Seção do condutor Campo elétrico limite
[kV]
(mm2)
(kV/mm)
(b)
Espessura da
isolação (mm)
138
400 - 2000
8
18
230
500 - 2500
11
23
345
500 - 2500
14
26
Isolamento para manobras e descargas atmosféricas:
As sobretensões transitórias devido às descargas atmosféricas e a manobra, que
dimensionam a espessura mínima da camada de isolação dos cabos, devem ser iguais ou
inferiores às sobretensões máximas indicadas na Tabela 3-3 - Níveis máximos das
sobretensões atmosféricas e de manobra para teste de cabos isolados ca, conforme IEC
62067.
TABELA 3-3 - NÍVEIS MÁXIMOS DAS SOBRETENSÕES ATMOSFÉRICAS E DE MANOBRA PARA TESTE DE CABOS ISOLADOS CA,
CONFORME IEC 62067
Classe de Tensão
(kV)
230
345
Sobretensões máximas (kV)
Descargas
Manobra
atmosféricas
1050
NE
1175
950
NE – valor não especificado
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
A TRANSMISSORA deve verificar a necessidade da instalação de dispositivo para-raios nas
extremidades da LTS para proteção dos cabos contra sobretensões devido às descargas
atmosféricas e a manobra.
3.3.5. EMISSÃO ELETROMAGNÉTICA – CAMPO MAGNÉTICO
O campo magnético sobre os cabos subterrâneos e a um metro acima da superfície do solo deve
ser igual ou inferior aos valores regulamentados pela Resolução Normativa 398 de 23 de março de
2010 da ANEEL, para o público em geral.
3.3.6. DESEQUILÍBRIO
Os desequilíbrios de tensão de sequências negativa e zero da LTS devem estar limitados a 1,5%,
em vazio e a plena carga.
3.4.
REQUISITOS MECÂNICOS
3.4.1. CONFIABILIDADE
O projeto mecânico da LTS deve seguir as recomendações contidas na publicação AEIC G5-90 –
Underground Extruded Power Cable Pulling Guide e na Norma Técnica IEC 61914 Cable Cleats
for Electrical Installations, ou sucessoras.
3.4.2. CARGAS MECÂNICAS SOBRE OS CABOS E ESTRUTURAS
Os cabos, acessórios e ferragens de fixação devem ser dimensionados para suportar as tensões
mecânicas decorrentes da dilatação e retração do condutor provocadas pela variação de
temperatura durante a operação da linha e na ocorrência de curto-circuito.
Devem ser avaliadas as cargas mecânicas nas estruturas de suporte dos terminais, dutos, caixas
de passagem e de emenda para as condições mais desfavoráveis de montagem e manutenção.
3.4.3. MATERIAL DE ENVOLTÓRIA DOS CABOS
A especificação do material de envoltória – backfill – dos cabos e de preenchimento das valas
deve conter, além da resistividade térmica em função da umidade, todos os dados físicos do
material tais como: tipo de material, granulometria, densidade após compactação, grau de
umidade para compactação e dimensões da envoltória.
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EDITAL DE LEILÃO Nº 05/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
4.
LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE
SUBTERRÂNEA – LTAS
4.1.
REQUISITOS GERAIS
Os cabos isolados, a serem utilizados no trecho subterrâneo, devem possuir camadas e materiais
que impeçam a penetração e migração de umidade no seu interior. Nas regiões onde existe a
presença de térmitas (cupins), os cabos isolados devem ter capa externa que previna e evite a sua
perfuração por esses insetos e possíveis danos por corrosão da blindagem metálica e à isolação
com a penetração de umidade.
4.2.
CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS – PARÂMETROS ELÉTRICOS
O desempenho sistêmico do conjunto formado pela LTAS e sua compensação reativa série e/ou
paralela deve ser similar ao do conjunto considerado na configuração básica. Esse desempenho é
caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta dinâmica em regime
normal e nas situações de contingência apresentadas na documentação técnica relativa ao
empreendimento, contidos nos anexos específicos.
4.3.
REQUISITOS ELÉTRICOS – TRECHO AÉREO
Atender ao item 2.2 deste anexo técnico.
4.4.
REQUISITOS MECÂNICOS – TRECHO AÉREO
Atender ao item 2.3 deste anexo técnico.
4.5.
REQUISITOS ELETROMECÂNICOS – TRECHO AÉREO
Atender ao item 2.4 deste anexo técnico.
4.6.
REQUISITOS ELÉTRICOS – TRECHO SUBTERRÂNEO
Atender ao item 3.3 deste anexo técnico.
O religamento da LTAS deve ser mantido se o trecho aéreo for predominante em extensão, no caso
de novo empreendimento, ou se esse recurso operativo já for previsto na LTA a ser convertida em
LTAS.
No caso de se permitir o religamento em LTAS, deve ser avaliado o tempo de retardo do mesmo.
4.7.
REQUISITOS MECÂNICOS – TRECHO SUBTERRÂNEO
Atender ao item 3.4 deste anexo técnico.
4.8.
REQUISITOS ELETROMECÂNICOS – TRECHO SUBTERRÂNEO
Atender ao item 3.4 deste anexo técnico.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
5.
SUBESTAÇÕES
5.1.
INFORMAÇÕES BÁSICAS
A TRANSMISSORA deve desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição das
características e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que os
mesmos serão conectados ao sistema existente.
Todos os equipamentos devem ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a
operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema
interligado.
Nas subestações, a configuração básica deve contemplar equipamentos com características
elétricas básicas similares ou superiores às dos existentes, as quais estão apresentadas nos
documentos listados no Anexo Técnico específico de cada lote. O dimensionamento dos novos
equipamentos deve considerar as atuais e futuras condições a serem impostas pela configuração
prevista pelo planejamento da expansão do Sistema Interligado Nacional - SIN.
Deverá ser previsto espaço adicional, externo e contíguo à casa de comando da TRANSMISSORA,
com área no mínimo igual à utilizada para a construção desta. Este espaço ficará reservado para
expansões futuras da casa de comando da TRANSMISSORA ou alternativamente para eventuais
novas casas de comando de outras transmissoras, quando da implantação de novas instalações de
transmissão.
O Módulo Geral é composto pelos custos diretos de: terreno, cercas, terraplenagem, drenagem,
grama, embritamento, arruamento, iluminação do pátio, proteção incêndio, sistema abastecimento
de água, sistema de esgoto, malha de terra, canaletas principais, acessos, edificações, serviço
auxiliar, área industrial, sistema de ventilação e ar condicionado, sistema de comunicação, sistema
de ar comprimido e canteiro de obras.
Os serviços auxiliares, sistema de água, sistema de incêndio, edificações da subestação (casa de
comando, casa de relés, guaritas), acesso, área industrial, sistema de ventilação e ar condicionado,
sistema de comunicação, e canteiro de obras podem ser compartilhados com outra(s)
transmissora(s), não havendo impedimento que a transmissora atenda às suas necessidades de
forma autônoma, observando sempre a adequada prestação do serviço público de transmissão de
energia elétrica, Cláusula Terceira do Contrato de Concessão.
5.2.
ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES
Atender ao item 6.1 do Submódulo 2.3 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
5.3.
CAPACIDADE DE CORRENTE
5.3.1. CORRENTE EM REGIME PERMANENTE
Atender ao item ao 6.2 do Submódulo 2.3 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
Os barramentos da subestação devem ser dimensionados considerando a situação mais severa
de circulação de corrente, levando em conta a possibilidade de indisponibilidade de elementos da
subestação e ocorrência de emergência no Sistema Interligado Nacional – SIN, no horizonte de
planejamento, conforme estudo definido no item 11.3.4.
No caso de subestação existente, se a máxima corrente verificada for inferior à capacidade do
barramento, o trecho de barramento associado a esse empreendimento deve ser compatível com
o existente.
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EDITAL DE LEILÃO Nº 05/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
A TRANSMISSORA deve informar a capacidade de corrente dos barramentos, para todos os
níveis, rígidos ou flexíveis, para a temperatura de projeto.
Para o dimensionamento da corrente nominal dos equipamentos (disjuntores, seccionadoras, TCs
e bobinas de bloqueio) a TRANSMISSORA deve identificar as correntes máximas a que poderão
ser submetidos, desde a data de entrada em operação até o ano horizonte de planejamento, por
meio dos estudos de fluxo de potência descritos no item 11 deste anexo.
A corrente nominal dos equipamentos de vãos de linha deve ser no mínimo igual à corrente de
curta duração da respectiva linha.
A corrente nominal dos equipamentos de vãos de unidades de transformação deve ser no mínimo
igual à corrente de sobrecarga por 4 (quatro) horas do equipamento, conforme item 6.5.4 (d) deste
anexo técnico.
A corrente nominal dos equipamentos do vão interligador de barras (disjuntor, seccionadoras e
TCs, nos arranjos de barramentos BD4 ou 5 chaves e BPT) deve ser, no mínimo, igual ao maior
valor dentre as correntes determinadas para os demais vãos.
Para os módulos de manobra utilizados nos arranjos de barramento DJM, Anel e BD duplo
disjuntor a determinação da corrente nominal de seus equipamentos deve também considerar as
indisponibilidades de equipamentos, pertencentes ou não a este empreendimento, pois estas
podem submeter os equipamentos remanescentes a valores de correntes ainda mais elevados
que os determinados para o equipamento diretamente ligado ao referido módulo de manobra.
5.3.2. ATERRAMENTO
Atender ao item 6.3 do Submódulo 2.3 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
5.4.
SUPORTABILIDADE
5.4.1. TENSÃO EM REGIME PERMANENTE
Atender ao item 6.5.1 do Submódulo 2.3 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede e ao item 6.12
do presente anexo técnico.
5.4.2. ISOLAMENTO SOB POLUIÇÃO
Atender ao item 6.5.2 do Submódulo 2.3 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
5.4.3. PROTEÇÃO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
Atender ao item 6.5.3 do Submódulo 2.3 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
Caso existam edificações, as mesmas devem atender às prescrições da Norma Técnica
NBR 5419.
5.5.
EFEITOS DE CAMPOS
5.5.1. EFEITO CORONA
Atender ao item 6.6.2 do Submódulo 2.3 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
5.5.2. RÁDIO INTERFERÊNCIA
Atender ao item 6.6.1 do Submódulo 2.3 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
5.5.3. CAMPOS ELÉTRICO E MAGNÉTICO
Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de março de
2010.
5.6.
INSTALAÇÕES ABRIGADAS
Todos os instrumentos, painéis e demais equipamentos dos sistemas de proteção, comando,
supervisão e telecomunicação devem ser abrigados e projetados segundo as normas aplicáveis,
de forma a garantir o perfeito desempenho destes sistemas e sua proteção contra desgastes
prematuros.
Em caso de edificações, é de responsabilidade da TRANSMISSORA seguir as posturas
municipais aplicáveis e as normas de segurança do trabalho.
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EDITAL DE LEILÃO Nº 05/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
6.
EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO
6.1.
DISJUNTORES
Atender ao item 7.4 do Submódulo 2.3 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede e aos tópicos a
seguir.
(a)
O ciclo de operação dos disjuntores deve atender aos requisitos das normas aplicáveis.
(b)
O tempo máximo de interrupção para disjuntores classe de tensão de 550 kV e 362 kV deve
ser de 2 ciclos e, para os disjuntores classe de 245 kV, 145 kV e 72,5 kV deve ser de 3,
ciclos para a frequência de 60 Hz.
(c)
A corrente nominal do disjuntor deve ser compatível com a máxima corrente possível na
indisponibilidade de um outro disjuntor, no mesmo bay ou em bay vizinho, pertencente ou
não a este empreendimento, para os cenários previstos pelo planejamento e pela operação.
(d)
Os disjuntores devem ser dimensionados respeitando os valores mínimos de corrente de
curto - circuito nominal (corrente simétrica de curto-circuito) e valor de crista da corrente
suportável nominal (corrente assimétrica de curto-circuito) dispostos no item de
subestações do anexo específico de cada lote. Relações de assimetria superiores à
indicada no item de capacidade de curto-circuito do anexo específico de cada lote poderão
ser necessárias, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela
TRANSMISSORA, descritos no item 11 deste anexo.
(e)
Os disjuntores devem ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de
discrepância de polos e acionamento monopolar. O ciclo de operação nominal deve ser
compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar e monopolar.
Para disjuntores em níveis de tensão iguais ou inferiores a 138 kV, não se aplicam
acionamento e religamento automático monopolar, podendo o acionamento ser tripolar.
(f)
Caberá à nova TRANSMISSORA fornecer disjuntores com resistores de pré-inserção ou
com mecanismos de fechamento ou abertura controlados, quando necessário.
(g)
Os disjuntores devem ser especificados para operar quando submetidos às solicitações de
manobra determinadas nos estudos previstos no item 11.
(h)
Os disjuntores que manobrarem linhas a vazio devem ser especificados como de
“baixíssima probabilidade de reacendimento de arco”, classe C2, conforme norma IEC
62271-100.
(i)
Os requisitos mínimos para o disjuntor na manobra de linha a vazio devem levar em conta o
valor eficaz da tensão fase-fase da rede de 770 kV à frequência de 60 Hz, para os
disjuntores dos pátios de 500 kV. Os correspondentes valores para os demais pátios são
345 kV: 507 kV, 230 kV: 339 kV, 138 kV: 203 kV e 69 kV: 102 kV à frequência de 60 Hz.
Valores superiores a estes podem ser necessários, caso os estudos definidos no item 11
assim o determinem.
(j)
Os disjuntores que manobrem banco de capacitores em derivação devem ser do tipo de
“baixíssima probabilidade de reacendimento de arco”, classe C2 conforme norma IEC
62271-100. Caso os estudos de manobra especificados no item 11 indiquem a necessidade
de adoção de chaveamento controlado ou resistores de pré-inserção, os disjuntores
deverão ser equipados com estes dispositivos.
(k)
Os disjuntores devem ser especificados para abertura de corrente de curto-circuito nas
condições mais severas de X/R no ponto de conexão do disjuntor, condições estas que
deverão ser identificadas pelo Agente. Em caso de disjuntores localizados nas proximidades
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EDITAL DE LEILÃO Nº 05/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
de usinas geradoras, especial atenção deve ser dada à determinação da constante de
tempo a ser especificada para o disjuntor. Isto se deve à possibilidade de elevada
assimetria da corrente de curto-circuito suprida por geradores.
(l)
Capacidade de manobrar outros equipamentos e/ou linhas de transmissão existentes na
subestação onde estão instalados, em caso de faltas nesses equipamentos seguidas de
falha do referido disjuntor, considerando inclusive disjuntor em manutenção.
(m)
Capacidade de manobrar a linha de transmissão licitada em conjunto com o(s)
equipamento(s) / linha(s) de transmissão a elas conectadas em subestações adjacentes,
em caso de falta no equipamento / linha de transmissão da subestação adjacente, seguido
de falha do respectivo disjuntor.
(n)
Os disjuntores utilizados na manobra de reatores em derivação devem ser capazes de abrir
pequenas correntes indutivas e ser especificados com dispositivos de manobra controlada.
(o) Nos casos em que forem utilizados mecanismos de fechamento ou abertura controlados devem
ser especificados a dispersão máxima dos tempos médios de fechamento ou de abertura,
compatíveis com as necessidades de precisão da manobra controlada. O disjuntor deve ser
especificado em consonância com o procedimento descrito no Technical Report – IEC/TR
62271-302 – High voltage switchgear and controlgear – Part 302: Alternating current circuitbreakers with intentionally non-simultaneous pole operation.
6.2.
SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO
Atender ao item 7.5 do Submódulo 2.3 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
Estes equipamentos devem atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes de
efetuar as manobras listadas no item 11.4.10.
As seccionadoras devem ser especificadas preferencialmente para a mesma corrente nominal
utilizada pelos disjuntores do mesmo empreendimento, aos quais estejam associadas.
Todas as entradas de linhas de transmissão deverão contar com lâminas de terra ou chaves de
aterramento. Não é permitida a utilização de aterramentos temporários.
As lâminas de terra e chaves de aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas de
capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 62271-102. Caso
os estudos transitórios identifiquem valores superiores aos normalizados, as lâminas de
aterramento deverão ser especificadas para atender a estas solicitações.
Esses equipamentos devem ser dimensionados considerando a relação X/R do ponto do sistema
onde serão instalados.
6.3.
PARA-RAIOS
Deverão ser instalados para-raios nas entradas de linhas de transmissão, nas conexões de
unidades de transformação de potência, de reatores em derivação e de bancos de capacitores não
autoprotegidos. Os para-raios devem ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), adequados
para instalação externa.
Os para-raios devem ser especificados com uma capacidade de dissipação de energia suficiente
para fazer frente a todas as solicitações identificadas nos estudos descritos no item 11 deste
anexo.
A TRANSMISSORA deverá informar, ainda na fase de projeto básico, em caso de
indisponibilidade dos dados finais do fornecimento, os valores de catálogo da família do para-raios
escolhido para posterior utilização no empreendimento.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
6.4.
TRANSFORMADORES DE CORRENTE E POTENCIAL
As características dos transformadores de corrente e potencial, como: número de secundários,
relações de transformação, carga, exatidão, etc., devem satisfazer as necessidades dos sistemas
de proteção e de medição das grandezas elétricas e medição de faturamento, quando aplicável.
Os transformadores de corrente devem ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e os
de potencial devem ter enrolamentos secundários individuais e serem próprios para instalação
externa.
Os núcleos de proteção dos transformadores de corrente devem possuir classe de desempenho
TPX ou TPY, conforme estabelecido na Norma IEC 60.044-6 1992 (Instrument transformers - part
6: Requirements for protective current transformers for transient performance), considerando a
constante de tempo primária (relação X/R) do ponto de instalação e o ciclo de religamento previsto
e a real carga secundária do transformador de corrente. Este requisito objetiva limitar a saturação
do transformador de corrente durante curtos – circuitos e religamentos rápidos, de forma que o
erro instantâneo de medição até o instante de atuação da proteção não ultrapasse 10%.
A TRANSMISSORA deve especificar transformadores de corrente com o valor de crista da
corrente suportável nominal (corrente de curto-circuito assimétrica) e a corrente suportável
nominal de curta duração (corrente de curto simétrica) que respeitem o disposto no item de
subestações do anexo específico de cada lote.
Fatores de assimetria superiores ao indicado no item anterior poderão ser necessários, em função
dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 11 deste
anexo técnico.
6.5.
UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA
6.5.1. ENERGIZAÇÃO DE UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA
Devem ser atendidas as determinações do item 7.1.1 da revisão 2.0 do Submódulo 2.3 dos
Procedimentos de Rede.
6.5.2. COMUTAÇÃO DE DERIVAÇÃO EM CARGA
Devem ser atendidas as determinações do item 7.1.3 da revisão 2.0 do Submódulo 2.3 dos
Procedimentos de Rede.
6.5.3. CONDIÇÕES OPERATIVAS
Conforme estabelecido no item 7.1.4.1 da revisão 2.0 do Submódulo 2.3 dos Procedimentos de
Rede, as unidades de transformação de potência devem ser capazes de operar com as suas
potências nominais, em regime permanente, para toda a faixa operativa de tensão definida na
Tabela 1 do Submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede, tanto no primário quanto no
secundário. Caso possuam comutadores de derivação, sejam eles em carga ou não, a referida
faixa operativa deverá ser atendida para todas as posições desses comutadores.
As unidades de transformação devem ser capazes de operar nas condições estabelecidas na
norma ABNT NBR 5416 e na Resolução Normativa ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de 2005,
resguardado o direito de adicional financeiro devido a sobrecargas que ocasionem perda adicional
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
de sua vida útil, em conformidade com os procedimentos da Resolução Normativa ANEEL nº 513,
de 16 de setembro de 2002.
Deve ser possível energizar as unidades de transformação sem restrições, tanto pelo enrolamento
primário quanto pelo secundário, para toda a faixa de tensões operativas, o que deve ser
demonstrado pelos estudos de manobra definidos no item 11.
As unidades de transformação devem ser adequadas para operação em paralelo nos respectivos
terminais de alta e baixa tensão.
A unidade de transformação de potência deve ser capaz de suportar o perfil de sobre-excitação
em vazio a 60 Hz, de acordo com a Tabela 6-1 - Sobre-excitação em vazio a 60 Hz, em qualquer
derivação.
TABELA 6-1 - SOBRE-EXCITAÇÃO EM VAZIO A 60 HZ, EM QUALQUER DERIVAÇÃO DE OPERAÇÃO
Período
Tensão (pu da tensão de derivação)
10 (dez segundos
1,35
20 (vinte) segundos
1,25
1 (um) minuto
1,20
8 (oito) minutos
1,15
6.5.4. CAPACIDADE DE CARREGAMENTO
(a) Referências normativas
Os requisitos funcionais a serem atendidos por novas unidades de transformação de potência, no
que diz respeito aos procedimentos para aplicação de carga e à capacidade de carregamento, que
balizam o relacionamento entre a transmissora e o ONS, estão regulados através das resoluções
normativas da ANEEL REN 191-2005 e 513-2002. Por sua vez, o dimensionamento e fabricação
devem ser feitos conforme as normas técnicas brasileiras, a NBR 5416 e 5356 da ABNT.
Além do ensaio de aquecimento normal, deve ser realizado ensaio de elevação de temperatura
em sobrecarga para comprovar se a elevação de temperatura é compatível com o atendimento
aos requisitos funcionais descritos no presente Edital, com o regime de carregamento pretendido e
com a expectativa de vida útil de 35 (trinta e cinco) anos regulamentada. A descrição detalhada do
ensaio, bem como recomendações específicas relativas à capacidade de carregamento de uma
unidade de transformação constam da Nota Técnica ONS NT 038/2014, de 25 de fevereiro de
2014, disponível no portal do ONS – www.ons.org.br.
(b) Vida útil
As unidades de transformação de potência devem ser dimensionadas para expectativa de vida útil
de 35 (trinta e cinco) anos, conforme Resolução Normativa da ANEEL no 474/2012 e ser
especificadas com papel termoestabilizado ou de classe térmica superior. Tal requisito deve ser
levado em conta também na gestão da manutenção, atribuição da transmissora.
A formulação para a modelagem das temperaturas e a avaliação do envelhecimento devem seguir
o modelo da IEC 60076-7. O critério a ser adotado para avaliação da vida útil deve ser o do valor
do grau de polimerização remanescente da isolação igual a 200 (150.000 h).
(c) Subsídios para elaboração da especificação para fabricação da unidade de transformação
É atribuição da transmissora a especificação para fabricação da unidade de transformação, de
forma que sejam atendidos os requisitos funcionais estabelecidos nos anexos técnicos dos editais
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
de leilão e nos procedimentos de rede. A especificação para fabricação pode levar em conta, entre
outros, os seguintes aspectos:
Temperatura ambiente média máxima (temperatura máxima segundo NBR 5356) do local de
implantação da unidade de transformação; e
Carregamento típico em regime permanente da unidade de transformação em questão, função
da quantidade total de unidades de transformação em paralelo no mesmo barramento até o
horizonte de planejamento da subestação.
É responsabilidade da transmissora a gestão da unidade de transformação, do ponto de vista de
rotinas de manutenção, de forma a possibilitar o atendimento aos requisitos funcionais.
(d) Temperatura ambiente
A avaliação da expectativa de vida da unidade de transformação deve ser feita considerando
temperatura ambiente média da região, majorada pela elevação de temperatura local devido ao
ambiente da subestação. Por sua vez, a avaliação das temperaturas máximas atingidas
internamente à unidade deve ser feita considerando a temperatura média máxima da região,
também majorada pela elevação de temperatura local devido ao ambiente da subestação
(temperatura máxima segundo NBR 5416). Tais valores deverão ser no mínimo 30°C e 40°C,
respectivamente, conforme estabelecido na NBR 5356-2. Valores superiores, a critério da
transmissora, deverão constar da especificação de compra do transformador, a ser considerada
pelo fabricante em seu projeto.
(e) Limites de temperatura
A unidade de transformação deve ser dimensionada para que, na temperatura ambiente média
máxima (temperatura máxima segundo NBR 5356) para efeito de dimensionamento (mínimo de
40°C), a temperatura do topo do óleo, do ponto mais quente do enrolamento e de outras partes
metálicas sem contato com celulose seja inferior aos valores estabelecidos na Tabela 6-2.
TABELA 6-2 - TEMPERATURAS LIMITE (°C) (PARA TEMPERATURA AMBIENTE DE 40°C OU SUPERIOR)
Temperaturas limite (°C)
Tipo de carregamento
Óleo
Ponto mais quente do
enrolamento
Outras partes metálicas sem
contato com celulose
Ensaio de 1,2 pu por 4 horas
110
130
160
Ensaio de 1,4 pu por meia hora
110
140
180
(f) Situações de carregamento para dimensionamento
O dimensionamento da unidade de transformação de potência deve ser feito considerando dois
ciclos de carga de referência: ciclo de carga normal e ciclo de sobrecarga. A expectativa de vida
nessa condição composta deve ser de 35 (trinta e cinco) anos.
A unidade de transformação deve ser dimensionada para que possa operar continuamente desde
sua entrada em operação e por 90% dos dias ao longo da vida útil de 35 (trinta e cinco) anos com
carregamento de 100% da potência nominal.
A unidade de transformação deve ser dimensionada para que, em condição de sobrecarga, possa
operar nas condições descritas a seguir sempre que solicitada pelo ONS desde sua entrada em
operação e por um tempo máximo acumulado de 10% dos dias ao longo da vida útil de 35 (trinta e
cinco) anos, totalizando 3,5 (três e meio) anos.
Carregamento de 120% da potência nominal por período de 4 (quatro) horas do seu ciclo diário
de carga para a expectativa de perda de vida útil estabelecida nas normas técnicas de
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
carregamento de unidades de transformação. A referida sobrecarga de 20% deve poder ser
alcançada para qualquer condição de carregamento da unidade de transformação no seu ciclo
diário de carga, inclusive com carregamento prévio de 100% da sua potência nominal.
Carregamento de 140% da potência nominal por período de 30 (trinta) minutos do seu ciclo
diário de carga para a expectativa de perda de vida útil estabelecida nas normas técnicas de
carregamento de unidades de transformação. A referida sobrecarga de 40% deve poder ser
alcançada para qualquer condição de carregamento da unidade de transformação no seu ciclo
diário de carga. Uma vez que o carregamento de 140% decorre de uma contingência não
prevista, por segurança, a unidade de transformação deve ser dimensionada considerando que
os carregamentos de 120% e 140% possam ocorrer dentro do mesmo ciclo diário, mesmo que
não tenha havido intervalo de tempo entre ocorrências suficiente para que entre o primeiro e o
segundo carregamentos a temperatura tenha se estabilizado, como ilustrado na Figura 6-1. O
carregamento de 140% refere-se ao ciclo de carregamento em condição de emergência de
curta duração, será utilizado em situações de contingência no SIN como último recurso
operativo antes do corte de carga e, portanto, não é considerado historicamente no âmbito do
planejamento.
FIGURA 6-1 – CICLO DE SOBRECARGA PARA DIMENSIONAMENTO
6.5.5. IMPEDÂNCIA
Devem ser atendidas as determinações do item 7.1.5 da revisão 2.0 do Submódulo 2.3 dos
Procedimentos de Rede.
O valor da impedância entre o enrolamento primário e secundário deve ser compatível com o
sugerido nos estudos de sistema, disponibilizados na documentação anexa a este Edital. Esses
estudos devem ser detalhados pela TRANSMISSORA quando da execução do projeto básico,
observando-se, no entanto, o valor máximo estabelecido no item 7.1.5.1 da revisão 2.0 do
Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede, ou seja, 14% referenciados à temperatura de 75°C,
válido para unidades transformadoras de potência. No caso específico de unidades
transformadoras defasadoras, a impedância deve ser dimensionada de acordo com as
necessidades do conjunto impedância-defasagem angular, de forma a prover o desempenho
previsto nos estudos de sistema.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
6.5.6. PERDAS
Devem ser atendidas as determinações do item 7.1.6 da revisão 2.0 do Submódulo 2.3 dos
Procedimentos de Rede.
As perdas totais referenciadas no item 7.1.6.2 da revisão 2.0 do Submódulo 2.3 dos
Procedimentos de Rede devem ser entendidas como perdas na tensão e frequência nominais para
a operação primário-secundário. Além disso, não são aplicáveis a transformadores utilizados em
compensadores estáticos.
6.5.7. NÍVEL DE RUÍDO
Devem ser atendidas as determinações do item 7.1.7 da revisão 2.0 do Submódulo 2.3 dos
Procedimentos de Rede.
6.5.8. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS
(a) Núcleo
Os elementos metálicos passantes através do núcleo, caso existam, devem ter isolação, no
mínimo, para 500 V e classe térmica de 120ºC (classe E), resistente a óleo isolante. Os parafusos
e porcas devem ser travados de modo a não se afrouxarem pela vibração devido ao transporte e à
operação.
(b) Materiais
Todos os materiais construtivos em contato com o líquido isolante devem ser compatíveis com o
mesmo, conforme ensaio descrito nas normas ABNT NBR 14274 e 16431.
(c) Isolação sólida
Os materiais isolantes sólidos utilizados no transformador devem ser de classe térmica mínima
105 (denominada anteriormente classe A, conforme a ABNT NBR 7034).
O papel isolante utilizado para isolação dos condutores dos enrolamentos deve ser classe térmica
mínima de 120ºC (classe E), por exemplo do tipo papel termoestabilizado obtido pela adição de
dicianodiamida ou outro composto nitrogenado equivalente. Nesse caso, deve ser verificado o teor
de nitrogênio no papel termoestabilizado usando o método ASTM D982-5.
(d) Isolação líquida
Salvo indicação contrária, o fornecimento do transformador inclui o fornecimento do líquido
isolante, que deve se enquadrar em uma das alternativas abaixo.
a) óleo mineral do tipo A (base naftênica), de acordo com as resoluções vigentes da ANP –
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (referência resolução ANP nº 36, de
05/12/2008), aditivado apenas com aditivo antioxidante DBPC/DBP, isento de enxofre corrosivo,
conforme ABNT NBR 10576. Não será aceito óleo isolante com passivador derivado de tolutriazol
nem outro aditivo antioxidante tais como o DBDS;
b) óleo vegetal, de classe K, biodegradável de acordo com a norma ABNT NBR 15422 e os
requisitos do item 4.5.1 da IEC 62770:2013 no que se refere a estabilidade a oxidação.
(e) Tanque e tampa
Devem ser observados os requisitos da norma ABNT NBR 16126.
(f) Sistema de preservação de óleo
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
Todo transformador deve ser dotado de sistema de preservação de óleo que impeça o contato
contínuo do líquido isolante com o ar ambiente. Estão excluídas as soluções do tipo respiração
livre.
(g) Juntas e anéis de vedação
Os flanges e juntas de vedação devem atender aos critérios de dimensionamento e requisitos
mínimos da norma ABNT NBR 16126.
(h) Acessórios
Os acessórios devem atender integralmente à norma ABNT NBR 16367, em todas as suas partes.
(i)
Válvulas
As válvulas devem atender aos requisitos da norma ABNT NBR 16367-6.
(j)
Soldas
Todas as soldas do transformador, excluindo-se o elemento ativo, devem ser executadas de
acordo com as recomendações da AWS-D1.1-80 ou ISO 15614-7 e da ABNT NBR 16126.
(k) Comutador de derivações
O comutador deve ser projetado, fabricado e ensaiado de acordo com as normas ABNT NBR
8667-1, 8667-2 e 5356-1 e deve suportar esforços impostos por curto-circuito externo, sob as
condições mais desfavoráveis. O comutador de derivações em carga deve ser escolhido de tal
forma que a sua corrente nominal seja maior ou igual à corrente nominal do transformador na
derivação de máxima corrente. Deve ser confirmado também o atendimento à NT-038 do ONS.
Deve ser preferencialmente do tipo a vácuo.
O comutador de derivações sem tensão deve ser projetado, fabricado e ensaiado de acordo com
as normas ABNT NBR 8667-1, 8667-2 e 5356-1 e deve suportar esforços impostos por curtocircuito externo, sob as condições mais desfavoráveis. Devem ser observadas os critérios de
instalação do acionamento conforme a norma ABNT NBR 16126.
6.6.
REATORES EM DERIVAÇÃO
6.6.1. TENSÃO NOMINAL
Os reatores em derivação devem ser especificados e ensaiados com uma tensão nominal que
atenda aos seguintes requisitos:
Ser igual ao valor mediano da faixa de valores de tensão estabelecidos para a condição
operativa nominal na Tabela 11-1 – Tensão eficaz entre fases admissível (kV).
Atender as solicitações determinadas pelos estudos de fluxo de potência, descritos no
item 11, que podem levar a necessidade da adoção de tensão nominal superior à tensão
máxima operativa da rede.
O dimensionamento do reator, do ponto de vista das temperaturas máximas possíveis de serem
atingidas, deve ser feito para a tensão máxima operativa, como estabelecido na Tabela 11.1 ou
para a tensão determinada pelos estudos de fluxo de potência, descritos no item 11, nas situações
em que a tensão nominal seja superior à máxima tensão operativa da rede.
Deve atender as características de temperatura conforme as normas ABNT
A operação na tensão nominal deve ser possível por toda a vida útil do equipamento.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
6.6.2. TOLERÂNCIAS
Devem ser atendidas as determinações do item 7.2.2.1 da revisão 2.0 do Submódulo 2.3 dos
Procedimentos de Rede.
6.6.3. ESQUEMAS DE ATERRAMENTO
Devem ser atendidas as determinações do item 7.2.2.2 da revisão 2.0 do Submódulo 2.3 dos
Procedimentos de Rede.
A necessidade de adoção de reator de neutro deverá ser identificada nos estudos de religamento
monopolar, considerando a frequência da rede entre 56 Hz e 66 Hz. Caso seja necessário o uso
de impedância de aterramento, o isolamento do neutro do reator deve ser dimensionado
considerando esse equipamento.
6.6.4. PERDAS
Para reatores em derivação trifásicos ou monofásicos de potência nominal igual ou superior a
5 Mvar e de tensão nominal do enrolamento de alta tensão igual ou superior a 230 kV, as perdas
totais máximas, à tensão e frequência nominais, devem atender à Tabela 6-3 abaixo.
TABELA 6-3 – PERDAS TOTAIS MÁXIMAS PARA REATORES EM DERIVAÇÃO TRIFÁSICOS OU MONOFÁSICOS COM TENSÃO NOMINAL
IGUAL OU SUPERIOR A 230 KV, EM PERCENTAGEM DA POTÊNCIA NOMINAL
Potência Nominal (Pn)
Perdas Totais Máximas
5 ≤ Pn < 10 Mvar
0,70 % de Pn
0,60 % de Pn
10 Pn < 15 Mvar
0,50 % de Pn
15 Pn < 20 Mvar
0,40 % de Pn
20 Pn < 30 Mvar
0,30 % de Pn
Pn 30 Mvar
Nota: Perdas à tensão e frequência nominais.
6.6.5. REGIME DE OPERAÇÃO
Os reatores em derivação devem ser especificados para operar continuamente na tensão nominal
definida em 6.6.1 durante toda a sua vida útil.
Os reatores manobráveis devem ser especificados para suportar os transitórios devido às
manobras de abertura e fechamento diária de seus disjuntores durante toda a sua vida útil.
Devem ser atendidas as determinações dos itens 7.2.2.4 e 7.2.2.5 da revisão 2.0 do Submódulo
2.3 dos Procedimentos de Rede.
Os reatores devem ser capazes de suportar os níveis de sobretensões transitórias e temporárias
definidos pelos estudos de sistema.
O dimensionamento dos reatores, em especial os de linha, deverá considerar a possibilidade de
sobretensões em regime normal de operação de forma a não serem limitadores da capacidade de
transmissão da linha.
6.6.6. CARACTERÍSTICA V x I
A curva de saturação do reator deve ser linear até um valor de tensão de no mínimo 1.4 pu.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
6.6.7. VIDA ÚTIL
Os reatores em derivação submetidos ao regime de operação estabelecido no presente
documento devem ser especificados para a expectativa de vida útil de 36 (trinta e seis) anos,
conforme Resolução Normativa ANEEL nº 474/2012. Devem ser especificados com papel
termoestabilizado ou de classe térmica superior. Tais requisitos devem ser levados em conta
também na gestão da manutenção, atribuição da transmissora.
Em caso de reatores de linha, a sua exposição às tensões estabelecidas na Tabela 6-10, durante
a operação em vazio por uma hora da linha onde estão instalados, não deve alterar a expectativa
de vida supra mencionada.
A formulação para a modelagem das temperaturas e a avaliação do envelhecimento devem seguir
o modelo da IEC 60076-7. O critério a ser adotado para avaliação da vida útil deve ser o do valor
do grau de polimerização remanescente da isolação igual a 200 (150.000 h).
A avaliação da expectativa de vida deve ser feita considerando temperatura ambiente média da
região, majorada pela elevação de temperatura local devido ao ambiente da subestação. Essa
temperatura deverá ser no mínimo igual a 30°C, conforme estabelecido na NBR 5356-2. Valor
superior, a critério da transmissora, deverá constar da especificação de compra do reator, a ser
considerada pelo fabricante em seu projeto.
6.7.
TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO
A TRANSMISSORA deve verificar os requisitos que deverão ser atendidos pelo(s)
transformador(es) de aterramento junto à(s) concessionária(s) que se conectarão às subestações
sob sua responsabilidade.
6.8.
BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE
6.8.1. CARACTERÍSTICAS GERAIS
A reatância capacitiva total do banco deve ser calculada com base no percentual de compensação
da linha estabelecido no Anexo Técnico específico do lote e no comprimento da linha resultante do
projeto proposto pela TRANSMISSORA;
A TRANSMISSORA deverá explicitar a corrente de swing adotada no projeto do banco série,
justificando o valor adotado com base em avaliações dinâmicas;
A capacidade de sobrecarga deve atender à norma ou a valores superiores, quando os estudos de
planejamento da expansão da transmissão assim o indicarem;
A TRANSMISSORA deve dimensionar o banco série e seu esquema de proteção considerando o
ano de entrada em operação e o ano horizonte de planejamento, fazendo uso dos dados
disponibilizados pela EPE e pelo ONS;
Em relação à capacitância, são admitidas as seguintes tolerâncias nos bancos de capacitores:
2,0% por fase em relação ao valor especificado. Nenhum valor medido em quaisquer das três
fases deve afastar-se mais de 1% do valor médio medido das três fases;
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
O valor médio das perdas dielétricas de cada unidade capacitiva à tensão e frequência nominais,
com resistor de descargas e à temperatura de 20ºC deve ser de, no máximo, 0,12 W/kvar, para
capacitores sem fusíveis internos, e 0,16 W/kvar, para capacitores com fusíveis internos;
O banco de capacitores série fixos não deve contribuir para instabilizar a resposta da rede para as
frequências subsíncronas advindas de sua implantação na região onde será instalado.
6.8.2. REQUISITOS DOS VARISTORES DOS EQUIPAMENTOS DE COMPENSAÇÃO REATIVA
SÉRIE
Os varistores dos equipamentos de compensação reativa série deverão ser definidos levando em
consideração todos os cenários e intercâmbios previstos, da configuração inicial ao ano horizonte
de planejamento, bem como todos os tipos de falta.
Os requisitos de energia dos varistores deverão ser definidos pela TRANSMISSORA para
condição de falta externa mais crítica, inclusive para a condição de linha paralela fora de serviço.
Não será permitida a atuação de dispositivos de proteção dos varistores para faltas externas ao
banco série, à exceção dos seguintes casos específicos:
(a)
Faltas externas que sejam eliminadas em mais de 100 ms. Neste caso, o dispositivo de
proteção dos varistores só poderá atuar 100 ms após a detecção da falta. O banco de
capacitores série deverá ser reinserido em até 300 ms após a eliminação da falta.
(b)
Faltas externas trifásicas eliminadas em até 100 ms, com religamento mal sucedido após
500 ms de tempo morto. Neste caso o dispositivo de proteção dos varistores só poderá
atuar após 100 ms da tentativa mal sucedida de religamento.
6.8.3. DEMONSTRAÇÃO DO ATENDIMENTO AOS REQUISITOS
A TRANSMISSORA deve apresentar no Projeto Básico:
6.9.
(a)
Memória de cálculo do dimensionamento dos diversos componentes do Main Circuit
(b)
Descrição do comportamento térmico do banco após aplicação de uma sequência de faltas
e da atuação do by-pass, incluindo a curva de aquecimento/resfriamento do banco;
(c)
Estudo de dimensionamento do MOV do banco série e da definição dos ajustes de by-pass
por corrente ou energia, a ser realizado no programa ATP (Alternative Transients Program);
(d)
Modelos de transitórios eletromagnéticos para a representação do banco série no programa
ATP, em meio digital, e com a documentação necessária. Estes modelos deverão ser
apresentados em uma versão padrão do fornecedor no projeto básico e posteriormente,
para os estudos pré-operacionais, na versão definitiva e fidedigna do equipamento
fornecido;
(e)
Estudos de ressonância subsíncrona, estabilidade eletromecânica e transitórios
eletromagnéticos.
BANCO DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO
6.9.1. CARACTERÍSTICAS GERAIS
Será permitida a ligação de mais de um banco de capacitores em derivação ao barramento
através de uma única conexão, desde que cada banco de capacitor seja protegido e
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EDITAL DE LEILÃO Nº 05/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
manobrado independentemente e que seja demonstrado através de estudos de sistema que
tal configuração não comprometa o desempenho do sistema.
Serão admitidas as seguintes tolerâncias do banco: capacitância do banco: ± 2,0% por fase
em relação ao valor especificado e nenhum valor medido em quaisquer das 3 fases não
deve afastar-se mais de 1% do valor médio medido das três fases.
O valor médio das perdas dielétricas de cada unidade capacitiva à tensão e frequência
nominais, com resistor de descargas e à temperatura de 20ºC deverá ser de no máximo
0,12 W/kVAr para capacitores sem fusíveis internos e 0,16 W/kVAr para capacitores com
fusíveis internos.
Todos os equipamentos e dispositivos da subestação deverão suportar as correntes de
curtos-circuitos estabelecidas no Anexo técnico específico do lote, superpostas com a
solicitação mais severa possível decorrente da descarga dos capacitores devido a curtoscircuitos internos à subestação.
Todos os equipamentos e dispositivos da subestação onde o banco será instalado deverão
suportar e responder adequadamente a todas as solicitações de correntes e tensões
provenientes da energização do banco isoladamente ou na condição back-to-back para
todas as configurações do período de concessão da instalação;
A energização dos bancos não poderá provocar sobretensões e sobrecorrentes inaceitáveis
nas subestações da Rede Básica.
6.10. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS – CER
6.10.1.
CONDIÇÕES GERAIS
(a)
O sistema de controle do compensador estático não pode comprometer o desempenho do
SIN, tanto em operação normal como em contingências, emergências e operação
degradada, para regimes permanente e transitório.
(b)
O compensador estático não deve propiciar o surgimento de condições de
ferrorressonância, nem de saturação assimétrica de núcleos de transformadores.
(c)
Para qualquer cálculo de harmônicos e filtros devem ser consideradas as tolerâncias de
fabricação das impedâncias dos transformadores elevadores dos CERs, incluindo
diferenças entre fases, bem como os valores especificados de tensão de sequência
negativa da rede e da faixa de variação da frequência fundamental.
(d)
O controle do CER deve ser concebido de forma a evitar hunting com controles de outros
CERs eletricamente próximos. As operações do sistema de controle de elementos
manobráveis e/ou comutadores automáticos de transformadores (do compensador estático
ou externos), não devem dar origem a oscilações intermitentes (huntings) entre estes
elementos, nem entre nenhum deles e o controle do compensador.
(e)
O controle do compensador estático deve ser concebido de forma a contribuir para
minimizar as perturbações no sistema elétrico, durante uma falta. O controle deve ser
dimensionado considerando a necessidade de atuação do esquema de religamento
monopolar.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
(f)
O controle do CER deve permitir a entrada de sinais de grandezas elétricas adicionais, tais
como fluxo de potência ativa e frequência, com o objetivo de modular, se necessário, a
potência reativa do CER no sentido de amortecer oscilações de tensão, oscilações de
potência na rede elétrica. No entanto, o controle do CER deve manter um comportamento
estável, sem perturbar a operação do sistema, em condições de oscilações subsíncronas.
(g)
O controle do CER deve ser projetado de tal forma a não comprometer a estabilidade de
tensão da rede elétrica. Para tanto, deve identificar a sensibilidade da tensão da rede
elétrica à variação da susceptância do CER, e adotar medidas corretivas no sentido de
evitar condições de instabilidade.
(h)
Deve ser demonstrado o desempenho do compensador estático para a operação em
condições nominais e degradadas por meio de estudos, com programas de transitórios
eletromagnéticos e de estabilidade transitória e dinâmica, a serem elaborados pelo agente
transmissor.
(i)
Todos os equipamentos integrantes do CER deverão ser dimensionados para suportar
solicitações de curto-circuito na barra de conexão da Rede Básica, definidas para a
subestação onde serão instalados.
(j)
Deve ser possível ajustar a inclinação da rampa do controle do CER de forma contínua
dentro da faixa de tensão operativa em regime permanente.
(k)
Deverá ser fornecido na etapa de projeto básico a memória de cálculo com o
dimensionamento do circuito principal do compensador estático.
6.10.2.
AJUSTE DO SISTEMA DE CONTROLE
A potência de curto-circuito trifásica máxima no barramento de conexão no ano de entrada em
operação e a potência de curto-circuito mínima para o mesmo ano em condição de rede
degradada deverão ser informadas pela TRANSMISSORA ao fabricante, com a finalidade de
permitir o ajuste adequado do sistema de controle do compensador estático.
6.10.3.
TEMPOS DE ELIMINAÇÃO DE DEFEITO
O projeto deve considerar os seguintes tempos de eliminação de falta:
TABELA 6-4 - TEMPOS DE ELIMINAÇÃO DE DEFEITOS (MS)
Tensão(kV)
Sem falha de
disjuntor
765
80
525 e 500
100
440
100
345
100
230
150
138
150
138 (*)
450
88 (*)
450
69 (*)
800
(*) sem teleproteção
6.10.4.
Com falha de
disjuntor
200
250
250
400
500
500
750
750
1000
FREQUÊNCIA
O CER deverá ser dimensionado para operar nas seguintes condições de frequência:
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
Faixa de Frequência em Regime Permanente: 60 Hz ± 0,2 Hz
Faixa de Variação Transitória de Frequência
(a) 56 a 59,8 Hz por 20 segundos
(b) 60,2 a 66 Hz por 20 segundos
A faixa de operação em regime permanente deverá ser utilizada para cálculos de desempenho de
equipamentos e as faixas de operação transitória para o cálculo dos valores de capacidade
(rating).
6.10.5.
CICLO DE SOBRECARGA
O CER deverá ser capaz de suportar as seguintes condições de operação em sobrecarga:
TABELA 6-5 – TENSÃO X TEMPO
Tensão (pu)
1,80
1,40
1,30
1,20
1,05(1)
Tempo
50 ms (Ind)
200 ms (Ind)
1 s (Ind)
10 s (Ind)
Contínuamente (Cap/Ind)
Nota 1: Para as tensões de operação de 500 ou 525 kV, o ciclo deverá prever a operação continua para 550
kV (1,10 pu de 500 kV).
O CER deverá suportar o ciclo de sobretensão/sobrecarga indutiva, a partir do regime
permanente, totalmente indutivo, observando ainda as seguintes condições:
(a) Sem que haja disparo protetivo da válvula de tiristores produzido pelas sobretensões de bloqueio dos
tiristores (turn-off overshoot);
(b) Sem que a temperatura de junção dos tiristores supere a máxima temperatura de junção admitida no
projeto;
(c) Sem que haja limitação no ângulo de disparo do(s) TCR(s) (reator controlado a tiristores).
6.10.6.
DESEMPENHO DO CER
A resposta ao degrau do CER deverá apresentar, no mínimo, o seguinte desempenho:
TABELA 6-6 – RESPOSTA DO CER
Parâmetros
Response time (rise time): 90% do valor final
Settling time: ±5% do valor final
Overshoot: sem exceções
Valor
33 ms
100 ms
30%
Esta resposta deve ser atingida para qualquer tensão dentro da faixa operativa, para qualquer
condição da rede externa ao CER. O tempo de resposta do controle do CER é avaliado
considerando a variação da tensão medida do ponto de conexão do CER, após as filtragens, com
o estatismo do controle ajustado em zero.
6.10.7.
DESEMPENHO HARMÔNICO
Definições:
(a)
Distorção de tensão harmônica individual
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
D= Vh
(b)
(em %)
Distorção de tensão harmônica total (DTHT) é a raiz quadrada do somatório quadrático das
tensões harmônicas de ordens 2 a 30:
DTHT=
Vh 100
V
2
h
(em %), onde:
vh
tensão harmônica de ordem h em porcentagem da fundamental
v1
v h tensão harmônica de ordem h (V)
v 1 tensão fundamental nominal (V)
6.10.8.
CONDIÇÕES GERAIS PARA O DESEMPENHO HARMÔNICO
Devem-se considerar, para a avaliação do desempenho harmônico do CER (Compensador
Estático de Reativos), as seguintes condições e requisitos:
(a)
A determinação do envelope de impedância harmônica da rede CA deve considerar os
diversos cenários de evolução da rede ao longo do período de concessão, nas
configurações relativas aos patamares de carga leve, média e pesada. A TRANSMISSORA
poderá representar cargas, devendo demonstrar, a adequação do modelo de carga
adotado. Preferencialmente a carga deverá ser representada onde ela está concentrada, ou
seja, principalmente na distribuição primária. O envelope total poderá ser subdividido em
subenvelopes de harmônicos sucessivos. Além dos harmônicos do grupo deverão ser
incluídos em cada subenvelope o harmônico imediatamente superior e imediatamente
inferior as ordens harmônicas do grupo, com a finalidade de garantir a intersecção entre os
conjuntos.
(b)
Os envelopes de impedância harmônica devem ser determinados considerando-se a
metodologia do setor circular (anular), ou seja, estes envelopes devem ser definidos pelos
seus raios máximo e mínimo e ângulos máximo e mínimo. Estes lugares geométricos
devem ser submetidos à aprovação do ONS, antes de serem incluídos no contrato de
fornecimento do CER, como forma de garantir que o projeto dos filtros se baseie em
envelopes válidos.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
Figura 6-2 – Setor Circular (Anular) – Plano de admitâncias, com os vetores representativos
da rede interna (Yih), da rede externa (Ybh) e o resultante Yhmin, visto do
ponto de acoplamento comum (PAC).
Não serão aceitas, regiões poligonais simples ou múltiplas, ou que quaisquer pontos da
nuvem obtida pelas simulações sejam excluídos da área prevista para os filtros.
(c)
Deve ser considerada a necessidade de atendimento ao desempenho harmônico, para as
configurações de rede completa e (n-1) da rede CA.
(d)
A TRANSMISSORA deve manter para todas as etapas de implementação do presente lote,
o desempenho harmônico estabelecido no Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede,
considerando as condições de máxima dessintonia dos filtros e às condições mais severas
de geração de correntes harmônicas pelos TCRs.
(e)
Deve ser considerada a possibilidade de operação da rede CA com um desbalanço máximo
de sequência negativa de 2,0%. Nos casos de filtros ativos ou passivos de sintonia
automática, devem ser considerados os erros de controle.
As instalações da TRANSMISSORA deverão ainda:
(f)
Ter desempenho harmônico, do ponto de vista de distorção harmônica no ponto de
acoplamento comum (PAC) com a rede básica, demonstrado por meio de estudos e de
medições nos barramentos CA da rede básica conectados à subestação onde se localiza o
CER, conforme estabelecido no Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede. Esses
estudos e medições são de responsabilidade da TRANSMISSORA. As medições devem ser
realizadas durante o comissionamento, mas podem também virem a ser solicitadas em
outras ocasiões, a critério do ONS. O agente deverá instalar um equipamento de
monitoração contínua, que utilize métodos e equipamentos de medição autorizados pelo
ONS.
(g)
Não permitir que as correntes harmônicas nas linhas CA conectadas ao CER, produzam
interferências em linhas telefônicas em operação na data de comissionamento do CER,
acima dos limites das normas correspondentes.
6.10.9.
AVALIAÇÃO DA PERFORMANCE DOS FILTROS
A tabela a seguir define os limites de distorção harmônica individual (D) na barra de conexão a
serem atendidos pela TRANSMISSORA, considerando o CER como o único gerador de
harmônicos.
TABELA 6-7 – LIMITES DE DISTORÇÃO HARMÔNICA INDIVIDUAL
13,8 kV V 69 kV
ÍMPARES
PARES
ORDEM
VALOR(%)
3 a 25
1,5
ORDEM
todos
27
V 69 kV
0,7
VALOR(%)
ÍMPARES
ORDEM
VALOR(%)
3 a 25
0,6
0,6
27
DTHTS95% = 3
6.10.10.
PARES
ORDEM
VALOR(%)
todos
0,3
0,4
DTHTS95% = 1,5
AVALIAÇÃO DO RATING DOS FILTROS:
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
Para a definição do rating dos elementos dos filtros, a TRANSMISSORA deverá avaliar as
harmônicas externas ao seu CER (background harmonics), considerando os valores limites
globais apresentados na tabela a seguir, que impliquem nos piores valores de corrente e tensão
nos componentes dos filtros, respeitando o limite global de DTHT.
TABELA 6-8 – LIMITES GLOBAIS DE TENSÃO EXPRESSOS EM PORCENTAGEM DA TENSÃO FUNDAMENTAL
V ≥ 69 kV
V < 69 kV
ÍMPARES
PARES
ORDEM
VALOR(%)
3, 5, 7
5%
ORDEM
2, 4, 6
9, 11, 13
ÍMPARES
VALOR(%)
ORDEM
VALOR(%)
3, 5, 7
2%
2%
3%
9, 11, 13
≥8
PARES
ORDEM
VALOR(%)
2, 4, 6
1%
≥8
0,5%
1,5%
1%
15 a 25
2%
15 a 25
≥27
1%
≥27
1%
0,5%
DTHT = 3%
DTHT = 6%
Os filtros deverão ser dimensionados para que não haja necessidade de desligamento por
overrating em condições operativas normais e de contingências simples (n-1) da rede externa,
mesmo em caso de operação com indisponibilidade de um filtro.
6.10.11.
MODELOS PARA PROGRAMAS COMPUTACIONAIS
Deverão ser encaminhados à ANEEL os modelos computacionais dos compensadores estáticos a
serem utilizados em estudos de sistemas, conforme tabela abaixo:
TABELA 6-9 - MODELOS DE PROGRAMAS COMPUTACIONAIS
Aplicação
Estudo de fluxo de
carga
Estudos de transitórios
eletromecânicos
Estudos de transitórios
eletromagnéticos
Programa computacional
Anarede – desenvolvido pelo
Cepel
Anatem – desenvolvido pelo
Cepel
ATP - Alternative Transients
Program
Observação
O grau de detalhamento do modelo deve
ser definido pelo fabricante, de modo a
permitir a análise do desempenho do
CER frente a surtos de manobra.
Os modelos devem ser acompanhados de documentação detalhada, incluindo todo o material
relativo a sua descrição, filosofia e aferição em relação ao equipamento real.
Ressalta-se que os estudos pré-operacionais, que são realizados até 6 meses antes da entrada
em operação dos equipamentos, já devem dispor destas modelagens, devidamente testadas, para
as suas avaliações.
Ressalta-se que a indisponibilidade da modelagem do equipamento, devidamente testada e
documentada, pode vir a ser um impeditivo para a sua entrada em operação.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
6.11. COMPENSADOR SÍNCRONO
O compensador síncrono deverá ter as seguintes características e ou requisitos:
6.11.1.
CONDIÇÕES GERAIS
(a)
A alimentação dos serviços auxiliares deve atender o Submódulo 2.3 dos Procedimentos
de Rede.
(b)
O nível de ruído audível deve ser adequado para que o conjunto dos síncronos não
excedam o limite de 85 DBA na área externa do entorno dos síncronos.
(c)
O síncrono deve suportar qualquer condição de ressonância que possa ocorrer na barra
de conexão, caso haja conversores tais como Elo CC, back-to-back ou conversores de
geradores eólicos sem desligar e sem falhas internas, o que deverá ser comprovado
mediante estudos de avaliação de ressonâncias para as harmônicas produzidas pelas
conversoras, sobre o conjunto dos síncronos, dos filtros e da rede. Deve ser considerado
que essas conversoras poderiam não dispor de filtros para harmônicos de baixa ordem,
inferiores à 11ª harmônica.
(d)
O compensador síncrono deve atender as normas ABNT, IEC e IEEE, nesta ordem, onde
aplicável.
(e)
O compensador síncrono deve atender os requisitos gerais para máquinas síncronas
(hidráulicas ou térmicas) estabelecidos nos Procedimentos de Rede, quando aplicável e
não exista requisito especifico neste anexo técnico sobre esse tema.
6.11.2.
DISPONIBILIDADE
Atender a disponibilidade mínima de 98%, considerando saídas programadas e forçadas.
6.11.3.
INÉRCIA
O compensador síncrono deverá ser dimensionado para ter inércia mínima correspondente de 2,2
segundos.
6.11.4.
REQUISITOS DO CONJUNTO SÍNCRONO E TRANSFORMADOR ELEVADOR
(a)
A reatância total do conjunto síncrono com o seu transformador deve ser menor ou igual a
0,30 pu na base da máquina.
(b)
As perdas do conjunto síncrono mais o seu transformador elevador devem ser inferiores a
3% da potência nominal com qualquer nível de potência reativa gerada até a potência
nominal. Nestas perdas de potência deve ser considerado o consumo de serviços auxiliares
relativo a cada síncrono, para refrigeração etc.
(c)
O transformador elevador do síncrono deve ser especificado com faixa de tapes suficiente
para atender toda a excursão de reativos do compensador síncrono, medidos na barra de
alta tensão, para qualquer condição de carga, com rede completa ou alterada e
considerando a faixa de tensão operativa.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
(d)
6.11.5.
Os compensadores síncronos devem também permanecer operando adequadamente
durante qualquer subtensão ou sobretensão originadas na rede CA externa, seja, por
rejeição de carga ou geração, seja por eliminação de faltas com ou sem religamentos,
desde que a tensão e a frequência da rede se encontrem dentro das faixas operativas
exigida pelos Procedimentos de Rede para máquinas síncronas de usinas hidrelétricas.
REQUISITOS DE EXCITAÇÃO
(a)
A excitação deve ser alimentada mediante PMG (permanent magnet generator) no eixo do
síncrono, de forma a tornar a tensão de excitação independente das quedas de tensão na
subestação. Outras alternativas podem ser propostas, mediante comprovação de que em
situação de faltas próximas aos terminais do síncrono, não haverá comprometimento do
desempenho do sistema de excitação.
(b)
Atender aos requisitos para sistemas de excitação de geradores definidos no Submódulo
3.6, dos Procedimentos de Rede, exceto no que se refere a potência ativa. Estes requisitos
incluem os valores de teto da tensão de excitação. A velocidade de resposta da excitação
deve ser a maior permitida pelo estado da arte para máquinas síncronas. A excitatriz deve
ser estática com IGBTs ou Tiristores, permitindo a variação contínua da corrente de
excitação entre máximo positivo e negativo.
(c)
A TRANSMISSORA deverá informar e justificar os máximos limites transitórios de potência
reativa sobre-excitado e sub-excitado, em função do tempo.
6.11.6.
REQUISITOS DE CONTROLE
(a)
Deve ser possível o controle de cada síncrono (caso haja mais de um), de forma individual,
bem como do conjunto dos síncronos, tanto de forma manual quanto automática, a escolha
do operador.
(b)
Deve possuir interface que possibilite o controle por parte de outros equipamentos tais
como Controle Mestre de subestação, em caso de instalações de elo CC.
(c)
Ter sistema de partida suave que permita sincronizar em menos de 5 minutos e de frear no
máximo em 30 minutos, com regeneração.
(d)
O controle do síncrono deve permitir o controle de tensão da sua barra de alta tensão ou de
outra barra próxima mediante line drop compensation.
(e)
O controle do síncrono deve permitir a entrada e saídas dos sinais que sejam necessários
para operação conjunta com uma eventual conversora HVDC próxima.
(f)
O controle do síncrono deve permitir o controle dos reativos do fluxo de potência de linhas
de transmissão próximas, se for solicitado pelo operador.
(g)
O sistema de controle deverá ter redundância adequada, bem como sistema automático de
detecção de falhas de unidades de controle e troca automática a unidades sãs.
(h)
Após parada do síncrono por problemas externos (blackout) o sistema de controle deverá
reiniciar a operação do síncrono em forma automática imediatamente após voltar as
condições adequadas na rede CA externa.
6.11.7.
DESEMPENHO DURANTE FALTAS
Os compensadores síncronos devem satisfazer os requisitos definidos no Submódulo 3.6 dos
Procedimentos de Rede, referentes à capacidade de suportar queda de tensão durante curtos-
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
circuitos na rede CA externa (under-voltage ride through capability), incluindo religamentos
monofásicos e trifásicos de linhas de transmissão, com ou sem sucesso.
Em casos de ilhamentos com inversores HVDC, os compensadores síncronos devem continuar
operando, permitindo a alimentação da carga local pelo inversor, com controle de frequência
mediante o próprio inversor e sistema de comunicação adequado.
6.12. EQUIPAMENTOS LOCALIZADOS EM ENTRADAS DE LINHA
6.12.1.
TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA EM VAZIO
Equipamentos localizados nas extremidades de linha e que possam ficar energizados após a
manobra da mesma no terminal em vazio, tais como reatores de linha, disjuntores, secionadores e
transformadores de potencial, deverão ser dimensionados para suportar por uma hora as
sobretensões à frequência industrial de acordo com a Tabela 6-10 – Tensão eficaz entre fases
admissível nas extremidades das linhas de transmissão 1 hora após manobra (kV).
TABELA 6-10 – TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL NAS EXTREMIDADES DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO 1 HORA APÓS
MANOBRA (KV)
Tensão nominal
138
230
345
440
500/525
Tensão sustentada
152
253
398
506
600
6.12.2.
TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA SOB CARGA EM TERMINAIS COM
CAPACITORES SÉRIE
Caso o banco de capacitores série esteja conectado à subestação terminal da linha de
transmissão, os equipamentos adjacentes a este banco e conectados à linha de transmissão, tais
como, reatores em derivação, transformadores de corrente, transformadores de potencial e pararaios, deverão ser especificados para a máxima tensão em regime permanente associada à
elevação de tensão no referido banco causada pela máxima corrente especificada para o mesmo.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
7.
SISTEMAS DE PROTEÇÃO
7.1.
DEFINIÇÕES BÁSICAS
Componente do sistema de potência ou componente: é todo equipamento ou instalação
delimitado por um ou mais disjuntores.
Sistema: quando aplicado à proteção, à supervisão e controle ou a telecomunicações, significa o
conjunto de equipamentos e funções requeridas e necessárias para seu desempenho adequado
na operação da instalação e da rede básica.
Sistema de proteção: conjunto de equipamentos e acessórios destinados a realizar a proteção
em caso de falhas elétricas, tais como curtos-circuitos, e de outras condições anormais de
operação dos componentes de um sistema elétrico.
Proteção unitária ou restrita: destina-se a detectar e eliminar, seletivamente e sem retardo de
tempo intencional, falhas que ocorram apenas no componente protegido. São exemplos os
esquemas com comunicação direta relé a relé, os esquemas de teleproteção, as proteções
diferenciais, os esquemas de comparação de fase etc.
Proteção gradativa ou irrestrita: destina-se a detectar e eliminar falhas que ocorram no
componente protegido e a fornecer proteção adicional para os componentes adjacentes. Em sua
aplicação como proteção de retaguarda, sua atuação é coordenada com a atuação das proteções
dos equipamentos adjacentes por meio de retardo de tempo intencional. São exemplos as
proteções de sobrecorrente e as proteções de distância.
Proteção de retaguarda: destina-se a atuar quando da eventual falha de outro sistema de
proteção. Quando esse sistema está instalado no mesmo local do sistema de proteção a ser
coberto, trata-se de retaguarda local; quando está instalado em local diferente daquele onde está
o sistema de proteção a ser coberto, trata-se de retaguarda remota.
Proteção principal: esquema de proteção composto por um sistema de proteção unitária ou
restrita e um sistema de proteção gradativa ou irrestrita.
Proteção alternada: esquema composto por um sistema de proteção unitária ou restrita e por um
sistema de proteção gradativa ou irrestrita, funcionalmente idêntico à proteção principal e
completamente independente desta.
Proteção intrínseca: conjunto de dispositivos de proteção normalmente integrados aos
equipamentos, tais como relés de gás, válvulas de alívio de pressão, sensores de temperatura,
sensores de nível etc.
SIR: relação entre a impedância de fonte e a impedância da linha de transmissão (SIR), é definida
por meio da divisão da impedância da fonte atrás do ponto de aplicação de um relé pela
impedância total da linha de transmissão protegida:
SIR = ZS / ZL
Onde, ZS = Impedância da Fonte e ZL = Impedância da linha de transmissão
Comprimento relativo de linha de transmissão: determinado em função do SIR e utilizado para
a seleção do tipo de proteção mais indicado. No âmbito do presente Anexo Técnico, as linhas de
transmissão classificam-se como:
Linhas de transmissão curtas, as que apresentam SIR > 4;
Linhas de transmissão longas, as que apresentam SIR ≤ 0,5.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
7.2.
REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E
TELECOMUNICAÇÕES
Atender ao item 5 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
7.3.
REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO
Atender ao item 6.1 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
7.4.
LINHA DE TRANSMISSÃO
7.4.1. GERAL
Atender ao item 6.2.1 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
7.4.2. COMPATIBILIZAÇÃO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA
DE TRANSMISSÃO
Atender ao item 6.2.2 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
7.4.3. LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV
Atender ao item 6.2.3 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
7.4.4. LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL DE 230 KV
Atender ao item 6.2.4 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
7.4.5. LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU INFERIOR A 138 KV
Para as entradas de linha com tensão nominal igual ou inferior a 138 kV, a TRANSMISSORA deve
atender aos requisitos de proteção da concessionária ao qual o circuito se conectará, bem como
os demais requisitos constantes deste Anexo.
7.4.6. ESQUEMAS DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO
Atender ao item 6.2.5.1 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
7.4.7. FUNÇÃO PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO
Atender ao item 6.2.5.2 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
7.5.
REQUISITOS PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO MANUAL.
Atender ao item 6.2.6 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
7.6.
UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA
Atender ao item 6.3 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
7.6.1. UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO
NOMINAL É IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV
Atender ao item 6.3.1 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
7.6.2. UNIDADES DE TRANSFORMAÇÃO DE POTÊNCIA CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO
NOMINAL É 230 KV
Atender ao item 6.3.2 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
7.7.
TRANSFORMADORES DE ATERRAMENTO
A TRANSMISSORA vencedora deste lote deverá atender os requisitos de proteção da
DISTRIBUIDORA que detenha a concessão nos pontos de conexão das subestações desse
empreendimento.
7.8.
REATORES EM DERIVAÇÃO
Atender ao item 6.4 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
7.9.
BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO
Atender ao item 6.7 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
7.10. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE
Os bancos de capacitores série devem ser protegidos de acordo com a recomendação de seu
fabricante e com a norma IEC 143 “Series capacitors for power systems — Part 2 Protective
equipment for series capacitor banks”.
7.11. BANCOS DE FILTROS
Os filtros devem ser protegidos por dois sistemas de proteção independentes: principal e
alternada.No caso de utilização de bancos de filtros, o trecho entre o barramento principal e o
barramento do banco de filtros deve ser protegido por proteção instantânea.
O sistema de proteção de filtros deve operar para qualquer tipo de faltas em seu interior, inclusive
para queima de unidades capacitivas.
O tempo total de eliminação de faltas no trecho entre o barramento e o filtro, – incluindo o tempo
de operação dos relés de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura do disjuntor – não
deve exceder a 100 ms. os sistemas de proteção dos filtros devem ter as seguintes funções de
proteção:
(a)
Perda de sintonia dos filtros.
(b)
Proteção contra sobretensão nas unidades capacitivas remanescentes causada
pela falha de um ou mais elementos capacitivos associados (desbalanço).
(c)
Proteção contra sobrecarga térmica e dielétrica nos elementos individuais dos filtros.
(d)
Proteção para falhas à terra.
7.12. COMPENSADOR ESTÁTICO
Faltas elétricas, falhas ou operações anormais que possam submeter os equipamentos do
compensado estático a danos devem ser detectadas por seus sistemas de proteção, e os
equipamentos com defeito, falha, ou sobrecarregados devem ser retirados de operação ou ter
suas sobrecargas controladas.
7.12.1.
Todo compensador estático deve dispor dos seguintes sistemas de proteção
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
independentes:
(a)
Proteções principal e alternada;
(b)
Proteções Intrínsecas.
7.13. COMPENSADORES SÍNCRONOS
(a)
Os compensadores síncronos devem ser protegidos de acordo com a
recomendação de seu fabricante e com a norma IEEE Std C37.102-1995 “IEEE
Guide for AC Generator Protection”.
(b)
Faltas elétricas, falhas ou operações anormais que possam submeter o
compensador síncrono a danos devem ser detectadas, e o mesmo deve ser retirado
de operação ou ter suas operações anormais controladas.
(c)
Se ocorrerem faltas elétricas, falhas ou operações anormais, pelo menos duas
proteções devem operar.
(d)
Cada proteção deve ter seu caminho de atuação duplicado.
(e)
Para cada caso de falha, deve haver atuação de uma proteção unitária ou restrita,
de alcance limitado, e de uma proteção de retaguarda lenta ou menos sensível.
Para os casos em que a filosofia de proteção unitária e retaguarda não puder ser
aplicada, a proteção deve ser duplicada.
(f)
A proteção do compensador síncrono deve ser coordenada com as proteções do
lado CA.
7.14. BARRAMENTOS COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 138 KV
Atender ao item 6.5 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
7.15. FALHA DE DISJUNTOR COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 138 KV
Atender ao item 6.6 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
7.16. SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO
O Sistema Especial de Proteção - SEP, a ser definido nos estudos pré-operacionais do ONS, deve
ser implementado por Relés IED (Intelligent Eletronic Device), Controladores Lógicos
Programáveis (CLP), ou dispositivos específicos para processar emergências envolvendo o
Sistema Interligado Nacional - SIN.
Deve ser previsto um SEP para cada subestação.
Os Relés IED, os CLPs e os dispositivos específicos devem ser funcionalmente independentes
dos demais equipamentos do sistema de Proteção, Controle e Supervisão (SPCS) no que diz
respeito ao desempenho das suas funções. Estas unidades devem estar conectadas ao sistema
supervisório das subestações e dos Centros de Operação, somente para enviar informações
pertinentes à atuação do SEP.
As especificações descritas a seguir deverão ser previstas para a implantação do SEP e devem
ser rigidamente observadas pela TRANSMISSORA.
7.16.1.
OS RELÉS IEDS DEVEM:
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
(a) Possuir porta de comunicação com protocolos compatíveis com o sistema supervisório da
subestação onde será implantado o SEP;
(b) Possuir portas de comunicação com protocolos compatíveis para conexão com outros Relés IEDs
(locais e/ou remotos) inerentes ao SEP, e dedicadas à função;
(c) Possuir entradas analógicas de corrente, de tensão, entradas digitais e saídas digitais
(desligamentos e alarmes) suficientes para as instalações previstas no respectivo lote, permitindo a
ampliação dessas por necessidades de futuras;
(d) Possuir as funções Direcional de Potência (F.32), Subtenção (F.27), Sobretensão (F.59),
Frequência (F.81), Sobrecorrente (F.50/51) e Subcorrente (F.37). Todas estas funções devem
possuir parâmetros para atuações temporizadas e instantâneas;
(e) Apresentar tempo total de atuação menor ou igual a 200 ms, compreendidos entre a identificação
da contigência e a tomada de ação.
7.16.2.
OS CLPS DEVEM:
(a) Possuir porta de comunicação com protocolos compatíveis com o sistema supervisório da
subestação onde será implantado o SEP;
(b) Possuir portas de comunicação com protocolos compatíveis para conexão com outros CLPs (locais
e/ou remotos) inerentes ao SEP, e dedicadas à função;
(c) Possuir portas de comunicação para conexão com Muiltimedidores inerentes ao SEP;
(d) Possuir entradas analógicas de corrente, de tensão, entradas digitais e saídas digitais
(desligamentos e alarmes) suficientes para as instalações previstas no respectivo lote, permitindo a
ampliação dessas por necessidades de futuras;
(e) Apresentar tempo total de atuação menor ou igual a 200 ms, compreendidos entre a identificação
da contingência e a tomada de ação.
7.16.3.
OS DISPOSITIVOS ESPECÍFICOS DEVEM:
(a) Ser capazes de atender as necessidades definidas nos estudos pré-operacionais com os requisitos
mencionados para os IEDs e CLPs relatados anteriormente.
Cabe ressaltar, que caso os estudos pré-operacionais desenvolvidos pelo ONS, por ocasião da
entrada em operação do empreendimento, não indicar a necessidade de instalação de SEP, a
TRANSMISSORA fica liberada desse fornecimento imediato. Essa liberação fica condicionada ao
seu fornecimento, durante todo o período de concessão do empreendimento, sem direito a receita
adicional, se assim for recomendado pelo ONS, em função de necessidades sistêmicas futuras.
Se o empreendimento em questão estiver em área com SEP em operação, a TRANSMISSORA
deverá comprovar a compatibilização de SEP a ser implantado com o existente.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
8.
SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE
8.1.
INTRODUÇÃO
Este item descreve os requisitos de supervisão e controle que devem ser implantados 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, são de responsabilidade do agente a aquisição e
instalação de todos os equipamentos, softwares 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 à parte.
Os requisitos de supervisão e controle são divididos em:
(a) Requisitos gerais de supervisão e controle dos agentes, detalhados em requisitos gerais,
interligação de dados e, recursos de supervisão e controle dos agentes.
(b) Requisitos para a supervisão e controle de equipamentos pertencentes à rede de operação,
divididos em interligação de dados, informações requeridas para a supervisão do sistema elétrico,
informações e telecomandos requeridos para o Controle Automático de Geração (CAG), requisitos
de qualidade de informação e, parametrizações.
(c) Requisitos para o sequenciamento de eventos (SOE), divididos em informações requeridas para o
sequenciamento de eventos e, requisitos de qualidade dos eventos.
(d) Requisitos de supervisão do agente proprietário de instalações (subestações) compartilhadas da
rede de operação.
(e) Requisitos para a supervisão de equipamentos da rede de supervisão e não integrantes da rede de
operação.
(f) Avaliação da disponibilidade e da qualidade dos recursos de supervisão e controle.
(g) Requisitos de atualização das bases de dados dos sistemas de supervisão e controle do ONS.
(h) Requisitos para medição sincrofasorial.
8.2.
REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES
8.2.1. REQUISITOS GERAIS
Atender ao item 6.1 do Submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
8.2.2. INTERLIGAÇÃO DE DADOS
Atender ao item 6.2 do Submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
8.2.3. RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES
Atender ao item 6.3 do Submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
8.3.
REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À
REDE DE OPERAÇÃO
Este item define os requisitos de supervisão e controle necessários às funções de supervisão e
controle do ONS, aplicáveis aos equipamentos pertencentes à rede de operação.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
Os requisitos necessários à função de sequenciamento de eventos são objetos de um item à
parte.
8.3.1. INTERLIGAÇÃO DE DADOS
Atender ao item 7.2 do Submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
8.3.2. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA A SUPERVISÃO DO SISTEMA ELÉTRICO
Atender ao item 7.3 do Submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
8.3.3. INFORMAÇÕES E TELECOMANDOS REQUERIDOS PARA O CONTROLE AUTOMÁTICO DE
GERAÇÃO (CAG)
Atender ao item 7.4 do Submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
8.3.4. REQUISITOS DE QUALIDADE DA INFORMAÇÃO
Atender ao item 7.7 do Submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
8.3.5. PARAMETRIZAÇÕES
Atender ao item 7.8 do Submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
8.4.
REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS
8.4.1. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS
Atender ao item 8.2 do Submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
8.4.2. REQUISITOS DE QUALIDADE DOS EVENTOS
Atender ao item 8.3 do Submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
8.5.
ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE
TRANSMISSÃO.
Na implantação de nova subestação decorrente de seccionamento de linha de transmissão com a
inclusão de novas entradas de linha devem-se adequar os sistemas de supervisão das entradas
de linha nas subestações existentes, conforme requisitos apresentados no subitem “Requisitos
para a Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”. Todos os
equipamentos a serem instalados devem ser supervisionados segundo a filosofia adotada pela
CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO de tais subestações, devendo esta supervisão ser
devidamente integrada aos sistemas de supervisão e controle já instalados nestas subestações.
Adicionalmente, a TRANSMISSORA deve prover ao centro de operação da concessionária de
transmissão das subestações existentes, responsável pela operação e manutenção da LT
seccionada, a supervisão remota referente à entrada da LT na nova subestação, conforme
requisitos apresentados no subitem “Requisitos para a Supervisão e Controle de Equipamentos
Pertencentes à Rede de Operação”.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
8.6.
REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO DE EQUIPAMENTOS DA REDE DE SUPERVISÃO E NÃO
INTEGRANTES DA REDE DE OPERAÇÃO
Atender ao item 9 do Submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
8.7.
REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DA(S) INSTALAÇÃO(ÕES)
(SUBESTAÇÃO(ÕES)) COMPARTILHADA(S) DA REDE DE OPERAÇÃO.
Atender ao item 11 do Submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
8.8.
AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E
CONTROLE
Atender ao item 12 do Submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
8.9.
REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE
SUPERVISÃO E CONTROLE
Atender ao item 13 do Submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
8.10.
REQUISITOS MÍNIMOS PARA UNIDADES DE MEDIÇÃO DE FASORES (PMU) E REDE DE
SINCROFASORES DOS AGENTES
8.10.1.
DEFINIÇÕES
GPS - Global Positioning System - Sistema de satélites do governo americano que disponibiliza
uma referência tempo com precisão de micro-segundos.
IED – Inteligent Electronic Device - Dispositivo microprocesssado multi-funcional utilizado para
processamento de informações em subestações. Os IEDs podem realizar funções tais como
proteção, automação e controle de equipamentos primários da subestação, assim como medição
e registro de grandezas analógicas e digitais destes equipamentos. Exemplos: Relés de Proteção,
Registradores Digitais de Perturbação, Multimedidores, etc.
PDC - Phasor Data Concentrator - Concentrador de Dados Fasoriais - Servidor de dados fasoriais
que recebe todas as medições sincrofasoriais e disponibilizam ferramentas que fazem uso dessa
tecnologia para apoio à tomada de decisão em tempo real e nas análises dos desempenhos
dinâmicos durante distúrbios pela pós-operação.
RDS - Rede de Dados Sincrofasoriais - solução de telecomunicações para comunicação das
PMUs instaladas nas subestações dos agentes com os PDCs do ONS.
PMU – Phasor Measurement Unit - unidade de medição sincrofasorial - disponibiliza medições de
corrente, tensão e frequência sincronizadas no tempo por meio de GPS a altas taxas de
atualização (ex: 60 amostras por segundo por grandeza). Conforme norma IEEE C37.118 v2011 a
PMU pode ser configurada para duas finalidades: Proteção ou Medição.
8.10.2.
REQUISITOS GERAIS
(a) É responsabilidade do agente prover toda a Rede de Sincrofasores necessária para
disponibilizar as medições sincrofasoriais realizadas pelas PMUs aos concentradores de
dados no ONS.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
(b) Para os novos empreendimentos, é necessário que as medições sincrofasoriais indicadas
pelo ONS sejam previamente testadas e estejam aptas a operar em conjunto com os
demais equipamentos do empreendimento.
(c) As PMUs devem atender aos requisitos de supervisão e controle estabelecidos pelos
Procedimentos de Rede.
8.10.3.
TIPOS DE MEDIÇÃO
As PMUs deverão ser configuradas como tipo M (medição). Deverão ser disponibilizadas as
seguintes medições sincrofasoriais:
(a) Medição de tensão, módulo e ângulo das 3 fases de todos os terminais de linha indicados
pelo ONS, pertencentes à Rede de Operação. A medição de frequência e taxa de
variação de frequência deverá se dar para apenas uma das fases, devendo ser escolhida
a mesma fase que tem medição na barra da subestação da saída da linha de transmissão
monitorada;
(b) Medição de módulo e ângulo das 3 fases das correntes de todos os terminais de linha
indicados pelo ONS, pertencentes à Rede de Operação. Para cálculo dos sincrofasores
de corrente, as PMUs deverão utilizar os sinais disponibilizados pelos enrolamentos dos
TCs do Sistema de Proteção;
(c) Medição de módulo, ângulo, frequência e taxa de variação de frequência da fase da
tensão da seção de barra onde o terminal de linha se conecta à Rede de Operação.
8.10.4.
EXATIDÃO DA MEDIÇÃO
.
(a) Todas as medições de tensão devem ser efetuadas por equipamentos cuja classe de
precisão garanta uma exatidão mínima de 1%. As medições de corrente deverão ter uma
exatidão mínima de 10%.
(b) Tais exatidões devem englobar toda a cadeia de equipamentos utilizados, tais como TP,
TC, transdutores, etc.
(c) O TVE (Total Vector Error) máximo admissível de uma medição sincrofasorial é de 1%.
8.10.5.
IDADE DO DADO
Define-se como idade máxima do dado o tempo máximo decorrido entre o instante de ocorrência
de seu valor na instalação e sua recepção nos concentradores de dados do ONS. A idade máxima
de uma medição sincrofasorial é de 500 milissegundos.
8.10.6.
TAXA DE ENVIO DAS MEDIÇÕES SINCROFASORIAIS
As medições deverão ser sincronizadas por GPS e enviadas a uma taxa de 60 amostras por
segundo, com selo de tempo no padrão UTC (Universal Time Coordinated).
8.10.7.
ENTREGA DOS DADOS
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
(a) As medições deverão ser entregues pelos Agentes nos pontos indicados pelo ONS, por
meio de rede de telecomunicações estabelecida especificamente para este fim.
(b) Deverá ser mantido o índice de SLA (Service Level Agreement) em 99,98%, de modo a
garantir a máxima disponibilidade e qualidade de entrega do dado aos concentradores no
ONS.
8.10.8.
PROTOCOLO DE COMUNICAÇÃO
(a) As medições poderão ser transportadas por meio dos protocolos de comunicação UDP/IP
ou TCP/IP codificado em IEEE C37.118 v2011, com endereçamento Unicast ou Multicast.
Caso o Agente decida utilizar o endereçamento Unicast, ele deverá prover 2 fluxos de
dados para 2 IPs indicados pelo ONS. Caso o Agente escolha utilizar o endereçamento
Multicast, ele deverá prover apenas 1 fluxo de dados para o IP indicado pelo ONS.
(b) A PMU deverá enviar o(s) fluxo(s) de dados para o ONS de maneira ininterrupta e sem
solicitação (unsolicited communication), ou seja, a PMU do Agente deverá iniciar a
transmissão ao PDC do ONS.
(c) O arquivo de configuração do PMU (arquivo CFG2) deverá ser automaticamente enviado
a cada minuto para o(s) mesmo(s) endereço(s).
8.10.9.
IEDS
(a) Os IEDs com função PMU devem ter recursos que possibilitem a intervenção das equipes
de manutenção sem desligamento de componentes primários.
(b) Os materiais e os equipamentos a serem utilizados devem ser projetados, fabricados,
montados e ensaiados em conformidade com as últimas revisões das normas da
Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT, no que for aplicável, e, na falta
destas, com as últimas revisões das normas da International Electrotechnical Commission
– IEC ou da American National Standards Institute – ANSI, nessa ordem de preferência.
(c) Todos os equipamentos e sistemas digitais devem atender aos requisitos das normas
para compatibilidade eletromagnética, aplicáveis nos graus de severidade adequados
para instalação em subestações de extra-alta-tensão.
(d) Os IEDs que conterão a função PMU deverão ser passíveis de atualização de firmware
para correção de bugs a qualquer momento, quando solicitado pelo ONS. Os IEDs que
possuirão a função PMU deverão ser independentes dos IEDs de proteção.
(e) Os IEDs a serem instalados deverão atender a norma IEEE C37.118.1a-2014 e IEEE
C37.118.2-2011.
8.10.10. RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE SINCROFASORES
DOS AGENTES
Deverão ser fornecidos os serviços de dados atendendo a classe A estabelecida no item 4.1.1 do
submódulo 13.2 - revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede e ao item 4.2 do submódulo 13.2 revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
8.10.11.
AQUISIÇÃO E INSTALAÇÃO DAS PMUS
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
(a) O agente de operação detentor do ativo no qual será feita a monitoração, deverá adquirir as
PMUs e providenciar a sua instalação, respeitando os requisitos mínimos estabelecidos neste
Anexo Técnico.
(b) O agente deverá providenciar a sua Rede de Sincrofasores necessária à disponibilização dos
sincrofasores das PMUs até os concentradores de dados no ONS, atendendo aos requisitos
mínimos estabelecidos neste Anexo Técnico.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
9.
REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES
9.1.
REQUISITOS GERAIS
Atender ao item 7.1 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
9.2.
REQUISITOS FUNCIONAIS
Atender ao item 7.2 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
9.3.
REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS
AGENTES
Atender ao item 7.3 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
9.4.
REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES
9.4.1. TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR
A 345 KV
Atender ao item 7.4.1 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
9.4.2. TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL INFERIOR A 345 KV
Atender ao item 7.4.2 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
9.4.3. BARRAMENTOS
Atender ao item 7.4.3 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
9.4.4. TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO
NOMINAL É IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV
Atender ao item 7.4.4 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
9.4.5. TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO
NOMINAL É INFERIOR A 345 KV
Atender ao item 7.4.5 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
9.4.6. REATORES EM DERIVAÇÃO.
Atender ao item 7.4.6 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
9.4.7. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE
Atender ao item 7.4.8 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
9.4.8. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS (CER)
Deverão ser registradas as seguintes grandezas analógicas:
(a) Todas as correntes de fase dos equipamentos componentes do compensador estático devem ser
supervisionadas, inclusive as correntes residuais onde aplicáveis.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
(b) Todas as tensões do barramento a ser controlado pelo compensador estático devem ser
supervisionadas.
(c) Todas as tensões do barramento de conexão do elemento do compensador estático controlado a
tiristor devem ser supervisionadas.
Deverão ser registradas as seguintes grandezas digitais:
(a) Todas as atuações de proteção de quaisquer dos equipamentos componentes do compensador
estático.
(b) Todas as atuações das funções de controle que comandam o desligamento de parte ou de todos os
equipamentos componentes do compensador estático.
(c) Todas as atuações das funções de controle necessárias para análise de seu desempenho.
9.4.9. BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO
Atender ao item 7.4.7 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
9.4.10.
COMPENSADORES SÍNCRONOS
As seguintes grandezas analógicas devem ser registradas:
(a) Corrente das três fases.
(b) Tensões das três fases.
(c) Corrente de neutro, no caso de síncrono aterrado por baixa impedância, ou tensão de neutro, no caso
de síncrono aterrado por alta resistência.
(d) Corrente de campo.
(e) Sobretensão de campo.
As seguintes grandezas digitais devem ser registradas:
(a) Todos os desligamentos do síncrono pelas suas proteções, inclusive pelos sistemas de refrigeração.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
10.
REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES
10.1. REQUISITOS GERAIS
Os sistemas de telecomunicações das linhas de transmissão e subestações, integrantes deste
lote, devem 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.
10.1.1.
DISPONIBILIDADE
Atender ao item 4.1 do Submódulo 13.2 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede
10.1.2.
QUALIDADE
Atender ao item 4.2 do Submódulo 13.2 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
(a) Sistema de Teleproteção
Para o sistema de teleproteção também devem ser seguidos os requisitos das normas IEC
834-1, IEC 870-5 e IEC 870-6 onde aplicável.
10.1.3.
REQUISITOS DE CONFIGURAÇÃO DE VOZ E DE DADOS.
Atender ao item 4.3 do Submódulo 13.2 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
10.1.4.
SISTEMA DE ENERGIA
O sistema de energia para todos os equipamentos de telecomunicações fornecidos deverá ter as
seguintes características:
(a) Unidade de supervisão e, no mínimo, duas unidades de retificação.
(b) Dois bancos de baterias. Em caso de falta de alimentação CA, cada banco de bateria deve ter
autonomia de no mínimo 10 (dez) horas, para atender à carga total dos equipamentos de
telecomunicação da subestação.
(c) No caso de utilização de baterias do tipo chumbo-ácido, os bancos de baterias deverão estar
acondicionados em ambiente especial, isolado das demais instalações e com sistema de exaustão de
gases.
(d) As unidades de retificação deverão ter a capacidade de alimentar, simultaneamente, o banco de
baterias em carga e todos os equipamentos de telecomunicações.
(e) O sistema de energia deverá estar dimensionado para uma carga adicional de pelo menos 30%.
10.1.5.
SUPERVISÃO
Os equipamentos de telecomunicações devem ser supervisionados local e remotamente. Os
alarmes e eventuais medidas analógicas deverão ser apresentados nas instalações onde se
encontram os equipamentos e também permitir a transmissão para um Centro de Supervisão
remoto.
Os equipamentos digitais devem permitir remotamente o gerenciamento, diagnóstico e
parametrização.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
10.1.6.
INFRAESTRUTURA
A TRANSMISSORA será responsável pela total operacionalização dos sistemas de comunicações
devendo ser prevista toda a infraestrutura necessária para implantação do sistema de
telecomunicações, tais como: edificações, alimentação de corrente contínua, aterramento, bem
como qualquer outra infraestrutura que se identificar necessária para o pleno funcionamento do
sistema de telecomunicações.
10.1.7.
ÍNDICES DE QUALIDADE
A TRANSMISSORA será responsável pela manutenção dos índices de qualidade e de
disponibilidade dos serviços de comunicação de dados e voz que se interligam com o ONS e os
demais agentes envolvidos, tais como, àquele(s) proprietário(s) de ativos de função transmissão
localizados na(s) subestação(ões) deste lote e os demais que se interliguem, por meio de linha(s)
de transmissão ou outro equipamento de função transmissão, com a(s) subestação(ões) deste
lote.
Em caso de indisponibilidade programada de quaisquer serviços de comunicação de dados ou de
voz de interesse do ONS e/ou dos demais agentes interligados, a TRANSMISSORA deve manter
entendimentos com o ONS e/ou os Centros de Operação das demais concessionárias que
detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o empreendimento deste lote,
a fim de obter a aprovação da solicitação de realização do serviço, para a data e horário
convenientes.
10.1.8.
CONTATO TÉCNICO
A TRANSMISSORA deverá indicar um contato técnico para tratar dos assuntos relacionados a
telecomunicações com o ONS e os demais agentes interligados.
10.2. REQUISITOS TÉCNICOS DOS CANAIS PARA TELEPROTEÇÃO
Atender ao item 8.1 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
10.3. TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU
SUPERIOR A 345 KV
Atender ao item 8.2 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
10.4. TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO DE 230 E 138 KV
Atender ao item 8.3 do Submódulo 2.6 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
10.5. REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ
A TRANSMISSORA deve prover serviços de telefonia para comunicação de voz, full duplex, com
sinalização sonora e visual para comunicação operativa do sistema elétrico em tempo real.
10.5.1.
ENTRE SUBESTAÇÕES ADJACENTES
(a)
Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação
telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe B.
(b)
Serviço de telefonia para comunicação de voz, podendo ser discado via sistema de telefonia
comutada e apresentando, no mínimo, Classe C.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
10.5.2.
COM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL
Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado
para atendimento às subestações envolvidas, deverão ser previstos:
(a)
(b)
Entre o Centro de Operação Local e as subestações envolvidas
Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem
comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe B.
Serviço de telefonia para comunicação de voz, podendo ser discado via sistema de
telefonia comutada e apresentando, no mínimo, Classe C.
Entre o Centro de Operação Local e os Centros de Operação das demais concessionárias
que detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o empreendimento
deste lote.
(c)
Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem
comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. Em decorrência da alta
disponibilidade exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com
recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e
independentes.
Entre o Centro de Operação Local e o(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS,
responsável(is) pela operação da região de instalação do empreendimento:
10.5.3.
Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem
comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. O serviço Classe A,
com o(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS, deve ser prestado com
recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e
independentes.
SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL
Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado
para atendimento às subestações envolvidas, deverão ser previstos:
(a)
Entre cada uma das subestações e os respectivos Centros de Operação das demais
concessionárias que detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o
empreendimento deste lote:
(b)
Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem
comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. Em decorrência da alta
disponibilidade exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com
recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e
independentes.
Entre cada uma das subestações envolvidas e o(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do
ONS, responsável(is) pela operação da região de instalação do empreendimento:
Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem
comutação telefônica) e apresentando, no mínimo, Classe A. O serviço Classe A,
com o(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS, deve ser prestado com
recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e
independentes.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
10.5.4.
OUTROS
Adicionalmente, deverá ser fornecido um sistema de comunicação móvel (comunicação de voz)
que possa cobrir toda a extensão das linhas de transmissão e as subestações envolvidas, para
apoio às equipes de manutenção em campo.
Para comunicação com o(s) centro(s) de operação do ONS, responsável(is) pela operação da
região de instalação do empreendimento, e Centros de Operação das demais concessionárias que
detenham concessão de equipamentos/instalações de fronteira com o empreendimento deste lote,
a TRANSMISSORA deve dispor de serviço de telefonia comutada Classe C, no mínimo, em seu
centro de operação local próprio ou contratado para suporte às atividades das áreas de
normatização, pré-operação, pós-operação e apoio e coordenação dos serviços de
telecomunicações.
Para comunicação com o escritório central do ONS, a TRANSMISSORA deve dispor de serviço de
telefonia comutada Classe C, no mínimo, em seu centro de operação local próprio ou contratado
para suporte às atividades das áreas de planejamento e programação da operação.
10.6. REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS
Os serviços de comunicação de dados abaixo especificados devem 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. Cada circuito de comunicação de
dados é formado pelo respectivo canal de dados e associado às interfaces necessárias para
permitir a comunicação de dados entre dois pontos.
10.6.1.
SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA SUPERVISÃO E CONTROLE
Para a supervisão e controle pelo ONS e agentes interligados, deverão ser fornecidos os
seguintes serviços de comunicação de dados e atendendo a Classe A. Em decorrência da alta
disponibilidade exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com recursos de
telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.
10.6.2.
COM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL
Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado,
devem ser previstos os seguintes serviços de comunicação de dados:
(a)
Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e as subestações
envolvidas.
(b)
Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e os computadores de
comunicação dos Centros de Operação dos agentes Interligados.
(c)
Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e o computador de
comunicação do(s) Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS responsável(is) pela
operação da região de instalação do empreendimento. O serviço Classe A com o(s)
Centro(s) Regional(is) de Operação do ONS deve ser prestado com recursos de
telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes.
10.6.3.
SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL
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EDITAL DE LEILÃO Nº 05/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de um Centro de Operação Local, devem ser previstos
os seguintes serviços de comunicação de dados:
Entre cada subestação envolvida e o computador de comunicação do Centro de Operação
do agente Interligado correspondente.
Entre cada subestação envolvida e o computador de comunicação do Centro Regional de
Operação do ONS. O serviço Classe A com o Centro Regional de Operação do ONS deve
ser prestado com recursos de telecomunicações disponibilizados através de duas rotas
distintas e independentes.
Os serviços acima deverão ser independentes de qualquer outro serviço de comunicação de
dados.
10.6.4.
RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE REGISTRO DE
PERTURBAÇÕES
Para a aquisição de dados de registro de perturbação devem ser previstos dois ramais telefônicos
DDR (discagem direta ao ramal) e ligados a modem para conexão ao Concentrador Central de
Dados de Registro de Perturbações da TRANSMISSORA ou diretamente aos RDP localizados nas
subestações envolvidas, para acesso pelo ONS ou outros Agentes autorizados.
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 circuitos acima
especificados.
10.6.5.
OUTROS SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS
Para suporte às atividades de normatização, pré-operação, pós-operação, planejamento da
operação, programação da operação, administração de serviços e encargos da transmissão e
demais sistemas de apoio disponibilizados pelo ONS para os agentes, a TRANSMISSORA deve
dispor de meio de acesso à Internet, dimensionado de forma a suportar o carregamento imposto
pelo conjunto dessas atividades, através de serviço de comunicação de dados Classe B.
Soluções alternativas que permitam a comunicação via outros tipos de redes de dados poderão
ser admitidas, uma vez assegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos
aos serviços acima especificados.
10.6.6.
RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE MEDIÇÃO
SINCROFASORIAL
Deverão ser fornecidos os serviços de dados atendendo a classes A estabelecida no item 4.1.1 do
submódulo 13.2 - revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
Atender ao item 4.2 do submódulo 13.2 - revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
11.
DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE
REQUISITOS DESTE ANEXO TÉCNICO
DOS
EQUIPAMENTOS
AOS
Seja qual for a configuração proposta, básica ou alternativa, a TRANSMISSORA deve realizar, no
mínimo, os seguintes estudos:
(a)
Estudos de regime permanente:
Fluxo de potência.
Rejeição de carga e energização na frequência fundamental. Exceto para:
Linhas de transmissão em 230 kV sem compensação série ou “shunt” e com
comprimento menor do que 100 km.
Linhas de transmissão em 345 kV sem compensação série ou “shunt” e com
comprimento menor do que 70 km.
Linhas de transmissão em 440 e 500/525 kV sem compensação série ou
“shunt” e com comprimento menor do que 50 km.
Fluxo de potência nos barramentos das subestações.
Curto-circuito e determinação de X/R para os barramentos e disjuntores do
empreendimento.
(b)
Estudos de transitórios de manobra de religamento tripolar
Para linhas de transmissão com compensação série de qualquer nível de
tensão e qualquer comprimento.
Linhas de transmissão em 230 kV com comprimento igual ou maior do que
100 km.
Linhas de transmissão em 345, 440 e 500/525 kV com comprimento igual
ou maior do que 50 km.
Em casos específicos em que a energização da linha de transmissão
apresentou problemas.
(c)
Estudos de rejeição de carga.
Para linhas de transmissão com compensação série, de qualquer nível de
tensão e qualquer comprimento.
Linhas de transmissão em qualquer nível de tensão com comprimento igual
ou maior do que 100 km
(d) Estudos de religamento monopolar de linhas de transmissão e/ou de
dimensionamento de reatores de neutro, considerando a faixa operativa de
frequências de 56 a 66 Hz.
(e) Estudos de manobras de chaves seccionadoras de linha com lâminas de
aterramento – em caso de linhas de transmissão em circuito duplo ou do
paralelismo entre linhas de transmissão na mesma faixa de passagem.
(f)
Estudos de transitórios de energização de linhas de transmissão.
(g)
Estudos de transitórios de energização de transformadores.
(h)
Estudos de tensão de restabelecimento transitória (TRT) dos disjuntores.
Abertura de faltas terminais - Para qualquer nível de tensão e qualquer
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
topologia envolvida no lote. Para todos os disjuntores envolvidos no
empreendimento.
Abertura em discordância de fase - Aplica-se a topologias específicas e a
TRANSMISSORA deve avalia-la. Seja para se justificar tecnicamente a não
necessidade do estudo ou para efetuá-lo de fato e apresentar os resultados.
Abertura em vazio - Aplica-se à abertura de um ou de dois trechos de linha
de transmissão em série (separados por subestações com arranjo de
disjuntor e meio ou anel) que englobem uma extensão total de pelo menos
150 km.
(i)
(j)
Estudos de manobra de bancos de capacitores em derivação.
Estudos de coordenação de isolamento das subestações. Para subestações
novas ou pátios em nova tensão em subestações existentes.
(k) Estudos específicos quando são utilizados equipamentos com eletrônica de
potência:
Estudos de dimensionamento do circuito principal dos bancos de
capacitores série.
(l)
Estudos de dimensionamento dos compensadores estáticos de reativos CER.Estudos de campos elétricos e magnéticos de subestações - Devem ser
realizados para atendimento à Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de
março de 2010. Alternativamente, conforme previsto na citada resolução, podese optar pela apresentação das medições a serem realizadas à época do
comissionamento das instalações.
(m) Estudos de campos elétricos e magnéticos de subestações - Devem ser
realizados para atendimento à Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de
março de 2010. Alternativamente, conforme previsto na citada resolução, podese optar pela apresentação das medições a serem realizadas à época do
comissionamento das instalações.
(n) Estudos especiais - Quando necessários, estes estudos serão solicitados no
item de características específicas do anexo técnico específico do lote.
Esses estudos devem demonstrar o atendimento ao estabelecido no documento de critérios da
EPE, nos relatórios de estudos indicados nos anexos técnicos específicos de cada lote, e aos
critérios e requisitos estabelecidos nesse item.
A TRANSMISSORA deve certificar-se de que os parâmetros das linhas a serem avaliados pelos
estudos de transitórios eletromagnéticos são aqueles definidos pelos estudos de coordenação de
isolamento das linhas elaborados pela TRANSMISSORA.
Ressalta-se que a TRANSMISSORA deve analisar o empreendimento para o ano de entrada em
operação, utilizando a base de dados disponibilizada pelo ONS em sua página na internet,
www.ons.org.br. Para estudos no horizonte do planejamento, a base de dados disponibilizada pela
EPE em sua página na internet, www.epe.gov.br.
Os estudos de transitórios eletromagnéticos deverão ser desenvolvidos na ferramenta ATP
(Alternative Transients Program). A TRANSMISSORA deverá disponibilizar à ANEEL os casos
base de cada um desses estudos, no formato do programa ATP, em meio digital, para fins de
registro na base de dados de estudos.
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EDITAL DE LEILÃO Nº 05/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
A TRANSMISSORA deverá considerar na elaboração dos estudos as orientações do documento
“Diretrizes para a Elaboração de Projetos Básicos para Empreendimentos de Transmissão”,
disponibilizado pelo ONS em sua página na Internet:
www.ons.org.br/biblioteca_virtual/livro_diretrizestransmissao.aspx.
A especificação do conjunto das características elétricas básicas dos diversos equipamentos
integrantes deste empreendimento deverá levar em conta os resultados dos estudos supra
mencionados.
11.1. TENSÃO OPERATIVA
A tensão eficaz entre fases de todas as barras do sistema interligado, em todas as situações de
intercâmbio e cenários avaliados, deve situar-se na faixa de valores listados na Tabela 11-1 –
Tensão eficaz entre fases admissível (kV, que se refere às condições operativas normal e de
emergência (contingências simples) nos estudos que definiram a configuração básica ou
alternativa.
TABELA 11-1 – TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL (KV)
Tensão nominal Condição operativa Condição operativa
de emergência (kV)
do sistema (kV) normal (kV)
69
66 a 72,5
62 a 72,5
88
84 a 92,4
79 a 92,4
138
131 a 145
124 a 145
230
218 a 242
207 a 242
345
328 a 362
311 a 362
440
418 a 460
396 a 460
500 ou 525
500 a 550
475 a 550
765
690 a 800
690 a 800
Notas: Nas análises de contingências devem ser observados:
(a) Os limites de tensão identificados como condição operativa normal, nas barras de
conexão à rede básica de agentes de distribuição e de consumidores livres ou
potencialmente livres.
(b) Os limites de tensão identificados como condição operativa de emergência, nas demais
barras da rede básica.
11.2. SOBRETENSÃO ADMISSÍVEL PARA ESTUDOS A 60 HZ
A máxima tensão nos regimes permanente e dinâmico nas extremidades das linhas de
transmissão após manobra (energização, religamento tripolar e rejeição de carga) deve 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 subsequentes) devem
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
situar-se dentro dos limites constantes da Tabela 11-2 – Sobretensões eficazes entre fases
máximas admissíveis na extremidade das linhas de transmissão após manobra (kV) abaixo.
TABELA 11-2 – SOBRETENSÕES EFICAZES ENTRE FASES MÁXIMAS ADMISSÍVEIS NA EXTREMIDADE DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO
APÓS MANOBRA (KV)
Tensão
nominal de
operação
(kV)
138
230
345
440
500 ou 525
765
Tensão
dinâmica
máxima
sem elementos
saturáveis
(kV)
203
339
507
645
770
1120
Tensão dinâmica
máxima
com elementos
saturáveis
Máxima tensão
sustentada
em vazio por uma
hora
(kV)
193
322
483
616
735
1070
(kV)
152
253
398
506
600
800
11.3. CRITÉRIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS A 60 HZ
11.3.1.
ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA
Avaliam os níveis de tensão nos barramentos e os carregamentos nas linhas, transformadores e
demais componentes da rede de transmissão, para múltiplas condições de carga (mínima, leve,
média e máxima), de topologia e de despacho de geração.
Devem abranger, além da condição operativa normal, a análise de contingências de linhas,
transformadores e outros equipamentos do sistema elétrico, com o objetivo de se definirem ações
para que o SIN opere sem perda de carga e sem violações inadmissíveis dos limites de tensão e
de carregamento.
Caso faça parte do empreendimento a inclusão de novos transformadores, deve ser demonstrado
pela Transmissora que a faixa de tapes especificada é adequada para o controle de tensão da
região em análise.
Estes estudos de fluxo de potência devem ser efetuados com a principal finalidade de comprovar
que a entrada em operação das novas instalações de transmissão, na configuração efetivamente
disponível em sua entrada em operação e durante o horizonte operativo (até o último ano do Plano
de Ampliação e Reforços vigente), não importará em restrições a operação da rede. Os estudos
deverão também identificar a eventual necessidade de compensação reativa adicional.
Por fim, tendo em vista a característica de dimensionamento de equipamentos dos estudos
apresentados na fase do projeto básico, algumas investigações no horizonte do planejamento
poderão vir a ser necessárias, como por exemplo, identificar as tensões máximas, em regime
permanente, as quais ficarão sujeitos os equipamentos situados na conexão do banco de
capacitores série a linha ou a subestação.
11.3.2.
ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
Os estudos de energização visam definir as estratégias a serem adotadas nas manobras
programadas de forma a evitar a ocorrência de sobretensões acima da suportabilidade dos
equipamentos associados à manobra programada. Devem também identificar se a compensação
reativa fixa é adequada à manobra de energização da linha associada.
Devem ser consideradas as seguintes premissas:
(a) Adotar configurações que resultem nas solicitações mais severas para o sistema
analisado, com o menor número de unidades geradoras sincronizadas (menor potência de
curto-circuito a montante da manobra).
(b) Adotar o status “em operação” para toda a compensação reativa indutiva fixa em
derivação, existente no trecho a ser analisado.
(c) Adotar o status “fora de operação” para toda a compensação reativa indutiva manobrável
em derivação, existente no trecho a ser analisado, verificando-se o efeito de ligar essa
compensação, quando necessário.
(d) Adotar o status “disponível” para qualquer fonte controlada de potência reativa, como
compensadores estáticos e/ou síncronos, verificando-se as consequências da
indisponibilidade desses equipamentos, com o objetivo de liberar o maior número possível
de configurações para a operação.
As sobretensões no instante imediatamente após a manobra (t0+) não deverão ultrapassar os
valores de Tensão Máxima com/sem elementos saturáveis da Tabela 11-2 – Sobretensões
eficazes entre fases máximas admissíveis na extremidade das linhas de transmissão após
manobra (kV) (sobretensão dinâmica). A sobretensão sustentada não deverá ser superior ao limite
máximo estabelecido na Tabela 11-1 – Tensão eficaz entre fases admissível (kV (Tensão Eficaz
entre fases Admissível), para a classe de tensão do empreendimento em análise.
Devem ser apresentados, para cada configuração analisada, os valores de tensão nas barras de
interesse para os instantes t0-, t0+ e no regime permanente posterior a manobra.
11.3.3.
REJEIÇÃO DE CARGA
Estes estudos de carga visam identificar a eventual existência de restrições à operação do
sistema, de forma a não ocorrerem sobretensões acima da suportabilidade dos equipamentos
como consequência da ocorrência de aberturas intempestivas em um dos terminais das linhas em
análise.
Devem ser consideradas as seguintes premissas:
(a) Adotar configurações que resultem nas solicitações mais severas para o sistema
analisado, como, por exemplo, o maior fluxo possível na linha onde está sendo avaliada a
rejeição associado a menor potência de curto-circuito a montante da abertura.
(b) Adotar o status “em operação” para toda a compensação reativa indutiva fixa em
derivação, existente no trecho a ser analisado.
(c) Adotar o status “fora de operação” para toda a compensação reativa indutiva manobrável
em derivação, existente no trecho a ser analisado, verificando-se o efeito de ligar essa
compensação, quando necessário.
(d) Adotar o status “disponível” para qualquer fonte controlada de potência reativa, como
compensadores estáticos e/ou síncronos, verificando-se as consequências da
indisponibilidade desses equipamentos, com o objetivo de liberar o maior número possível
de configurações para a operação.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
As sobretensões no instante imediatamente após a manobra (t0+) não deverão ultrapassar os
valores de Tensão Máxima com/sem elementos saturáveis da Tabela 11-2 – Sobretensões
eficazes entre fases máximas admissíveis na extremidade das linhas de transmissão após
manobra (kV) (sobretensão dinâmica). A sobretensão sustentada não deverá ser superior ao limite
máximo estabelecido na Tabela 11-1 – Tensão eficaz entre fases admissível (kV) (Tensão Eficaz
entre fases Admissível), para a classe de tensão do empreendimento em análise.
Devem ser apresentados, para cada configuração analisada, os valores de tensão nas barras de
interesse para os instantes t0-, t0+ e no regime permanente posterior a manobra.
11.3.4.
ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES
Esses estudos têm por objetivo identificar as correntes máximas em regime permanente as quais
estão sujeitos os barramentos (incluindo os vãos interligadores de barras) e os equipamentos das
subestações, de forma a prover os subsídios necessários à determinação da corrente nominal dos
equipamentos e barramentos das subestações.
Os seguintes aspectos devem ser levados em conta nas avaliações:
(a) Condições normal e emergência (n-1) de operação do sistema, com os valores máximos
dos fluxos em linhas que se conectam às subestações em análise, tanto para o ano de
entrada em operação como para o ano horizonte de planejamento.
(b) Condição degradada das subestações em análise, com indisponibilidade de um
equipamento ou mesmo de um trecho do barramento, para as condições normal e
emergência (n-1) do sistema.
(c) Evolução prevista da topologia da subestação.
11.4. CRITÉRIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS DE
MANOBRA
11.4.1.
ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO
A energização das linhas de transmissão deve ser viável em todos os cenários avaliados, atendido
o critério de tensão em condições operativas normais.
Em particular, deve ser prevista a possibilidade de energização nos dois sentidos, considerando,
inclusive, o sistema degradado, por conta de possíveis manobras de recomposição.
Devem ser avaliadas energizações com e sem aplicação de defeito ao longo da linha, respeitandose o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede igual ou acima de 345 kV e de 150 ms
para a rede abaixo de 345 kV.
Devem ser respeitadas as premissas, definidas nos estudos de coordenação de isolamento das
linhas de transmissão, elaborados pela TRANSMISSORA, quanto às máximas tensões fase-terra
e fase-fase admissíveis ao longo da LT.
Os para-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia advinda da
manobra de energização.
Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos,
elaborados pela TRANSMISSORA, devem levar em conta os resultados dos estudos em epigrafe,
bem como as características dos equipamentos de controle de sobretensões considerados nestes
estudos.
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EDITAL DE LEILÃO Nº 05/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
11.4.2.
RELIGAMENTO TRIPOLAR DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO
Deve ser prevista a possibilidade de religamento tripolar, por ambos os terminais, em todas as
linhas de transmissão.
Deve ser avaliado o religamento com aplicação de defeito ao longo da linha, respeitando-se o
tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede igual ou acima de 345 kV e de 150 ms para a
rede abaixo de 345 kV.
Devem ser respeitadas as premissas, definidas nos estudos de coordenação de isolamento das
linhas de transmissão, elaborados pela TRANSMISSORA, quanto às máximas tensões fase-terra
e fase-fase admissíveis ao longo da LT.
Os para-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia advinda da
manobra de religamento tripolar.
Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos,
elaborados pela TRANSMISSORA, devem levar em conta os resultados dos estudos em epigrafe,
bem como as características dos equipamentos de controle de sobretensões considerados nestes
estudos.
11.4.3.
RELIGAMENTO MONOPOLAR
Deve ser prevista a possibilidade de religamento monopolar da linha de transmissão. Cabe à
TRANSMISSORA a viabilização técnica do religamento monopolar, conforme o seguinte
procedimento:
(a) Priorizar as soluções técnicas no sentido de garantir uma probabilidade adequada de sucesso
na extinção do arco secundário em tempos inferiores a 500 ms critério estabelecido no item
11.4.4.
(b) Somente nos casos em que for demonstrada, por meio da apresentação de resultados de
estudos, a inviabilidade técnica de atender tal requisito, a TRANSMISSORA poderá optar
pela utilização do critério definido no item 11.4.5, para tempos de extinção superiores a
500 ms.
(c) Quando só for possível a solução técnica para tempos mortos acima de 500 ms, devem ser
avaliadas, pela TRANSMISSORA, as implicações de natureza dinâmica para a Rede Básica,
advindas da necessidade de operar com tempos mortos mais elevados.
(d) A TRANSMISSORA deve evitar soluções que possam colocar em risco a segurança do
sistema elétrico, tais como a utilização de chaves de aterramento rápido em terminais de
linha adjacentes a unidades geradoras, onde a ocorrência de curtos-circuitos devidos ao mau
funcionamento de equipamentos e sistemas de proteção e controle possa causar severos
impactos à rede.
(e) Todos os equipamentos associados, tais como disjuntores, bem como a proteção, o controle
e o nível de isolamento dos equipamentos, incluído o neutro de reatores em derivação, o
espaço físico e demais facilidades necessárias ao religamento monopolar devem ser
providos, de forma a permitir a sua implementação.
11.4.4.
CRITÉRIO COM TEMPO MORTO DE 500 MS
A Figura 11-1 deve ser utilizada para a avaliação da probabilidade de sucesso da extinção
do arco secundário. São considerados, como pontos de entrada, o valor eficaz do último
pico da corrente de arco secundário (em Ampères) e o valor do primeiro pico da tensão de
restabelecimento transitória (em kVp). Um religamento monopolar, para ser considerado
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
como sendo de boa probabilidade de sucesso para faltas não mantidas, deve ser
caracterizado pelo par de valores (V, I) localizado no interior da curva ilustrada na Figura
11-1.
Primeiro Pico da TRV (kV)
200
150
Zona de Provável
Extinção do Arco
100
50
0
0
10
20
30
40
50
60
Iarc(rms)
FIGURA 11-1 – CURVA DE REFERÊNCIA PARA ANÁLISE DA EXTINÇÃO DA CORRENTE DE ARCO SECUNDÁRIO, CONSIDERANDO-SE
TEMPO MORTO DE 500 MS
A TRANSMISSORA deve dimensionar os seus equipamentos de forma a tentar obter uma
corrente máxima de arco secundário de 50 A e com TRV, dentro da “zona provável de
extinção”, o que indica uma probabilidade razoável de sucesso na extinção do arco
secundário.
A demonstração do atendimento deste critério deve ser oferecida pela TRANSMISSORA
por meio de estudos de transitórios eletromagnéticos, considerando, inicialmente, a não
utilização de quaisquer métodos de mitigação.
Caso estas simulações demonstrem a improbabilidade da extinção dos arcos secundários
dentro do tempo de 500 ms, novas simulações devem ser efetuadas, considerando a
utilização de métodos de mitigação. Apenas no caso dessas novas simulações
demonstrarem não ser possível atender ao requisito da Figura 11-1, poderá a
TRANSMISSORA optar pela utilização do critério definido no item 11.4.5.
11.4.5.
CRITÉRIO COM TEMPO MORTO SUPERIOR A 500 MS
Para avaliação do sucesso do religamento monopolar com tempo morto superior a 500 ms,
deve ser considerada a curva de referência da Figura 11-2, que relaciona o tempo morto
necessário para a extinção do arco secundário com o valor eficaz do último pico da corrente
de arco, da forma proposta a seguir:
(a) A TRANSMISSORA deve refazer os estudos de transitórios de forma a viabilizar o
menor valor possível de corrente de arco, utilizando, inicialmente, apenas os meios
de mitigação convencionais. Caso estes não se mostrem suficientes, outros meios de
mitigação poderão ser considerados. Em qualquer caso, os tempos mortos a serem
considerados nos ajustes para definição do tempo para religamento do disjuntor
devem ser aqueles definidos pela curva da Figura 11-2 para a corrente encontrada;
(b) Nessa avaliação, devem ser consideradas, preferencialmente, soluções de
engenharia que não demandem equipamentos que requeiram fabricação especial.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
Nos casos em que os tempos mortos definidos de acordo com a alínea a acima forem iguais ou
superiores a 1,75 segundos, a TRANSMISSORA deve avaliar a viabilidade técnica da adoção de
medidas de mitigação não usuais, tais como chaves de aterramento rápido, entre outras,
procurando o menor tempo morto possível, sem exceder 1,75 segundos.
Notas:
Quando da adoção de chaves de aterramento rápido a extinção do arco pode ocorrer mesmo com
correntes mais elevadas que as indicadas nesse critério. Nesse caso, a TRANSMISSORA deve
demonstrar a extinção do arco, de forma independente da Figura 11-2.
A adoção de solução que demande tempo morto superior a 500 ms fica condicionada à
demonstração, pela TRANSMISSORA, por meio de estudos dinâmicos, que a mesma não
compromete o desempenho do SIN.
FIGURA 11-2 – CURVA DE REFERÊNCIA - TEMPO MORTO PARA EXTINÇÃO DO ARCO SECUNDÁRIO X VALOR EFICAZ DA
CORRENTE DE ARCO SECUNDÁRIO, PARA TENSÕES ATÉ 765 KV
Os estudos de religamento monopolar têm por objetivo não apenas avaliar a extinção do arco
secundário, mas também prover as informações necessárias ao correto dimensionamento do
isolamento do neutro do reator de linha, nos casos em que for necessária a utilização de um reator
de neutro.
Dessa forma, deve também ser apresentada pela TRANSMISSORA a simulação no tempo (com o
programa ATP), considerando toda a sequência de eventos, com o tempo de eliminação de falta
de 100 ms para a rede igual ou acima de 345 kV e de 150 ms para a rede abaixo de 345 kV.
Para as linhas dotadas de reatores em derivação, incluindo-se eventuais reatores de neutro,
deverá ser verificado o desempenho para a faixa de frequência dinâmica permissível para o
sistema (56 Hz a 66 Hz) de forma a certificar que não haverá problemas de ressonância entre os
reatores e a linha de transmissão durante o religamento monopolar.
As simulações devem identificar as solicitações de dissipação de energia nos para-raios de linha e
nos para-raios do reator de neutro, quando for o caso.
Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos,
elaborado pela TRANSMISSORA, deve levar em conta os resultados desses estudos.
11.4.6.
REJEIÇÃO DE CARGA
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
Devem ser atendidas sem violação dos critérios de desempenho as situações de rejeição de carga
avaliadas para a configuração básica ou alternativa.
Devem ser avaliadas rejeições com e sem aplicação de defeito monofásico ao longo da linha,
respeitando-se o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede igual ou acima de 345 kV e
de 150 ms para a rede abaixo de 345 kV.
Deve ser avaliada também a rejeição sem aplicação de falta prévia, com a ocorrência de curto
circuito posterior à rejeição, no instante de máxima tensão.
A TRANSMISSORA deverá avaliar a rejeição nos dois sentidos, com fluxos o mais próximo
possível da capacidade da linha em análise, mesmo que os casos operativos indiquem fluxos mais
baixos.
Em caso de circuitos duplos deverá ser considerada a possibilidade de rejeição dupla em
condições de fluxo máximo nos dois sentidos.
Em todos os casos supra mencionados os para-raios de linha deverão ser dimensionados para
dissipar sozinhos a energia resultante da rejeição de carga.
Devem ser atendidas sem violação dos critérios de desempenho as situações de rejeição de carga
avaliadas para a configuração básica ou alternativa.
Devem ser avaliadas rejeições com e sem aplicação de defeito monofásico ao longo da linha,
respeitando-se o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede de 500 kV e de 150 ms para
a rede de 230 kV.
Deve ser avaliada também a rejeição sem aplicação de falta prévia, com a ocorrência de curtocircuito posterior à rejeição, no instante de máxima tensão.
A TRANSMISSORA deverá avaliar a rejeição em ambos os sentidos, com fluxos o mais próximo
possível da capacidade da linha em análise.
Em caso de circuitos duplos deverá ser considerada a possibilidade de rejeição de ambos circuitos
em condições de fluxo máximo nos dois sentidos.
Em todos os casos supra mencionados os para-raios de linha deverão ser dimensionados para
dissipar sozinhos a energia resultante da rejeição de carga.
11.4.7.
ESTUDOS DE TENSÃO DE RESTABELECIMENTO TRANSITÓRIA (TRT)
Esses estudos transitórios têm por objetivo quantificar as solicitações as quais estarão sujeitos os
diversos disjuntores integrantes deste empreendimento. Compreendem as avaliações de TRT as
seguintes condições de manobra:
(a) Abertura de defeito terminal trifásico à terra e trifásico não aterrado, sendo o ponto de
aplicação da falta no barramento ou saída de linha.
(b) Abertura de defeito terminal monofásico sendo o ponto de aplicação da falta no
barramento ou saída de linha.
(c) Abertura de defeito quilométrico.
(d) Abertura em discordância de fases. Deverá ser identificada a condição mais crítica de
solicitação de tensão através dos polos do disjuntor imposta pela rede para a abertura do
disjuntor em discordância de fases.; Ressalta-se que a solicitação de abertura durante
defasagens angulares “sistêmicas” inferiores a 180º podem, eventualmente, ocasionar
solicitações superiores, em kV, aquelas definidas em norma para a condição de abertura
em oposição de fases, para os disjuntores para aquela classe de tensão e com fator de 1º
polo normalizado. Nestes casos pode ser necessário um maior refinamento da
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
modelagem, o que pode em algumas situações levar a necessidade de investigações, de
caráter dinâmico (ANATEM), do contexto (tensão e ângulo) no qual se dará a efetiva
abertura do disjuntor.
(e) Abertura de linha a vazio. Essa situação deve ser simulada no programa ATP, com as
fontes ajustadas para na frequência fundamental (60 Hz) e com tensão de pré-manobra
igual à máxima tensão operativa da rede (1,05 ou 1,10 dependendo do nível de tensão),
com aplicação de falta monofásica e abertura das fases sãs. Os estudos de abertura de
linha a vazio devem levar em conta a necessidade de atendimento ao requisito descrito no
item 6.1 (i). Caso a região do sistema onde o disjuntor será instalado esteja sujeita a
sobrefrequências em regime dinâmico a simulação de abertura de linha a vazio deverá
levar em conta a máxima sobrefrequência identificada nos estudos.
11.4.8.
ESTUDOS DE ENERGIZAÇÃO DE TRANSFORMADORES
Esses estudos têm por objetivo identificar as solicitações de corrente e tensão impostas à rede e
aos equipamentos próximos pela manobra de energização dos transformadores. Devem ainda
demonstrar que os transformadores podem ser energizados em situações de rede completa e
degradada, pelos seus dois terminais e para toda a faixa de tensão operativa. Estão incluídas
neste escopo as situações de recomposição de rede.
Os estudos compreendem avaliações de energização em vazio, com e sem falta aplicada,
considerando os recursos de controle de sobretensões disponíveis, tais como, disjuntores com
resistores de pré-inserção e/ou dispositivos de manobra controlada. Deve ser levado em conta o
fluxo residual do transformador.
Devem ser avaliados também o montante de energia a ser absorvido pelos para-raios do
transformador e a necessidade de utilização dos mecanismos de controle de sobretensões
supramencionados, bem como as correntes inrush.
Para a realização desses estudos, os transformadores devem ser modelados considerando a sua
curva de saturação e a impedância especificada no documento da TRANSMISSORA que define
as características elétricas básicas dos equipamentos principais do empreendimento. No caso de
indisponibilidade da curva de saturação real do equipamento, poderá ser utilizada curva típica,
desde que sejam feitas parametrizações quanto ao joelho e à reatância de núcleo de ar, alterandose esses valores no sentido de verificar os seus efeitos sobre os resultados dos estudos.
11.4.9.
ESTUDOS DE MANOBRA DE BANCOS DE CAPACITORES
Esses estudos compreendem avaliações de energização e de aplicação e eliminação de defeito e
têm por objetivo identificar a necessidade de especificação de reatores em série com o banco de
capacitores, com a finalidade de minimizar os efeitos dos transitórios de tensão e de corrente aos
níveis de suportabilidade da instalação, evitar atuações indevidas da proteção e evitar possíveis
ressonâncias com a rede para harmônicas produzidas por elementos saturáveis.
Os estudos devem verificar as sobretensões e as consequentes solicitações de energia sobre os
para-raios próximos, e a necessidade de utilização de disjuntores com dispositivos de manobra
controlada.
11.4.10. MANOBRAS DE FECHAMENTO
SECCIONADORES DE ATERRAMENTO
E
ABERTURA
DE
SECCIONADORES
E
As manobras de fechamento e abertura de seccionadores e de seccionadores de aterramento
devem considerar as condições mais severas de tensões induzidas de linhas de transmissão
existentes em paralelo, incluindo carregamento máximo e situações de ressonância.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
Deverão ser avaliadas, sem considerar a aplicação de medidas operativas, os efeitos de eventuais
induções ressonantes provocadas pela linha de transmissão objeto dessa licitação sobre outras
linhas de transmissão existentes.
11.5. OUTROS ESTUDOS
11.5.1.
ESTUDOS DE RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA
Esses estudos devem ser efetuados sempre que existam bancos de capacitores série
eletricamente próximos a usinas térmicas, tendo por objetivo principal investigar os fenômenos de
auto-excitação (efeito gerador de indução e interação torcional) e de torques transitórios nos eixos
do conjunto turbina-gerador.
No caso de existência de equipamentos com controladores de ação rápida como CERs nas
vizinhanças das usinas térmicas, deve também ser investigada a possibilidade da interação desse
controle vir a amplificar os modos de oscilação do eixo do conjunto turbina-gerador.
Esses fenômenos devem ser investigados por meio de ferramentas de simulação de transitórios
eletromagnéticos (ATP), considerando a representação completa da máquina, com o eixo do
conjunto turbina-gerador representado por um sistema multi-massa mola. Deve também ser
considerada, quando necessária, a análise no domínio da frequência (modelo linearizado do eixo
turbina gerador).
11.5.2.
ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DOS COMPENSADORES ESTÁTICOS
Esses estudos têm por finalidade demonstrar o atendimento aos requisitos estabelecidos no item
6.10 deste anexo.
a)
Cálculo de perdas:
A TRANSMISSORA deverá apresentar, ainda na etapa de projeto básico, um estudo de cálculo
das perdas, incluindo todos os elementos do CER, a saber:
TCRs: Válvulas, reatores dosTCRs e “damping reactors”
TSCs: Válvulas e capacitores
Filtros (capacitores e reatores);
Transformador;
Serviços auxiliares, ar condicionado etc
Refrigeração das válvulas (bombas e motores de ventilação);
Barras e condutores elétricos;
Outros
Este estudo tem por finalidade demonstrar o atendimento ao requisito de perdas do CER
especificado neste anexo, devendo também fornecer como saída uma curva de perdas em kW x
potência reativa injetada pelo CER no ponto de conexão em Mvar.
b)
Estudos de dimensionamento, desempenho e “rating” dos filtros;
A TRANSMISSORA deverá apresentar, ainda na etapa de projeto básico, o projeto de
dimensionamento dos filtros do CER, elaborado pelo fabricante do equipamento.
Rating dos Filtros
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
É de total responsabilidade da TRANSMISSORA a determinação do rating necessário de
seus equipamentos, para todo o período de concessão.
O estudo tem por finalidade demonstrar que o dimensionamento do rating dos filtros CA,
tanto em regime permanente quanto em regime transitório, atende ao disposto neste anexo.
Devem ser informadas nos estudos, de regime permanente e transitório, as margens
adotadas e os valores nominais do projeto para cada elemento que compõe o equipamento
(ratings de corrente e tensão).
Regime Permanente
Os estudos deverão demonstrar que os filtros não serão desligados pelas proteções de
overrating (sobrecarga) durante condições operativas normais e de contingências simples
(N-1) da rede externa, com um filtro, de cada tipo, fora de operação.
Nas avaliações das impedâncias dos filtros devem ser consideradas as dissintonias
possíveis, incluindo tolerâncias de fabricação, variação de capacitância por temperatura,
variações de frequência da rede, erros de ajuste de sintonia por discretização de elementos
de ajuste e tolerâncias dos instrumentos de medição, etc.
Regime Transitório
Os estudos devem justificar que os filtros e a compensação reativa devem suportar as
sobretensões e sobrecorrentes de condições transitórias, incluindo entre outras: i) início e
eliminação de curtos-circuitos, ii) energização dos transformadores do CER e de
transformadores de potência próximos, considerando fluxo residual.
Desempenho dos Filtros
Tem por finalidade demonstrar que o desempenho dos filtros CA atende ao disposto neste
anexo.
O Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede conceitua os indicadores tanto das
distorções harmônicas individuais, quanto a distorção de tensão harmônica total (DTHT),
bem como estabelece os limites a serem respeitados.
Cabe a TRANSMISSORA a determinação dos envelopes de impedância harmônica das
redes CA:
(a) Na determinação dos lugares geométricos ou envelopes da impedância da rede
externa, a TRANSMISSORA poderá agrupar harmônicos consecutivos em conjuntos.
Neste caso, cada um destes conjuntos deverá incluir também o harmônico anterior e o
posterior ao conjunto, de forma a garantir uma área de sobreposição, entre conjuntos
consecutivos.
(b) Para a determinação dos lugares geométricos estarão disponíveis as configurações
das redes inicial e futura (até o ano horizonte) sob a forma de arquivos de fluxo de
potência, da base de dados da EPE ou do ONS.
(c) No cálculo das distorções harmônicas individuais devem ser determinados
vetorialmente os pontos dos envelopes que maximizam as tensões harmônicas na
barra de alta do transformador do CER.
(d) Nas avaliações das impedâncias dos filtros devem ser consideradas as máximas
dessintonias possíveis, considerando tolerâncias de fabricação, variação de
capacitância por temperatura, variações de frequência da rede, erros de ajuste de
sintonia por discretização de elementos de ajuste e tolerâncias dos instrumentos de
medição etc.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
(e) Os valores máximos das tensões harmônicas na barra de alta do transformador do
CER deverão ser calculados considerando os valores máximos das correntes
harmônicas injetadas pelo CER.
No que se refere à Interferência Telefônica, a TRANSMISSORA deverá apresentar os
estudos e as providências a serem tomadas no sentido de assegurar o atendimento às
especificações deste Anexo Técnico.
11.5.3.
ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DA COMPENSAÇÃO SÉRIE
Dois tipos de relatórios são esperados sobre a compensação série:
(a) Memória de cálculo do dimensionamento do banco série.
(b) Demonstração de atendimento aos requisitos de faltas estabelecidos neste anexo.
O primeiro deles tem foco no equipamento propriamente dito e deve definir as características
técnicas e valores nominais de todos os elementos que fazem parte do banco série, incluindo
circuitos de amortecimento, gaps, disjuntores de by-pass, resistores, indutores, capacitores,
diagramas unifilares do banco, coordenação de isolamento, constantes de tempo de resfriamento
e aquecimento, MOVs etc...
O segundo diz respeito ao dimensionamento dos MOVs. Por meio da simulação de faltas em
diversos pontos da rede, as suportabilidades de tensão e de corrente para os varistores devem ser
definidas. Tanto faltas monofásicas como trifásicas devem ser aplicadas e o sistema deve ser
representado, até pelo menos duas barras de distância, antes que se aplique o equivalente da
rede, seja a 60 Hz, seja um circuito síntese da rede CA. Devem ser consideradas situações de
rede completa e rede (n-1) com foco especial para os casos nos quais o trecho em paralelo está
fora de serviço.
A metodologia prevê:
(a) Avaliação de faltas externas.
(b) Avaliação de faltas internas.
Estabelecimento dos níveis de ajuste do by-pass, tanto para corrente quanto para
energia;
Os seguintes conceitos devem estar claros no documento:
(a) EEXT: Energia no pior caso de falta externa onde o by-pass não deve atuar.
(b) EINT: Energia no pior caso de falta interna.
(c) ISET – Máximo valor de ajuste de corrente, que dispara a atuação do by-pass.
(d) ESET – Máximo valor de ajuste de energia, que dispara a atuação do by-pass.
(e) Margem de Ajuste – Relação entre o valor de disparo do by-pass por energia e o
valor de energia máximo calculado para falta externa (ESET/EEXT).
Margem de segurança: Este valor (%) deve ser acrescido à energia total dos MOVS e
deve ter sido definido pelo documento de aquisição do equipamento pela
Transmissora.
Redundância de capacidade instalada de energia – Diferença entre o total de energia
instalada dos MOVs e o valor máximo teórico de solicitação obtido por simulações.
Devem ser levados, na definição da energia final, a diferença de distribuição de corrente entre as
colunas dos MOVs, overshoots, atrasos na atuação do gap, imprecisões e a modularização das
pastilhas em série e em paralelo de acordo com os padrões adotados pelo fabricante.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
Devem ser simulados tanto os cenários de entrada em operação quanto os de configuração final
de planejamento, passando pelas etapas de implementação do empreendimento.
Os níveis protetivos dos MOVs devem levar em conta não só a experiência do fabricante mas
também a corrente de swing efetivamente calculada, em programas de estabilidade, pela
Transmissora para este tronco de transmissão.
Os níveis de compensação devem atender ao disposto neste anexo técnico e devem considerar
os parâmetros por km reais da linha que está sendo concebida e implantada neste lote.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
12.
DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS
Conforme previsto no Edital e para fins de verificação da conformidade com os requisitos técnicos
exigidos, a TRANSMISSORA deve apresentar para aprovação da ANEEL o Projeto Básico das
instalações deste lote.
A TRANSMISSORA deve encaminhar ao ONS, com cópia para SCT/ANEEL, toda a
documentação do Projeto Básico em papel e em meio magnético ou ótico.
12.1. ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA
A TRANSMISSORA deve apresentar os relatórios dos estudos apresentados no item 11.
(a)
Estudos de regime permanente:
(b)
Estudo de fluxo de potência
Estudos de rejeição de carga
Estudos de energização de linhas
Estudos de curto-circuito
Estudos dinâmicos
Estudos de fluxo de potência em barramentos
Estudos de transitórios eletromagnéticos:
(c)
Modelagem da rede
Energização de linhas de transmissão
Religamento monopolar
Energização de transformadores
Rejeição de carga
Tensão de restabelecimento transitória
Curto-circuito terminal
Abertura de linha de transmissão em vazio
Abertura em discordância de fases
Tensões e correntes induzidas em lâminas de terra de seccionadoras
Coordenação de isolamento
Integração dos estudos de manobra e de coordenação de isolamento das estruturas
da LT
Estudos de campos elétricos e magnéticos de subestações.
(d)
Estudos específicos que se utilizam de eletrônica de potência:
(e)
Estudo de dimensionamento dos compensadores estáticos.
Estudo de dimensionamento da compensação série.
Outros estudos:
Estudo de ressonância subsíncrona.
Estudo de auto-excitação.
12.2. PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES
Os documentos de projeto básico da subestação devem incluir:
(a) Relação de normas técnicas oficiais utilizadas.
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
(b) Critérios de projeto para as obras civis, projeto eletromecânico, sistemas de
proteção, comando, supervisão e telecomunicações, instalações de blindagem e
aterramento, inclusive premissas adotadas.
(c) Desenho de locação das instalações.
(d) Diagrama unifilar simplificado.
(e) Diagrama unifilar de proteção, medição e controle.
(f) Desenho de arquitetura das construções: plantas, cortes e fachadas.
(g) Arranjo geral dos pátios: planta e cortes típicos.
(h) Arranjo dos sistemas de blindagem e aterramento.
(i) Características técnicas dos equipamentos (reatores, transformadores, disjuntores
seccionadoras, TC, TP, bancos de capacitores, unidades de compensação série,
compensadores estáticos de reativos, para-raios, bobinas de bloqueio, etc.).
(j) Descrição dos sistemas previstos para proteção, comando, supervisão e
telecomunicações, inclusive diagramas esquemáticos.
(k) Descrição dos sistemas auxiliares, inclusive diagramas esquemáticos e folha de
dados técnicos de equipamentos e materiais principais.
(l) Dimensionamento dos barramentos e das interligações entre equipamentos e
correspondentes capacidades de corrente em condição normal e em emergências.
(m) Alimentação dos serviços auxiliares em corrente contínua 125 Vcc.
(n) Alimentação dos serviços auxiliares em corrente alternada 13,8 kV.
12.3. PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO
Os documentos de projeto básico das linhas de transmissão devem apresentar:
(a) Parâmetros elétricos da linha de transmissão
(b) Capacidade de corrente do condutor e dos cabos para-raios
(c) Distâncias de segurança
(d) Perdas Joule nos cabos
(e) Desequilíbrios de tensão
(f) Coordenação de isolamento das estruturas
Isolamento à tensão máxima operativa
Isolamento a manobras
Desempenho a descargas atmosféricas
(g) Emissão eletromagnética
Corona visual
Rádio-interferência
Ruído audível
Campo elétrico
Campo magnético
(h) Parâmetros meteorológicos e estudo dos ventos aplicados ao projeto básico
(i) Cargas mecânicas sobre os cabos
(j) Cargas mecânicas sobre as estruturas – Hipóteses de carregamento
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ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
(k) Memória de cálculo do suporte predominante
(l) Fadiga mecânica dos cabos
(m) Requisitos para cantoneiras das torres de transmissão
(n) Fundações
(o) Série de estruturas
(p) Planta do traçado das linhas
(q) Informações sobre cruzamentos com outras linhas de transmissão da Rede Básica
(r) Informações sobre grandes travessias de rios
(s) Projeto do seccionamento de linhas de transmissão da Rede Básica
12.4. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES
Os documentos de projeto básico de telecomunicação devem apresentar:
(a) Descrição sumária dos sistemas de telecomunicações.
(b) Descrição sumária do sistema de energia (alimentação elétrica).
(c) Diagramas de configuração dos sistemas de telecomunicações.
(d) Diagramas de configuração do sistema de energia.
(e) Diagramas de canalização.
(f) Comentários sobre as alternativas de provedores de telecomunicações prováveis e
sistemas propostos.
12.5. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE
Os documentos de projeto básico de supervisão e controle devem apresentar:
(a) Sistema de supervisão e controle das instalações
Requisitos gerais
Interligação de dados
Dimensionamento dos sistemas utilizados
Elenco de informações a serem supervisionadas
(b) Sistema de supervisão pelos agentes proprietários das subestações
(c) Sistema de supervisão pelo ONS
Requisitos básicos para a supervisão dos equipamentos
Arquitetura da interconexão com o ONS
Requisitos para o cadastramento dos equipamentos
(d) Disponibilidade e avaliação de qualidade
(e) Sistema para teste de conectividade da(s) interconexão(ões)
12.6. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO
Os documentos de projeto básico de proteção devem apresentar:
(a) Sistema de proteção da linha de transmissão
Esquemas de proteção utilizados
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EDITAL DE LEILÃO Nº 05/2015-ANEEL
ANEXO 6 – ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS GERAIS
Esquemas de religamento
Geral
Religamento tripolar
Religamento monopolar
Relés verificadores de sincronismo
(b) Sistema de proteção de transformador
Esquemas de proteção utilizados
Sincronização manual
Lado de alta tensão
Lado de baixa tensão
(c) Sistema de proteção de barramentos
(d) Sistema de proteção de reatores shunt
(e) Sistema de proteção de bancos de capacitores em derivação
(f) Sistema de proteção de bancos de capacitores série
(g) Sistema de proteção para falha de disjuntor
(h) Sistema de proteção de compensador estático
(i) Sistemas Especiais de Proteção
12.7. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL
Os documentos de projeto básico de oscilografia digital devem apresentar:
(a) Descrição funcional
(b) Disparo do registrador digital de perturbações
(c) Sincronização de tempo
(d) Requisitos de compatibilidade eletromagnética
(e) Características dos sinais de entrada e saída
(f) Capacidade de registro de ocorrências
(g) Requisitos de comunicação
(h) Requisitos mínimos de registro
12.8. PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO
A TRANSMISSORA deverá fornecer na apresentação do Projeto as planilhas disponíveis no CD
“Planilhas de Dados do Projeto” preenchidas com dados requeridos, no que couber, do
empreendimento em licitação.
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