lote f anexo técnico pau ferro santa rita zebu pag 6 mussure

8/16/2019 Lote F Anexo Técnico Pau Ferro Santa Rita Zebu PAG 6 MUSSURE

1/94

EDITAL DE LEILÃO NO 001/2009-ANEEL ANEXO 6F– LOTE F – LTS 230 KV PAU FERRO – SANTA RITA II, PAULO AFONSO III - ZEBU; SES 230/69KV ZEBU, SANTA RITA II E NATAL III

VOL. III - Fl. 426 de 1026

ANEXO 6FLOTE F

LINHAS DE TRANSMISSÃO 230 kV:PAU FERRO – SANTA RITA II

PAULO AFONSO III - ZEBU

SUBESTAÇÕES 230/69KV:SANTA RITA II - 300 MVA

ZEBU - 200 MVA

NATAL III - 300 MVA

CARACTERÍSTICASE

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS

DASINSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO


2/94


VOL. III - Fl. 427 de 1026

ÍNDICE

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES .............................................................. 429

1.1 INTRODUÇÃO ..............................................................................................................................429 1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL ......................................................................................................................429 1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA ...............................................................................................................432 1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS ...................................................................................................435 1.1.4 REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................435 1.1.5 REQUISITOS TÉCNICOS ESPECIAIS ASSOCIADOS AO SECCIONAMENTO DAS LTS 230 KV GOIANINHA – MUSSURÉ II E CAMPINA GRANDE – NATAL II................................................................................................436

1.2

LINHAS DE TRANSMISSÃO (LT) ................................................................................................437

1.2.1 REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................437 1.2.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS .......................................................................................437 1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS ...............................................................................................................438 1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS ..............................................................................................................443 1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS ...................................................................................................445

1.3 SUBESTAÇÕES (SE) ...................................................................................................................447 1.3.1 REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................447 1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS .................................................................................................455

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO ......................................................460

1.4.1

DEFINIÇÕES BÁSICAS ...................................................................................................................460

1.4.2 REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES 461 1.4.3 REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO ..............................................................................................462 1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO .......................................................................463 1.4.5 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE AUTOTRANSFORMADORES E TRANSFORMADORES ..................................468 1.4.6 SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS ..................................................................................469 1.4.7 SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR ......................................................................470 1.4.8 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO ............................................471 1.4.9 TRANSFORMADORES DE ATERRAMENTO .........................................................................................472 1.4.10 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO .............................................................................................472

1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ..............................................................................475 1.5.1

INTRODUÇÃO ...............................................................................................................................475

1.5.2 REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES ........................................475 1.5.3 REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À REDE DEOPERAÇÃO ...............................................................................................................................................478 1.5.4 REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS .....................................................................483 1.5.5 ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS ..............................................................................487 1.5.6 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS INSTALAÇÕES (SUBESTAÇÕES) COMPARTILHADAS DA REDE DE OPERAÇÃO. ................................................................................................489 1.5.7 AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ......490 1.5.8 REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE

491


3/94


VOL. III - Fl. 428 de 1026

1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ...................494 1.6.1 REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................494 1.6.2 REQUISITOS FUNCIONAIS ..............................................................................................................494 1.6.3 REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES ....................495

1.6.4

REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ................................................................495

1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ........................................497 1.7.1 REQUISITOS GERAIS ....................................................................................................................497 1.7.2 REQUISITOS TÉCNICOS DE TELECOMUNICAÇÕES PARA A TELEPROTEÇÃO .........................................499 1.7.3 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ .................................................................500 1.7.4 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS ............................................................502

1.8 DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESTEANEXO TÉCNICO ......................................................................................................................................504

1.8.1 TENSÃO OPERATIVA .....................................................................................................................504 1.8.2 CRITÉRIOS PARA AS CONDIÇÕES DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO ...................505 1.8.3

CRITÉRIOS PARA MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DEATERRAMENTO ..........................................................................................................................................509 1.8.4 CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE DISJUNTORES SOB CONDIÇÕES DE MANOBRA ..........509 1.8.5 ESTUDOS DE RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA .....................................................................................511 1.8.6 ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES .....................................511

2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO ............................ 512

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO .....................................................................512 2.1.1 RELATÓRIOS ...............................................................................................................................512

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

EXISTENTES .............................................................................................................................................512

3

MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO .......................................................................... 513

3.1 GERAL ..........................................................................................................................................513

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL .................................................................................................513

4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ................................................... 514

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA ..................................................................................514

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES ..................................................................................514

4.3

PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO ...............................................................514

4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO ....................................................................................................................514 4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS. ...................................................................................515

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: ........................................................................516

4.5 PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO: .....................................................................................516

5

CRONOGRAMA .............................................................................................................. 517

5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A) ...................................518

5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B) ........................................................519


4/94


VOL. III - Fl. 429 de 1026

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES

1.1 INTRODUÇÃO

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos da linha de transmissão em230 kV Pau Ferro – Santa Rita II, com 96,7 km, em circuito simples; da linha de transmissão em230 kV Paulo Afonso III – Zebu, com 6,0 km, em circuito duplo; da subestação 230/69 kV Santa RitaII, com 300 MVA; da subestação 230/69 kV Zebu1, com 200 MVA; da subestação 230/69 kV NatalIII, com 300 MVA; integrantes do Lote F deste Leilão 001/2009, que atenderão à expansão dosistema de transmissão doravante denominadas LTs 230 kV Pau Ferro – Santa Rita II e PauloAfonso III – Zebu, e SEs 230/69kV Zebu, Santa Rita II e Natal III, pertencentes à Rede Básica doSistema Interligado Nacional - SIN.

De forma a atender à expansão do suprimento de energia elétrica às seguintes regiões: 1 – RegiãoMetropolitana de João Pessoa, 2 – Sertão de Alagoas, e 3 – Região Metropolitana de Natal, aEmpresa de Pesquisa Energética – EPE realizou os estudos intitulados: 1 - “Análise do Atendimentoà Região Metropolitana de João Pessoa” – EPE/GET-NE R1-001.2006 – Revisão 2, de dezembrode 2008; 2 – “ Estudo de Suprimento ao Sertão de Alagoas (Revisão do RT CCPE/CTET-047.2003,de novembro de 2003)” - EPE-DEE-RE-073/2008-r0, de 15 de maio de 2008; 3 – Reavaliação daData de Necessidade da Entrada em Operação da SE Natal Sul 230/69kV”, EPE-GET-NE-R1-003.2005, de setembro de 2005; por meio dos quais concluiu como melhor alternativa aimplantação de:

1 – Subestação 230/69 kV Santa Rita II, com duas unidades transformadoras de 150MVA, a

conectar-se à Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN) por meio do seccionamento da LT230 kV Goianinha – Mussuré II, com extensão de 12,6km, e da implantação da LT 230kV Pau Ferro – Santa Rita II, circuito simples, com extensão de 96,7km;

2 – Subestação 230/69 kV Zebu, com duas unidades transformadoras de 100MVA, a conectar-se àRede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN) por meio da implantação do circuito duplo 230kVPaulo Afonso III –Zebu, com extensão de 6,0km;

3 - Subestação 230/69 kV Natal III, com duas unidades transformadoras de 150MVA, a conectar-seà Rede Básica do Sistema Interligado Nacional (SIN) por meio dos seccionamentos de duas LTs230 kV Campina Grande – Natal II, dois circuitos duplos, com extensão de 1km cada.

A Figura 1 a seguir, apresenta um diagrama eletro-geográfico, com a configuração do sistema daregião de implantação dos empreendimentos, já com a indicação da SE Natal III.

1 A futura SE Zebu (230/69kV) recebeu tal denominação por meio do Decreto nº 6.402, de 17 de março de 2008, em seu artigo 1º,inciso II, passando a ter portanto a mesma nomenclatura da atual SE Zebu (138/69kV). Em função disso, para os fins deste Anexo

Técnico, ambas as SEs passarão a ser diferenciadas por meio dos respectivos níveis de tensão.


5/94


VOL. III - Fl. 430 de 1026

Figura 1 - Diagrama simplificado da região onde serão implantados os empreendimentos, apresentando a SE Natal III e a LT PauFerro – Santa Rita II

A Figura 2 ilustra o diagrama unifilar simplificado da região onde serão instalados: a SE 230/69kV Santa RitaII – 2x150MVA, que será construída com arranjo físico de barra dupla, no pátio de 230kV, e de barra principale transferência, no pátio de 69kV; a LT 230kV Pau Ferro – Santa Rita II, circuito simples, com extensão de96,7km; e o trecho de linha de transmissão em 230kV entre a SE Santa Rita II e o Seccionamento da LT230kV Goianinha – Mussuré II, circuito duplo, com 12,6km.


6/94


VOL. III - Fl. 431 de 1026

Figura 2 - Diagrama unifilar simplificado da região onde serão instalados a SE Santa Rita II, a LT Pau Ferro – Santa Rita II e otrecho de linha de transmissão em 230kV entre a SE Santa Rita II e o Seccionamento da LT Goianinha – Mussuré II

A Figura 3, a seguir, ilustra o diagrama unifilar simplificado da região onde serão instalados: a SE 230/69kVZebu – 2x100MVA, que será construída com arranjo físico de barra dupla, no pátio de 230kV, e de barraprincipal e transferência, no pátio de 69kV; a LT 230kV Paulo Afonso III – Zebu, circuito duplo, com extensão

de 6,0km; e a indicação da conexão de linhas a serem remanejadas da atual SE Zebu 138/69kV.

Figura 3 - Diagrama unifilar simplificado da região onde será instalada a SE 230/69kV Zebu e a LT Paulo Afonso III – Zebu


7/94


VOL. III - Fl. 432 de 1026

1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA

A configuração básica da concessão é caracterizada pelas instalações listadas nas Tabelas 01 e 02 aseguir. As linhas de transmissão constam da Tabela 01, enquanto que as subestações constam daTabela 2.

Tabela 01 – Obras de linhas de transmissão

ORIGEM DESTINO CIRCUITO TENSÃO [kV] km

Pau Ferro Santa Rita II CS 230 96,7 2 Paulo Afonso III Zebu CD 230 6

Tabela 02 – Obras de subestações

SUBESTAÇÃO TENSÃO (kV) EQUIPAMENTO

Santa Rita II

230

1 módulo geral SE Grande1 módulo de interligação de barras – IB – BD quatro chaves2 módulos de conexão de transformador de 230/69kV – CT – BD 4chaves2 transformadores trifásicos de 230/69kV – 150 MVA1 módulo de entrada de linha (LT Pau Ferro – Santa Rita II) – EL –BDquatro chaves

69

1 módulo de interligação de barras – IB – BPT2 módulos de conexão de transformador de 230/69kV – CT – BPT4 módulos de entrada de linha (Bayeux C1 e C2, Santa Rita e

Oratório) – EL – BPT1 módulo de conexão de transformador de aterramento sem disjuntor1 transformador de aterramento 20 ohms/fase2 bancos de capacitores – 21,3MVAr2 módulos de conexões de banco de capacitores – BPT

Pau Ferro 2301 módulo de entrada de linha (LT Pau Ferro – Santa Rita II) – EL –BDquatro chaves

Zebu

230

1 módulo geral SE grande2 módulos de entrada de linha (LT Paulo Afonso III– Zebu) – EL – BDquatro chaves1 módulo de interligação de barras – IB – BD quatro chaves2 módulos de conexão com transformador de 230/69kV – CT – BD 4chaves2 transformadores trifásicos de 230/69kV – 100 MVA

693 2 módulos de conexão de transformador de 230/69kV – CT – BPT1 módulo de interligação de barras – IB – BPT1 módulo de conexão de transformador de aterramento sem disjuntor1 transformador de aterramento 20 ohms/fase4 módulos de entrada de linha (Barro Vermelho, Adutora, DelmiroGouveia C1 e C2) – EL – BPT

2 Comprimento da LT conforme Relatório R3 CHESF s/nº – “Caracterização e Análise Socioambiental da LT 230kV Pau Ferro – Santa Rita II, LT

230kV Goianinha – Mussuré II e Subestação 230/69kV Santa Rita II”.3 Para a SE 230/69kV Zebu não serão licitadas entradas de linha de 69kV para as linhas de 69kV Abaixadora/Moxotó/Zebu, Abaixadora/Zebu,

Zebu/Delmiro Gouveia C1 e C2, as quais continuarão como DITs concedidas à CHESF.


8/94


VOL. III - Fl. 433 de 1026

SUBESTAÇÃO TENSÃO (kV) EQUIPAMENTO

Paulo Afonso III 2302 módulos de entrada de linha (LT Paulo Afonso III– Zebu) – EL –barra tripla 6 chaves4

Natal III

230

1 módulo geral SE grande

1 módulo de interligação de barras – IB – BD 4 chaves2 módulos de conexão com transformador de 230/69kV – CT – BD 4chaves2 transformadores trifásicos de 230/69kV – 150 MVA

69

2 módulos de conexão com transformador de 230/69kV – CT – BPT4 módulos de entrada de linha (Parnamirim C1 e C2, Brejinho eMacaíba) – EL – BPT1 módulo de interligação de barras – IB – BPT1 módulo de conexão de transformador de aterramento sem disjuntor1 transformador de aterramento 20 ohms/fase

O prazo de concessão será de trinta anos, podendo ser prorrogado no máximo por igual período, nas

condições estabelecidas no § 3º, art. 4º da Lei nº 9.074, de 1995, observando o interesse público e arevisão das condições contratuais.

No Edital será exigida dos interessados a comprovação da habilitação jurídica, qualificação técnica,qualificação econômico-financeira, regularidade fiscal, constituição de garantias de proposta e dovencedor do certame, a substituição da garantia de proposta pela garantia de fiel cumprimento docontrato de concessão, na forma da lei.

Somente poderão oferecer propostas as empresas nacionais e estrangeiras e os fundos deinvestimentos (constituídos conforme as instruções CVM nº. 391, de 16 de julho de 2003,e nº. 409, de19 de agosto de 2004, notadamente o artigo 109 desta), pré-qualificadas, isoladamente ou reunidasem consórcios, e que tenham recolhido as garantias exigidas no Edital.

O Edital fixará prazo para a construção, e proporcionará que a Interligação e instalações associadasestejam em operação em 22 meses a partir da data da assinatura do contrato de concessão pelovencedor do certame. A futura concessionária deverá apresentar o cronograma para a fase deimplantação das obras e fixar marcos intermediários de forma a concluir a sua construção no prazopreestabelecido pela ANEEL, para atendimento das necessidades do sistema interligado. No caso dehaver benefício para o sistema, comprovado por parecer do Operador Nacional do Sistema Elétrico -ONS, a antecipação da entrada em operação poderá ocorrer Mediante Termo Aditivo e antecipaçãoda receita à Transmissora.

Os valores despendidos com a elaboração da documentação técnica, a ser disponibilizada no Edital,serão reembolsados pelo vencedor do certame, no prazo máximo de 90 (noventa) dias após a data

de assinatura do Contrato de Concessão, de forma a cumprir o disposto no art. 21 da Lei nº 8.987, de1995. Os valores despendidos com a elaboração da documentação técnica serão acrescidos aoorçamento, para fins de estimativa do custo do Serviço Público de Transmissão.

A TRANSMISSORA vencedora do certame deverá implantar o barramento de 69kV da SE 230/69kVZebu, no mínimo com a configuração barra principal e transferência, com extensão de barramentossuficiente para a conexão dos 2 (dois) transformadores trifásicos de 69kV 100MVA, 1 (um)

4 A SE Paulo Afonso III possui uma configuração diferenciada, conforme pode ser verificado por meio do Relatório R4 CHESF s/nº, denominado:“Características e Requisitos Básicos das Instalações – Subestação Paulo Afonso III”, composta por três barramentos de 230kV, sendo 6chaves seccionadoras por bay. Portanto, o TRANSMISSOR ao implantar a conexão das duas LTs 230kV Paulo Afonso III – Zebu no

terminal da SE Paulo Afonso III, deverá seguir a configuração existente naquela subestação.


9/94


VOL. III - Fl. 434 de 1026

transformador de aterramento, 1 (um) módulo de interligação de barra, 4 módulos de entradas delinhas de 69kV pertencentes a concessionárias de distribuição (Barro Vermelho, Delmiro Gouveia C1e C2, Adutora), 4 módulos de entradas de linhas de 69kV pertencentes à CHESF(Abaixadora/Moxotó/Zebu, Abaixadora/Zebu, Itaparica e Xingo), para as quais há previsão de

mudança do ponto de conexão da atual SE 138/69kV Zebu para a futura SE 230/69kV Zebu, bemcomo todas as obras de infra–estrutura relacionadas, tais como terraplenagem, drenagem, malha deterra e serviço auxiliar, de modo a viabilizar a reconexão das 8 (oito) linhas de distribuição citadas.

Além destas instalações integrantes da concessão do serviço público de transmissão de energiaelétrica, o vencedor da licitação deverá providenciar ainda as obras descritas na tabela 3:

Tabela 3 - Obras não integrantes da concessão

Subestação Atividades

Santa Rita II

implantação do trecho de linha de transmissão na tensão de 230kV entrea SE Santa Rita II e o ponto de seccionamento da LT 230kV Goianinha –

Mussuré II, extensão de 12,6km em circuito duploImplantação de duas entradas de linha 230kV, na configuração barradupla quatro chaves

Goianinha eMussuré II

Aquisição dos equipamentos necessários para as modificações nasentradas da linha de transmissão 230kV Goianinha – Mussuré II

Natal III

a implantação de dois trechos de linha de transmissão na tensão de230kV entre a SE Natal III e os pontos de seccionamentos de duas LTsCampina Grande – Natal II, extensão aproximada de 1km para cada umdos dois trechos de linha, ambos em circuito duploImplantação de quatro entradas de linha 230kV, na configuração barradupla quatro chaves

Campina Grandee Natal II

Aquisição dos equipamentos necessários para as modificações nasentradas da linha de transmissão 230kV Campina Grande – Natal II

Associam-se a esses circuitos, os seus equipamentos terminais de manobra, proteção, supervisão econtrole, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e facilidades necessários àprestação do Serviço Público de Transmissão, ainda que não expressamente indicados nestedocumento.

As instalações descritas na Tabela 3 serão transferidas sem ônus para a Companhia Hidro-Elétricado São Francisco - CHESF, proprietária das linhas a serem seccionadas, conforme disposto naResolução no 67, de 8 de junho de 2004, sendo a CHESF a responsável pela Operação e

Manutenção das Linhas de Transmissão resultantes do seccionamento.

A configuração básica supracitada se constitui na alternativa de referência. Os requisitos técnicosdeste ANEXO 6F caracterizam o padrão de desempenho mínimo a ser atingido por qualquer soluçãoproposta.

A utilização pelo empreendedor de outras soluções, que não a de referência, fica condicionada àdemonstração de que a mesma apresente desempenho elétrico equivalente ou superior àqueleproporcionado pela alternativa de referência. Este desempenho deverá ser demonstrado mediante

justificativa técnica comprobatória.


10/94


VOL. III - Fl. 435 de 1026

Em caso de proposição de configuração alternativa, onde houver compensação reativa em derivaçãodas linhas de transmissão, o projeto da compensação reativa em derivação das linhas de transmissãodeve ser definido de forma que o conjunto formado pelas linhas e suas compensações atendam aosrequisitos constantes do item 2 e demais critérios constantes deste Anexo.

No entanto, nesta proposta de configuração alternativa, a TRANSMISSORA NÃO tem liberdade paramodificar:

• Níveis de tensão (somente CA);

• Distribuição de fluxo de potência em regime permanente;

• A localização das subestações além do raio de 1km.

O local de instalação da SE 230/69kV Zebu tem como referência o local de instalação da atual SE138/69kV Zebu, assim como definido no Relatório R3 – CHESF – Sem número – “CaracterizaçãoSócio-Ambiental dos Empreendimentos LT 230kV Paulo Afonso III – Zebu II e SE 230/69kV Zebu II”,

o qual determina que uma deverá ficar próxima à outra em função da necessidade remanejamentodos ponto de conexão das linhas de distribuição de 69kV para a SE 230/69kV Zebu.

O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nasTabelas 01, 02 e 03, contempladas neste item 1.1.2 do Anexo Técnico. Estão incluídos noempreendimento os equipamentos terminais de manobra, proteção, supervisão e controle,telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e facilidades necessários à prestaçãodo SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, ainda que não expressamente indicados neste ANEXO6F.

1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS

Os dados de sistema utilizados nos estudos em regime permanente e transitório, efetuados para adefinição da configuração básica estão disponibilizados, conforme documentação relacionada noitem 2.1 deste ANEXO 6F.

Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programasdo CEPEL de simulação de rede, ANAREDE e ANATEM, no site da Empresa de Pesquisa Energética

– EPE (www.epe.gov.br ).

1.1.4 REQUISITOS GERAIS

O projeto e a construção das linhas de transmissão e das subestações devem estar em conformidadecom as últimas revisões das normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT, no quefor aplicável e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da International ElectrotechnicalCommission - IEC, American National Standards Institute - ANSI ou National Electrical Safety Code -NESC, nesta ordem de preferência, salvo onde expressamente indicado.

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

É de responsabilidade da TRANSMISSORA obter os dados, inclusive os descritivos das condiçõesambientais e geomorfológicas da região de implantação, a serem adotados na elaboração do projetobásico, bem como nas fases de construção, manutenção e operação das instalações.

http://www.epe.gov.br/http://www.epe.gov.br/


11/94


VOL. III - Fl. 436 de 1026

É de responsabilidade e prerrogativa da TRANSMISSORA o dimensionamento e especificação dosequipamentos e instalações de transmissão que compõem o Serviço Público de Transmissão, objetodesta licitação, de forma a atender este ANEXO 6F e as práticas da boa engenharia, bem como apolítica de reserva.

1.1.5 REQUISITOS TÉCNICOS ESPECIAIS ASSOCIADOS AO SECCIONAMENTO DAS LTS 230 KV GOIANINHA – MUSSURÉII E CAMPINA GRANDE – NATAL II.

A TRANSMISSORA deverá observar os requisitos descritos neste Anexo Técnico 6F eadicionalmente as normas e padrões técnicos da CHESF, para a implementação de: dois trechos delinha associados aos seccionamentos da linha de transmissão 230kV Goianinha – Mussuré II, comextensão de 12,6km (cada trecho de linha), compondo um circuito duplo; e quatro trechos de linhasassociados aos seccionamentos de duas linhas de transmissão 230kV Campina Grande – Natal II(04V3 e 04V4), com extensão aproximada de 1,0 km (cada trecho de linha), compondo dois circuitosduplos; e das entradas de linha correspondentes nas subestações 230/69kV Santa Rita II e Natal III.

Essas instalações serão transferidas para CHESF, conforme disposto na Resolução no 67, de 8 de junho de 2004, que será a responsável por sua operação e manutenção.

A TRANSMISSORA deverá fornecer à CHESF, antes do início do primeiro ensaio, uma lista, comcronograma, de todos os ensaios a serem realizados, sendo necessária a realização dos ensaiosrequeridos pela Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT. Para os casos em que a ABNTnão for aplicável, deve-se realizar os ensaios requeridos pelas Normas Técnicas Internacionaismencionadas no item 1.1.4. Deve ser emitido um certificado para cada ensaio. Os ensaios de rotinadeverão ser executados em todos os painéis incluídos no fornecimento, inclusive naqueles a seremfornecidos para as Subestações Goianinha, Mussuré II, Campina Grande e Natal II.

O comissionamento das instalações será realizado em conjunto pela TRANSMISSORA e pelaCHESF.

A TRANSMISSORA deverá adquirir os equipamentos necessários para as modificações nas Entradasde Linha das linhas de transmissão 230 kV Goianinha – Mussuré II e Campina Grande – Natal II (C3e C4) e transferí-los para CHESF, que será a responsável pela sua implementação, devendo estesequipamentos serem entregues nos locais onde serão instalados.

Para os equipamentos associados aos seccionamentos das linhas de transmissão, aTRANSMISSORA deverá fornecer à CHESF peças sobressalentes em quantidade suficiente, queviabilizem a disponibilidade requerida para o sistema e que compreendam os equipamentosnecessários para substituição de uma fase completa do módulo de Entrada de Linha, para cada nova

subestação decorrente de seccionamento (pólo de disjuntor, chave seccionadora, transformador depotencial, transformador de corrente e pára raios).

A TRANSMISSORA será responsável pelo fornecimento para CHESF de todas as ferramentas eacessórios necessários para o comissionamento, operação e manutenção dos equipamentostransferidos.

A TRANSMISSORA deverá prover treinamento adequado abrangendo os equipamentos fornecidospara as entradas de linha, caso esses equipamentos sejam diferentes dos utilizados pela CHESF naLinha de Transmissão seccionada.


12/94


VOL. III - Fl. 437 de 1026

1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO (LT)


SE 230/69 kV Santa Rita II

A subestação 230/69 kV Santa Rita II será suprida a partir do seccionamento de um circuito da linhade transmissão 230 kV Goianinha – Mussuré II, de propriedade da Chesf, cujas subestaçõesterminais localizam-se nos estados de Pernambuco e da Paraíba, respectivamente. Para isto, a linhaem referência deverá ser seccionada, para a construção de um trecho de linha de transmissão emcircuito duplo, de aproximadamente 12,6 km de extensão, entre o ponto de seccionamento definidono relatório mencionado no item 3.2 e os pórticos de entrada da nova subestação Santa Rita II.

Tendo em vista que os referidos trechos de linha virão a se constituir em extensões da linha 230 kVGoianinha – Mussuré II, estes devem ter características elétricas, mecânicas e desempenho iguais ousuperiores a linha existente. Pode-se verificar nos relatórios mencionados nos itens 2.1, 2.2 e 2.3 ascaracterísticas das estruturas, bem como dos cabos condutores utilizados na Linha de Transmissão230 kV Goianinha – Mussuré II.

SE 230/69 kV Natal III

A subestação 230/69 kV Natal III será suprida a partir do seccionamento de dois circuitos de linha detransmissão 230 kV Campina Grande – Natal II, de propriedade da Chesf, cujas subestaçõesterminais localizam-se nos estados da Paraíba e do Rio Grande do Norte, respectivamente. Para isto,as linhas em referência deverão ser seccionadas, para a construção de dois trechos de linha detransmissão em circuito duplo cada, de aproximadamente 1 km de extensão, entre o ponto deseccionamento definido no relatório mencionado no item 3.2 e os pórticos de entrada da novasubestação Natal III.

Tendo em vista que os referidos trechos de linha virão a se constituir em extensões da linha 230 kVCampina Grande – Natal II, estes devem ter características elétricas, mecânicas e desempenhoiguais ou superiores a linha existente. Pode-se verificar nos relatórios mencionados nos itens 2.1, 2.2e 2.3 as características das estruturas, bem como dos cabos condutores utilizados na Linha deTransmissão 230 kV Campina Grande – Natal II.

SE 230/69 kV Zebu

A subestação 230/69 kV Zebu será suprida por meio de duas linhas de transmissão Paulo Afonso III –Zebu, com origem na subestação Paulo Afonso III da CHESF, localizada no estado de Alagoas.

1.2.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS

1.2.2.1 Parâmetros elétricos

A impedância equivalente vista dos terminais de cada trecho de linha de transmissão, composta porsuas componentes de seqüência positiva e zero, e também por seu grau de compensação série e/ouparalela, deve possibilitar que o desempenho sistêmico da instalação seja similar ao da configuraçãobásica, caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta dinâmica emum conjunto de situações em regime normal e sob contingências apresentados nos estudos

documentados nos relatórios listados no item 2.1.


13/94


VOL. III - Fl. 438 de 1026

1.2.2.2 Capacidade de corrente

Os trechos de Linha de Transmissão localizados entre o ponto de seccionamento da LT 230 kVGoianinha – Mussuré II e a subestação Santa Rita II devem ter capacidade operativa de longaduração de, no mínimo, 635 A. Com base na temperatura de projeto da linha de transmissãoexistente, o empreendedor deve disponibilizar uma capacidade operativa de curta duração,admissível durante condição de emergência, conforme regulamento da ANEEL, com valor mínimo de800 A.

Os trechos de Linha de Transmissão localizados entre os pontos de seccionamentos da 230 kVCampina Grande – Natal II e a subestação Natal III devem ter capacidade operativa de longa duraçãode, no mínimo, 1.265 A. Com base na temperatura de projeto da linha de transmissão existente, oempreendedor deve disponibilizar uma capacidade operativa de curta duração, admissível durantecondição de emergência, conforme regulamento da ANEEL, com valor mínimo de 1.590 A.

A linha de transmissão em 230 kV: Pau Ferro – Santa Rita II deve ter capacidade operativa de longa

duração de, no mínimo, 1600A.Com base na temperatura do projeto da linha de transmissão, oempreendedor deve disponibilizar uma capacidade operativa de curta duração, admissível durantecondição de emergência, conforme regulamento da ANEEL, não inferior a 1.882A.

As linhas de transmissão em 230 kV Paulo Afonso III – Zebu devem ter capacidades operativas delonga duração de, no mínimo, 631A. Com base na temperatura do projeto da linha de transmissão, oempreendedor deve disponibilizar uma capacidade operativa de curta duração, admissível durantecondição de emergência, conforme regulamento da ANEEL, não inferior a 795A, por circuito.

As capacidades de corrente de longa duração correspondem ao valor de corrente das linhas detransmissão em condição normal de operação e devem atender às diretrizes fixadas pela normatécnica NBR 5422 da ABNT. As capacidades de corrente de curta duração referem-se à condição de

emergência estabelecida na norma técnica NBR 5422 da ABNT.

1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS

1.2.3.1 Definição da flecha máxima dos condutores

As linhas de transmissão devem ser projetadas de acordo com as prescrições da Norma TécnicaNBR 5422, da ABNT, de forma a preservar, em sua operação, as distâncias de segurança nelaestabelecidas. Devem ser previstas a circulação das capacidades de longa e de curta duração nalinha de transmissão e a ocorrência simultânea das seguintes condições climáticas:

(a) temperatura máxima média da região;(b) radiação solar máxima da região; e

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

Na operação em regime de longa duração, as distâncias do condutor ao solo ou aos obstáculosdevem ser iguais ou superiores às distâncias de segurança (mínimas) em condições normais deoperação estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora.

Na operação em regime de curta duração, as distâncias do condutor ao solo ou aos obstáculosdevem ser iguais ou superiores às distâncias de segurança (mínimas) em condições de emergênciaestabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora. As linhas de transmissão


14/94


VOL. III - Fl. 439 de 1026

para cuja classe de tensão essa norma não estabeleça valores de distâncias de segurança devemser projetadas segundo as prescrições contidas no NESC, em sua edição de 2002.

Em condições climáticas comprovadamente mais favoráveis do que as estabelecidas acima, a linha

de transmissão pode ser solicitada a operar com carregamento superior à capacidade de longa oucurta duração, desde que as distâncias de segurança, conforme definidas nos itens acima, sejamrespeitadas.

A linha de transmissão deve ser projetada de sorte a não apresentar óbices técnicos à instalação demonitoramento de distâncias de segurança, uma vez que, a qualquer tempo, pode vir a ser solicitadapela ANEEL a sua implantação.

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

componentesOs acessórios, conexões e demais componentes que conduzem corrente devem ser dimensionadosde forma a não criar restrição à operação da linha, incluindo as condições climáticascomprovadamente mais favoráveis referidas no item 1.2.3.1. Deverão ser atendidas, também, asprescrições das normas de dimensionamento e ensaios de ferragens eletrotécnicas de linhas detransmissão, em especial da Norma Técnica NBR 7095 da ABNT, ou sua sucessora.

1.2.3.3 Capacidade de corrente dos cabos pára-raios

Nas condições climáticas estabelecidas no item 1.2.3.1, os cabos pára-raios – conectados ou não àmalha de aterramento das subestações terminais e ao sistema de aterramento das estruturas da linha

– devem ser capazes de suportar, sem dano, durante o período de concessão da linha detransmissão, a circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco emqualquer estrutura por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda.Deve ser considerado nível de curto-circuito de 40 kA nos barramentos de 230kV das subestações.

As linhas de transmissão devem ter pelo menos um cabo pára-raios do tipo Optical Ground Wire –OPGW. No caso dos trechos de linhas originados a partir do seccionamento de uma linha detransmissão existente, deverá ser aplicada a seguinte regra: se a linha existente já possuir cabo(s)pára-raios tipo OPGW, os novos trechos de linha a serem implantados deverão, no mínimo, manter aconfiabilidade e a capacidade da transmissão de dados originais da linha como um todo (entre assubestações terminais existentes e a nova subestação a ser implantada); se a linha existente não

possuir cabo pára-raios tipo OPGW, não haverá obrigatoriedade de instalação de cabos tipo OPGWnos novos trechos de linha.

Deve ser verificada a capacidade de corrente dos cabos pára-raios das LTs 230 kV da Chesf(existentes), nas proximidades dos pontos de seccionamento. Caso haja superação destes cabospára-raios devido ao nível de curto-circuito nas novas SEs, a TRANSMISSORA deverá informar noprojeto básico as providências a serem tomadas para adequar a instalação existente a esse nível decurto-circuito, no sentido de garantir o adequado desempenho da instalação. A TRANSMISSORAdeverá comprovar, no projeto básico, a referida adequação, por meio de cálculo ou simulaçãocomputacional.


15/94


VOL. III - Fl. 440 de 1026

1.2.3.4 Perda Joule nos cabos condutores e pára-raios

A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento da linha de transmissão 230kV PauFerro – Santa Rita II para a freqüência nominal de 60 Hz e a temperatura de 50 ºC deve ser igual ouinferior a 0,0516 Ω/km.

A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento e por circuito da linha detransmissão 230kV Paulo Afonso III – Zebu II, C1 e C2, para a freqüência nominal de 60 Hz e atemperatura de 50 ºC deve ser igual ou inferior a 0,103 Ω/km.

A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento e por circuito dos trechos de linha detransmissão entre os pontos de seccionamentos da LT 230 kV Campina Grande II – Natal II, C3 e C4,e a SE Natal III para a freqüência nominal de 60 Hz e a temperatura de 50 ºC deve ser igual ouinferior a 0,0516 Ω/km.

A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento dos trechos de linha de transmissãoentre o ponto de seccionamento da LT 230 kV Goianinha – Mussuré II e a SE Santa Rita II para a

freqüência nominal de 60 Hz e a temperatura de 50 ºC deve ser igual ou inferior a 0,103 Ω/km.A perda Joule nos cabos pára-raios deve ser inferior a 5% das perdas no cabo condutor paraqualquer condição de operação.

1.2.3.5 Desequilíbrio

Trechos de linha entre os pontos de seccionamento de LTs 230 da CHESF e as novas SEs doempreendimento:

Com a implantação das SEs Santa Rita II e Natal III 230/69 kV, a partir do seccionamento das LTs230 kV existentes da Chesf, a TRANSMISSORA deverá calcular o desequilíbrio de tensão de

seqüência negativa e zero, em vazio e a plena carga, nas novas subestações. Caso o desequilíbriode tensão calculado fique acima de 1,5%, a TRANSMISSORA deverá propor no projeto básicosolução para adequar as instalações, visando o atendimento deste requisito.

Demais LTs de 230 kV deste Anexo Técnico:

As linhas de transmissão de comprimento superior a 100 km devem ser transpostas com um ciclocompleto de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total.

Caso a linha não seja transposta, o desequilíbrio de tensão de seqüência negativa e zero deve estarlimitado a 1,5% em vazio e a plena carga.

As linhas de transmissão em paralelo devem ter ciclos de transposição com sentido oposto. De formaanáloga, as linhas de transmissão de circuito duplo devem ter os circuitos transpostos com ciclos detransposição de sentido oposto.

1.2.3.6 Tensão máxima operativa

A tensão máxima operativa das linhas de transmissão, para a classe de tensão correspondente estáindicada na Tabela 03.


16/94


VOL. III - Fl. 441 de 1026

Classe detensão [kV]

Tensão máximaoperativa [kV]

230 242Tabela 03 – Tensão máxima operativa

1.2.3.7 Coordenação de isolamento

A TRANSMISSORA deverá comprovar por cálculo ou simulação que o dimensionamento dosespaçamentos elétricos das estruturas da família de estruturas da linha de transmissão foi feito deforma a assegurar o atendimento dos requisitos abaixo.

a) Isolamento à tensão máxima operativa

Para dimensionar o isolamento da linha de transmissão para tensão máxima operativa deve serconsiderado o balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento com período de retorno de, no

mínimo, 30 (trinta) anos.A distância de escoamento mínima da cadeia de isoladores deve ser determinada conforme anorma IEC 60815, considerando o nível de poluição da região de implantação da LT. Caso o nívelde poluição da região seja classificado como inferior ao nível I – leve, a distância específica deescoamento deverá ser igual ou superior a 14 mm/kV eficaz fase-fase.

Deve ser garantida a distância de segurança entre qualquer condutor da linha e objetos situadosna faixa de segurança, tanto para a condição sem vento quanto para a condição de balanço doscabos e cadeias de isoladores devido à ação de vento com período de retorno de, no mínimo, 30(trinta) anos. Na condição de balanço dos cabos e cadeias de isoladores devido à ação de vento,essa distância de segurança deve ser também garantida:

• ao longo de toda a LT, independentemente do comprimento do vão, mesmo que para tanto alargura da faixa de segurança seja variável ao longo da LT, em função do comprimento dovão; e

• para qualquer topologia de terreno na faixa de segurança, especificamente quando há perfillateral inclinado (em aclive).

b) Isolamento para manobras

A sobretensão adotada no dimensionamento dos espaçamentos elétricos das estruturas deveráser, no mínimo, igual à maior das sobretensões indicadas nos estudos de transitórioseletromagnéticos.

Os riscos de falha (fase-terra e fase-fase) em manobras de energização e religamento, devemser limitados aos valores constantes da Tabela 04.

Tabela 04 – Risco máximo de falha por circuito, em manobras de energização e religamento

ManobraRisco de falha (adimensional)Fase-terra Fase-fase

Energização 10 – 3 10 – 4 Religamento 10 – 2 10 – 3

(b) Desempenho a descargas atmosféricas


17/94


VOL. III - Fl. 442 de 1026

Para as linhas de 230 kV o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve serinferior ou igual a dois desligamentos por 100 km por ano.

As estruturas deverão ser dimensionadas com pelo menos dois cabos pára-raios, dispostos sobreos cabos condutores de forma que, para o terreno predominante da região, a probabilidade dedesligamento causado por descargas diretas nos cabos condutores seja inferior a 0,01desligamentos por 100 km por ano.

1.2.3.8 Emissão eletromagnética

Os efeitos tratados nas alíneas (a) a (d) devem ser verificados à tensão máxima operativa da linhaindicada na Tabela 03.

(a) Corona visual

A linha de transmissão, com seus cabos e acessórios, bem como as ferragens das cadeias deisoladores, não deve apresentar corona visual em 90% do tempo para as condições atmosféricas

predominantes na região atravessada pela linha de transmissão.(b) Rádio-interferência

A relação sinal/ruído no limite da faixa de segurança, deve ser, no mínimo, igual a 24 dB, para50% do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deve ser o nível mínimo de sinal naregião atravessada pela linha de transmissão, conforme resolução da ANATEL ou sua sucessora.

(c) Ruído audível

O ruído audível no limite da faixa de segurança deve ser, no máximo, igual a 58 dBA em qualqueruma das seguintes condições não simultâneas: durante chuva fina (0,00148 mm/min); durantenévoa de 4 (quatro) horas de duração; ou durante os primeiros 15 (quinze) minutos após a

ocorrência de chuva.(d) Campo elétrico

O campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de segurança deve ser inferior ou igual a4,16 kV/m.

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

(e) Campo magnético

O campo magnético no limite da faixa de segurança deve ser inferior ou igual a 67 A/m,equivalente à indução magnética de 83,3 μT na condição de operação da LT em regime de curta

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

1.2.3.9 Travessia de linhas de transmissão existentes

A TRANSMISORA deve evitar ao máximo o cruzamento sobre linhas de transmissão existentes.Caso o cruzamento seja inevitável, a TRANSMISSORA deve identificar esses casos, tanto nasentradas/saídas das subestações quanto ao longo do traçado das LTs, e informar no projetobásico as providências que serão tomadas no sentido de minimizar os riscos inerentes a essescruzamentos, ficando a critério da ANEEL a aprovação dessas providências.


18/94


VOL. III - Fl. 443 de 1026

A TRANSMISSORA deverá relacionar no projeto básico os cruzamentos da LT em projeto comoutra(s) LT(s) existente(s) da Rede Básica. Seguem, abaixo, as informações mínimas da(s) LT(s)em cruzamento a serem prestadas pelo agente:

(a) identificação com as SEs terminais do trecho em questão;

(b) tensão nominal;

(c) número de circuitos;e

(d) disposição das fases (horizontal, vertical, triangular etc)

Nos casos relacionados a seguir, de cruzamento da LT em projeto com outra(s) LT(s) da RedeBásica, a LT em projeto deverá cruzar necessariamente sob a(s) existente(s):

(a) quando um circuito simples (em projeto) cruzar, num mesmo vão de travessia, mais de umcircuito de LT existente com tensão igual ou superior à de projeto; ou;

(b) quando a tensão nominal da LT em projeto for menor que a da LT existente.

1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS

1.2.4.1 Confiabilidade

O projeto mecânico da linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60.826 –International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines.

O nível de confiabilidade do projeto eletromecânico, expresso pelo período de retorno do ventoextremo, deve ser compatível com um nível intermediário entre os níveis 2 e 3 preconizados naIEC 60826. Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 250 anos para linha detransmissão com tensão nominal superior a 230kV, e 150 anos para tensão nominal igual ou inferior a

230kV.

1.2.4.2 Parâmetros de vento

Para o projeto mecânico de uma linha de transmissão, os carregamentos oriundos da ação do ventonos componentes físicos da linha de transmissão devem ser estabelecidos a partir da caracterizaçãoprobabilística das velocidades de vento da região, com tratamento para fenômenos meteorológicosseveros, tais como, sistemas frontais, tempestades, tornados, furacões etc.

Os parâmetros explicitados a seguir devem ser obtidos a partir de dados fornecidos por estaçõesanemométricas selecionadas adequadamente para caracterizar a região atravessada pela linha detransmissão:

(a) Média e coeficiente de variação (em porcentagem) das séries de velocidades máximas anuaisde vento a 10 m de altura, com tempos de integração da média de 3 (três) segundos (rajada)10 (dez) minutos (vento médio).

(b) Velocidade máxima anual de vento a 10 m de altura, com período de retorno correspondenteao vento extremo, como definido no item 1.2.4.1, e tempos de integração para o cálculo damédia de 3 (três) segundos e 10 (dez) minutos. Se o número de anos da série de dados develocidade for pequeno, na estimativa da velocidade máxima anual deve ser adotado, nomínimo, um coeficiente de variação compatível com as séries mais longas de dados develocidades de ventos medidas na região.


19/94


VOL. III - Fl. 444 de 1026

(c) Coeficiente de rajada para a velocidade do vento a 10 m de altura, referenciado ao tempo deintegração da média de 10 (dez) minutos.

(d) categoria do terreno adotada para o local das medições.

No tratamento das velocidades de vento, para fins de dimensionamento, deve ser considerada acategoria de terreno definida na IEC 60826 que melhor se ajuste à topologia do corredor da LT.

1.2.4.3 Cargas mecânicas sobre os cabos.

O cabo deve ser dimensionado para suportar três estados de tracionamento – básico, de traçãonormal e de referência –, definidos a partir da combinação de condições climáticas e deenvelhecimento do cabo como se segue.

(a) Estado básico

• Para condições de temperatura mínima, a tração axial máxima deve ser limitada a 33% datração de ruptura do cabo.

• Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial máxima deveser limitada a 50% da tração de ruptura do cabo.

• Para condições de vento extremo, como definido no item 1.2.4.1, a tração axial máximadeve ser limitada a 70% da tração de ruptura do cabo.

(b) Estado de tração normal (EDS everyday stress)

• No assentamento final, à temperatura média, sem vento, o nível de tracionamento médiodos cabos deve atender ao indicado na norma NBR 5422. Além disso, o tracionamentomédio dos cabos deve ser compatível com o desempenho mecânico no que diz respeito àfadiga ao longo da vida útil da linha de transmissão conforme será abordado no item

1.2.4.4.(c) Estado de referência

• A distância mínima ao solo do condutor (clearance) deve ser verificada sem considerar apressão de vento atuante.

1.2.4.4 Fadiga mecânica dos cabos

Os dispositivos propostos para amortecer as vibrações eólicas devem ter sua eficiência edurabilidade avaliadas por ensaios que demonstrem sua capacidade de amortecer os diferentes tiposde vibrações eólicas e sua resistência à fadiga, sem perda de suas características de amortecimentoe sem causar danos aos cabos.

É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a elaboração de estudos, o desenvolvimento e aaplicação de sistema de amortecimento para prevenção de vibrações eólicas e efeitos relacionadoscom a fadiga dos cabos, de forma a garantir que estes não estejam sujeitos a danos ao longo da vidaútil da linha de transmissão.

A solicitação aos cabos deve ser dimensionada de forma compatível com seu tipo e sua formação.

1.2.4.5 Cargas mecânicas sobre as estruturas

O projeto mecânico de uma linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60826. Alémdas hipóteses previstas na IEC, é obrigatória a introdução de hipóteses de carregamento que reflitam


20/94


VOL. III - Fl. 445 de 1026

tormentas elétricas. Devem ser previstas necessariamente as cargas a que as estruturas estarãosubmetidas nas condições mais desfavoráveis de montagem e manutenção, inclusive em linha viva.

Para o caso de uma linha de transmissão construída com estruturas metálicas em treliça, ascantoneiras de aço-carbono ou microligas laminadas a quente devem obedecer aos requisitos desegurança estabelecidos na Portaria nº 178 do Instituto Nacional de Metrologia, Normalização eQualidade Industrial – INMETRO, de 18 de julho de 2006.

1.2.4.6 Fundações

No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitaçõestransmitidas pela estrutura às fundações devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Essassolicitações, calculadas a partir das cargas de projeto da estrutura, considerando suas condiçõesparticulares de aplicação – vão gravante, vão de vento, ângulo de deflexão, fim de linha e altura daestrutura – passam a ser consideradas cargas de projeto das fundações.

As fundações de cada estrutura devem ser projetadas estrutural e geotecnicamente de forma aadequar todos os esforços resultantes de cada estrutura às condições específicas do solo.

As propriedades físicas e mecânicas do solo devem ser determinadas de forma reconhecidamentecientífica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo. Tal determinaçãodeve ser realizada a partir das seguintes etapas:

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

• Estabelecimento dos parâmetros geomecânicos a partir do reconhecimento do subsolo com acaracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativa e quantitativamente

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

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

A definição do tipo de fundação, bem como o seu dimensionamento estrutural e geotécnico, deveconsiderar os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade de suporte do solo àcompressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais decálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica.

1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS

1.2.5.1 Descargas atmosféricas

Os cabos pára-raios de qualquer tipo e formação devem ter desempenho mecânico frente adescargas atmosféricas igual ou superior ao do cabo de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8″.

Todos os elementos sujeitos a descargas atmosféricas diretas da superestrutura de suporte doscabos condutores e cabos pára-raios, incluindo as armações flexíveis de estruturas tipo “Cross-Rope”, Trapézio ou Chainette, não devem sofrer redução da suportabilidade mecânica original após aocorrência de descarga atmosférica. As cordoalhas de estruturas estaiadas mono-mastro ou “V”protegidas por cabos pára-raios estão isentas deste requisito.


21/94


VOL. III - Fl. 446 de 1026

1.2.5.2 Corrosão eletrolítica

É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a elaboração de estudos para prevenção dosefeitos relacionados à corrosão em elementos da linha de transmissão em contato com o solo, deforma a garantir a estabilidade estrutural dos suportes da linha de trasmissão e o bom funcionamentodo sistema de aterramento ao longo da vida útil da mesma.

1.2.5.3 Corrosão ambiental

Todos os componentes da linha de transmissão devem ter sua classe de galvanização compatívelcom a agressividade do meio ambiente, particularmente em zonas litorâneas e industriais.


22/94


VOL. III - Fl. 447 de 1026

1.3 SUBESTAÇÕES (SE)


1.3.1.1 Informações básicasA TRANSMISSORA deve desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição dascaracterísticas e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que osmesmos serão conectados ao sistema existente.

Todos os equipamentos devem ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operaçãodas subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado.

Nas subestações, a configuração básica deve contemplar equipamentos com característicaselétricas básicas similares ou superiores às dos existentes, as quais estão apresentadas nosdocumentos listados no item 2. O dimensionamento dos novos equipamentos deve considerar asatuais e futuras condições a serem impostas pela configuração prevista pelo planejamento da

expansão do Sistema Interligado Nacional – SIN.Deverão ser realizadas, dentre outras, as obras necessárias de infra-estrutura, descritas no módulogeral – Resolução ANEEL nº. 191, de 12 de dezembro de 2005, necessárias para a implantação,manutenção e operação da configuração básica caracterizada pelas instalações listadas no item 1.1.2deste Anexo Técnico.

O Módulo Geral é composto pelos custos diretos de: terreno, cercas, terraplenagem, drenagem, grama,embritamento, arruamento, iluminação do pátio, proteção contra incêndio, sistema de abastecimento deágua, 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 arcomprimido e canteiro de obras.

Os Serviços auxiliares, sistema de água, sistema de incêndio, edificações das subestações PauloAfonso III e Pau Ferro (casa de comando, casa de relés, guaritas), acesso, área industrial, sistema deventilação e ar condicionado, sistema de comunicação, e canteiro de obras podem ser compartilhadoscom outra(s) transmissora(s), não havendo impedimento que a transmissora atenda as suasnecessidades de forma autônoma, observando sempre a adequada prestação do serviço público detransmissão de energia elétrica, Cláusula Terceira do Contrato de Concessão.

A TRANSMISSORA, acessante às subestações 230/69kV Pau Ferro e Paulo Afonso III, deveráprovidenciar a estrutura necessária pela implantação das conexões dos módulos de entrada de linha,compreendendo, dentre outros, a extensão de barramentos, cabos, tubos, estruturas, suportes,pórticos, cercas divisórias de seus ativos, conexões de terra entre seus equipamentos e a malha,canaletas secundárias e recomposição da infra-estrutura construída como, por exemplo, reposição debritas. Entretanto, na SE Pau Ferro o barramento de 230kV já encontra-se expandido, comportando oacesso da LT 230kV Pau Ferro – Santa Rita II.


23/94


VOL. III - Fl. 448 de 1026

1.3.1.2 Arranjo de barramentos e equipamentos das subestações

• Subestação 230/69 kV – 300MVA Santa Rita II:

O terreno a ser adquirido para implantação desta SE deverá ter no mínimo 96.000m2, sendosuficiente para a implantação no mínimo de: 8 (oito) entradas de linha em 230 kV; 12 (doze)entradas de linhas em 69 kV; 4 (quatro) transformadores trifásicos de 150MVA; 1 (um)módulo de interligação de barras em 230kV; 1 (um) módulo de interligação de barras em69kV; 1 (um) compensador estático em 230kV; 4 bancos de capacitores de 21,3MVAr em69kV; 2 (dois) transformadores de aterramento; e 1 (um) seccionamento no barramentoprincipal de 69kV sem disjuntor; de forma a atender às instalações a serem implantadas deimediato e as futuras. Todas as conexões em 230 kV deverão ser, no mínimo, do tipo barradupla a 4 chaves; e, em 69 kV, com arranjo mínimo do tipo barra principal e de transferência.Portanto, deve ser previsto espaço suficiente para as ampliações futuras, conforme previstasno diagrama da figura 04.

Na figura 04 pode ser visto um diagrama unifilar simplificado da SE Santa Rita II, lembrandoque o diagrama completo poderá ser encontrado no Relatório: R4 - CHESF – sem número –Características e Requisitos Básicos das Instalações – Subestação Santa Rita II, desenho nº18.038/02, de setembro/2007.


24/94


VOL. III - Fl. 449 de 1026

Goianinha

Mussuré

Bayeux C2

Bayeux C1

Bessa C1

Bayeux C3

Bessa C2

CE

Pau Ferro

Futura

Futura

Futura

Futura

Futura

Serviços Aux.

Santa Rita

21,3 Mvar

Futura

Futura

Futura

Futura

Futura

(2013)

(2018)

(2018)

(18)

(2015)

230 kV

69 kV

150MVA

150MVA

150MVA

150MVA

(2015)

21,3 Mvar

21, 3 Mvar

21,3 Mvar

20 Ω/fase

20 Ω/fase

Oratório

Figura 04 – Diagrama unifilar da SE Santa Rita II, contemplando as obras incluídas nessa licitação (linha

cheia) e expansões futuras (linha tracejada).


25/94


VOL. III - Fl. 450 de 1026

Figura 05 – Área prevista para a implantação da SE Santa Rita II, contemplando o trecho de LT 230kV entrea SE Santa Rita II e o Seccionamento da LT 230kV Goianinha - Mussuré II.


26/94


VOL. III - Fl. 451 de 1026

• Subestação 230/69 kV Zebu:

O terreno a ser adquirido para implantação desta SE deverá ter no mínimo 76.000m2, sendosuficiente para a implantação no mínimo de: 4 (quatro) entradas de linha em 230 kV; 13

(treze) entradas de linhas em 69 kV, 4 (quatro) transformadores trifásicos de 100MVA; 1 (um)transformador de aterramento; 1 (um) módulo de interligação de barras em 230kV; 1 (um)módulo de interligação de barras em 69kV; de forma a atender às instalações a seremimplantadas de imediato e as futuras. Todas as conexões em 230 kV deverão ser, no mínimo,do tipo barra dupla a quatro chaves. O setor de 69 kV deve ser, no mínimo, do tipo barraprincipal e de transferência.

A SE Zebu deverá ser implantada conforme a configuração prevista na tabela 2 do item 1.1.2deste Anexo Técnico. Porém, o setor de 69kV deverá ser instalado já preparado para receberas linhas de 69kV atualmente conectadas na SE Zebu 138/69kV, incluindo extensão dobarramento e demais obras de infra-estrutura necessárias para recepcionar os módulos de

entrada de linhas, por exemplo: malha de terra e embritamento, entre outras. As linhas quesofrerão mudança de ponto de conexão, passando a se conectarem no barramento de 69kVda SE Zebu 230/69kV, as quais podem ser vistas na figura 06, são as seguintes:

− Barro Vermelho,− Itaparica,− Xingo,− Delmiro Gouveia C1,− Delmiro Gouveia C2,− Abaixadora/Moxotó,− Abaixadora

Estão contemplados neste lote novos módulos de entrada na SE 230/69kV Zebu, para asseguintes linhas de 69kV: Zebu - Barro Vermelho, Zebu – Adutora, Zebu – Delmiro Gouveia(C1) e Zebu – Delmiro Gouveia (C2). Não estão previstos por meio deste processo licitatórionovos módulos de entrada na SE 230/69kV Zebu, para as seguintes linhas de distribuição de69kV: Abaixadora/Moxotó/Zebu, Abaixadora/Zebu, Zebu/ Itaparica e Zebu/Xingo.

Na figura 06 pode ser visto um diagrama unifilar simplificado da SE 239/69kV Zebu,lembrando que o diagrama completo poderá ser encontrado no Relatório: R4 - CHESF – semnúmero – Características e Requisitos Básicos das Instalações – Subestação Zebu, desenhonº 14.077/93, de outubro/2007.


27/94


VOL. III - Fl. 452 de 1026

Figura 06 – Diagrama unifilar da futura SE 230/69kV Zebu

Figura 07 – Diagrama unifilar da atual SE 138/69kV Zebu

• Subestação 230/69 kV – 300MVA Natal III:

O terreno a ser adquirido para implantação desta SE deverá ter no mínimo 88.000m2, sendosuficiente para a implantação no mínimo de: 7 (sete) entradas de linha em 230 kV; 12 (doze)entradas de linhas em 69 kV; 4 (quatro) transformadores trifásicos de 150MVA; 1 (um)módulo de interligação de barras em 230kV; 1 (um) módulo de interligação de barras em


28/94


VOL. III - Fl. 453 de 1026

69kV; 1 (um) compensador estático em 230kV; 1 (um) transformador de aterramento; deforma a atender às instalações a serem implantadas de imediato e as futuras. Todas asconexões em 230 kV deverão ser, no mínimo, do tipo barra dupla a 4 chaves; e, em 69 kV,com arranjo mínimo do tipo barra principal e de transferência.

Na figura 08 pode ser visto um diagrama unifilar simplificado da SE Natal III, lembrando que odiagrama completo poderá ser encontrado no Relatório: R4 - CHESF – sem número –Características e Requisitos Básicos das Instalações – Subestação Natal III, desenho nº18.018/3, de 06/02/2006.

Figura 08 – Diagrama unifilar simplificado da SE Natal III

1.3.1.3 Capacidade de corrente

(a) Corrente em regime PermanenteOs barramentos das subestações devem ser dimensionados considerando a situação maissevera de circulação de corrente, levando em conta a possibilidade de indisponibilidade deelementos da subestação e ocorrência de emergência no Sistema Interligado Nacional – SIN,no horizonte de planejamento.

No caso das subestações existentes, se a máxima corrente verificada for inferior à capacidadedos barramentos, o trecho de barramento associado a este empreendimento deverá sercompatível com o existente.

A TRANSMISSORA deve informar a capacidade de corrente dos barramentos, para todos osníveis, rígidos ou flexíveis, para a temperatura de projeto.


29/94


VOL. III - Fl. 454 de 1026

Para o dimensionamento da capacidade de corrente nominal dos equipamentos a seremimplantados na subestação, tais como, disjuntores, chaves seccionadoras e transformadoresde corrente, deve ser considerado que indisponibilidades de equipamentos, pertencentes ounão a este empreendimento, podem submeter os remanescentes a valores de correntes mais

elevados, cabendo a TRANSMISSORA identificar as correntes máximas que poderão ocorrernos seus equipamentos, desde a data de entrada em operação até o ano horizonte deplanejamento, por meio de estudo específico descrito no item 1.8 deste anexo técnico.

Os equipamentos exclusivos das entradas de linha (no arranjo de barramento DJM e ANEL –seccionadora da linha e bobinas de bloqueio; no arranjo BD – todas as seccionadoras,disjuntores, TCs e bobinas de bloqueio) devem suportar, no mínimo, as condições decarregamento da linha de transmissão estabelecidas nos itens 1.2.2.2 e 1.2.3.1.

(b) Capacidade de curto-circuito

Os equipamentos e demais instalações em 230kV das subestações Pau Ferro, Paulo Afonso

III, Santa Rita II, Zebu e Natal III devem suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuitosimétrica e assimétrica relacionadas a seguir:

• Corrente de curto-circuito nominal:40kA

• Valor de crista da corrente suportável nominal: 104,0 kA (fator de assimetria de 2,6)

Os equipamentos e demais instalações em 69kV das subestações Santa Rita II, Zebu e NatalIII, devem suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétricarelacionadas a seguir:

• Corrente de curto-circuito nominal: 31,5 kA

• Valor de crista da corrente suportável nominal: 81,9 kA (fator de assimetria de 2,6)

Ressalta-se que o atendimento a fatores de assimetria superiores àqueles acima definidospode ser necessário em função dos resultados dos estudos, considerando inclusive o anohorizonte de planejamento, a serem realizados pela TRANSMISSORA, conforme descrito noitem 1.8 desse anexo técnico.

(c) Sistema de Aterramento

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

1.3.1.4 Suportabilidade

(a) Tensão em regime permanente

O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos para a condição de operação emregime permanente deve considerar o valor máximo de tensão de 550 kV para a tensãonominal de 500 kV e de 253 kV para a tensão nominal de 230 kV.

(b) Isolamento sob poluição

As instalações devem ser isoladas de forma a atender, sobretensão operativa máxima, àscaracterísticas de poluição da região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815 –Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions.


30/94


VOL. III - Fl. 455 de 1026

(c) Proteção contra descargas atmosféricas

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

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

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

1.3.1.5 Efeitos de campos

(a) Efeito corona

Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não devemapresentar efeito corona visual em 90% do tempo para as condições atmosféricaspredominantes na região da subestação. A tensão mínima fase-terra eficaz para início e

extinção de corona visual a ser considerada é apresentada na tabela seguinte:

Tabela 05 – Tensão mínima para início e extinção de corona visual.

Tensão nominal (kV) Tensão mínima (kV fase – terra eficaz)765 536

500 ou 525 350

440 308

345 242

230 161

(b) Rádio interferência

O valor da tensão de rádio interferência externa à subestação não deve exceder 2.500 μV/m a1.000 kHz, com 1,1 vezes a tensão nominal do sistema.

1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS

1.3.2.1 Disjuntores

(a) O ciclo de operação dos disjuntores deve atender aos requisitos das normas aplicáveis.(b) O tempo máximo de interrupção para disjuntores classe de tensão de 500 kV deve ser de 2

ciclos e para as classes de tensão de 230 kV e 69 kV deve ser de 3 ciclos.

(c) A corrente nominal do disjuntor deve ser compatível com a máxima corrente possível naindisponibilidade de um outro disjuntor, no mesmo bay ou em bay vizinho, pertencente ou não aeste 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 suportávelnominal (corrente assimétrica de curto-circuito) dispostos no item 1.3.1.3 (b). Fatores de


31/94


VOL. III - Fl. 456 de 1026

assimetria superiores ao indicado poderão ser necessárias, em função dos resultados dosestudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 1.8 deste anexo técnico.

(e) Os disjuntores devem ter dois circuitos de disparo independentes e lógicas de detecção dediscrepância de pólos. O ciclo de operação nominal deve ser compatível com a utilização deesquemas de religamento automático tripolar e monopolar para os disjuntores de 230kV; e,religamento apenas tripolar para os disjuntores de 69kV.

(f) Caberá à nova TRANSMISSORA fornecer disjuntores com resistores de pré-inserção ou commecanismos de fechamento ou abertura controlados, quando necessário.

(g) Os disjuntores devem ser especificados para operar quando submetidos às solicitações demanobra determinadas nos estudos previstos no item 1.8.4.

(h) O disjuntor deve manobrar linhas à vazio sem reacendimento do arco.

(i) Os requisitos mínimos para o disjuntor na manobra de linha a vazio devem levar em conta ovalor eficaz da tensão fase-fase da rede de 770 kV à freqüência de 60 Hz, para os disjuntoresdos pátios de 500 kV. O correspondente valor para os pátios de 230 kV é 339 kV à freqüênciade 60 Hz. Valores superiores a estes podem ser necessários, caso os estudos definidos noitem 1.8 assim o determinem. Para os pátios de 69 kV os requisitos mínimos para o disjuntor namanobra de linha a vazio devem levar em conta o valor eficaz da tensão fase-fase da rede 102kV à freqüência de 60 Hz.

(j) Os disjuntores que manobrem banco de capacitores em derivação devem ser do tipo de“baixíssima probabilidade de reacendimento de arco”, classe C2 conforme norma IEC 62271-100.

(k) Os disjuntores devem ser especificados para abertura de corrente de curto-circuito nascondições mais severas de X/R no ponto de conexão do disjuntor, condições estas quedeverão ser identificadas pelo Agente. Em caso de disjuntores localizados nas proximidades deusinas geradoras, especial atenção deve ser dada à determinação da constante de tempo a serespecificada para o disjuntor. Caso exista a possibilidade da ocorrência de “zeros atrasados”em caso de defeitos próximos à usina, o disjuntor deve ser especificado para operar nestascondições de defeito;

(l) Capacidade de manobrar outros equipamentos / linhas de transmissão existentes nasubestação onde estão instalados, em caso de faltas nesses equipamentos seguidas de falhado referido disjuntor, considerando inclusive disjuntor em manutenção;

(m) Capacidade de manobrar a linha de transmissão licitada em conjunto com o(s) equipamento(s)

e linha(s) de transmissão a elas conectadas em subestações adjacentes, em caso de falta noequipamento / linha de transmissão da subestação adjacente, seguido de falha do respectivodisjuntor;

(n) Os disjuntores utilizados na manobra de reatores em derivação devem ser capazes de abrirpequenas correntes indutivas e ser especificados com dispositivos de manobra controlada.

(o) Nos casos em que forem utilizados mecanismos de fechamento ou abertura controlados devemser especificados a dispersão máxima dos tempos médios de fechamento ou de abertura,compatíveis com as necessidades de precisão da manobra controlada.


32/94


VOL. III - Fl. 457 de 1026

1.3.2.2 Seccionadoras, lâminas de terra e chaves de aterramento

Estes equipamentos devem atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes deefetuar as manobras listadas no item 1.8.3.

As seccionadoras devem ser especificadas com, pelo menos, a mesma corrente nominal utilizadapelos disjuntores deste empreendimento, aos quais estejam associadas.

A TRANSMISSORA deve especificar o valor de crista da corrente suportável nominal (corrente decurto-circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta duração (corrente de curtosimétrica) respeitando os valores mínimos dispostos no item 1.3.1.3 (b).

Fatores de assimetria superiores ao indicado em 1.3.1.3 (b) poderão ser necessários, em função dosresultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 1.8 deste anexotécnico.

As lâminas de terra e chaves de aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas decapacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 62271-102.

Esses equipamentos devem ser dimensionados considerando a relação X/R do ponto do sistemaonde serão instalados.

1.3.2.3 Pára-raios

Deverão ser instalados pára-raios nas entradas de linhas de transmissão, nas conexões de unidadestransformadoras de potência, de reatores em derivação e de bancos de capacitores nãoautoprotegidos. Os pára-raios devem ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), adequados parainstalação externa.

Os pára-raios devem ser especificados com uma capacidade de dissipação de energia suficiente para

fazer frente a todas as solicitações identificadas nos estudos descritos no item 1.8 deste anexotécnico.

A TRANSMISSORA deverá informar, ainda na fase de projeto básico, em caso de indisponibilidadedos dados finais do fornecimento, os valores de catálogo da família do pára-raios escolhido paraposterior utilização no empreendimento.

1.3.2.4 Transformadores de corrente e potencial

As características dos transformadores de corrente e potencial, como: número de secundários,relações de transformação, carga, exatidão, etc., devem satisfazer as necessidades dos sistemas deproteção 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 depotencial devem ter enrolame

lote f anexo técnico pau ferro santa rita zebu pag 6 mussure

Documents