ANEXO 6A LOTE A. LINHA DE TRANSMISSÃO 230 kv RIBEIRO GONÇALVES BALSAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO

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1 ANEXO 6A LOTE A LINHA DE TRANSMISSÃO 230 kv RIBEIRO GONÇALVES BALSAS SE 230/69 kv 100 MVA BALSAS SETORES 500/230 kv 300 MVA e 230/69 kv 50 MVA NA SE RIBEIRO GONÇALVES CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO VOL. III - Fl. 1 de 615

2 ÍNDICE 1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES INTRODUÇÃO DESCRIÇÃO GERAL CONFIGURAÇÃO BÁSICA DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS REQUISITOS GERAIS LINHAS DE TRANSMISSÃO (LT) REQUISITOS GERAIS CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS REQUISITOS ELÉTRICOS REQUISITOS MECÂNICOS REQUISITOS ELETROMECÂNICOS SUBESTAÇÕES (SE) REQUISITOS GERAIS REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO DEFINIÇÕES BÁSICAS REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO SISTEMA DE PROTEÇÃO DE AUTOTRANSFORMADORES E TRANSFORMADORES SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES EM DERIVAÇÃO SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR TRANSFORMADORES DE ATERRAMENTO SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE INTRODUÇÃO REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À REDE DE OPERAÇÃO REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS INSTALAÇÕES (SUBESTAÇÕES) COMPARTILHADAS DA REDE DE OPERAÇÃO AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES REQUISITOS GERAIS...68 VOL. III - Fl. 2 de 615

3 1.6.2 REQUISITOS FUNCIONAIS REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES REQUISITOS GERAIS REQUISITOS TÉCNICOS DE TELECOMUNICAÇÕES PARA A TELEPROTEÇÃO REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESTE ANEXO TÉCNICO TENSÃO OPERATIVA CRITÉRIOS PARA AS CONDIÇÕES DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO CRITÉRIOS PARA MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE ATERRAMENTO CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE DISJUNTORES SOB CONDIÇÕES DE MANOBRA ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO RELATÓRIOS RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO GERAL DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO RELATÓRIO TÉCNICO NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO: CRONOGRAMA CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A) CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B)...96 VOL. III - Fl. 3 de 615

4 1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES 1.1 INTRODUÇÃO DESCRIÇÃO GERAL Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos da linha de transmissão em 230 kv Ribeiro Gonçalves - Balsas, com 95 km, em circuito simples; da subestação 230/69 kv Balsas, com 100 MVA e dos setores: de 500/230 kv, com 300 MVA (e mais uma unidade reserva de 100MVA), e de 230/69 kv, com 50 MVA, integrantes do Lote A deste Leilão nº 006/2008, que atenderão à expansão do sistema de transmissão doravante denominadas LT 230 kv Ribeiro Gonçalves Balsas e SEs associadas, pertencente à Rede Básica do SIN Sistema Interligado Nacional, conforme ilustrado na Figura 1. Figura 1 - Diagrama simplificado do empreendimento a ser licitado A Figura 2 ilustra o diagrama unifilar da SE Balsas e a Figura 3 o diagrama unifilar da SE Ribeiro Gonçalves Figura 2 - Diagrama unifilar da SE Balsas VOL. III - Fl. 4 de 615

5 Figura 3 - Diagrama unifilar da SE Ribeiro Gonçalves CONFIGURAÇÃO BÁSICA A configuração básica é caracterizada pelas instalações listadas nas Tabelas 01 e 02 a seguir. A linha de transmissão consta da Tabela 01, enquanto que as subestações constam da Tabela 2. Tabela 01 Obras de linhas de transmissão ORIGEM DESTINO CIRCUITO TENSÃO [kv] km SE Ribeiro Gonçalves SE Balsas Simples ¹ ¹ Comprimento da LT no Relatório R3 Caracterização e Análise Socioambiental. Tabela 02 Obras de subestações SUBESTAÇÃO TENSÃO (kv) EQUIPAMENTO Ribeiro Gonçalves 500 Ribeiro Gonçalves módulo geral 1 módulo de conexão de transformador DJM 1 módulo de interligação de barras DJM 3 autotransformadores monofásicos 500/230 kv MVA 1 autotransformador monofásico reserva 500/230 kv MVA 1 módulo de entrada de linha BD 4 chaves 1 módulo de interligação de barras BD 4 chaves VOL. III - Fl. 5 de 615

6 SUBESTAÇÃO TENSÃO (kv) EQUIPAMENTO Ribeiro Gonçalves 69 Balsas 230 Balsas 69 CEPISA: RGO SE Ribeiro Gonçalves; CEMAR: BAL II SE Balsas 2; RIA SE Riachão; SRM SE São Raimundo Mangabeiras e SPN SE Serra Penitente. 2 módulos de conexão de transformador (500/230kV e 230/69kV) BD 4 chaves 1 transformador trifásico 230/69 kv - 50 MVA 1 módulo de entrada de linha (RGO) BPT 1 módulo de interligação de barras 1 módulo de conexão de transformador BPT 1 transformador de aterramento 20 Ω/fase 1 módulo de conexão, sem disjuntor, do transformador de aterramento 1 módulo geral 1 módulo de entrada de linha BD 4 chaves 1 módulo de interligação de barras 1 módulo de conexão de transformador BD 4 chaves 1 transformador trifásico 230/69 kv MVA 4 módulos de entrada de linha (BAL II, RIA, SRM e SPN) BPT 1 módulo de interligação de barras 1 módulo de conexão de transformador BPT 1 transformador de aterramento 20 Ω/fase 1 módulo de conexão, sem disjuntor, do transformador de aterramento A configuração básica supracitada se constitui na alternativa de referência. Os requisitos técnicos deste ANEXO 6A caracterizam o padrão de desempenho mínimo a ser atingido por qualquer solução proposta. Este desempenho deverá ser demonstrado mediante justificativa técnica comprobatória. A utilização pelo empreendedor de outras soluções, que não a de referência, fica condicionada à demonstração de que a mesma apresente desempenho elétrico equivalente ou superior àquele proporcionado pela alternativa de referência. Em caso de proposição de configuração alternativa, o projeto da compensação reativa em derivação das linhas de transmissão deve ser definido de forma que o conjunto formado pelas linhas e suas compensações atendam aos requisitos constantes do item 2 e demais critérios constantes deste Anexo. No entanto, nesta proposta de configuração alternativa, a TRANSMISSORA NÃO tem liberdade para modificar: Níveis de tensão (somente CA); Distribuição de fluxo de potência em regime permanente; A localização da SE Ribeiro Gonçalves. O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nas Tabelas 01 e 02. Estão incluídos no empreendimento os equipamentos terminais de manobra, proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e VOL. III - Fl. 6 de 615

7 facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, ainda que não expressamente indicados neste ANEXO 6A DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS Os dados de sistema utilizados nos estudos em regime permanente e transitório, efetuados para a definição da configuração básica estão disponibilizados, conforme documentação relacionada no item 2.1 deste ANEXO 6A. Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE e ANATEM, no site da Empresa de Pesquisa Energética EPE (www.epe.gov.br) REQUISITOS GERAIS O projeto e a construção da linha de transmissão 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 e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da International Electrotechnical Commission - IEC, American National Standards Institute - ANSI ou National Electrical Safety Code - NESC, nesta ordem de preferência, salvo onde expressamente indicado. Os requisitos aqui estabelecidos aplicam-se ao pré-projeto, aos projetos básico e executivo bem como às fases de construção, manutenção e operação do empreendimento. Aplicam-se ainda ao projeto, fabricação, inspeção, ensaios e montagem de materiais, componentes e equipamentos utilizados no empreendimento. É de responsabilidade da TRANSMISSORA obter os dados, inclusive os descritivos das condições ambientais e geomorfológicas da região de implantação, a serem adotados na elaboração do projeto básico, bem como nas fases de construção, manutenção e operação das instalações. É de responsabilidade e prerrogativa da TRANSMISSORA o dimensionamento e especificação dos equipamentos e instalações de transmissão que compõem o Serviço Público de Transmissão, objeto desta licitação, de forma a atender este ANEXO 6A e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reserva. VOL. III - Fl. 7 de 615

8 1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO (LT) REQUISITOS GERAIS Não se aplica CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS Parâmetros elétricos A impedância equivalente vista dos terminais de cada trecho de linha de transmissão, composta por suas componentes de seqüência positiva e zero, e também por seu grau de compensação série e/ou paralela, deve possibilitar que o desempenho sistêmico da instalação seja similar ao da configuração básica, caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta dinâmica em um conjunto de situações em regime normal e sob contingências apresentados nos estudos documentados nos relatórios listados no item Capacidade de corrente A linha de transmissão em 230 kv Ribeiro Gonçalves Balsas deve ter capacidade operativa de longa duração de, no mínimo, 510A, por circuito. Com base na temperatura do projeto da linha de transmissão, o empreendedor deve disponibilizar uma capacidade operativa de curta duração, admissível durante condição de emergência, conforme regulamento da ANEEL, não inferior a 630A, por circuito. A capacidade de corrente de longa duração corresponde ao valor de corrente da linha de transmissão em condição normal de operação e deve atender às diretrizes fixadas pela norma técnica NBR 5422 da ABNT. A capacidade de corrente de curta duração refere-se à condição de emergência estabelecida na norma técnica NBR 5422 da ABNT REQUISITOS ELÉTRICOS Definição da flecha máxima dos condutores A linha de transmissão deve ser projetada de acordo com as prescrições da Norma Técnica NBR 5422, da ABNT, de forma a preservar, em sua operação, as distâncias de segurança nela estabelecidas. Devem ser previstas a circulação das capacidades de longa e de curta duração na linha de transmissão e a ocorrência simultânea das seguintes condições climáticas: (a) temperatura máxima média da região; (b) radiação solar máxima da região; e (c) brisa mínima prevista para a região, desde que não superior a um metro por segundo. Na operação em regime de longa duração, as distâncias do condutor ao solo ou aos obstáculos devem ser iguais ou superiores às distâncias de segurança (mínimas) em condições normais de operação 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 obstáculos devem ser iguais ou superiores às distâncias de segurança (mínimas) em condições de emergência estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora. As linhas de transmissão VOL. III - Fl. 8 de 615

9 para cuja classe de tensão essa norma não estabeleça valores de distâncias de segurança devem ser projetadas segundo as prescrições contidas no NESC, em sua edição de Em condições climáticas comprovadamente mais favoráveis do que as estabelecidas acima, a linha de transmissão pode ser solicitada a operar com carregamento superior à capacidade de longa ou curta duração, desde que as distâncias de segurança, conforme definidas nos itens acima, sejam respeitadas. A linha de transmissão deve ser projetada de sorte a não apresentar óbices técnicos à instalação de monitoramento de distâncias de segurança, uma vez que, a qualquer tempo, pode vir a ser solicitada pela ANEEL a sua implantação Definição da capacidade de condução de corrente dos acessórios, conexões e demais componentes A capacidade de condução de corrente dos acessórios, conexões e demais componentes que conduzem corrente deve ser superior à máxima corrente que pode circular na linha preservando as distâncias de segurança correspondentes à operação em regime de longa duração prescritas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT nas seguintes condições climáticas: I. Média das temperaturas mínimas diárias da região; II. Sem radiação solar; e III. Mediana dos ventos da região. Deverão ser atendidas, também, as prescrições das normas de dimensionamento e ensaios de ferragens eletrotécnicas de linhas de transmissão, em especial à norma NBR 7095 da ABNT, ou sua sucessora Capacidade de corrente dos cabos pára-raios Nas condições climáticas estabelecidas no item , os cabos pára-raios conectados ou não à malha 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 de transmissão, a circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em qualquer estrutura por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda. Deve ser considerado nível de curto-circuito de 40 ka no barramento de 230kV das subestações terminais da linha de transmissão Perda Joule nos cabos condutores e pára-raios A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento da linha de transmissão para a freqüência nominal de 60 Hz e a temperatura de 50 ºC deve ser igual ou inferior a 0,0832 Ω/km. A perda Joule nos cabos pára-raios deve ser inferior a 5% das perdas no cabo condutor para qualquer condição de operação Desequilíbrio VOL. III - Fl. 9 de 615

10 As linhas de transmissão de comprimento superior a 100 km devem ser transpostas com um ciclo completo 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 estar limitado a 1,5% em vazio e a plena carga. As linhas de transmissão em paralelo devem ter ciclos de transposição com sentido oposto. De forma análoga, as linhas de transmissão de circuito duplo devem ter os circuitos transpostos com ciclos de transposição de sentido oposto Tensão máxima operativa A tensão máxima operativa da linha de transmissão, para a classe de tensão correspondente está indicada na Tabela 03. Tabela 03 Tensão máxima operativa Classe de tensão [kv] Tensão máxima operativa [kv] Coordenação de isolamento a) Isolamento à tensão máxima operativa Para dimensionar o isolamento da linha de transmissão para tensão máxima operativa deve ser considerado 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 a norma IEC 60815, considerando o nível de poluição da região de implantação da LT. Caso o nível de poluição da região seja classificado como inferior ao nível I leve, a distância específica de escoamento 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 situados na faixa de segurança, tanto para a condição sem vento quanto para a condição de balanço dos cabos 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 a largura da faixa de segurança seja variável ao longo da LT, em função do comprimento do vão; e para qualquer topologia de terreno na faixa de segurança, especificamente quando há perfil lateral inclinado (em aclive). b) Isolamento para manobras VOL. III - Fl. 10 de 615

11 A sobretensão adotada no dimensionamento dos espaçamentos elétricos das estruturas deverá ser, no mínimo, igual à maior das sobretensões indicadas nos estudos de transitórios eletromagnéticos. Os riscos de falha (fase-terra e fase-fase) em manobras de energização e religamento, devem ser limitados aos valores constantes da Tabela 04. Tabela 04 Risco máximo de falha por circuito, em manobras de energização e religamento Manobra Risco de falha (adimensional) Fase-terra Fase-fase Energização Religamento (b) Desempenho a descargas atmosféricas Para as linhas de 230 kv o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser inferior ou igual a dois desligamentos por 100 km por ano. As estruturas deverão ser dimensionadas com pelo menos dois cabos pára-raios, dispostos sobre os cabos condutores de forma que, para o terreno predominante da região, a probabilidade de desligamento causado por descargas diretas nos cabos condutores seja inferior a 10 2 desligamentos por 100 km por ano Emissão eletromagnética Os efeitos tratados nas alíneas (a) a (d) devem ser verificados à tensão máxima operativa da linha indicada na Tabela 03. (a) Corona visual A linha de transmissão, com seus cabos e acessórios, bem como as ferragens das cadeias de isoladores, 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, para 50% do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deve ser o nível mínimo de sinal na região atravessada pela linha de transmissão, conforme resolução DENTEL ou sua sucessora. (c) Ruído audível O ruído audível no limite da faixa de segurança deve ser, no máximo, igual a 58 dba em qualquer uma das seguintes condições não simultâneas: durante chuva fina (0,00148 mm/min); durante névoa de 4 (quatro) horas de duração; ou durante os primeiros 15 (quinze) minutos após a ocorrência de chuva. (d) Campo elétrico O campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de segurança deve ser inferior ou igual a 4,16 kv/m. VOL. III - Fl. 11 de 615

12 Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos. (e) Campo magnético O campo magnético 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 da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos 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 nas entradas/saídas das subestações quanto ao longo do traçado das LTs, e informar no projeto básico as providências que serão tomadas no sentido de minimizar os riscos inerentes a esses cruzamentos, ficando a critério da ANEEL a aprovação dessas providências. A TRANSMISSORA deverá relacionar no projeto básico os cruzamentos da LT em projeto com outra(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 Rede Básica, 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 um circuito 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 REQUISITOS MECÂNICOS Confiabilidade O projeto mecânico da linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines. O nível de confiabilidade do projeto eletromecânico, expresso pelo período de retorno do vento extremo, deve ser compatível com um nível intermediário entre os níveis 2 e 3 preconizados na IEC Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 250 anos para linha de transmissão com tensão nominal superior a 230kV, e 150 anos para tensão nominal igual ou inferior a 230kV Parâmetros de vento VOL. III - Fl. 12 de 615

13 Para o projeto mecânico de uma linha de transmissão, os carregamentos oriundos da ação do vento nos componentes físicos da linha de transmissão devem ser estabelecidos a partir da caracterização probabilística das velocidades de vento da região, com tratamento para fenômenos meteorológicos severos, tais como, sistemas frontais, tempestades, tornados, furacões etc. Os parâmetros explicitados a seguir devem ser obtidos a partir de dados fornecidos por estações anemométricas selecionadas adequadamente para caracterizar a região atravessada pela linha de transmissão: (a) Média e coeficiente de variação (em porcentagem) das séries de velocidades máximas anuais de vento a 10 m de altura, com tempos de integração da média de 3 (três) segundos (rajada) 10 (dez) minutos (vento médio). (b) Velocidade máxima anual de vento a 10 m de altura, com período de retorno correspondente ao vento extremo, como definido no item , e tempos de integração para o cálculo da média de 3 (três) segundos e 10 (dez) minutos. Se o número de anos da série de dados de velocidade for pequeno, na estimativa da velocidade máxima anual deve ser adotado, no mínimo, um coeficiente de variação compatível com as séries mais longas de dados de velocidades de ventos medidas na região. (c) Coeficiente de rajada para a velocidade do vento a 10 m de altura, referenciado ao tempo de integração da média de 10 (dez) minutos. (d) categoria do terreno adotada para o local das medições. No tratamento das velocidades de vento, para fins de dimensionamento, deve ser considerada a categoria de terreno definida na IEC que melhor se ajuste à topologia do corredor da LT Cargas mecânicas sobre os cabos. O cabo deve ser dimensionado para suportar três estados de tracionamento básico, de tração normal e de referência, definidos a partir da combinação de condições climáticas e de envelhecimento do cabo como se segue. (a) Estado básico Para condições de temperatura mínima, a tração axial máxima deve ser limitada a 33% da tração de ruptura do cabo. Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial máxima deve ser limitada a 50% da tração de ruptura do cabo. Para condições de vento extremo, como definido no item , a tração axial máxima deve ser limitada a 70% da tração de ruptura do cabo. (b) Estado de tração normal (EDS everyday stress) No assentamento final, à temperatura média, sem vento, o nível de tracionamento médio dos cabos deve atender ao indicado na norma NBR Além disso, o tracionamento médio dos cabos deve ser compatível com o desempenho mecânico no que diz respeito à fadiga ao longo da vida útil da linha de transmissão conforme será abordado no item (c) Estado de referência VOL. III - Fl. 13 de 615

14 A distância mínima ao solo do condutor (clearance) deve ser verificada sem considerar a pressão de vento atuante Fadiga mecânica dos cabos Os dispositivos propostos para amortecer as vibrações eólicas devem ter sua eficiência e durabilidade avaliadas por ensaios que demonstrem sua capacidade de amortecer os diferentes tipos de vibrações eólicas e sua resistência à fadiga, sem perda de suas características de amortecimento e sem causar danos aos cabos. É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a elaboração de estudos, o desenvolvimento e a aplicação de sistema de amortecimento para prevenção de vibrações eólicas e efeitos relacionados com a fadiga dos cabos, de forma a garantir que estes não estejam sujeitos a danos ao longo da vida útil da linha de transmissão. A solicitação aos cabos deve ser dimensionada de forma compatível com seu tipo e sua formação Cargas mecânicas sobre as estruturas O projeto mecânico de uma linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC Além das hipóteses previstas na IEC, é obrigatória a introdução de hipóteses de carregamento que reflitam tormentas elétricas. Devem ser previstas necessariamente as cargas a que as estruturas estarão submetidas nas condições mais desfavoráveis de montagem e manutenção, inclusive em linha viva. Para o caso de uma linha de transmissão construída com estruturas metálicas em treliça, as cantoneiras de aço-carbono ou microligas laminadas a quente devem obedecer aos requisitos de segurança estabelecidos na Portaria nº 243 do Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial INMETRO, publicada no Diário Oficial da União, de 17 de dezembro de Fundações No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações transmitidas pela estrutura às fundações devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Essas solicitações, calculadas a partir das cargas de projeto da estrutura, considerando suas condições particulares de aplicação vão gravante, vão de vento, ângulo de deflexão, fim de linha e altura da estrutura passam a ser consideradas cargas de projeto das fundações. As fundações de cada estrutura devem ser projetadas estrutural e geotecnicamente de forma a adequar todos os esforços resultantes de cada estrutura às condições específicas do solo. As propriedades físicas e mecânicas do solo devem ser determinadas de forma reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo. Tal determinação deve ser realizada a partir das seguintes etapas: Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da linha com a conseqüente elaboração do plano de investigação geotécnica. Estabelecimento dos parâmetros geomecânicos a partir do reconhecimento do subsolo com a caracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativa e quantitativamente Parecer geotécnico com a elaboração de diretrizes técnicas e recomendações para o projeto. No cálculo das fundações, devem ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que influenciem o estado do solo, seja no aspecto de sensibilidade, de expansibilidade e colapsividade, levando-se em conta a sazonalidade.. VOL. III - Fl. 14 de 615

15 A definição do tipo de fundação, bem como o seu dimensionamento estrutural e geotécnico, deve considerar os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade de suporte do solo à compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica REQUISITOS ELETROMECÂNICOS Descargas atmosféricas Os cabos pára-raios de qualquer tipo e formação devem ter desempenho mecânico frente a descargas atmosféricas igual ou superior ao do cabo de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8. Todos os elementos sujeitos a descargas atmosféricas diretas da superestrutura de suporte dos cabos condutores e cabos pára-raios, incluindo as armações flexíveis de estruturas tipo Cross- Rope, Trapézio ou Chainette, não devem sofrer redução da suportabilidade mecânica original após a ocorrência de descarga atmosférica. As cordoalhas de estruturas estaiadas mono-mastro ou V protegidas por cabos pára-raios estão isentas deste requisito Corrosão eletrolítica É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a elaboração de estudos para prevenção dos efeitos relacionados à corrosão em elementos da linha de transmissão em contato com o solo, de forma a garantir a estabilidade estrutural dos suportes da linha de trasmissão e o bom funcionamento do sistema de aterramento ao longo da vida útil da mesma Corrosão ambiental Todos os componentes da linha de transmissão devem ter sua classe de galvanização compatível com a agressividade do meio ambiente, particularmente em zonas litorâneas e industriais. VOL. III - Fl. 15 de 615

16 1.3 SUBESTAÇÕES (SE) REQUISITOS GERAIS 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 item 2. O dimensionamento dos novos equipamentos deve considerar as atuais e futuras condições a serem impostas pela configuração prevista pelo planejamento da expansão do Sistema Interligado Nacional - SIN. Deverão ser realizadas, dentre outras, as obras necessárias de infra-estrutura, descritas no módulo geral Resolução ANEEL nº. 191, de 12 de dezembro de 2005, necessárias para a implantação, manutenção e operação da configuração básica caracterizada pelas instalações listadas na tabela 2. 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 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 Ribeiro Gonçalves(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 as suas necessidades de forma autônoma, observando sempre a adequada prestação do serviço público de transmissão de energia elétrica, Cláusula Terceira do Contrato de Concessão. A TRANSMISSORA, acessante à subestação 500 kv Ribeiro Gonçalves, deverá providenciar a estrutura necessária pela implantação das conexões do banco de autotransformadores, 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 de britas. Ressaltando que no espaço físico entre o pátio de 500kV existente e a área destinada à futura ampliação, objeto deste lote do leilão, serão mantidas as edificações da sala de comando e serviços auxiliares da concessionária ATE II. VOL. III - Fl. 16 de 615

17 Arranjo de barramentos e equipamentos das subestações Subestação Ribeiro Gonçalves (500/230kV MVA mais unidade reserva de 100MVA, e 230/69kV - 50 MVA): o novo pátio desta SE deverá ter terreno suficiente para, no mínimo, mais quatro entradas de linha em 230 kv e duas, em 69 kv, além daquelas previstas neste Edital. Também deverá prever espaço suficiente para ampliação da transformação em, pelo menos, mais 2 unidades 500/230 kv e 2 unidades 230/69 kv. Todas as conexões em 500 kv deverão ser do tipo disjuntor e meio; em 230 kv, em arranjo mínimo tipo barra dupla a 4 chaves; e, em 69 kv, com arranjo mínimo do tipo barra principal e de transferência. Figura 03 Diagrama unifilar da SE Ribeiro Gonçalves existente (linha cheia) e proposto (linha tracejada) para os equipamentos deste Lote A. VOL. III - Fl. 17 de 615

18 M2 5 M3 F ,5 163,5 120 M5 M M4 LEGENDA M1 MARCO - LIMITE DE PROPRIEDADE F EIXO DE REFERÊNCIA ( SUBESTAÇÃO EXISTENTE ) PÁTIO 500 kv - SUBESTAÇÃO EXISTENTE PÁTIO 500 kv - AMPLIAÇÃO PREVISTA DA SUBESTAÇÃO AMPLIAÇÃO DA SUBESTAÇÃO PÁTIO 500/230/69 kv COTAS E METRO Figura 04 Área prevista para ampliação da SE Ribeiro Gonçalves. VOL. III - Fl. 18 de 615

19 Subestação Balsas 230/69kV 100MVA: nova, 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 barra principal e de transferência. Deve ser previsto espaço suficiente para as ampliações futuras, conforme previstas no diagrama da figura 05. Também deverá ser previsto espaço adicional, externo e contíguo, à casa de comando, para expansão futura da mesma, visando a implantação de novas instalações de transmissão. Figura 05 Diagrama unifilar da SE Balsas em sua configuração final em Capacidade de corrente (a) Corrente em regime Permanente Os barramentos das subestações devem ser dimensionados considerando a situação mais severa de circulação de corrente, levando em conta a possibilidade de indisponibilidade de elementos da subestação e ocorrência de emergência no Sistema Interligado Nacional SIN, no horizonte de planejamento. No caso da subestação existente, se a máxima corrente verificada for inferior à capacidade do barramento, o trecho de barramento associado a este empreendimento deverá ser compatível com o existente. A TRANSMISSORA deve informar a capacidade de corrente dos barramentos, para todos os níveis, rígidos ou flexíveis, para a temperatura de projeto. Para o dimensionamento da capacidade de corrente nominal dos equipamentos a serem implantados na subestação, tais como, disjuntores, chaves seccionadoras e transformadores de corrente, deve ser considerado que indisponibilidades de equipamentos, pertencentes ou VOL. III - Fl. 19 de 615

20 (b) (c) não a este empreendimento, podem submeter os remanescentes a valores de correntes mais elevados, cabendo a TRANSMISSORA identificar as correntes máximas que poderão ocorrer nos seus equipamentos, desde a data de entrada em operação até o ano horizonte de planejamento, por meio de estudo específico descrito no item 1.8 deste anexo técnico. 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 de carregamento da linha de transmissão estabelecidas nos itens e Capacidade de curto-circuito Os equipamentos e demais instalações da subestação em 500 kv Ribeiro Gonçalves devem suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir: Corrente de curto-circuito nominal: 50 ka Valor de crista da corrente suportável nominal: 130 ka (fator de assimetria de 2,6) Os equipamentos e demais instalações das subestações em 230 kv Ribeiro Gonçalves e Balsas devem suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuito simétrica 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 das subestações em 69 kv Ribeiro Gonçalves e Balsas devem suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas 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 definidos pode ser necessário em função dos resultados dos estudos, considerando inclusive o ano horizonte de planejamento, a serem realizados pela TRANSMISSORA, conforme descrito no item 1.8 desse anexo técnico. Sistema de Aterramento O projeto das subestações deve atender ao critério de um sistema solidamente aterrado Suportabilidade (a) Tensão em regime permanente O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos para a condição de operação em regime permanente deve considerar o valor máximo de tensão de 550 kv para a tensão nominal de 500 kv e de 242 kv para a tensão nominal de 230 kv. O dimensionamento dos equipamentos conectados às extremidades das linhas de transmissão deve observar o disposto no item , quando aplicável. (b) Isolamento sob poluição VOL. III - Fl. 20 de 615

21 (c) As instalações devem ser isoladas de forma a atender, sobretensão operativa máxima, às características de poluição da região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815 Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions. Proteção contra descargas atmosféricas O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deve ser dimensionado de forma a assegurar um risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 anos. Além disso, deve-se assegurar que não haja falha de blindagem nas instalações para correntes superiores a 2 ka. Caso existam edificações, as mesmas devem atender às prescrições da Norma Técnica NBR Efeitos de campos (a) Efeito corona Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não devem apresentar efeito corona visual em 90% do tempo para as condições atmosféricas predominantes na região da subestação. A tensão mínima fase-terra eficaz para início e extinção de corona visual a ser considerada 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) ou (b) Rádio interferência O valor da tensão de rádio interferência externa à subestação não deve exceder μv/m a khz, com 1,1 vezes a tensão nominal do sistema REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS Disjuntores (a) Os disjuntores de 500 kv deverão ser especificados com um fator de primeiro pólo compatível com as solicitações identificadas pelos estudos da TRANSMISSORA (vide item 1.8). Este fator poderá ser superior ao valor normatizado de 1,3. (b) O ciclo de operação dos disjuntores deve atender aos requisitos das normas aplicáveis. (c) 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. VOL. III - Fl. 21 de 615

22 (d) (e) (f) (g) (h) (i) (j) (k) 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. Os disjuntores devem ser dimensionados respeitando os valores mínimos de corrente de curtocircuito nominal (corrente simétrica de curto-circuito) e valor de crista da corrente suportável nominal (corrente assimétrica de curto-circuito) dispostos no item b. Fatores de assimetria superiores ao indicado poderão ser necessárias, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 1.8 deste anexo técnico. Os disjuntores devem ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de discrepância de pólos e acionamento monopolar. O ciclo de operação nominal deve ser compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar e monopolar. Caberá à nova TRANSMISSORA fornecer disjuntores com resistores de pré-inserção ou com mecanismos de fechamento ou abertura controlados, quando necessário. Os disjuntores devem ser especificados para operar quando submetidos às solicitações de manobra determinadas nos estudos previstos no item O disjuntor deve manobrar linhas à vazio sem reacendimento do arco. 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 freqüência de 60 Hz, para os disjuntores dos pátios de 500 kv. O correspondente valor para os pátios de 230 kv é 339 kv à freqüência de 60 Hz. Valores superiores a estes podem ser necessários, caso os estudos definidos no item 1.8 assim o determinem. Para os pátios de 69 kv 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 119,5 kv à freqüência de 60 Hz. 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 (l) 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 de usinas geradoras, especial atenção deve ser dada à determinação da constante de tempo a ser especificada 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 nestas condições de defeito; (m) Capacidade de manobrar outros equipamentos / 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; (n) (o) 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; 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. VOL. III - Fl. 22 de 615

23 (p) 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 Seccionadoras, lâminas de terra e chaves de aterramento Estes equipamentos devem atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes de efetuar as manobras listadas no item As seccionadoras devem ser especificadas com, pelo menos, a mesma corrente nominal utilizada pelos disjuntores deste empreendimento, aos quais estejam associadas. A TRANSMISSORA deve especificar o valor de crista da corrente suportável nominal (corrente de curto-circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta duração (corrente de curto simétrica) respeitando os valores mínimos dispostos no item b. Fatores de assimetria superiores ao indicado em b poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 1.8 deste anexo técnico. As lâminas de terra e chaves de aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas de capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC Esses equipamentos devem ser dimensionados considerando a relação X/R do ponto do sistema onde serão instalados Pára-raios Deverão ser instalados pára-raios nas entradas de linhas de transmissão, nas conexões de unidades transformadoras de potência, de reatores em derivação e de bancos de capacitores não autoprotegidos. Os pára-raios devem ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), adequados para instalação externa. Os pára-raios devem ser especificados com uma capacidade de dissipação de energia suficiente para fazer frente a todas as solicitações identificadas nos estudos descritos no item 1.8 deste anexo técnico. A TRANSMISSORA deverá informar, ainda na fase de projeto básico, em caso de indisponibilidade dos dados finais do fornecimento, os valores de catálogo da família do pára-raios escolhido para posterior utilização no empreendimento 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 TPY ou TPZ, conforme estabelecido na Norma IEC (Instrument transformers - part 6: Requirements for protective current transformers for transient performance), considerando a VOL. III - Fl. 23 de 615

24 constante de tempo primária (relação X/R) do ponto de instalação e o ciclo de religamento previsto, para que esses núcleos não saturem durante curto-circuitos e religamentos rápidos. 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 b. Fatores de assimetria superiores ao indicado em b poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos nos item 1.8 deste anexo técnico Unidades transformadoras de potência (autotransformadores ou transformadores bancos monofásicos ou trifásicos) Deverá ser previsto espaço para três bancos de autotransformadores monofásicos 500/230 kv, e três transformadores trifásicos 230/69 kv na SE Ribeiro Gonçalves, cada um com potência nominal de 300 e 50 MVA respectivamente, sendo apenas um de cada relação de tensão para instalação imediata, os quais fazem parte deste leilão. Também deverá instalado de imediato na SE Ribeiro Gonçalves uma unidade de autotransformador reserva de 500/230kV, com potência nominal de 100MVA. Deverá ser previsto espaço para três transformadores trifásicos 230/69 kv, na SE Balsas, cada um com potência nominal de 100 MVA, sendo apenas um para instalação imediata, o qual faz parte deste leilão. As características das unidades transformadoras encontram-se especificadas no anexo A do relatório R2, listado no item 2.1. (a) Potência Nominal As unidades transformadoras monofásicas da SE Ribeiro Gonçalves deverão ser especificadas com potência nominal de 100 MVA, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tape especificado. As unidades transformadoras trifásicas da SE Ribeiro Gonçalves deverão ser especificadas com potências nominais de 50 MVA, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tape especificado. As unidades transformadoras trifásicas da SE Balsas deverão ser especificadas com potências nominais de 100 MVA, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tape especificado. (b) Comutação O comutador de derivação em carga deve ser projetado, fabricado e ensaiado de acordo com a publicação IEC-214 On Load Tap Changers. As unidades transformadoras devem ser providas de comutadores de derivação em carga. A TRANSMISSORA definirá o enrolamento onde serão instalados os comutadores, cuja atuação deve ser no sentido de controlar a tensão nos barramentos de 230 kv e 69 kv na SE Ribeiro Gonçalves e 69 kv na SE Balsas. Deve ser especificada a faixa de derivações de tape de no mínimo ±10% da tensão nominal, com 19 posições de ajuste. VOL. III - Fl. 24 de 615

25 (c) Condições operativas As unidades transformadoras 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 de sua vida útil, em conformidade com os procedimentos da Resolução Normativa ANEEL nº 513, de 16 de setembro de Também, devem ser capazes de operar com as suas potências nominais, em regime permanente, para toda a faixa operativa de tensão da rede básica, tanto no primário quanto no secundário, com ou sem comutadores de derivações, sejam eles em carga ou não. Caso a unidade transformadora possua comutadores de derivações, em carga ou não, eles devem poder operar para a referida faixa operativa, em todas as posições dos comutadores. Deve ser possível energizar as unidades transformadoras sem restrições, tanto pelo enrolamento primário quanto pelo secundário, para toda a faixa de tensão operativa. As unidades transformadoras devem ser adequadas para operação em paralelo nos respectivos terminais de alta e baixa tensão. As unidades transformadoras de potência devem ser capazes de suportar o perfil de sobreexcitação em vazio a 60 Hz, de acordo com a Tabela 06 em qualquer derivação de operação. Tabela 06 Sobreexcitação em vazio a 60 Hz, em qualquer derivação Período (segundos) Tensão de derivação (pu) 10 1, , , ,15 (d) Impedâncias O valor da impedância entre o enrolamento primário e secundário deve ser compatível com o sugerido nos estudos de sistema, disponibilizados na documentação anexa a este Edital. Estes estudos devem ser detalhados pela TRANSMISSORA quando da execução do projeto básico, observando-se, no entanto, o valor máximo de impedância de 10,65% na base nominal das unidades transformadoras de 500/230kV e de 13% para as unidades transformadoras de 230/69kV, salvo quando indicado pelos estudos. Os valores de impedância devem estar referenciados à temperatura de 75 C. (e) Perdas O valor das perdas máximas para autotransformadores monofásicos ou trifásicos de qualquer potência deve ser inferior ou igual a 0,3% da potência nominal na operação primáriosecundário. No caso de transformadores trifásicos ou monofásicos de potência trifásica nominal superior a 5 MVA e de tensão nominal do enrolamento de alta tensão igual ou superior a 230 kv, as perdas máximas entre o primário e o secundário devem atender à tabela abaixo. VOL. III - Fl. 25 de 615

ANEXO 6B LOTE B. LINHA DE TRANSMISSÃO 500 kv ORIXIMINÁ JURUPARI. LINHAS DE TRANSMISSÃO 230 kv JURUPARI LARANJAL LARANJAL MACAPÁ

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