ANEXO 6C LOTE C. LINHA DE TRANSMISSÃO 500 kv BOM DESPACHO 3 OURO PRETO 2 CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO

ANEXO 6C LOTE C LINHA DE TRANSMISSÃO 500 kv BOM DESPACHO 3 OURO PRETO 2 CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO VOL. IV - Fl. 191 de 615

ÍNDICE 1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES... 194 1.1 INTRODUÇÃO...194 1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL...194 1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA...195 1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS...196 1.1.4 REQUISITOS GERAIS...196 1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO - LT...197 1.2.1 REQUISITOS GERAIS...197 1.2.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS...197 1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS...197 1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS...201 1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS...203 1.3 SUBESTAÇÕES - SE...205 1.3.1 REQUISITOS GERAIS...205 1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS...207 1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO...211 1.4.1 DEFINIÇÕES BÁSICAS...211 1.4.2 REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES 212 1.4.3 REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO...212 1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO...213 1.4.5 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE AUTOTRANSFORMADORES E TRANSFORMADORES...218 1.4.6 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES EM DERIVAÇÃO...221 1.4.7 SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS...222 1.4.8 SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR...223 1.4.9 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO...224 1.4.10 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE...225 1.4.11 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO...225 1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE...228 1.5.1 INTRODUÇÃO...228 1.5.2 REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES...228 1.5.3 REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À REDE DE OPERAÇÃO 231 1.5.4 REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS...237 1.5.5 ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS...243 1.5.6 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS INSTALAÇÕES (SUBESTAÇÕES) COMPARTILHADAS DA REDE DE OPERAÇÃO....246 1.5.7 AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE...246 1.5.8 REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE.248 1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES...250 1.6.1 REQUISITOS GERAIS...250 VOL. IV - Fl. 192 de 615

1.6.2 REQUISITOS FUNCIONAIS...250 1.6.3 REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES...251 1.6.4 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES...251 1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES...255 1.7.1 REQUISITOS GERAIS...255 1.7.2 REQUISITOS TÉCNICOS DE TELECOMUNICAÇÕES PARA A TELEPROTEÇÃO...257 1.7.3 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ...258 1.7.4 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS...259 1.8 DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESSE ANEXO TÉCNICO...261 1.8.1 TENSÃO OPERATIVA...261 1.8.2 CRITÉRIOS PARA AS CONDIÇÕES DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO...262 1.8.3 CRITÉRIOS PARA MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE ATERRAMENTO...266 1.8.4 CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE DISJUNTORES SOB CONDIÇÕES DE MANOBRA...266 1.8.5 ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES...267 2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO... 268 2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO...268 2.1.1 RELATÓRIOS...268 2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES...268 2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES...268 2.3.1 SUBESTAÇÃO BOM DESPACHO 3...268 2.3.2 SUBESTAÇÃO OURO PRETO 2...268 3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO... 269 3.1 GERAL...269 3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL...269 4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS... 270 4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA...270 4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES...270 4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO...270 4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO...270 4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS....271 4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES:...272 4.5 PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO:...272 5 CRONOGRAMA... 273 5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A)...274 5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B)...275 VOL. IV - Fl. 193 de 615

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES 1.1 INTRODUÇÃO 1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL O crescimento significativo da economia mineira tem provocado um aumento substancial do mercado na área Minas Gerais, resultando em dificuldades operativas para manter o sistema dentro dos padrões mínimos de qualidade, segurança e confiabilidade. A violação do critério n-1 tem levado à necessidade de despacho da geração térmica (UTE Igarapé e Ibiritermo) para atendimento às restrições de sistema e, conseqüentemente, ao pagamento de encargos de sistema pelos agentes do SIN. Como uma das obras de reforço necessárias para proporcionar uma nova rota de injeção para a região Mantiqueira do estado, de forma a garantir níveis adequados de atendimento, levando em conta o crescimento de carga previsto para os consumidores industriais, foi definida a Linha de Transmissão Bom Despacho 3 Ouro Preto 2, em 500 kv. A figura 1, a seguir, apresenta o diagrama eletrogeográfico da região. LT B.Despacho 3 O. Preto 2 NEVES 1 VESPASIANO 2 MESQUITA JAGUARA B.DESPACHO 3 SGPARÁ 180 km BARREIRO TAQUARIL VITÓRIA OURO PRETO 2 L.C.BARRETO ESTREITO PIMENTA 25 km Congonhas 25 km LAFAIETE 1 M.MORAES 500 kv 345 kv 230 kv 138 kv FURNAS Lavras ITUTINGA S. J. del Rei BARBACENA 2 S.DUMONT 2 3 km 1 km 22 km 45 km S.DUMONT 42 km JFORA 7 BMP-WM JUIZ DE FORA 1 ADRIANOPOLIS Região Mantiqueira Figura 1 Mapa eletrogeográfico do sistema de transmissão da região VOL. IV - Fl. 194 de 615

1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA A configuração básica é caracterizada pelos empreendimentos listados nas Tabelas 1 e 2 a seguir. A linha de transmissão consta da Tabela 1, enquanto que as subestações constam da Tabela 2. TABELA 1 LINHAS DE TRANSMISSÃO Origem Destino Circuito Tensão (kv) km Bom Despacho 3 Ouro Preto 2 Simples 500 180 TABELA 2 SUBESTAÇÕES SUBESTAÇÃO kv EQUIPAMENTO Bom Despacho 3 500 Ouro Preto 2 500 1 entrada de linha em arranjo disjuntor e meio 1 banco de reatores de linha manobráveis (3+1) x 33,33 Mvar 1 conexão de reator manobrável na linha para a SE Ouro Preto 2 1 entrada de linha em arranjo disjuntor e meio 1 interligação de barras em arranjo disjuntor e meio Na subestação Ouro Preto 2 deverá ser realizado pela concessionária proprietária da subestação a transferência da conexão do banco de reatores existente, com 3 unidades monofásicas de 33,33 MVAr, em 525 kv, manobráveis, da barra para a saída da Linha de Transmissão Bom Despacho 3 Ouro Preto 2, em 500 kv. A configuração básica supracitada se constitui na alternativa de referência. Os requisitos técnicos deste ANEXO 6C 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); A localização das subestações Bom Despacho 3 e Ouro Preto 2; Distribuição de fluxo de potência em regime permanente. O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nas Tabelas 1 e 2. Estão incluídos no empreendimento os equipamentos terminais de manobra, proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, ainda que não expressamente indicados neste ANEXO 6C. VOL. IV - Fl. 195 de 615

1.1.3 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 6C. Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE, ANATEM/ANAT0 no site da Empresa de Pesquisa Energética EPE (www.epe.gov.br). 1.1.4 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 6C e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reserva. VOL. IV - Fl. 196 de 615

1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO - LT 1.2.1 REQUISITOS GERAIS Não aplicado 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 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 2. 1.2.2.2 Capacidade de corrente A Linha de Transmissão Bom Despacho 3 Ouro Preto 2, em 500 kv, deve ter capacidade operativa de longa duração de 2.825 A. 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 3.560 A. 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. 1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS 1.2.3.1 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 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 2002. VOL. IV - Fl. 197 de 615

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. 1.2.3.2 Definição da capacidade de condução de corrente dos acessórios, conexões e demais componentes que conduzem corrente 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. 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 às malhas 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. Devem-se considerar nível de curto-circuito de 50 ka no barramento de 500 kv das subestações terminais da linha de transmissão. 1.2.3.4 Perda Joule nos cabos condutor 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 0,0250 Ω/km. A perda Joule nos cabos pára-raios deve ser inferior a 5% das perdas no cabo condutor para qualquer condição de operação. 1.2.3.5 Desequilíbrio 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. VOL. IV - Fl. 198 de 615

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. 1.2.3.6 Tensão máxima operativa A tensão máxima operativa da linha de transmissão para a classe de tensão correspondente está indicada na Tabela 3. TABELA 3 TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA Classe de tensão [kv] Tensão máxima operativa [kv] 230 242 345 362 440 460 500 e 525 550 1.2.3.7 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 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 4 Risco máximo de falha por circuito em manobras de energização e religamento VOL. IV - Fl. 199 de 615

. Manobra Risco de falha (adimensional) Fase-terra Fase-fase Energização 10 3 10 4 Religamento 10 2 10 3 Tabela 4 Risco máximo de falha por circuito em manobras de energização e religamento Manobra Risco de falha (adimensional) Fase-terra Fase-fase Energização 10 3 10 4 Religamento 10 2 10 3 (c) Desempenho a descargas atmosféricas Para o nível de 500 kv, o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser inferior ou, no máximo, igual a um desligamento 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. 1.2.3.8 Emissão eletromagnética Os efeitos tratados nas alíneas (a) a (d) devem ser verificados à tensão máxima operativa da linha indicada na Tabela 3: (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 norma 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. IV - Fl. 200 de 615

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 linha de transmissão 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. 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 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. 1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS 1.2.4.1 Confiabilidade O projeto mecânico da linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60826 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 60826. Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 250 anos. 1.2.4.2 Parâmetros de vento 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. VOL. IV - Fl. 201 de 615

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) e 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 1.2.4.1, 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 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 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 1.2.4.1, 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 5422. 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 1.2.4.4. (c) Estado de referência A distância mínima ao solo do condutor (clearance) deve ser verificada sem considerar a pressão de vento atuante. 1.2.4.4 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 VOL. IV - Fl. 202 de 615

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. 1.2.4.5 Cargas mecânicas sobre as estruturas O projeto mecânico de uma linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60826. 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 2002. 1.2.4.6 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 de fundação, seja no aspecto de sensibilidade, de expansibilidade, seja de colapsividade, levando-se em conta a sazonalidade.. 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. 1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS VOL. IV - Fl. 203 de 615

1.2.5.1 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. 1.2.5.2 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 transmissão e o bom funcionamento do sistema de aterramento ao longo da vida útil da linha de transmissão. 1.2.5.3 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. IV - Fl. 204 de 615

1.3 SUBESTAÇÕES - SE 1.3.1 REQUISITOS GERAIS 1.3.1.1 Informações básicas A TRANSMISSORA deve desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição das características e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que os mesmos serão conectados ao sistema existente. Todos os equipamentos devem ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado. Nas subestações, a configuração básica deve contemplar equipamentos com características elétricas básicas similares ou superiores às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos listados no 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 da. Devem ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações das subestações existentes de 500 kv Bom Despacho 3 e Ouro Preto 2. Na subestação existente Bom Despacho 3 deverão ser realizadas as obras necessárias de infra estrutura, descritas no módulo geral Resolução ANEEL n o 191, de 12 de dezembro de 2005, como terraplenagem, drenagem, malha de terra, dentre outras, para a instalação, manutenção e operação do módulo de entrada de linha e do banco de reatores monofásicos manobráveis com sua respectiva conexão. Na subestação existente Ouro Preto 2 deverão ser realizadas as obras necessárias de infra estrutura, descritas no módulo geral Resolução ANEEL n o 191, de 12 de dezembro de 2005, como terraplenagem, drenagem, malha de terra, dentre outras, para a instalação, manutenção e operação do módulo de entrada de linha e da interligação de barras. Nessa subestação deverá ser realizada pela concessionária proprietária da subestação a transferência da conexão do reator 500 kv existente da barra para a saída da Linha de Transmissão Bom Despacho 3 Ouro Preto 2, em 500 kv. 1.3.1.2 Arranjo de barramentos O arranjo de barramentos das subestações 500 kv Bom Despacho 3 e Ouro Preto 2 é do tipo disjuntor e meio. As novas conexões a essas subestações devem atender a esse requisito. 1.3.1.3 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 de subestação existente, se a máxima corrente verificada for inferior à capacidade do barramento, o trecho de barramento associado a esse empreendimento deve ser compatível com o existente. VOL. IV - Fl. 205 de 615

(b) (c) 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 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 secionadoras, disjuntor, TCs e bobinas de bloqueio) devem suportar, no mínimo, as condições de carregamento da linha de transmissão estabelecidas nos itens 1.2.2.2 e 1.2.3.1. Capacidade de curto-circuito Os equipamentos e demais instalações das subestações Bom Despacho 3 e Ouro Preto 2, devem suportar, no mínimo, nos pátios de 500 kv, 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) 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. 1.3.1.4 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 de 500 kv. (b) Isolamento sob poluição 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. (c) 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. VOL. IV - Fl. 206 de 615

Caso existam edificações, as mesmas devem atender às prescrições da Norma Técnica NBR5419. 1.3.1.5 Efeitos de campos (a) Efeito corona Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não 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 no projeto para os pátios de 500 kv é de 350 kv. (b) Rádio interferência O valor da tensão de rádio interferência externa à subestação não deve exceder 2.500 μv/m a 1.000 khz, com 1,1 vezes a tensão nominal do sistema. 1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS 1.3.2.1 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. (d) (e) (f) (g) (h) (i) (j) 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 curto circuito nominal (corrente simétrica de curto-circuito) e valor de crista da corrente suportável nominal (corrente assimétrica de curto-circuito) dispostos no item 1.3.1.3 (b). Relações de assimetria superiores a indicada em 1.3.1.3 (b) poderão ser necessárias, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela própria TRANSMISSORA, descritos nos 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 1.8.4. O disjuntor deve manobrar linhas a 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 VOL. IV - Fl. 207 de 615

(k) dos pátios de 500 kv. Valores superiores a estes podem ser necessários, caso os estudos definidos no item 1.8 assim o determinem. 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. (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 a 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) (p) 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. 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.. 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 de efetuar as manobras listadas no item 1.8.3. 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 1.3.1.3 (b). Fatores de assimetria superiores ao indicado em 1.3.1.3 (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 62271-102. Esses equipamentos devem ser dimensionados considerando a relação X/R do ponto do sistema onde serão instalados. VOL. IV - Fl. 208 de 615

1.3.2.3 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. 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 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. Para a especificação dos núcleos de proteção dos transformadores de corrente deve-se considerar a relação X/R do ponto de instalação, para que esses núcleos não saturem durante curtos-circuitos e religamentos rápidos (IEEE 76 CH1130-4 Transient response of current transformers e IEC 44-6 Instrument transformers - part 6: Requirements for protective current transformers for transient performance). 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 1.3.1.3 (b). Fatores de assimetria superiores a indicada em 1.3.1.3 (b) poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela própria TRANSMISSORA, descritos no item 1.8 deste anexo técnico. 1.3.2.5 Unidades Transformadoras de Potência Não se aplica 1.3.2.6 Reatores em Derivação (a) Potência Deverá ser instalado na subestação Bom Despacho 3, 1 (um) banco de reatores monofásicos de linha manobráveis de 100 MVAr, sendo 3 unidades monofásicas de 33,33 MVAr e uma unidade reserva de de 33,33 MVAr. (b) Tolerâncias Serão admitidas as seguintes tolerâncias do reator: Impedância: ± 2% por fase em relação ao valor especificado e não devendo afastar-se 1% do valor médio medido das três fases das unidades; VOL. IV - Fl. 209 de 615

(c) Esquemas de aterramento Os bancos de reatores poderão considerar os seguintes esquemas de aterramento: Estrela solidamente aterrada; Estrela aterrada através de impedância. Caso seja necessário o uso de impedância de aterramento, o isolamento do neutro do reator deve ser dimensionado considerando esse equipamento. (d) Perdas O valor médio das perdas totais, à tensão nominal de operação e freqüência 60 Hz, deve ser inferior a 0,3 % da potência nominal do reator. (e) Suportabilidade a Sobretensões O equipamento deve ser capaz de suportar os níveis de sobretensões transitórias e temporárias definidos pelos estudos de sistema. (f) Característica V x I Deve ser definida por estudos de sistema e engenharia (g) Isolamento do Neutro Para a viabilização da implementação do religamento monopolar, a necessidade da utilização de reatores de neutro, o isolamento do reator deve ser especificado de forma a permitir a conexão desses reatores. 1.3.2.7 Instalações abrigadas Todos os instrumentos, painéis e demais equipamentos dos sistemas de proteção, comando, supervisão e telecomunicação devem ser abrigados e projetados segundo as normas aplicáveis, de forma a garantir o perfeito desempenho destes sistemas e sua proteção contra desgastes prematuros. Em caso de edificações, é de responsabilidade da TRANSMISSORA seguir as posturas municipais aplicáveis e as normas de segurança do trabalho. 1.3.2.8 Equipamentos localizados em entradas de linhas Equipamentos localizados nas extremidades de linha e que possam ficar energizados após a manobra da mesma no terminal em vazio, tais como reatores de linha, disjuntores, secionadores e transformadores de potencial, deverão ser dimensionados para suportar por uma hora as sobretensões à freqüência industrial de acordo com a Tabela 7: TABELA 7 TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL NA EXTREMIDADE DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO 1HORA APÓS MANOBRA (KV) Tensão nominal Tensão sustentada 230 253 345 398 500/525 600 VOL. IV - Fl. 210 de 615

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO 1.4.1 DEFINIÇÕES BÁSICAS COMPONENTE DO SISTEMA DE POTÊNCIA ou COMPONENTE: é todo equipamento ou instalação delimitado por disjuntores, elos fusíveis ou religadores automáticos. Uma exceção existe para reator shunt de LINHA DE TRANSMISSÃO que também é classificado como COMPONENTE, mesmo sem disjuntor próprio. SISTEMA: quando aplicado à proteção, à supervisão e controle ou a telecomunicações, significa o conjunto de equipamentos e funções requeridas e necessárias para seu desempenho adequado na operação da instalação e da REDE BÁSICA. SISTEMA DE PROTEÇÃO: conjunto de equipamentos composto por relés de proteção, relés auxiliares, equipamentos de teleproteção e acessórios destinados a realizar a proteção em caso de falhas elétricas, tais como curtos-circuitos, e de outras condições anormais de operação dos COMPONENTES de um sistema elétrico (LINHAS DE TRANSMISSÃO, barramentos e equipamentos). PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA: destina-se a detectar e eliminar, seletivamente e sem retardo de tempo intencional, falhas que ocorram apenas no COMPONENTE protegido. São exemplos os esquemas com comunicação direta relé a relé, os esquemas de teleproteção, as proteções diferenciais, os esquemas de comparação de fase etc. PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA: destina-se a detectar e eliminar falhas que ocorram no COMPONENTE protegido e a fornecer proteção adicional para os COMPONENTES adjacentes. Em sua aplicação como PROTEÇÃO DE RETAGUARDA, sua atuação é coordenada com a atuação das proteções dos equipamentos adjacentes por meio de retardo de tempo intencional. São exemplos as proteções de sobrecorrente e as proteções de distância. PROTEÇÃO DE RETAGUARDA: destina-se a atuar quando da eventual falha de outro SISTEMA DE PROTEÇÃO. Quando esse SISTEMA está instalado no mesmo local do SISTEMA DE PROTEÇÃO a ser coberto, trata-se de retaguarda local; quando está instalado em local diferente daquele onde está o SISTEMA DE PROTEÇÃO a ser coberto, trata-se de retaguarda remota. PROTEÇÃO PRINCIPAL: esquema de proteção composto por um SISTEMA de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e um SISTEMA de PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA. PROTEÇÃO ALTERNADA: esquema composto por um SISTEMA DE PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e por um SISTEMA de PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA, funcionalmente idêntico à PROTEÇÃO PRINCIPAL e completamente independente desta. PROTEÇÃO INTRÍNSECA: conjunto de dispositivos de proteção normalmente integrados aos equipamentos, tais como relés de gás, válvulas de alívio de pressão, sensores de temperatura, sensores de nível etc. SIR: relação entre a impedância de fonte e a impedância da LINHA DE TRANSMISSÃO (SIR), é definida por meio da divisão da impedância da fonte atrás do ponto de aplicação de um relé pela impedância total da LINHA DE TRANSMISSÃO protegida: SIR = ZS / ZL Onde, ZS = Impedância da Fonte e ZL = Impedância da LINHA DE TRANSMISSÃO VOL. IV - Fl. 211 de 615

COMPRIMENTO RELATIVO DE LINHA DE TRANSMISSÃO: determinado em função do SIR e utilizado para a seleção do tipo de proteção mais indicado. No âmbito do presente Anexo Técnico, as LINHAS DE TRANSMISSÃO classificam-se como: LINHAS DE TRANSMISSÃO curtas, as que apresentam SIR > 4; LINHAS DE TRANSMISSÃO longas, as que apresentam SIR 0,5. 1.4.2 REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES Os requisitos técnicos e as características funcionais aqui apresentados referem-se aos seguintes SISTEMAS funcionalmente distintos: a) SISTEMAS DE PROTEÇÃO (SP); b) SISTEMAS de registro de perturbações (SRP); e c) SISTEMAS de telecomunicação (ST). Cada SISTEMA (proteção, registradores de perturbações e telecomunicações) deve ser integrado no nível da instalação para permitir o acesso local ou remoto de todos os seus dados, ajustes, registros de eventos, grandezas de entradas e outras informações. Essa integração não deve impor restrições à operação dos COMPONENTES primários da instalação. No caso de implantação de um novo vão em INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, os SISTEMAS devem ser compatibilizados com os já instalados. Todos os equipamentos e SISTEMAS devem ter automonitoramento e autodiagnóstico, com bloqueio automático da atuação quando houver defeito e com sinalização local e remota de falha e defeito. Os SISTEMAS devem ter arquitetura aberta e utilizar protocolos de comunicação descritos em norma, de forma a não impor restrições a AMPLIAÇÕES futuras DA REDE BÁSICA e à integração com SISTEMAS e equipamentos de outros fabricantes. Os SISTEMAS devem ter recursos que possibilitem a intervenção das equipes de manutenção sem desligamento de COMPONENTES primários. Os materiais e equipamentos a serem utilizados devem ser projetados, fabricados, montados e ensaiados em conformidade com as últimas revisões das normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT no que for aplicável, e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da International Electrotechnical Commission IEC ou da American National Standards Institute ANSI, nessa ordem de preferência. Todos os equipamentos e SISTEMAS digitais devem atender aos requisitos das normas para compatibilidade eletromagnética aplicáveis, conforme as Normas citadas, nos graus de severidade adequados para instalação em subestações de extra-alta-tensão. 1.4.3 REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO Todo COMPONENTE, exceção feita aos barramentos, deve ser protegido localmente por dois SISTEMAS DE PROTEÇÃO completamente independentes. Excetuando-se os barramentos, a proteção dos COMPONENTES deve ser concebida de maneira a não depender de PROTEÇÃO DE RETAGUARDA remota no SISTEMA DE TRANSMISSÃO. Para os barramentos deve ser prevista PROTEÇÃO DE RETAGUARDA remota para cobertura de eventual indisponibilidade de sua única proteção. VOL. IV - Fl. 212 de 615