CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO

ANEXO 6G LOTE G INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO COMPOSTAS PELA SE 230/138 KV CASTANHAL SE 230/138 KV TOMÉ-AÇU E PELA LT 230 KV VILA DO CONDE TOMÉ-AÇU C2 CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO VOL. III - Fl. 1 de 68

ÍNDICE 1. DESCRIÇÃO... 7 1.1. DESCRIÇÃO GERAL... 7 1.2. CONFIGURAÇÃO BÁSICA... 7 1.3. DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS... 9 1.4. REQUISITOS GERAIS... 9 1.5. REQUISITOS TÉCNICOS NO CASO DE SECCIONAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO... 9 2. LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA LTA... 11 2.1. REQUISITOS GERAIS...11 2.2. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS...11 2.2.1. PARÂMETROS ELÉTRICOS...11 2.2.2. CAPACIDADE DE CORRENTE...11 2.2.3. REQUISITOS ELÉTRICOS...11 2.2.4. REQUISITOS MECÂNICOS...17 2.2.5. REQUISITOS ELETROMECÂNICOS...20 3. LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE SUBTERRÂNEA LTAS... 21 4. LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA LTS... 21 5. SUBESTAÇÕES... 22 5.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS...22 5.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES...23 5.3. CAPACIDADE DE CORRENTE...23 5.4. SUPORTABILIDADE...24 5.5. EFEITOS DE CAMPOS...25 5.6. INSTALAÇÕES ABRIGADAS...25 6. EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO... 27 6.1. DISJUNTORES...27 6.2. SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO...28 6.3. PARA-RAIOS...28 6.4. TRANSFORMADORES DE CORRENTE E POTENCIAL...29 6.5. UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA...29 6.6. TRANSFORMADOR DEFASADOR...32 VOL. III - Fl. 2 de 68

6.7. REATORES EM DERIVAÇÃO...32 6.8. TRANSFORMADOR DE ATERRAMENTO...32 6.9. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE...32 6.10. CAPACITORES EM DERIVAÇÃO...32 6.11. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS - CER...32 6.12. COMPENSADOR SÍNCRONO...32 6.13. EQUIPAMENTOS LOCALIZADOS EM ENTRADAS DE LINHA...32 6.13.1. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA EM VAZIO...32 6.13.2. TENSÃO MÁXIMA EM REGIME A 60 HZ APLICADA SOB CARGA EM TERMINAIS COM CAPACITORES SÉRIE...32 7. SISTEMAS DE PROTEÇÃO... 33 7.1. DEFINIÇÕES BÁSICAS...33 7.2. REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES...34 7.3. REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO...34 7.4. LINHA DE TRANSMISSÃO...34 7.4.1. GERAL...34 7.4.2. ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO...34 7.4.3. LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV...34 7.4.4. LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL DE 230 KV...34 7.4.5. LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU INFERIOR A 138 KV...34 7.4.6. ESQUEMAS DE RELIGAMENTO AUTOMÁTICO...34 7.4.7. FUNÇÃO PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO...34 7.5. REQUISITOS PARA VERIFICAÇÃO DE SINCRONISMO MANUAL....34 7.6. TRANSFORMADORES OU AUTOTRANSFORMADORES...34 7.6.1. TRANSFORMADORES CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO NOMINAL É IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV...35 7.6.2. TRANSFORMADORES OU AUTOTRANSFORMADORES CUJO MAIS ALTO NÍVEL DE TENSÃO NOMINAL É 230 KV 35 7.7. TRANSFORMADORES DE ATERRAMENTO...35 7.8. REATORES EM DERIVAÇÃO...35 7.9. CAPACITORES EM DERIVAÇÃO...35 7.10. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE...35 7.11. BANCOS DE FILTROS...35 7.12. COMPENSADOR ESTÁTICO...35 7.13. COMPENSADORES SÍNCRONOS...35 7.14. BARRAMENTOS COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 138 KV...35 7.15. FALHA DE DISJUNTOR COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 138 KV...35 7.16 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO...35 VOL. III - Fl. 3 de 68

8. SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE... 38 8.1. INTRODUÇÃO...38 8.2. REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES...38 8.2.1. REQUISITOS GERAIS...38 8.2.2. INTERLIGAÇÃO DE DADOS...38 8.2.3. RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES...38 8.3. REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À REDE DE OPERAÇÃO...38 8.3.1. INTERLIGAÇÃO DE DADOS...39 8.3.2. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA A SUPERVISÃO DO SISTEMA ELÉTRICO...39 8.3.3. INFORMAÇÕES E TELECOMANDOS REQUERIDOS PARA O CONTROLE AUTOMÁTICO DE GERAÇÃO (CAG) 39 8.3.4. TELECOMANDOS REQUERIDOS PARA O CONTROLE AUTOMÁTICO DE TENSÃO...39 8.3.5. REQUISITOS DE QUALIDADE DA INFORMAÇÃO...39 8.4. REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS...39 8.4.1. INFORMAÇÕES REQUERIDAS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS...39 8.4.2. REQUISITOS DE QUALIDADE DOS EVENTOS...39 8.5. ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS...39 8.6. ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO....41 8.7. REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE CONCESSIONÁRIO DA(S) INSTALAÇÃO(ÕES) (SUBESTAÇÃO(ÕES)) COMPARTILHADA(S) DA REDE DE OPERAÇÃO....42 8.8. AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE...42 8.9. REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE...42 9. REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES... 43 9.1. REQUISITOS GERAIS...43 9.2. REQUISITOS FUNCIONAIS...43 9.3. REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES 43 9.4. REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES...43 9.4.1. TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV...43 9.4.2. TERMINAIS DE LINHA DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL INFERIOR A 345 KV...43 9.4.3. BARRAMENTOS...43 9.4.4. TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO NOMINAL É IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV...43 9.4.5. TRANSFORMADORES/AUTOTRANSFORMADORES CUJO NÍVEL MAIS ALTO DE TENSÃO NOMINAL É INFERIOR A 345 KV 43 9.4.6. REATORES EM DERIVAÇÃO....43 9.4.7. BANCOS DE CAPACITORES SÉRIE...43 9.4.8. COMPENSADORES ESTÁTICOS DE REATIVOS (CER)...43 VOL. III - Fl. 4 de 68

9.4.9. BANCOS DE CAPACITORES EM DERIVAÇÃO...43 9.4.10. COMPENSADORES SÍNCRONOS...43 10. REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES... 44 10.1. REQUISITOS GERAIS...44 10.1.1. DISPONIBILIDADE...44 10.1.2. QUALIDADE...44 10.1.3. REQUISITOS DE CONFIGURAÇÃO DE VOZ E DE DADOS....44 10.1.4. SISTEMA DE ENERGIA...44 10.1.5. SUPERVISÃO...44 10.1.6. INFRAESTRUTURA...45 10.1.7. ÍNDICES DE QUALIDADE...45 10.1.8. CONTATO TÉCNICO...45 10.2. REQUISITOS TÉCNICOS DOS CANAIS PARA TELEPROTEÇÃO...45 10.3. TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV...45 10.4. TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO DE 230 E 138 KV...45 10.5. REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ...45 10.5.1. ENTRE SUBESTAÇÕES ADJACENTES...45 10.5.2. COM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL...46 10.5.3. SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL...46 10.5.4. OUTROS...47 10.6. REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS...47 10.6.1. SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA SUPERVISÃO E CONTROLE...47 10.6.2. COM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL...47 10.6.3. SEM CENTRO DE OPERAÇÃO LOCAL...48 10.6.4. RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES...48 10.6.5. OUTROS SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS...48 11. DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESTE ANEXO TÉCNICO... 49 11.1. TENSÃO OPERATIVA...49 11.2. SOBRETENSÃO ADMISSÍVEL PARA ESTUDOS A 60 HZ...50 11.3. CRITERIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS A 60 HZ...51 11.3.1. ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA...51 11.3.2. ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO...51 11.3.3. REJEIÇÃO DE CARGA...52 11.3.4. ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES...52 11.4. CRITÉRIOS E DIRETRIZES PARA A ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE TRANSITÓRIOS DE MANOBRA...53 11.4.1. ENERGIZAÇÃO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO...53 11.4.2. RELIGAMENTO TRIPOLAR DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO...53 11.4.3. RELIGAMENTO MONOPOLAR...54 VOL. III - Fl. 5 de 68

11.4.4. REJEIÇÃO DE CARGA...57 11.4.5. ESTUDOS DE TENSÃO DE RESTABELECIMENTO TRANSITÓRIA (TRT)...58 11.4.6. ESTUDOS DE ENERGIZAÇÃO DE TRANSFORMADORES...58 11.4.7. ESTUDOS DE MANOBRA DE BANCOS DE CAPACITORES...58 11.4.8. MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE ATERRAMENTO...58 11.5. OUTROS ESTUDOS...58 11.5.1. CAMPOS ELÉTRICOS E MAGNÉTICOS...59 11.5.2. ESTUDOS DE RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA...59 11.5.3. ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DOS COMPENSADORES ESTÁTICOS...59 11.5.4. ESTUDOS DE DIMENSIONAMENTO DA COMPENSAÇÃO SÉRIE...59 12. REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO... 59 13. DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO... 60 13.1. RELATÓRIOS DE ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO...60 13.1.1. ESTUDOS (RELATÓRIOS R1 E R2)...60 13.1.2. MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO (RELATÓRIOS R3)...60 13.1.3. CARACTERÍSTICAS DOS EQUIPAMENTOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES (RELATÓRIOS R4)...61 14. DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS... 62 14.1. ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA...62 14.2. PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES...62 14.3. PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO...63 14.4. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES...64 14.5. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE...64 14.6. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE PROTEÇÃO...64 14.7. PROJETO BÁSICO DO SISTEMA DE OSCILOGRAFIA DIGITAL...65 14.8. PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO...65 15. CRONOGRAMA... 65 15.1. CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABEL A)...67 15.2. CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B)...68 VOL. III - Fl. 6 de 68

1. DESCRIÇÃO 1.1. DESCRIÇÃO GERAL Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos das instalações de transmissão compostas por: Subestação Tomé-Açu 230/138 kv composta por 2 transformadores trifásicos de 100 MVA; Novo pátio de 138 kv na Subestação Castanhal composto por 2 transformadores trifásicos de 150 MVA; Linha de Transmissão Vila do Conde Tomé-Açu C2, circuito simples, em 230 kv, com aproximadamente 126 km de extensão; Seccionamento da Linha de Transmissão Vila do Conde Miltônia 3 nas imediações da Subestação Tomé-Açu e construção de 2 trechos de linha, circuito simples, em 230 kv, com aproximadamente 1 km de extensão cada trecho; A Linha de Transmissão Vila do Conde Miltônia 3 em 230 kv pertence ao consumidor livre Norsk Hydro Brasil Ltda. (Hydro), conforme a Resolução Autorizativa nº 819, de 13 de fevereiro de 2007, e está de acordo com o Decreto nº 5.597, de 28 de novembro de 2005, que regulamenta o acesso de consumidores livres às redes de transmissão de energia elétrica. 1.2. CONFIGURAÇÃO BÁSICA A configuração básica é caracterizada pelas instalações listadas nas Tabelas 1.2.1 e 1.2.2 a seguir. Tabela 1.2.1 Obras de linhas de transmissão Origem Destino Circuito Extensão (km) Tensão (kv) SE Vila do Conde SE Tomé-Açu Simples 126 230 SE Tomé-Açu Ponto do seccionamento 1 da LT Vila do Conde Miltônia 3 2 x Simples 2 x 1 230 1 Os trechos de linha e equipamentos associados ao seccionamento serão transferidos, sem ônus, um para Hydro e outro para Eletronorte, que ficarão responsáveis pela manutenção e operação. VOL. III - Fl. 7 de 68

Tabela 1.2.2 Obras de subestações Subestação Tensão (kv) Empreendimentos principais Vila do Conde 230 230 Tomé-Açu 138 230 Castanhal 138 1 Módulo de Infraestrutura Geral de Acessante MIG-A 1 Módulo de Infraestrutura de Manobra MIM 1 Entrada de Linha DJM 1 interligação de barras - DJM 1 Módulo de Infraestrutura Geral MIG 6 Módulos de Infraestrutura de Manobra - MIM 3 Entradas de Linha BD4 2 Transformadores trifásicos 230/138-13,8 kv de 100 MVA 2 Conexões de Transformador BD4 1 Interligação de Barras BD4 1 Módulo de Infraestrutura Geral MIG 4 Módulos de Infraestrutura de Manobra - MIM 1 Entrada de Linha BPT 2 Conexões de Transformador BPT 1 Interligação de Barras BPT 1 Módulo de Infraestrutura Geral de Acessante MIG-A 2 Módulos de Infraestrutura de Manobra - MIM 2 Transformadores trifásicos 230/138-13,8 kv de 150 MVA 2 Conexões de Transformador BD4 1 Módulo de Infraestrutura Geral MIG 5 Módulos de Infraestrutura de Manobra - MIM 2 Entradas de Linha BPT 2 Conexões de Transformador BPT 1 Interligação de Barras BPT A configuração básica supracitada constitui-se na alternativa de referência. Os requisitos técnicos deste ANEXO 6G 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. 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; VOL. III - Fl. 8 de 68

A localização das SEs Vila do Conde e Castanhal. O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nas Tabelas 1.2.1 e 1.2.2. Estão ainda 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 6G. 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 13.1 deste ANEXO 6G. Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE e ANATEM/ANAT0, no site da Empresa de Pesquisa Energética EPE (www.epe.gov.br). Os dados relativos aos estudos de transitórios eletromagnéticos estão disponibilizados, conforme documentação relacionada no item 13.1 deste ANEXO 6G. 1.4. REQUISITOS GERAIS O projeto e a construção das linhas de transmissão e demais equipamentos das subestações terminais devem estar em conformidade com as últimas revisões das normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas ABNT, no que for aplicável. Na 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 6G e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reservas. 1.5. REQUISITOS TÉCNICOS NO CASO DE SECCIONAMENTO DE LINHA DE TRANSMISSÃO Para a implementação dos trechos de linha de transmissão Vila do Conde Tomé-Açu e Tomé- Açu Miltônia 3 entre o ponto de seccionamento da linha de transmissão Vila do Conde Miltônia 3, com extensão aproximada de 1 km, das 2 entradas de linha em 230 kv correspondentes na subestação Tomé-Açu, a TRANSMISSORA deverá observar os requisitos descritos neste Anexo Técnico 6G e, adicionalmente, as normas e padrões técnicos da Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. (Eletronorte) e Hydro, respectivamente. VOL. III - Fl. 9 de 68

A linha de transmissão Tomé-Açu Miltônia 3, incluindo o módulo de entrada de linha na SE Tomé-Açu, resultante do seccionamento ficará sob responsabilidade da Hydro que, a seu critério e mediante acordo operacional poderá mantê-la total ou parcialmente com a transmissora vencedora do leilão. A linha de transmissão Tomé-Açu Vila do Conde, incluindo o módulo de entrada de linha na SE Tomé-Açu, resultante do seccionamento será transferida, sem ônus, para a Eletronorte, conforme disposto na Resolução nº 67, de 8 de junho de 2004, que será a responsável por sua operação e manutenção. A TRANSMISSORA deverá fornecer à Eletronorte e à Hydro, antes do início do primeiro ensaio, uma lista, com o cronograma de todos os ensaios a serem realizados, sendo necessária a realização dos ensaios requeridos pela Associação Brasileira de Normas Técnicas ABNT. Para os casos em que a ABNT não for aplicável, deve-se realizar os ensaios requeridos pelas Normas Técnicas Internacionais mencionadas no item 1.4 Deve ser emitido um certificado para cada ensaio. Os ensaios de rotina deverão ser executados em todos os painéis incluídos no fornecimento. O comissionamento das instalações será realizado em conjunto pela TRANSMISSORA com a Eletronorte e pela TRANSMISSORA com a Hydro nos respectivos trechos de linha de transmissão. A TRANSMISSORA deverá adquirir os equipamentos necessários para as modificações nas entradas de linha das linhas de transmissão Vila do Conde Tomé-Açu e Tomé-Açu Miltônia 3, localizada nas subestações Vila do Conde e Miltônia 3 e transferi-los, conforme cada caso, para a Eletronorte e Hydro, que serão a responsáveis pela sua implementação, devendo estes equipamentos serem entregues nos locais onde serão instalados. Para os equipamentos associados aos trechos de linhas de transmissão, a TRANSMISSORA deverá fornecer à Eletronorte e à Hydro peças sobressalentes em quantidade suficiente, que viabilizem a disponibilidade requerida para o sistema e que compreendam os equipamentos necessários para substituição de uma fase completa do módulo de entrada de linha (polo de disjuntor, chave seccionadora, transformador de potencial, transformador de corrente e pararaios). A TRANSMISSORA será responsável pelo fornecimento para Eletronorte e para Hydro de todas as ferramentas e acessórios necessários para o comissionamento, operação e manutenção dos equipamentos transferidos. A TRANSMISSORA deverá prover treinamento adequado abrangendo os equipamentos fornecidos para as entradas de linha, caso esses equipamentos sejam diferentes dos utilizados pela Eletronorte e pela Hydro na linha de transmissão Vila do Conde Miltônia 3.. VOL. III - Fl. 10 de 68

2. LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA LTA 2.1. REQUISITOS GERAIS A nova subestação 230/138 kv Tomé-Açu será suprida pela linha de transmissão Vila do Conde Tomé-Açu C1, resultante do seccionamento da LT 230 kv Vila do Conde Miltônia 3, e pela nova LT 230 kv Vila do Conde Tomé-Açu C2, originadas na Subestação Vila do Conde integrada ao SIN. As cargas do consumidor livre Hydro passarão a ser supridas pela SE Tomé-Açu. Tendo em vista que os novos trechos de linha virão a se constituir em extensão da linha existente, os mesmos deverão ter características elétricas e mecânicas e desempenho iguais ou superiores a das linhas a serem seccionadas. Além dos requisitos mínimos descritos neste Anexo Técnico, a TRANSMISSORA deverá respeitar, também, em cada novo trecho de linha oriundo de seccionamento, os critérios e padrões de projeto e de construção das proprietárias da linha existente. 2.2. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS 2.2.1. PARÂMETROS ELÉTRICOS O desempenho sistêmico do conjunto formado pela linha de transmissão e sua compensação reativa série e/ou paralela, quando for o caso, deve ser similar ao do conjunto considerado na configuração básica. Esse desempenho é caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta dinâmica em regime normal e nas situações de contingência apresentadas nos estudos documentados nos relatórios listados no item 13. 2.2.2. CAPACIDADE DE CORRENTE A(s) linha(s) ou trecho(s) de linha de transmissão deve(m) ter capacidades operativas de longa e de curta duração não inferiores aos valores indicados na Tabela 2.2.2.1. TABELA 2.2.2.1 - CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA E DE CURTA DURAÇÃO Linha ou trecho(s) de linha de transmissão Longa duração (A) Curta duração (A) Trechos de linha entre o ponto de seccionamento da LT 840 1050 230 kv Vila do Conde Miltônia 3 e a SE Tomé-Açu LT 230 kv Vila do Conde - Tomé-Açu C2 700 875 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. 2.2.3. REQUISITOS ELÉTRICOS 2.2.3.1. DEFINIÇÃO DA FLECHA MÁXIMA DOS CONDUTORES As linhas de transmissão devem ser projetadas 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: VOL. III - Fl. 11 de 68

(a) Temperatura máxima média da região. (b) Radiação solar máxima da região. (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. 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. As linhas de transmissão devem ser projetadas 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. 2.2.3.2. DEFINIÇÃO DA CAPACIDADE DE CONDUÇÃO DE CORRENTE DOS ACESSÓRIOS, CONEXÕES E DEMAIS COMPONENTES Os acessórios, conexões e demais componentes que conduzem corrente devem ser dimensionados de forma a não criar restrição à operação da linha, incluindo as condições climáticas comprovadamente mais favoráveis referidas no item 2.2.3.1 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. 2.2.3.3. CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS Nas condições climáticas estabelecidas no item 2.2.3.1, os cabos para-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. No dimensionamento dos cabos para-raios, deve ser adotada a corrente de curtocircuito indicada nas tabelas abaixo, conforme o caso: (a) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para o dimensionamento dos novos cabos para-raios da linha de transmissão em projeto. O dimensionamento dos cabos para-raios seja no caso de nova linha de transmissão ou de novo(s) trecho(s) de linha originado(s) a partir de seccionamento de LTA existente deve adotar, como premissa, no mínimo, o(s) valor(es) de corrente de curto-circuito fase-terra indicado(s) na Tabela 2.2.3.3.1. Esse(s) valor(es) de corrente está(ão) referido(s) ao nível de tensão do(s) barramento(s) da(s) subestação(ões) terminal(is). VOL. III - Fl. 12 de 68

Tabela 2.2.3.3.1 Corrente(s) de curto-circuito na(s) SE(s) terminal(is) para o dimensionamento dos cabos para-raios de nova LTA ou novo(s) trecho(s) de LTA em projeto Linha ou trecho(s) de linha de transmissão LT 230 kv Vila do Conde - Tomé-Açu C2 Trechos de linha entre o ponto de seccionamento da LT 230 kv Vila do Conde Miltônia 3 e a SE Tomé-Açu Subestação(ões) terminal(is) Vila do Conde e Tomé- Açu Nível de tensão do barramento de referência (kv) Valor de corrente de curto-circuito faseterra (ka) 230 40 Tomé Açu 230 40 (b) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para a verificação dos cabos para-raios existentes da linha de transmissão a ser seccionada, se aplicável. A TRANSMISSORA deverá verificar se os cabos para-raios existentes da linha a ser seccionada, nas proximidades do ponto de seccionamento, suportam, sem dano, a circulação de corrente quando da ocorrência de curto-circuito. Nessa verificação deverá ser adotado o valor da corrente de curto-circuito fase-terra, na nova subestação terminal, conforme indicado na Tabela 2.2.3.3.2 (coluna verificação). (c) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para o redimensionamento dos cabos para-raios existentes da linha de transmissão a ser seccionada, se aplicável. Caso a verificação de capacidade de corrente, referida no item (b), constate a superação dos cabos para-raios existentes, o projeto básico deverá estudar e propor um novo arranjo de cabos para-raios que suporte, sem dano, a circulação de corrente quando da ocorrência de curto-circuito, de forma a garantir, ao menos, o desempenho original da LTA a ser seccionada. Nesse redimensionamento deverá ser adotado o valor da corrente de curtocircuito fase-terra, na nova subestação terminal, conforme indicado na Tabela 2.2.3.3.2 (coluna dimensionamento). Tabela 2.2.3.3.2 Correntes de curto-circuito na nova SE terminal para a verificação e dimensionamento dos cabos para-raios existentes da LTA a ser seccionada Linha de transmissão a ser seccionada Nova subestação terminal Nível de tensão do barramento de referência (kv) Valor da corrente de curto-circuito fase-terra (ka) Verificação Dimensionamento LT 230 kv Vila do Conde Miltônia 3 Tomé-Açu 230 10 40 2.2.3.4. APLICAÇÃO DE CABOS PARA-RAIOS COM FIBRA ÓTICA OPGW A aplicação de cabos para-raios com fibra ótica em linhas de transmissão deve ser feita com base nas seguintes regras: VOL. III - Fl. 13 de 68

(a) No caso de nova linha de transmissão As novas linhas de transmissão devem ser projetadas com pelo menos um cabo para-raios do tipo Optical Ground Wire OPGW. (b) No caso de linha de transmissão existente, a ser seccionada, que já possuir OPGW Se a linha de transmissão a ser seccionada já possuir OPGW, o(s) novo(s) trecho(s) de linha de transmissão, originado(s) a partir do seccionamento da linha existente, deve(m) ter, também, cabo para-raios com fibra ótica com confiabilidade e capacidade de transmissão de dados iguais ou superiores a do cabo existente. (c) (c) No caso de linha de transmissão existente, a ser seccionada, que não possuir OPGW Se as linhas existentes a serem seccionadas não possuírem cabos pára-raios tipo OPGW, a TRANSMISSORA deverá implementar solução que mantenha, no mínimo, a confiabilidade e a capacidade de transmissão de dados originais das linhas, adquirindo, caso necessário, cabos para-raios tipo OPGW e demais acessórios, sendo responsável pela instalação apenas no novo trecho. Os cabos tipo OPGW e demais acessórios adquiridos para instalação em trechos existentes serão transferidos sem ônus para proprietária da linha existente, que será a responsável por sua implementação. 2.2.3.5. PERDA JOULE NOS CABOS CONDUTORES E PARA-RAIOS A resistência de sequencia positiva por unidade de comprimento da linha ou trechos de linha de transmissão deve ser igual ou inferior a da configuração básica, conforme indicado na Tabela 2.2.3.5.1. Tabela 2.2.3.5.1 Resistência de sequência positiva da linha por unidade de comprimento (Ω/km) Linha ou trecho(s) de linha de transmissão LT 230 kv Vila do Conde Tomé-Açu C1 Trechos de linha entre o ponto de seccionamento da LT 230 kv Vila do Conde Miltônia 3 e a SE Tomé-Açu Temperatura de referência ( C) Resistência de sequência positiva da linha por unidade de comprimento (Ω/km) 50 0,0832 50 0,0832 A perda Joule nos cabos para-raios deve ser inferior a 5% das perdas no cabo condutor para qualquer condição de operação. 2.2.3.6. 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 sequencia negativa e zero deve estar limitado a 1,5% em vazio e a plena carga. Linhas de transmissão em paralelo na mesma faixa ou em faixas contíguas ou linhas de circuito duplo, que necessitem ser transpostas, devem ter os ciclos de transposição com sentidos opostos. VOL. III - Fl. 14 de 68

Com a implantação da nova SE 230/138 kv Tomé-Açu, a partir do seccionamento da linha de transmissão em 230 kv Vila do Conde Miltônia 3, existente e de propriedade da Hydro, a TRANSMISSORA deverá calcular os desequilíbrios de tensão de sequencia negativa e zero, em vazio e a plena carga, na barra de 230 kv da nova subestação. Caso os desequilíbrios de tensão calculados fiquem acima de 1,5%, a TRANSMISSORA deverá propor, no projeto básico, solução para adequar a instalação, visando o atendimento deste requisito. 2.2.3.7. TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA A tensão máxima operativa da linha de transmissão para a classe de tensão correspondente está indicada na Tabela 2.2.3.7.1. Tabela 2.2.3.7.1 Tensão máxima operativa Classe de tensão [kv] Tensão máxima operativa [kv] 69 72,5 88 92,4 138 145 230 242 345 362 440 460 500 550 525 550 765 800 2.2.3.8. COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO A TRANSMISSORA deverá comprovar por cálculo ou simulação que o dimensionamento dos espaçamentos elétricos das estruturas da família de estruturas da linha de transmissão foi feito de forma a assegurar o atendimento dos requisitos abaixo. (a) Isolamento à tensão máxima operativa Para dimensionar o isolamento da linha de transmissão para tensão máxima operativa deve 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 LTA. 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 fasefase. 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, 50 (cinquenta) anos. Na condição de balanço dos cabos e cadeias de isoladores devido à ação de vento, essa distância de segurança deve ser também garantida: VOL. III - Fl. 15 de 68

(b) Ao longo de toda a LTA, independentemente do comprimento do vão, mesmo que para tanto a largura da faixa de segurança seja variável ao longo da LTA, em função do comprimento do vão. Para qualquer topologia de terreno na faixa de segurança, especificamente quando há perfil lateral inclinado (em aclive). 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 2.2.3.8.1. (c) Tabela 2.2.3.8.1 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 Desempenho a descargas atmosféricas O número total de desligamentos por descargas atmosféricas da linha de transmissão, para a configuração de cabos para-raios adotada, deve ser inferior ou, no máximo, igual àqueles indicados na Tabela 2.2.3.8.2: Tabela 2.2.3.8.2 Número mínimo de cabos para-raios por estrutura e desempenho da LTA frente a descargas atmosféricas Classe de tensão [kv] Número mínimo de cabos para-raios por estrutura Desligamentos de um circuito por 100 km por ano Devido a falha de blindagem Total 345 2 10-2 1 230 2 10-2 2 2.2.3.9. EMISSÃO ELETROMAGNÉTICA Os efeitos tratados nas alíneas (a) a (c) devem ser verificados à tensão máxima operativa da linha indicada na Tabela 2.2.3.7.1. (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 VOL. III - Fl. 16 de 68

(c) (d) (e) 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. 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. Campo elétrico Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de março de 2010. Campo magnético Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de março de 2010. 2.2.3.10. 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 LTA, 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 LTA em projeto com outra(s) LTA existente(s) da Rede Básica. Seguem, abaixo, as informações mínimas da(s) LTA em cruzamento a serem prestadas pelo agente: (a) Identificação com as SEs terminais do trecho em questão. (b) Tensão nominal. (c) Número de circuitos. (d) Disposição das fases (horizontal, vertical, triangular etc). Nos casos relacionados a seguir, de cruzamento da LTA em projeto com outra(s) LTA da Rede Básica, a LTA em projeto deverá cruzar necessariamente sob a(s) existente(s): (a) (b) Quando um circuito simples (em projeto) cruzar, num mesmo vão de travessia, mais de um circuito de LTA existente com tensão igual ou superior à de projeto. Quando a tensão nominal da LTA em projeto for menor que a da LTA existente. 2.2.4. REQUISITOS MECÂNICOS 2.2.4.1. CONFIABILIDADE O projeto mecânico da linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60.826 International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines. VOL. III - Fl. 17 de 68

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 para linha de transmissão de tensão nominal superior a 230 kv. Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 150 anos para linha de transmissão de tensão nominal igual ou inferior a 230 kv 2.2.4.2. 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. 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 2.2.4.1, 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 LTA. 2.2.4.3. 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 2.2.4.1, a tração axial máxima deve ser limitada a 70% da tração de ruptura do cabo. (b) Estado de tração normal (EDS everyday stress) VOL. III - Fl. 18 de 68

(c) 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 2.2.4.4. Estado de referência A distância mínima ao solo do condutor (clearance) deve ser verificada sem considerar a pressão de vento atuante. 2.2.4.4. 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 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. 2.2.4.5. 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 178 do Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial INMETRO, de 18 de julho de 2006. 2.2.4.6. 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 científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo. Tal determinação deve ser realizada a partir das seguintes etapas: VOL. III - Fl. 19 de 68

Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da linha com a consequente 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. 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. 2.2.5. REQUISITOS ELETROMECÂNICOS 2.2.5.1. DESCARGAS ATMOSFÉRICAS Os cabos para-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 para-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 para-raios estão isentas deste requisito. 2.2.5.2. 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 mesma. 2.2.5.3. 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. III - Fl. 20 de 68

3. LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE SUBTERRÂNEA LTAS Não se aplica. 4. LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA LTS Não se aplica. VOL. III - Fl. 21 de 68

5. SUBESTAÇÕES 5.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS A TRANSMISSORA deve desenvolver e apresentar os estudos necessários à definição das características e dos níveis de desempenho de todos os equipamentos, considerando que os mesmos serão conectados ao sistema existente. Todos os equipamentos devem ser especificados de forma a não comprometer ou limitar a operação das subestações, nem impor restrições operativas às demais instalações do sistema interligado. Nas subestações, a configuração básica deve contemplar equipamentos com características elétricas básicas similares ou superiores às dos existentes, as quais estão apresentadas nos documentos listados no item 13. 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. A TRANSMISSORA será acessante à subestação 230 kv Vila do Conde, sob concessão da Eletronorte, e deverá observar os critérios e requisitos básicos dessa subestação, bem como providenciar as obras de infraestrutura incluídas no Módulo Geral Resolução ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de 2005, necessárias para a instalação, manutenção e operação do módulo de entrada de linha. Entre as possíveis obras necessárias encontram-se, dentre outros: a extensão de barramentos, compra de terreno, serviços auxiliares, cabos, tubos, estruturas, suportes, pórticos, cercas divisórias de seus ativos, conexões de terra entre seus equipamentos e a malha de terra da subestação, canaletas secundárias e recomposição da infraestrutura construída como, por exemplo, reposição de britas. Nas subestações 230/138/13,8 kv Tomé-Açu e Castanhal, deverão ser realizadas todas as obras de infraestrutura, descritas no módulo geral Resolução ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de 2005, como terraplenagem, drenagem, malha de terra, serviço auxiliar, casa de comando, acesso, dentre outras, para a instalação, manutenção e operação dos módulos de entrada de linha, interligação de barras, transformadores, reatores e demais equipamentos integrantes do lote. A área mínima a ser considerada para cada uma das subestações Tomé-Açu e Castanhal é de 50.000 m² (cinco hectares), devendo contemplar espaço suficiente para as futuras ampliações descritas nos relatórios mencionados no item 13.1. Deverá ser previsto espaço adicional, externo e contíguo à casa de comando da TRANSMISSORA, com área no mínimo igual à utilizada para a construção desta. Este espaço ficará reservado para expansões futuras da casa de comando da TRANSMISSORA ou alternativamente para eventuais novas casas de comando de outras transmissoras, quando da implantação de novas instalações de transmissão. O Módulo Geral é composto pelos custos diretos de: terreno, cercas, terraplenagem, drenagem, grama, embritamento, arruamento, iluminação do pátio, proteção incêndio, sistema abastecimento de água, sistema de esgoto, malha de terra, canaletas principais, acessos, edificações, serviço auxiliar, área industrial, sistema de ventilação e ar condicionado, sistema de comunicação, sistema de ar comprimido e canteiro de obras. Os serviços auxiliares, sistema de água, sistema de incêndio, edificações da subestação (casa de comando, casa de relés, guaritas), acesso, área industrial, sistema de ventilação e ar VOL. III - Fl. 22 de 68

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. 5.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES As novas subestações 230/138 kv Tomé-Açu e Castanhal deverão ter arranjos de barramentos do tipo BD4 barra dupla a 4 chaves no setor de 230 kv e do tipo BPT barra principal e de transferência no setor de 138 kv. Os diagramas unifilares orientativos encontram-se nos relatórios R4 listados no item 13.1.3, no entanto a Transmissora tem liberdade para propor alternativas e submetê-las a aprovação da ANEEL juntamente com o Projeto Básico. 5.3. CAPACIDADE DE CORRENTE (a) Corrente em regime permanente Os barramentos da subestação devem ser dimensionados considerando a situação mais severa de circulação de corrente, levando em conta a possibilidade de indisponibilidade de elementos da subestação e ocorrência de emergência no Sistema Interligado Nacional SIN, no horizonte de planejamento, conforme estudo definido no item 11. 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. A TRANSMISSORA deve informar a capacidade de corrente dos barramentos, para todos os níveis, rígidos ou flexíveis, para a temperatura de projeto. Para o dimensionamento da corrente nominal dos equipamentos (disjuntores, seccionadoras, TCs e bobina de bloqueio) a TRANSMISSORA deve identificar as correntes máximas a que poderão ser submetidos, desde a data de entrada em operação até o ano horizonte de planejamento, por meio dos estudos de fluxo de potência descritos no item 11 deste anexo técnico. A corrente nominal dos disjuntores e chaves secionadoras de vãos de linha das subestações Vila do Conde, Castanhal e Tomé Açu 230 kv deve ser 3150 A, ou superior, caso a Transmissora identifique a sua necessidade. Para os demais vãos de linha em 138 kv, a corrente nominal deve ser, no mínimo, igual a corrente de curta duração da linha. A corrente nominal dos equipamentos de vãos de transformadores, reatores etc., deve ser no mínimo igual a máxima corrente de sobrecarga admissível nestes equipamentos. A corrente nominal dos equipamentos do vão interligador de barras (disjuntor, seccionadoras e TCs, nos arranjos de barramentos BD4 ou 5 chaves e BPT) deve ser, no mínimo, igual ao maior valor dentre as correntes determinadas para os demais vãos. Para os equipamentos utilizados nos arranjos de barramento DJM, Anel e BD duplo disjuntor a determinação da corrente nominal de seus equipamentos deve também considerar as indisponibilidades de equipamentos, pertencentes ou não a este VOL. III - Fl. 23 de 68

empreendimento, pois estas podem submeter os equipamentos remanescentes a valores de correntes ainda mais elevados que os determinados para a linha, transformador, reator, etc. (b) (c) Capacidade de curto-circuito Os equipamentos e demais instalações das subestações em 230 kv Tomé-Açu, Castanhal e Vila do Conde devem suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir: Corrente de curto-circuito nominal: 40 ka Valor de crista da corrente suportável nominal: 104 ka (fator de assimetria de 2,6) Os equipamentos e demais instalações das subestações em 138 kv Tomé-Açu e Castanhal devem suportar, no mínimo, as correntes de curto circuito simétrica e assimétrica abaixo relacionadas: 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 11 desse anexo técnico. Sistema de aterramento O projeto das subestações deve atender ao critério de um sistema solidamente aterrado. 5.4. SUPORTABILIDADE Tensão em regime permanente O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos para a condição de operação em regime permanente deve considerar os valores de tensão da tabela a seguir. TABELA.5.4.1 CONDIÇÃO DE OPERAÇÃO EM REGIME PERMANENTE TENSÃO NOMINAL DO SISTEMA (kv) TENSÃO NOMINAL DOS EQUIPAMENTOS (kv) 13,8 15 34,5 38 69 72,5 88 (*) 92,4 138 145 230 245 345 362 440 (*) 460 500 ou 525 550 VOL. III - Fl. 24 de 68