ANEXO 6B LOTE B LINHA DE TRANSMISSÃO 345 KV PIRAPORA 2 MONTES CLAROS 2. SUBESTAÇÃO ITABIRITO 2 500/345 kv 560 MVA

ANEXO 6B LOTE B LINHA DE TRANSMISSÃO 345 KV PIRAPORA 2 MONTES CLAROS 2 SUBESTAÇÃO ITABIRITO 2 500/345 kv 560 MVA SUBESTAÇÃO PADRE FIALHO 345/138 KV 150 MVA CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO VOL. III - Fl. 84 de 664

ÍNDICE 1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES... 87 1.1 INTRODUÇÃO...87 1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL...87 1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA...89 1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS...92 1.1.4 REQUISITOS GERAIS...92 1.1.5 REQUISITOS TÉCNICOS ESPECIAIS ASSOCIADOS AO SECCIONAMENTO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO 500 KV SÃO GONÇALO DO PARÁ OURO PRETO 2; 345 KV OURO PRETO 2 JECEABA E 345 KV OURO PRETO 2 - VITÓRIA. 92 1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO (LT)...94 1.2.1 REQUISITOS GERAIS...94 1.2.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS...94 1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS...95 1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS...99 1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS...102 1.3 SUBESTAÇÕES (SE)...103 1.3.1 REQUISITOS GERAIS...103 1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS...106 1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO...117 1.4.1 DEFINIÇÕES BÁSICAS...117 1.4.2 REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES 118 1.4.3 REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO...118 1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO...119 1.4.5 SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS...123 1.4.6 SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR...124 1.4.7 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE COMPENSADOR ESTÁTICO...125 1.4.8 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE AUTOTRANSFORMADORES E TRANSFORMADORES...125 1.4.9 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO...128 1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE...131 1.5.1 INTRODUÇÃO...131 1.5.2 REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES...131 1.5.3 REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À REDE DE OPERAÇÃO...134 1.5.4 REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS...139 1.5.5 ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS...142 1.5.6 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS INSTALAÇÕES (SUBESTAÇÕES) COMPARTILHADAS DA REDE DE OPERAÇÃO....146 1.5.7 ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO 146 1.5.8 AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE...147 VOL. III - Fl. 85 de 664

1.5.9 REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE...148 1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES...151 1.6.1 REQUISITOS GERAIS...151 1.6.2 REQUISITOS FUNCIONAIS...151 1.6.3 REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES...152 1.6.4 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES...152 1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES...156 1.7.1 REQUISITOS GERAIS...156 1.7.2 REQUISITOS TÉCNICOS DOS CANAIS PARA TELEPROTEÇÃO...158 1.7.3 TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 345 KV 159 1.7.4 TELEPROTEÇÃO PARA LINHAS DE TRANSMISSÃO COM TENSÃO DE 230 E 138 KV...159 1.7.5 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ...159 1.7.6 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS...161 1.8 DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESTE ANEXO TÉCNICO...163 1.8.1 TENSÃO OPERATIVA...163 1.8.2 CRITÉRIOS PARA AS CONDIÇÕES DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO...163 1.8.3 CRITÉRIOS PARA MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE ATERRAMENTO...168 1.8.4 CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE DISJUNTORES SOB CONDIÇÕES DE MANOBRA...168 1.8.5 ESTUDOS DE RESSONÂNCIA SUBSÍNCRONA...169 1.8.6 ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES...170 2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO... 171 3 3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO... 173 3.1 GERAL...173 3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL...173 4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS... 174 4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA...174 4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES...174 4.3 PROJETO BÁSICO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO...174 4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO...174 4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES:...175 4.5 PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO:...175 5 CRONOGRAMA... 176 5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A)...177 5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B)...178 VOL. III - Fl. 86 de 664

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES 1.1 INTRODUÇÃO 1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos dos empreendimentos pertencente à Rede Básica do SIN Sistema Interligado Nacional: (i) Linha de Transmissão Pirapora 2 Montes Claros 2, em circuito simples, em 345 kv; (ii) Subestação Itabirito 2, em 500/345 kv - 560 MVA, decorrente do seccionamento das Linhas de Transmissão São Gonçalo do Pará Ouro Preto 2, em 500 kv, e Ouro Preto 2 Jeceaba, em 345 kv; e (iii) Subestação Padre Fialho, em 345/138 kv 150 MVA, decorrente do seccionamento da Linha de Transmissão Ouro Preto 2 Vitória, em 345 kv Paracatu 4 Buritizeiro João Pinheiro 1 Liasa Minas Ligas Bras í lia de Minas Inonibr á s Pirapora 2 37 km Itacarambi 2 Mocambinho Janu á ria 3 Manga 5 Mirabela Cora ç ão De Jesus Pirapora 1 162 km Mina ç o V á rzea Da Palma 2 Rima Italmagn é sio Janu á ria 4 Jequita í V á rzea da Palma 1 Codevasf (EB1) Jana ú ba 2 Eletrosilex Matsulfur Manga 3 Jana ú ba 1 Francisco S á Montes Claros 2 Coteminas Montes Claros 1 Bocai ú va Santa Marta Rima (Bocai ú va) São Gotardo 2 Três Marias Neves 1 CMM (Três Marias) Corinto 1 Usina SE 138 kv SE 345 kv LEGENDA SE 500 kv SE de Consumidor LT 500kV LT 345kV LT 138kV LT 69kV Figura 1- Mapa da região para implantação da LT Pirapora 2 Montes Claros 2 VOL. III - Fl. 87 de 664

Figura 2 - Diagrama unifilar geral de implantação da Subestação Itabirito 2 (CEMIG) NEVES 1 VESPASIANO 2 MESQUITA MANHUAÇU REALEZA B.DESPACHO TAQUARIL ITABIRA 2 EMBOQUE SGPARÁ 209 km BARREIRO OURO PRETO 2 162 km GRANADA 0,1 km MATIPO 221 km 6 km PADRE FIALHO VITORIA PIMENTA LAFAIETE 1 SÃO MIGUEL VISCONDE DO RIO BRANCO Barroso BARBACENA 2 FURNAS 107 km UBÁ ITUERÊ ITUTING A S.DUMONT UTE JFORA GUARY PALESTINA TRIUNFO NOVA USINA MAURÍCIO BMP-WM JFORA7 JUIZ DE FORA PONTE LEOPOLDINA CATAGUAZES ADRIANOPOLIS ALÉM PARAÍBA ILHA DOS POMBOS (LIGHT) Figura 3 - Diagrama eletrogeográfico da Subestação Padre Fialho VOL. III - Fl. 88 de 664

Diagrama Unifilar - Subestação Padre Fialho Figura 4 Unifilar da SE Padre Fialho 1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA A configuração básica é caracterizada pelas instalações listadas nas Tabelas 01 e 02 a seguir. Linha de Transmissão Origem Destino Circuito km Pirapora 2 Montes Claros 2 Simples 345 kv 162 Subestações Subestação Tensão Equipamentos principais Pirapora 2 345 kv 1 Módulo de Infraestrutura de Manobra - MIM 1 Módulo de Interligação de Barras - DJM 1 Módulo de Entrada de Linha - DJM VOL. III - Fl. 89 de 664

Montes Claros 2 345 kv 1 Módulo de Infraestrutura de Manobra MIM 1 Módulo de Entrada de Linha - Anel Itabirito 2 500 kv 1 Módulo de Infraestrutura Geral - DJM 2 Interligações de Barra - DJM 4 Autotransformadores Monofásicos 500 345 _ 13,8 kv de 186,66 MVA, cada unidade 1 Conexão de autotransformador - DJM 3 3 345 kv 1 Módulo de Infraestrutura Geral - DJM 1 Conexão de autotransformador - DJM 2 Interligações de Barra - DJM Padre Fialho 345 kv 138 kv 1 Módulo de Infraestrutura Geral - DJM 2 Interligações de Barra DJM 4 Autotransformadores Monofásicos 345 138-13,8 kv de 50 MVA, cada unidade 1 Conexão de autotransformador - DJM 1 Conexão de Compensador Estático 1 Compensador Estático 345 kv de -90/+100 MVAr 1 Módulo de Infraestrutura Geral BD 4 chaves 1 Módulo de Infraestrutura de Manobra 1 Conexão de Transformador BD 4 chaves 1 Transformador Defasador Trifásico 138/138 kv 150 MVA, ±30 graus 1 Interligação de Barras BD 4 chaves 3 3 Além das instalações que caracterizam a configuração básica, serão de responsabilidade da TRANSMISSORA vencedora da licitação as atividades listadas nas Tabela 3, 4 e 5. Tabela 03 Trechos de linha de transmissão a partir da LT a seccionar até a SE seccionadora LT A SECCIONAR SE SECCIONADORA CIRCUITO TENSÃO [kv] km LT 500 kv S. Gonçalo do Pará Ouro Preto 2 Itabirito 2 2 x CS 500 2 x 2 LT 345 kv Ouro Preto 2 - Jeceaba Itabirito 2 2 x CS 345 2 x 1 LT 345 kv Ouro Preto 2 - Vitória Padre Fialho 2 x CS 345 2 x 1 Tabela 04 Instalações e Equipamentos de subestação VOL. III - Fl. 90 de 664

SUBESTAÇÃO kv EQUIPAMENTO Itabirito 2 500 2 Entradas de Linha DJM Itabirito 2 345 2 Entradas de Linha DJM Padre Fialho 345 2 Entradas de Linha DJM Tabela 05 Instalações e Equipamentos de subestação que necessitam de adequação e/ou SUBESTAÇÃO kv EQUIPAMENTO São Gonçalo do Pará 500 Ouro Preto 2 500 Ouro Preto 2 345 Jeceaba 345 Vitória 345 Ouro Preto 2 345 Sistema De Proteção, Controle e Telecomunicações de 1 Entrada de Linha DJM Sistema De Proteção, Controle e Telecomunicações de 1 Entrada de Linha DJM Sistema De Proteção, Controle e Telecomunicações de 1 Entradas de Linha DJM Sistema De Proteção, Controle e Telecomunicações de 1 Entrada de Linha DJM Sistema De Proteção, Controle e Telecomunicações de 1 Entrada de Linha ANEL Sistema De Proteção, Controle e Telecomunicações de 1 Entrada de Linha DJM As instalações descritas tabela 3, 4 e 5 serão transferidas sem ônus para Cemig Geração e Transmissão S.A. CEMIG - GT, proprietária das linhas a ser seccionada LT São Gonçalo do Pará Ouro Preto 2 e Ouro Preto 2 - Jeceaba, e para Furnas Centrais Elétricas, proprietária da linha seccionada, Ouro Preto 2 - Vitória conforme disposto na Resolução n o 67, de 8 de junho de 2004, sendo a CEMIG - GT e Furnas responsáveis pela Operação e Manutenção das Linhas de Transmissão resultantes do seccionamento e respectivos módulos de Entrada de Linha. A subestação Jeceaba, decorrente do seccionamento da linha de transmissão Ouro Preto 2 Conselheiro Lafaiete, está em fase de implantação pelo consumidor livre que acessará a Rede Básica e transferirá os ativos para a concessionária CEMIG GT. A configuração básica supracitada constitui-se na alternativa de referência. Os requisitos técnicos deste ANEXO 6B caracterizam o padrão de desempenho mínimo a ser atingido por qualquer solução proposta. Este desempenho deverá ser demonstrado mediante justificativa técnica comprobatória. No entanto, nesta proposta de configuração alternativa, a TRANSMISSORA NÃO tem liberdade para modificar: Níveis de tensão (somente CA); Distribuição de fluxo de potência em regime permanente; A localização das Subestações Pirapora 2, Montes Claros 2, Ouro Preto 2, São Gonçalo do Pará, e Jeceaba. O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nas Tabelas 01 e 02 as implementações e aquisições descritas nas Tabelas 03, 04 e 05. Estão incluídos no empreendimento os equipamentos terminais de manobra, proteção, supervisão e controle, VOL. III - Fl. 91 de 664

telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, ainda que não expressamente indicados neste ANEXO 6B. 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 6B. Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE e ANATEM, no site da Empresa de Pesquisa Energética EPE (www.epe.gov.br). Os dados necessários para estudos de transitórios eletromagnéticos encontram-se no relatório relacionado no item 2.1 deste ANEXO 6B. 1.1.4 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 6B e as práticas da boa engenharia, bem como a política de reservas. 1.1.5 REQUISITOS TÉCNICOS ESPECIAIS ASSOCIADOS AO SECCIONAMENTO DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO 500 KV SÃO GONÇALO DO PARÁ OURO PRETO 2; 345 KV OURO PRETO 2 JECEABA E 345 KV OURO PRETO 2 - VITÓRIA. Para a implementação dos trechos de linhas associadas aos seccionamentos das linhas de transmissão 500 kv São Gonçalo do Pará Ouro Preto 2, 345 kv Ouro Preto 2 Jeceaba e 345 kv Ouro Preto 2 - Vitória, e das entradas de linha correspondentes nas subestações Itabirito 2 500/345 kv e Padre Fialho 345/138 kv, a TRANSMISSORA deverá observar os requisitos descritos neste Anexo Técnico 6B e adicionalmente as normas e padrões técnicos da CEMIG GT relacionado à subestação Itabirito 2 e de FURNAS à subestação Padre Fialho. Essas instalações serão transferidas para CEMIG GT e FURNAS, respectivamente, conforme disposto na Resolução n o 67, de 8 de junho de 2004, que será a responsável por sua operação e manutenção. VOL. III - Fl. 92 de 664

A TRANSMISSORA deverá fornecer à CEMIG- GT e FURNAS, antes do início do primeiro ensaio, uma lista, com 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 1.1.4. Deve ser emitido um certificado para cada ensaio. Os ensaios de rotina deverão ser executados em todos os painéis incluídos no fornecimento, inclusive naqueles a serem fornecidos para as Subestações São Gonçalo do Pará, Ouro Preto 2, Jeceaba, e Vitória. O comissionamento das instalações será realizado pela TRANSMISSORA junto com cada concessionária (CEMIG GT e FURNAS). A TRANSMISSORA deverá adquirir os equipamentos necessários para as modificações nas Entradas de Linha das linhas de transmissão 500 kv São Gonçalo do Pará Ouro Preto 2 e 345 kv Ouro Preto 2 Jeceaba, e transferi-los para CEMIG - GT, que será a responsável pela sua implementação, devendo estes equipamentos ser entregues nos locais onde serão instalados. A TRANSMISSORA deverá adquirir os equipamentos necessários para as modificações nas Entradas de Linha da linha de 345 kv Ouro Preto 2 - Vitória, e transferi-los para FURNAS, que será a responsável pela sua implementação, devendo estes equipamentos ser entregues nos locais onde serão instalados. Para os equipamentos associados aos seccionamentos das linhas de transmissão, a TRANSMISSORA deverá fornecer à CEMIG-GT e à FURNAS 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 (pólo de disjuntor, chave seccionadora, transformador de potencial, transformador de corrente e pára raios). A TRANSMISSORA será responsável pelo fornecimento para CEMIG - GT e para FURNAS 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 CEMIG - GT e FURNAS nas Linhas de Transmissão seccionadas. VOL. III - Fl. 93 de 664

1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO (LT) 1.2.1 REQUISITOS GERAIS A subestação Itabirito 2, em 500/345 kv será suprida a partir dos seccionamentos das linhas de transmissão São Gonçalo do Pará Ouro Preto 2, em 500 kv e Ouro Preto 2 - Jeceaba em 345 kv, de propriedade da CEMIG-GT. Para isto, as linhas em referência deverão ser apropriadamente seccionadas, com a construção de trechos de linha entre os pontos de seccionamento e a subestação Itabirito 2. A subestação Padre Fialho, em 345/138 kv será suprida a partir do seccionamento da linha de transmissão de Ouro Preto 2 Vitória, em 345 kv, de propriedade de FURNAS. Para isto, a linha em referência deverá ser apropriadamente seccionada, com a construção de trechos de linha entre o ponto de seccionamento e a subestação Padre Fialho. Tendo em vista que os referidos trechos de linhas virão a se constituir em extensões das linhas de transmissão São Gonçalo do Pará Ouro Preto 2, em 500 kv, Ouro Preto 2 - Jeceaba em 345 kv e Ouro Preto 2 Vitória, em 345 kv, estes trechos devem ter características elétricas, mecânicas e desempenho iguais ou superiores à linha existente. Pode-se verificar nos relatórios mencionados nos itens 2.1, 2.2 e 2.3 as características das estruturas, bem como dos cabos condutores utilizados nestas linhas de transmissão. A TRANSMISSORA deverá adotar, nos seccionamentos e trechos de linha até as entradas de linhas nas Subestação Itabirito 2 e Padre Fialho, os critérios e padrões de projeto e construção da CEMIG- GT e Furnas, respectivamente. 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 seqüências positiva 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. 1.2.2.2 Capacidade de corrente As linhas de transmissão devem ter capacidade operativa de longa duração igual ou superior àquela indicada na Tabela abaixo (valor por circuito). Com base na temperatura do projeto da linha de transmissão, o empreendedor deve disponibilizar uma capacidade operativa de curta duração, admissível durante condição de emergência, conforme regulamento da ANEEL, não inferior àquela indicada na Tabela abaixo (valor por circuito) A capacidade de corrente de longa duração corresponde ao valor de corrente da linha de transmissão em condição normal de operação e deve atender às diretrizes fixadas pela norma técnica NBR 5422 da ABNT. A capacidade de corrente de curta duração refere-se à condição de emergência estabelecida na norma técnica NBR 5422 da ABNT. VOL. III - Fl. 94 de 664

Pirapora 2 Tabela 01 Capacidades operativas de longa e curta duração Origem Destino Circuito Secc. LT 500 kv S. Gonçalo do Pará Ouro Preto 2 Secc. LT 345 kv Ouro Preto 2 Jeceaba Secc. LT 345 kv Ouro Preto 2 Vitória 1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS 1.2.3.1 Definição da flecha máxima dos condutores Tensão (kv) Capacidade operativa de longa curta duração duração (A) (A) Montes C1 345 1880 2240 Claros 2 Itabirito 2 2xCS 500 2820 3360 Itabirito 2 2xCS 345 1170 1660 Padre Fialho 2xCS 345 1430 1900 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) (b) (c) temperatura máxima média da região; radiação solar máxima da região; e 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. 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. VOL. III - Fl. 95 de 664

1.2.3.2 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 1.2.3.1. Deverão ser atendidas, também, as prescrições das normas de dimensionamento e ensaios de ferragens eletrotécnicas de linhas de transmissão, em especial da Norma Técnica NBR 7095 da ABNT, ou sua sucessora. 1.2.3.3 Capacidade de corrente dos cabos pára-raios Nas condições climáticas estabelecidas no item 1.2.3.1, os cabos pára-raios conectados ou não 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. Devem-se considerar níveis de curto-circuito de 40 ka para os setores de 500 e 345 kv e de 31,5 kv para a subestação de Padre Fialho setor de 138 kv. As linhas de transmissão devem ter pelo menos um cabo pára-raios do tipo Optical Ground Wire OPGW. 1.2.3.4 Perda Joule nos cabos condutores e pára-raios A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento da linha de transmissão deve ser igual ou inferior à da configuração básica, conforme Tabela abaixo: Tabela 02 Resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento da linha de transmissão Pirapora 2 Origem Destino Circuito Secc. LT 500 kv S. Gonçalo do Pará Ouro Preto 2 Secc. LT 345 kv Ouro Preto 2 - Jeceaba Secc. LT 345 kv Ouro Preto 2 - Vitória Tensão (kv) Resistência de seq. positiva a 50ºC (Ω/km) Montes C1 345 0,0369 Claros 2 Itabirito 2 2xCS 500 0,0246 Itabirito 2 2xCS 345 0,0369 Padre Fialho 2xCS 345 0,0348 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 de transmissão não seja transposta, o desequilíbrio de tensão de seqüências 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. 96 de 664

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 03. 1.2.3.7 Coordenação de isolamento Tabela 03 Tensão máxima operativa Classe de tensão [kv] Tensão máxima operativa [kv] 138 145 230 242 345 362 440 460 500 550 525 550 765 800 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 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, 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: 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) por circuito, em manobras de energização e religamento, devem ser limitados aos valores constantes da Tabela 04. VOL. III - Fl. 97 de 664

Tabela 04 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 O número total de desligamentos da linha de transmissão por descargas atmosféricas, por circuito, deve ser inferior ou igual ao indicado na Tabela 05, de acordo com a tensão nominal da linha de transmissão. Tabela 05 Número total de desligamentos da linha de transmissão por descargas atmosféricas Tensão nominal (kv) Número total de desligamentos por 100 km / ano Igual ou superior a 345 1 As estruturas deverão ser dimensionadas com pelo menos dois cabos pára-raios, dispostos sobre os cabos condutores de forma que não haja, para o terreno predominante da região, descargas diretas nos cabos condutores com intensidade suficiente para causar falha do isolamento, considerando uma tolerância de no máximo 0,01 desligamentos por 100 km por ano. 1.2.3.8 Emissão eletromagnética Os efeitos tratados nas alíneas (a) a (d) devem ser verificados à tensão máxima operativa da linha indicada na Tabela 03. (a) Corona visual A linha de transmissão, com seus cabos e acessórios, bem como as ferragens das cadeias de isoladores, não deve apresentar corona visual em 90% do tempo para as condições atmosféricas predominantes na região atravessada pela linha de transmissão. (b) Rádio-interferência A relação sinal/ruído no limite da faixa de segurança deve ser, no mínimo, igual a 24 db, para 50% do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deve ser o nível mínimo de sinal na região atravessada pela linha de transmissão, conforme resolução ANATEL ou sua sucessora. (c) Ruído audível O ruído audível no limite da faixa de segurança deve ser, no máximo, igual a 58 dba em 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. 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. VOL. III - Fl. 98 de 664

(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 T na condição de operação da LT em regime de curta duração. Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos. 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 60.826 International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines. O nível de confiabilidade do projeto eletromecânico, expresso pelo período de retorno do 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 150 anos para LT de tensão nominal igual ou inferior a 230 kv e igual ou superior a 250 anos para LT de tensão superior a 230 kv. 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. III - Fl. 99 de 664

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) (b) (c) (d) 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). 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. Coeficiente de rajada para a velocidade do vento a 10 m de altura, referenciado ao tempo de integração da média de 10 (dez) minutos. 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) (b) (c) 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. 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. Estado de referência 1.2.4.4 Fadiga mecânica dos cabos A distância mínima ao solo do condutor (clearance) deve ser verificada sem considerar a pressão de vento atuante. 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. III - Fl. 100 de 664

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 178 do Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial INMETRO, de 18 de julho de 2006. 1.2.4.6 Fundações No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as 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: Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da linha com a conseqüente elaboração do plano de investigação geotécnica. Estabelecimento dos parâmetros geomecânicos a partir do reconhecimento do subsolo com a caracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativa e quantitativamente Parecer geotécnico com a elaboração de diretrizes técnicas e recomendações para o projeto. No cálculo das fundações, devem ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que influenciem o estado do solo, seja no aspecto de sensibilidade, de expansibilidade e colapsividade, levando-se em conta a sazonalidade. 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. VOL. III - Fl. 101 de 664

1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS 1.2.5.1 Descargas atmosféricas Os cabos pára-raios de qualquer tipo e formação devem ter desempenho mecânico frente 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 e o bom funcionamento do sistema de aterramento ao longo da vida útil da mesma. 1.2.5.3 Corrosão ambiental Todos os componentes da linha de transmissão devem ter sua classe de galvanização compatível com a agressividade do meio ambiente, particularmente em zonas litorâneas e industriais. VOL. III - Fl. 102 de 664

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 Interligado Nacional - SIN. Devem ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações das subestações Itabirito 2 500/345 kv e Padre Fialho 345/138 kv, conforme especificados nos documentos listados no item 2. Para implementação e aquisição dos equipamentos e instalações associadas ao seccionamento das linhas de transmissão São Gonçalo do Pará Ouro Preto 2 em 500 kv, Ouro Preto 2 Jeceaba em 345 kv e Ouro Preto 2 Vitória em 345 kv, devem ser observados os critérios e requisitos básicos descritos nos relatórios e desenhos mencionados nos itens 2.2 e 2.3. Nas subestações Itabirito 2 500/345 kv e Padre Fialho 345/138 kv deverão ser realizadas todas as obras de infra estrutura, descritas no módulo geral Resolução ANEEL n o 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, das unidades transformadoras de potência, indicada no item 1.3.2.5, do compensador estático e outros. Nas subestações Itabirito 2 e Padre Fialho deverão ser consideradas as aquisições de terrenos que contemple a etapa final de planejamento, acesso à subestação, cercas externas, dentre outras. A seguir o quadro com a área mínima a ser adquirida para cada subestação: Subestação Área mínima (m2) Itabirito 2 200.000 Padre Fialho 59.000 Na Subestação Padre Fialho 345/138 kv, a ser implantada, deverá ser executada a interligação entre o modulo de conexão de transformador 138 kv (Rede Básica de Fronteira) ao barramento existente da Subestação Padre Fialho 138 kv da concessionária de distribuição ENERGISA, conforme ilustrado na figura a seguir. VOL. III - Fl. 103 de 664

A implantação do modulo de entrada de linha com arranjo de barramentos em anel na subestação Montes Claros 2 contempla todas as obras necessárias para recepção deste novo modulo de manobra tais como desmontagem, montagem de equipamentos e barramentos, obras provisórias bem como deverá pactuar desligamentos com o ONS. 1.3.1.2 Arranjo de barramentos e equipamentos das subestações As novas conexões às subestações nos setores 500 e 345 kv Pirapora 2, São Gonçalo do Pará, Ouro Preto 2, Jeceaba, Itabirito 2 e Padre Fialho deverão ser do tipo barra dupla disjuntor e meio (DJM), na subestação Montes Claros 2, tipo anel e na subestação Padre Fialho no setor de 138 kv, tipo Barra Principal e de Transferência existente. 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 da subestação existente, se a máxima corrente verificada for inferior à capacidade do barramento, o trecho de barramento associado a este empreendimento deverá ser compatível com o existente. A TRANSMISSORA deve informar a capacidade de corrente dos barramentos, para todos os níveis, rígidos ou flexíveis, para a temperatura de projeto. Para o dimensionamento da capacidade de corrente nominal dos equipamentos a serem implantados na subestação, tais como, disjuntores, chaves seccionadoras e transformadores de correntes, 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 VOL. III - Fl. 104 de 664

(b) (c) 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 linhas (no arranjo de barramento DJM e ANEL seccionadora da linha e bobinas de bloqueio; no arranjo BD todas as seccionadoras, disjuntores, TCs e bobinas de bloqueio) devem suportar, no mínimo, as condições de carregamento da linha de transmissão estabelecidas nos itens 1.2.2.2 e 1.2.3.1. Capacidade de curto-circuito Os equipamentos e demais instalações dos setores de 500 kv devem suportar, no mínimo, as correntes de curto circuito simétrica e assimétrica abaixo relacionadas: Corrente de curto-circuito nominal: 50 ka Valor de crista da corrente suportável nominal: 130 ka (fator de assimetria de 2,6) Os equipamentos e demais instalações dos setores de 345 kv devem suportar, no mínimo, as correntes de curto circuito simétrica e assimétrica abaixo relacionadas: 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 de SE 138 kv Padre Fialho 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 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 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 da tabela a seguir. TENSÃO MÁXIMA (kv fase-fase, eficaz) 13,8 14,5 34,5 36,2 69 72,5 88 92,4 138 145 230 242 345 362 440 460 500 ou 525 550 765 800 TENSÃO NOMINAL DO SISTEMA VOL. III - Fl. 105 de 664

O dimensionamento dos equipamentos conectados às extremidades das linhas de transmissão deve observar o disposto no item 1.3.2.11 quando aplicável. Isolamento sob poluição 1.3.1.5 Efeitos de campos (a) As instalações devem ser isoladas de forma a atender, sobretensão operativa máxima, às características de poluição da região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815 Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions. Proteção contra descargas atmosféricas O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deve ser dimensionado de forma a assegurar um risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 anos. Além disso, deve-se assegurar que não haja falha de blindagem nas instalações para correntes superiores a 2 ka. Caso existam edificações, as mesmas devem atender às prescrições da Norma Técnica NBR 5419. 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 são as seguintes: Tensão nominal (kv) Tensão mínima (kv fase terra eficaz) 765 536 500 ou 525 350 440 308 345 242 230 161 (b) Rádio interferência O valor da tensão de rádio interferência externa à subestação não deve exceder 2.500 1.000 khz, com 1,1 vezes a tensão nominal do sistema. V/m a 1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS 1.3.2.1 Disjuntores (a) (b) Os disjuntores classe de tensão 550 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. O ciclo de operação dos disjuntores deve atender aos requisitos das normas aplicáveis. VOL. III - Fl. 106 de 664

(c) O tempo máximo de interrupção para disjuntores classe de tensão 550 e 362 kv deve ser de 2 ciclos e para as classes de tensão 242 kv e 145 kv deve ser de 3 ciclos para a frequência de 60 Hz (d) (e) (f) (g) (h) (i) (j) (k) (l) A corrente nominal do disjuntor deve ser compatível com a máxima corrente possível na indisponibilidade de um outro disjuntor, no mesmo bay ou em bay vizinho, pertencente ou não a este empreendimento, para os cenários previstos pelo planejamento e pela operação. Os disjuntores devem ser dimensionados respeitando os valores mínimos de corrente de curtocircuito nominal (corrente simétrica de curto-circuito) e valor de crista da corrente suportável nominal (corrente assimétrica de curto-circuito) dispostos no item 1.3.1.3 (b). Fatores de assimetria superiores ao indicado poderão ser necessários, em função dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 1.8 deste anexo técnico. Os disjuntores devem ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de discrepância de pólos e acionamento monopolar. O ciclo de operação nominal deve ser compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar e monopolar. Caberá à nova TRANSMISSORA fornecer disjuntores com resistores de pré-inserção ou com mecanismos de fechamento ou abertura controlados, quando necessários. 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 à vazio sem reacendimento do arco. Os requisitos mínimos para o disjuntor na manobra de linha a vazio devem levar em conta o valor eficaz da tensão fase-fase da rede de 770 kv à freqüência de 60 Hz, para os disjuntores dos pátios de 500 kv. Os correspondentes valores para os pátios de 345 kv é de 507 kv, 230 kv é de 339 kv, 138 kv é de 203 kv e 69 kv é de 102kV, à freqüência de 60 Hz. 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. 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. Isto se deve à possibilidade de elevada assimetria da corrente de curto-circuito suprida por geradores. (m) Capacidade de manobrar outros equipamentos / linhas de transmissão existentes na subestação onde estão instalados, em caso de faltas nesses equipamentos seguidas de falha do referido disjuntor, considerando inclusive disjuntor em manutenção. (n) (o) Capacidade de manobrar a linha de transmissão licitada em conjunto com o(s) equipamento(s) / linha(s) de transmissão a elas conectadas em subestações adjacentes, em caso de falta no equipamento / linha de transmissão da subestação adjacente, seguido de falha do respectivo disjuntor. Os disjuntores utilizados na manobra de reatores em derivação devem ser capazes de abrir pequenas correntes indutivas e ser especificados com dispositivos de manobra controlada. VOL. III - Fl. 107 de 664