ANEXO 6L ao Edital do Leilão (VOLUME III) - Aneel

EDITAL DE LEILÃO N O 004/2008-ANEEL 

ANEXO 6L – LOTE L - LINHAS DE TRANSMISSÃO SÃO SIMÃO - ITAGUAÇU 500 KV E ITAGUAÇU – BARRA DOS COQUEIROS 230 KV E 

SUBESTAÇÕES ITAGUAÇU 500/ 230 KV E BARRA DOS COQUEIROS 230 KV 

ANEXO 6L 

LOTE L 

LINHAS DE TRANSMISSÃO 

SÃO SIMÃO – ITAGUAÇU 500 kV 

ITAGUAÇU – BARRA DOS COQUEIROS 230 Kv 

SUBESTAÇÃO ITAGUAÇU 500/230 kV 

SUBESTAÇÃO BARRA DOS COQUEIROS 230 kV 

CARACTERÍSTICAS 

E 

REQUISITOS TÉCNICOS BÁSICOS 

DAS 

INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO 

VOL. III - Fl. 998 de 1086




ÍNDICE 

1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES ............................................................ 1002 

1.1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................................ 1002 

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL .................................................................................................................... 1002 

1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA ............................................................................................................. 1003 

1.1.3 DADOS DE SISTEMA UTILIZADOS ................................................................................................. 1004 

1.1.4 REQUISITOS GERAIS .................................................................................................................. 1005 

1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO ...................................................................................................... 1006 


1.2.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS ..................................................................................... 1006 

1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS ............................................................................................................. 1006 

1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS ............................................................................................................ 1010 

1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS ................................................................................................. 1013 

1.3 SUBESTAÇÕES ......................................................................................................................... 1014 


1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS ............................................................................................... 1016 

1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO .................................................... 1022 

1.4.1 DEFINIÇÕES BÁSICAS ................................................................................................................. 1022 

1.4.2 REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES 

1023 

1.4.3 REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO ............................................................................................ 1023 

1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO ..................................................................... 1024 

1.4.5 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE AUTOTRANSFORMADORES .................................................................. 1030 

1.4.6 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES EM DERIVAÇÃO ................................................................. 1032 

1.4.7 SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS ................................................................................ 1033 

1.4.8 SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR .................................................................... 1034 

1.4.9 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO ........................................................................................... 1035 

1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ............................................................................ 1038 

1.5.1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................................. 1038 

1.5.2 REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES ...................................... 1038 

1.5.3 REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À REDE DE 

OPERAÇÃO ............................................................................................................................................. 1041 

1.5.4 REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS ................................................................... 1046 

1.5.5 ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS ............................................................................ 1050 

1.5.6 REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS INSTALAÇÕES (SUBESTAÇÕES) 

COMPARTILHADAS DA REDE DE OPERAÇÃO. ............................................................................................... 1053 

1.5.7 AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE .... 1053 

1.5.8 REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE 

1055 

1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES ................. 1058 






1.6.2 REQUISITOS FUNCIONAIS ............................................................................................................ 1058 

1.6.3 REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS 

AGENTES ............................................................................................................................................ 1059 

1.6.4 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES .............................................................. 1059 

1.7 REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES ...................................... 1064 


1.7.2 REQUISITOS TÉCNICOS DE TELECOMUNICAÇÕES PARA A TELEPROTEÇÃO ....................................... 1066 

1.7.3 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ ............................................................... 1067 

1.7.4 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS .......................................................... 1069 

1.8 DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESSE 

ANEXO TÉCNICO .................................................................................................................................... 1071 

1.8.1 TENSÃO OPERATIVA ................................................................................................................... 1071 

1.8.2 CRITÉRIOS PARA AS CONDIÇÕES DE MANOBRA ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO ................. 1072 

1.8.3 CRITÉRIOS PARA MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE 

ATERRAMENTO ........................................................................................................................................ 1076 

1.8.4 CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE DISJUNTORES SOB CONDIÇÕES DE MANOBRA ........ 1076 

1.8.5 ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ................................... 1077 

2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO ......................... 1079 

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ................................................................... 1079 

2.1.1 RELATÓRIOS ............................................................................................................................. 1079 

2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES 

EXISTENTES ........................................................................................................................................... 1080 

2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES ......................................................................................... 1080 

2.3.1 SUBESTAÇÃO SÃO SIMÃO ........................................................................................................... 1080 

2.3.2 SUBESTAÇÃO ITAGUAÇU ............................................................................................................. 1080 

2.3.3 SUBESTAÇÃO BARRA DOS COQUEIROS ........................................................................................ 1080 

3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO ........................................................................ 1081 

3.1 GERAL ........................................................................................................................................ 1081 

3.2 DOCUMENTAÇÃO DISPONÍVEL ............................................................................................... 1081 

4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS ................................................. 1082 

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA ................................................................................ 1082 

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES ................................................................................ 1082 

4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO ................................................................. 1082 

4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO .................................................................................................................. 1082 

4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS. ................................................................................. 1083 

4.4 PROJETO BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: ...................................................................... 1084 

4.5 PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO: ................................................................................... 1084 

5 CRONOGRAMA ............................................................................................................ 1085 





5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO (TABELA A) .................................. 1086 

5.2 CRONOGRAMA FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B) ...................................................... 1087 





1 REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES 

1.1 INTRODUÇÃO 

1.1.1 DESCRIÇÃO GERAL 

Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos das linhas de transmissão 

São Simão - Itaguaçu em 500 kV, com 23 km de extensão aproximada e Itaguaçu – Barra dos 

Coqueiros, em 230 kV, com 49 km aproximados, que atenderão à interligação das usinas do sul de 

Goiás com a Rede Básica. 

A figura 1, a seguir, apresenta geograficamente as usinas hidráulicas, PCH’s e de biomassa previstas 

para interligar com as subestações coletoras (Itaguaçu e Barra dos Coqueiros) e a figura 2, o 

diagrama eletrogeográfico da região. 

Jatai 30 MW 

Sertãozinho 14 MW 

Bom Jardim 3,8 MW 

Faz. Velha 13 MW 

S.Antônio Caiapó 21 MW 

PCHs 

Porto das 

Águas 135MW 

Integração das Usinas previstas para o Sul de Goiás 

Cahapadão do 

Céu 152 MW 

Nardini 80MW 

Sinimbu 

40MW 

Engano 8 MW 

Lajeadinho 4,9 MW 

Retiro Velho 18 MW 

Itarumã 40MW 

USINAS HIDRÁULICAS 

BIOMASSA 

PCHs 

~1400 MW 

Energ. São 

Simão - 39 MW 

Quirinópolis 80MW 

Boa C.Dourada 

Vista 120MW 

120MW 

FIGURA 1- HIDRÁULICAS, BIOMASSA E PCHS 

São Simão 





Espora 

Ari Franco 

62 MW 

Tucano – 157 MW 

Olho D’Água 

Itarumã 

42 MW 

Ranchinho 

24 MW 

Água Limpa 

35 MW 

34,6 km 

Figura 2 

Os diagramas unifilares das instalações que são objeto dessa licitação estão disponibilizados nos 

relatórios R2 (subestações coletoras) e R4 (subestação São Simão) da documentação de referência, 

que caracterizam as instalações existentes e aquelas a serem construídas. 

1.1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA 

Irara 

Ponta 

99 MW 

Salto – 108 MW 

Diagrama 

25,7 km 

22,8 km 

1x795 MCM 

Alvorada de Baixo 

45 MW 

Santa Helena– 50 MW 

Caç u – 65 MW 

Barra do Coqueiro– 90 MW 

Coletora 2 

LT 230 kV 2x954 MCM 

A configuração básica é caracterizada pelos empreendimentos listados nas Tabelas 1 e 2 a seguir. 

As linhas de transmissão constam da Tabela 1, enquanto que as subestações constam da Tabela 2. 

Tabela 1 - LINHAS DE TRANSMISSÃO 

Origem Destino Circuito Km Tensão (kV) 

São Simão Itaguaçu simples 23 500 

Itaguaçu 

Barra dos 

Coqueiros 

simples 49 230 

15 km 

Tabela 2 - SUBESTAÇÕES 

Quirin ópolis – 56 MW 

10 km 

Boa Vista – 78 MW 

Eletrogeográfico 

Guariroba 

– 

49 km 

Energ. São Simão -39 MW 

74MW 

Itaguaç u – 130 MW 

9 km 

Coletora 1 

LT 500 kV 23 km 

3x900 MCM 

14 km 

São Simão 

Foz do Rio Corrente 

50 MW 

64 

Foz do Rio Claro –67 MW 

Salto do Rio Verdinho 93MW 

24 km 

Cachoeira Dourada - 90 MW 

OBS.: LTs 230 kV = 1x795 MCM 





Subestação 

Tensão 

(kV) 

São Simão 500 

Itaguaçu 500/230 

Barra dos 

Coqueiros 

230 

Empreendimentos principais 

1 Entrada de Linha DJM. 

1 Interligação de Barras DJM 

1 Módulo Infra-estrutura Geral 

1 Entrada de Linha 500 kV DJM 

1 Conexão de transformação 500 kV DJM 

4 (3+1) Autotransformadores Monofásicos de 225 MVA cada 

1 Conexão de transformação 230 kV BD 4 Chaves; 

1 Entrada de Linha 230 kV BD 4 Chaves 

1 Interligação de Barras 230 kV – BD 4 Chaves 

Barramentos 230 kV para conexão de 4 acessantes de geração 

1 Módulo Infra-estrutura Geral 

1 Entrada de Linha 230 kV BD 4 Chaves 

1 Interligação de Barras 230 kV – BD 4 Chaves 

Barramentos 230 kV para conexão de 3 acessantes de geração 

Potência 

Total 

675 MVA 

A configuração básica supracitada se constitui na alternativa de referência. Os requisitos técnicos 

deste ANEXO 6L caracterizam o padrão de desempenho mínimo a ser atingido por qualquer solução 

proposta. Este desempenho deverá ser demonstrado mediante justificativa técnica comprobatória. 

A utilização pelo empreendedor de outras soluções, que não a de referência, fica condicionada à 

demonstração de que a mesma apresente desempenho elétrico equivalente ou superior àquele 

proporcionado pela alternativa de referência. 

Em caso de proposição de configuração alternativa, o projeto da compensação reativa em derivação 

das linhas de transmissão deve ser definido de forma que o conjunto formado pelas linhas e suas 

compensações atendam aos requisitos constantes do item 2 e demais critérios constantes deste 

Anexo. 

A TRANSMISSORA NÃO tem liberdade para modificar: 

• Níveis de tensão (somente CA); 

• A localização da subestação São Simão; 

• As localizações das subestações Itaguaçu e Barra dos Coqueiros, que devem seguir o previsto 

nos relatórios R3, podendo variar dentro de um raio de mil e quinhentos metros, se necessário; 

• Distribuição de fluxo de potência em regime permanente. 

O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas nas 

Tabelas 1 e 2. Estão incluídos no empreendimento os equipamentos terminais de manobra, proteção, 

supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e facilidades 

necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, ainda que não expressamente 

indicados neste ANEXO 6L. 

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 6L. 

Os dados relativos aos estudos de regime permanente estão disponíveis nos formatos dos programas 

do CEPEL de simulação de rede, ANAREDE, ANATEM/ANAT0 no site da Empresa de Pesquisa 

Energética – EPE (www.epe.gov.br). 

Os dados relativos aos estudos de transitórios eletromagnéticos estão disponíveis no formato do 

programa ATP. 

1.1.4 REQUISITOS GERAIS 

O projeto e a construção das linhas de transmissão e das subestações terminais devem estar em 

conformidade com as últimas revisões das normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas – 

ABNT, no que for aplicável e, na falta destas, com as últimas revisões das normas da International 

Electrotechnical Commission - IEC, American National Standards Institute - ANSI ou National 

Electrical Safety Code - NESC, nesta ordem de preferência, salvo onde expressamente indicado. 

Os requisitos aqui estabelecidos aplicam-se ao pré-projeto, aos projetos básico e executivo bem 

como às fases de construção, manutenção e operação do empreendimento. Aplicam-se ainda ao 

projeto, fabricação, inspeção, ensaios e montagem de materiais, componentes e equipamentos 

utilizados no empreendimento. 

É de responsabilidade da TRANSMISSORA obter os dados, inclusive os descritivos das condições 

ambientais e geomorfológicas da região de implantação, a serem adotados na elaboração do projeto 

básico, bem como nas fases de construção, manutenção e operação das instalações. 

É de responsabilidade e prerrogativa da TRANSMISSORA o dimensionamento e especificação dos 

equipamentos e instalações de transmissão que compõem o Serviço Público de Transmissão, objeto 

desta licitação, de forma a atender este ANEXO 6L e as práticas da boa engenharia, bem como a 

política de reserva. 





1.2 LINHAS DE TRANSMISSÃO 


Não aplicado 

1.2.2 CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS BÁSICAS 

1.2.2.1 Parâmetros elétricos 

A impedância equivalente vista dos terminais de cada trecho de linha de transmissão, composta por 

suas componentes de seqüência positiva e zero e também por seu grau de compensação série e/ou 

paralela, deve possibilitar que o desempenho sistêmico da instalação seja similar ao da configuração 

básica, caracterizado pelo resultado obtido em termos de fluxo de potência e resposta dinâmica em 

um conjunto de situações em regime normal e sob contingências apresentados nos estudos 

documentados nos relatórios listados no item 2. 

1.2.2.2 Capacidade de corrente 

A Linha de Transmissão 500 kV, São Simão – Itaguaçu deve ter capacidade operativa de longa 

duração de 2.640 A. 

A Linha de Transmissão 230 kV Itaguaçu – Barra dos Coqueiros deve ter capacidade operativa de 

longa duração de 2.050 A. 

Com base na temperatura do projeto básico da linha de transmissão, o empreendedor deve 

disponibilizar uma capacidade operativa de curta duração, admissível durante condição de 

emergência, conforme regulamento da ANEEL. 

A capacidade de corrente de longa duração corresponde ao valor de corrente da linha de transmissão 

em condição normal de operação e deve atender às diretrizes fixadas pela norma técnica NBR 5422 

da ABNT. A capacidade de corrente de curta duração refere-se à condição de emergência 

estabelecida na norma técnica NBR 5422 da ABNT. 

1.2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS 

1.2.3.1 Definição da flecha máxima dos condutores 

A linha de transmissão deve ser projetada de acordo com as prescrições da Norma Técnica NBR 

5422, da ABNT, de forma a preservar, em sua operação, as distâncias de segurança nela 

estabelecidas. Devem ser previstas a circulação das capacidades de longa e de curta duração na 

linha de transmissão e a ocorrência simultânea das seguintes condições climáticas: 

(a) temperatura máxima média da região; 

(b) radiação solar máxima da região; e 

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

Na operação em regime de longa duração, as distâncias do condutor ao solo ou aos obstáculos 

devem ser iguais ou superiores às distâncias de segurança (mínimas) em condições normais de 

operação estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora. 

Na operação em regime de curta duração, as distâncias do condutor ao solo ou aos obstáculos 

devem ser iguais ou superiores às distâncias de segurança (mínimas) em condições de emergência 





estabelecidas na Norma Técnica NBR 5422 da ABNT ou sua sucessora. As linhas de transmissão 

para cuja classe de tensão essa norma não estabeleça valores de distâncias de segurança devem 

ser projetadas segundo as prescrições contidas no NESC, em sua edição de 2002. 

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

de transmissão pode ser solicitada a operar com carregamento superior à capacidade de longa ou 

curta duração, desde que as distâncias de segurança, conforme definidas nos itens acima, sejam 

respeitadas. 

A linha de transmissão deve ser projetada de sorte a não apresentar óbices técnicos à instalação de 

monitoramento de distâncias de segurança, uma vez que, a qualquer tempo, pode vir a ser solicitada 

pela ANEEL a sua implantação. 

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

componentes que conduzem corrente 

A capacidade de condução de corrente dos acessórios, conexões e demais componentes que 

conduzem corrente deve ser superior à máxima corrente que pode circular na linha preservando as 

distâncias de segurança correspondentes à operação em regime de longa duração prescritas na 

Norma Técnica NBR 5422 da ABNT nas seguintes condições climáticas: 

I. Média das temperaturas mínimas diárias da região; 

II. sem radiação solar; e 

III. mediana dos ventos da região. 

Deverão ser atendidas, também, as prescrições das normas de dimensionamento e ensaios de 

ferragens eletrotécnicas de linhas de transmissão, em especial à norma NBR 7095 da ABNT, ou sua 

sucessora. 

1.2.3.3 Capacidade de corrente dos cabos pára-raios 

Nas condições climáticas estabelecidas no item 1.2.3.1, os cabos pára-raios – conectados ou não às 

malhas de aterramento das subestações terminais e ao sistema de aterramento das estruturas da 

linha – devem ser capazes de suportar, sem dano, durante o período de concessão da linha de 

transmissão, a circulação da corrente associada à ocorrência de curto-circuito monofásico franco em 

qualquer estrutura por duração correspondente ao tempo de atuação da proteção de retaguarda. 

Devem-se considerar níveis de curto-circuito de 50 kA nas SE’s São Simão (500 kV) e Itaguaçu 

(500/230 kV) e 40 kA na SE Barra dos Coqueiros (230 kV). 

1.2.3.4 Perda Joule nos cabos condutor e pára-raios 

A resistência de seqüência positiva por unidade de comprimento da linha de transmissão deve ser 

igual ou inferior à da configuração básica, como segue: 

(a) Linha de Transmissão 500 kV São Simão – Itaguaçu, para freqüência nominal de 60 Hz e para a 

temperatura de 75 ºC, igual a 0,0265 Ω/km. 

(b) Linha de Transmissão 230 kV Itaguaçu – Barra dos Coqueiros, para freqüência nominal de 60 Hz 

e para a temperatura de 75 ºC, igual a 0,0375 Ω/km. 





A perda Joule nos cabos pára-raios deve ser inferior a 5% das perdas no cabo condutor para 

qualquer condição de operação. 

1.2.3.5 Desequilíbrio 

As linhas de transmissão de comprimento superior a 100 km devem ser transpostas com um ciclo 

completo de transposição, de preferência com trechos de 1/6, 1/3, 1/3 e 1/6 do comprimento total. 

Caso a linha não seja transposta, o desequilíbrio de tensão de seqüência negativa e zero deve estar 

limitado a 1,5% em vazio e a plena carga. 

As linhas de transmissão em paralelo devem ter ciclos de transposição com sentido oposto. De forma 

análoga, as linhas de transmissão de circuito duplo devem ter os circuitos transpostos com ciclos de 

transposição de sentido oposto. 

1.2.3.6 Tensão máxima operativa 

A tensão máxima operativa da linha de transmissão para a classe de tensão correspondente está 

indicada na Tabela 3. 

TABELA 3 – TENSÃO MÁXIMA OPERATIVA 

Classe de Tensão máxima 

tensão [kV] operativa [kV] 

230 242 

345 362 

440 460 

500 e 525 550 

1.2.3.7 Coordenação de isolamento 

(a) Isolamento à tensão máxima operativa 

Para dimensionar o isolamento da linha de transmissão para tensão máxima operativa deve ser 

considerado o balanço da cadeia de isoladores sob ação de vento com período de retorno de, no 

mínimo, 30 (trinta) anos. 

A distância de escoamento mínima da cadeia de isoladores deve ser determinada conforme a 

norma IEC 60815, considerando o nível de poluição da região de implantação da LT. Caso o nível 

de poluição da região seja classificado como inferior ao nível I – leve, a distância específica de 

escoamento deverá ser igual ou superior a 14 mm/kV eficaz fase-fase. 

Deve ser garantida a distância de segurança entre qualquer condutor da linha e objetos situados 

na faixa de segurança, tanto para a condição sem vento quanto para a condição de balanço dos 

cabos e cadeias de isoladores devido à ação de vento com período de retorno de, no mínimo, 30 

(trinta) anos. Na condição de balanço dos cabos e cadeias de isoladores devido à ação de vento, 

essa distância de segurança deve ser também garantida: 

• ao longo de toda a LT, independentemente do comprimento do vão, mesmo que para tanto a 

largura da faixa de segurança seja variável ao longo da LT, em função do comprimento do 

vão; e 





• para qualquer topologia de terreno na faixa de segurança, especificamente quando há perfil 

lateral inclinado (em aclive). 

(b) Isolamento para manobras 

A sobretensão adotada no dimensionamento dos espaçamentos elétricos das estruturas deverá 

ser, no mínimo, igual à maior das sobretensões indicadas nos estudos de transitórios 

eletromagnéticos. 

Os riscos de falha (fase-terra e fase-fase) em manobras de energização e religamento devem ser 

limitados aos valores constantes da Tabela 4. 

TABELA 4 - O RISCO MÁXIMO DE FALHA EM MANOBRAS DE ENERGIZAÇÃO E RELIGAMENTO 

Manobra 

Risco de falha (adimensional) 

Fase - terra Fase - fase 

Energização 10 – 3 10 – 4 

Religamento 10 – 2 10 – 3 

(c) Desempenho a descargas atmosféricas 

Para o nível de 500 kV, o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser 

inferior ou igual a um desligamento por 100 km por ano. 

Para o nível de 230 kV, o número total de desligamentos por descargas atmosféricas deve ser 

inferior ou igual a dois desligamentos por 100 km por ano. 

As estruturas deverão ser dimensionadas com pelo menos dois cabos pára-raios, dispostos sobre 

os cabos condutores de forma que, para o terreno predominante da região, a probabilidade de 

desligamento causado por descargas diretas nos cabos condutores seja inferior a 10 –2 

desligamentos por 100 km. 

1.2.3.8 Emissão eletromagnética 

Os efeitos tratados nas alíneas (a) a (d) devem ser verificados à tensão máxima operativa da linha 

indicada na Tabela 3: 

(a) Corona visual 

A linha de transmissão, com seus cabos e acessórios, bem como as ferragens das cadeias de 

isoladores, não deve apresentar corona visual em 90% do tempo para as condições atmosféricas 

predominantes na região atravessada pela linha de transmissão. 

(b) Rádio-interferência 

A relação sinal/ruído no limite da faixa de segurança deve ser, no mínimo, igual a 24 dB, para 

50% do período de um ano. O sinal adotado para o cálculo deve ser o nível mínimo de sinal na 

região atravessada pela linha de transmissão, conforme norma DENTEL ou sua sucessora. 

(c) Ruído audível 

O ruído audível no limite da faixa de segurança deve ser, no máximo, igual a 58 dBA em qualquer 

uma das seguintes condições não simultâneas: durante chuva fina (0,00148 mm/min); durante 





névoa de 4 (quatro) horas de duração; ou durante os primeiros 15 (quinze) minutos após a 

ocorrência de chuva. 

(d) Campo elétrico 

O campo elétrico a um metro do solo no limite da faixa de segurança deve ser inferior ou igual a 

4,16 kV/m. 

Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da 

mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos. 

(e) Campo magnético 

O campo magnético no limite da faixa de segurança deve ser inferior ou igual a 67 A/m, 

equivalente à indução magnética de 83,3 μT na condição de operação da LT em regime de curta 

duração. 

Deve-se assegurar que o campo no interior da faixa, em função da utilização de cada trecho da 

mesma, não provoque efeitos nocivos a seres humanos. 

1.2.3.9 Travessia de linhas de transmissão existentes 

A TRANSMISORA deve evitar ao máximo o cruzamento sobre linhas de transmissão existentes. 

Caso o cruzamento seja inevitável, a TRANSMISSORA deve identificar esses casos, tanto nas 

entradas/saídas das subestações quanto ao longo do traçado das LTs, e informar no projeto 

básico as providências que serão tomadas no sentido de minimizar os riscos inerentes a esses 

cruzamentos, ficando a critério da ANEEL a aprovação dessas providências. 

A TRANSMISSORA deverá relacionar no projeto básico os cruzamentos da LT em projeto com 

outra(s) LT(s) existente(s) da Rede Básica. Seguem, abaixo, as informações mínimas da(s) LT(s) 

em cruzamento a serem prestadas pelo agente: 

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

(b) tensão nominal; 

(c) número de circuitos;e 

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

Nos casos relacionados a seguir, de cruzamento da LT em projeto com outra(s) LT(s) da Rede 

Básica, a LT em projeto deverá cruzar necessariamente sob a(s) existente(s): 

(a) quando um circuito simples (em projeto) cruzar, num mesmo vão de travessia, mais de um 

circuito de LT existente com tensão igual ou superior à de projeto; ou 

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

1.2.4 REQUISITOS MECÂNICOS 

1.2.4.1 Confiabilidade 





O projeto mecânico da linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60826 – 

International Electrotechnical Commission: Loading and Strength of Overhead Transmission Lines. 

O nível de confiabilidade do projeto eletromecânico, expresso pelo período de retorno do vento 

extremo, deve ser compatível com um nível intermediário entre os níveis 2 e 3 preconizados na IEC 

60826. Deve ser adotado período de retorno do vento igual ou superior a 250 anos para linha de 

transmissão de tensão nominal superior a 230 kV, e 150 anos para tensão nominal igual ou inferior 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. 

Os parâmetros explicitados a seguir devem ser obtidos a partir de dados fornecidos por estações 

anemométricas selecionadas adequadamente para caracterizar a região atravessada pela linha de 

transmissão: 

(a) Média e coeficiente de variação (em porcentagem) das séries de velocidades máximas anuais 

de vento a 10 m de altura, com tempos de integração da média de 3 (três) segundos (rajada) e 

10 (dez) minutos (vento médio). 

(b) Velocidade máxima anual de vento a 10 m de altura, com período de retorno correspondente 

ao vento extremo, como definido no item 1.2.4.1, e tempos de integração para o cálculo da 

média de 3 (três) segundos e 10 (dez) minutos. Se o número de anos da série de dados de 

velocidade for pequeno, na estimativa da velocidade máxima anual deve ser adotado, no 

mínimo, um coeficiente de variação compatível com as séries mais longas de dados de 

velocidades de ventos medidas na região. 

(c) Coeficiente de rajada para a velocidade do vento a 10 m de altura, referenciado ao tempo de 

integração da média de 10 (dez) minutos. 

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

No tratamento das velocidades de vento, para fins de dimensionamento, deve ser considerada a 

categoria de terreno definida na IEC 60826 que melhor se ajuste à topologia do corredor da LT. 

1.2.4.3 Cargas mecânicas sobre os cabos. 

O cabo deve ser dimensionado para suportar três estados de tracionamento – básico, de tração 

normal e de referência –, definidos a partir da combinação de condições climáticas e de 

envelhecimento do cabo como se segue. 

(a) Estado básico 

• Para condições de temperatura mínima, a tração axial máxima deve ser limitada a 33 % da 

tração de ruptura do cabo. 

• Para condições de vento com período de retorno de 50 anos, a tração axial máxima deve 

ser limitada a 50 % da tração de ruptura do cabo. 

• Para condições de vento extremo, como definido no item 1.2.4.1, a tração axial máxima 

deve ser limitada a 70 % da tração de ruptura do cabo. 





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

• No assentamento final, à temperatura média, sem vento, o nível de tracionamento médio 

dos cabos deve atender ao indicado na norma NBR 5422. Além disso, o tracionamento 

médio dos cabos deve ser compatível com o desempenho mecânico no que diz respeito à 

fadiga ao longo da vida útil da linha de transmissão conforme será abordado no item 

1.2.4.4. 

(c) Estado de referência 

• A distância mínima ao solo do condutor (clearance) deve ser verificada sem considerar a 

pressão de vento atuante. 

1.2.4.4 Fadiga mecânica dos cabos 

Os dispositivos propostos para amortecer as vibrações eólicas devem ter sua eficiência e 

durabilidade avaliadas por ensaios que demonstrem sua capacidade de amortecer os diferentes tipos 

de vibrações eólicas e sua resistência à fadiga, sem perda de suas características de amortecimento 

e sem causar danos aos cabos. 

É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a elaboração de estudos, o desenvolvimento e a 

aplicação de sistema de amortecimento para prevenção de vibrações eólicas e efeitos relacionados 

com a fadiga dos cabos, de forma a garantir que estes não estejam sujeitos a danos ao longo da vida 

útil da linha de transmissão. 

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

1.2.4.5 Cargas mecânicas sobre as estruturas 

O projeto mecânico de uma linha de transmissão deve ser desenvolvido segundo a IEC 60826. Além 

das hipóteses previstas na IEC, é obrigatória a introdução de hipóteses de carregamento que reflitam 

tormentas elétricas. Devem ser previstas necessariamente as cargas a que as estruturas estarão 

submetidas nas condições mais desfavoráveis de montagem e manutenção, inclusive em linha viva. 

Para o caso de uma linha de transmissão construída com estruturas metálicas em treliça, as 

cantoneiras de aço-carbono ou microligas laminadas a quente devem obedecer aos requisitos de 

segurança estabelecidos na Portaria nº 243 do Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e 

Qualidade Industrial – INMETRO, publicada no Diário Oficial da União, de 17 de dezembro de 2002. 

1.2.4.6 Fundações 

No projeto das fundações, para atender o critério de coordenação de falha, as solicitações 

transmitidas pela estrutura às fundações devem ser majoradas pelo fator mínimo 1,10. Essas 

solicitações, calculadas a partir das cargas de projeto da estrutura, considerando suas condições 

particulares de aplicação – vão gravante, vão de vento, ângulo de deflexão, fim de linha e altura da 

estrutura – passam a ser consideradas cargas de projeto das fundações. 

As fundações de cada estrutura devem ser projetadas estrutural e geotecnicamente de forma a 

adequar todos os esforços resultantes de cada estrutura às condições específicas do solo. 

As propriedades físicas e mecânicas do solo de cada estrutura devem ser determinadas de forma 

reconhecidamente científica, de modo a retratar, com precisão, os parâmetros geomecânicos do solo. 

Tal determinação deve ser realizada a partir das seguintes etapas: 





• Estudo e análise fisiográfica preliminar do traçado da linha com a conseqüente elaboração do 

plano de investigação geotécnica. 

• Estabelecimento dos parâmetros geomecânicos a partir do reconhecimento do subsolo com a 

caracterização geológica e geotécnica do terreno, qualitativa e quantitativamente 

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

No cálculo das fundações, devem ser considerados os aspectos regionais geomorfológicos que 

influenciem o estado do solo de fundação, seja no aspecto de sensibilidade, de expansibilidade, seja 

de colapsividade, levando-se em conta a sazonalidade.. 

A definição do tipo de fundação, bem como o seu dimensionamento estrutural e geotécnico, deve 

considerar os limites de ruptura e deformabilidade para a capacidade de suporte do solo à 

compressão, ao arrancamento e aos esforços horizontais, valendo-se de métodos racionais de 

cálculo, incontestáveis e consagrados na engenharia geotécnica. 

1.2.5 REQUISITOS ELETROMECÂNICOS 

1.2.5.1 Descargas atmosféricas 

Os cabos pára-raios de qualquer tipo e formação devem ter desempenho mecânico frente a 

descargas atmosféricas igual ou superior ao do cabo de aço galvanizado EAR de diâmetro 3/8”. 

Todos os elementos sujeitos a descargas atmosféricas diretas da superestrutura de suporte dos 

cabos condutores e cabos pára-raios, incluindo as armações flexíveis de estruturas tipo “Cross- 

Rope”, Trapézio ou Chainette, não devem sofrer redução da suportabilidade mecânica original após a 

ocorrência de descarga atmosférica. As cordoalhas de estruturas estaiadas mono-mastro ou V 

protegidas por cabos pára-raios estão isentas deste requisito. 

1.2.5.2 Corrosão eletrolítica 

É de inteira responsabilidade da TRANSMISSORA a elaboração de estudos para prevenção dos 

efeitos relacionados à corrosão em elementos da linha de transmissão em contato com o solo, de 

forma a garantir a estabilidade estrutural dos suportes da linha de transmissão e o bom 

funcionamento do sistema de aterramento ao longo da vida útil da linha de transmissão. 

1.2.5.3 Corrosão ambiental 

Todos os componentes da linha de transmissão devem ter sua classe de galvanização compatível 

com a agressividade do meio ambiente, particularmente em zonas litorâneas e industriais. 





1.3 SUBESTAÇÕES 


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 de Goiás. 

Deverão ser realizadas, dentre outras, as obras necessárias de infra-estrutura, descritas no módulo 

geral – Resolução ANEEL nº. 191, de 12 de dezembro de 2005, necessárias para a implantação, 

manutenção e operação da configuração básica caracterizada pelas instalações listadas na tabela 2. 

Na subestação Itaguaçu com área mínima a ser adquirida de 127.000 m², deverão ser realizadas a 

extensão de barramentos de 230 kV para a conexão de 4 agentes de geração (vide desenhos desta 

subestação no item 2), bem como, as obras de infra–estrutura desta extensão. 

Na subestação Barra dos Coqueiros 230 kV com área mínima a ser adquirida de 47.000 m², deverão 

ser realizadas a extensão dos barramentos para a conexão de 3 agentes de geração (vide desenhos 

desta subestação no item 2), bem como as obras de infra-estrutura desta extensão. 

O Módulo de Infra-estrutura 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. 

1.3.1.2 Arranjo de barramentos 

O arranjo de barramento da subestação 500 kV São Simão é do tipo barra dupla com disjuntor e 

meio. As novas conexões a essa subestação deve também atender a esse requisito. 

O arranjo de barramentos no setor 230 kV das subestações Itaguaçu e Barra dos Coqueiros deve ser 

do tipo barra dupla a quatro chaves, e da subestação Itaguaçu no setor 500 kV, anel evoluindo para 

barra dupla com disjuntor e meio, como evidenciado nos diagramas unifilares básicos desta 

subestação para as etapas, atual (“1ª Etapa”) e expansão futura, relacionados no item 2. 

1.3.1.3 Capacidade de corrente 





(a) Corrente em regime Permanente 

Os barramentos das subestações devem ser dimensionados considerando a situação mais 

severa de circulação de corrente, levando em conta a possibilidade de indisponibilidade de 

elementos da subestação e ocorrência de emergência no Sistema Interligado Nacional – SIN, 

no horizonte de planejamento. 

No caso de subestação existente, se a máxima corrente verificada for inferior à capacidade do 

barramento, o trecho de barramento associado a esse empreendimento deve ser compatível 

com o existente. 

A TRANSMISSORA deve informar a capacidade de corrente dos barramentos, para todos os 

níveis, rígidos ou flexíveis, para a temperatura de projeto. 

Para o dimensionamento da capacidade de corrente nominal dos equipamentos a serem 

implantados na subestação, tais como, disjuntores, chaves seccionadoras e transformadores 

de corrente, deve ser considerado que indisponibilidades de equipamentos, pertencentes ou 

não a este empreendimento, podem submeter os remanescentes a valores de correntes mais 

elevados, cabendo a TRANSMISSORA identificar as correntes máximas que poderão ocorrer 

nos seus equipamentos, desde a data de entrada em operação até o ano horizonte de 

planejamento, por meio de estudo específico descrito no item 1.8 deste anexo técnico. 

Os equipamentos exclusivos das entradas de linha (no arranjo de barramento DJM e ANEL – 

seccionadora da linha e bobinas de bloqueio; no arranjo BD – todas as seccionadoras, 

disjuntor, TCs e bobinas de bloqueio) devem suportar, no mínimo, as condições de 

carregamento da linha de transmissão estabelecidas nos itens 1.2.2.2 e 1.2.3.1. 

(b) Capacidade de curto-circuito 

Os equipamentos e demais instalações das Subestações São Simão e Itaguaçu devem 

suportar, no mínimo, nos pátios de 500 kV e 230 kV, as correntes de curto-circuito simétrica e 

assimétrica relacionadas a seguir: 

• corrente de curto-circuito nominal: 50 kA 

• valor de crista da corrente suportável nominal: 130,0 kA (fator de assimetria de 2,6) 

Os equipamentos e demais instalações da Subestação Barra dos Coqueiros devem suportar, 

no mínimo, no pátio de 230 kV, 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: 104,0 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. 

(c) Sistema de Aterramento 

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

1.3.1.4 Suportabilidade 





(a) Tensão em regime permanente 

O dimensionamento dos barramentos e dos equipamentos para a condição de operação em 

regime permanente deve considerar o valor máximo de tensão de 550 kV para a tensão 

nominal de 500 kV e de 242 kV para a tensão nominal de 230 kV. 

(b) Isolamento sob poluição 

As instalações devem ser isoladas de forma a atender, sobretensão operativa máxima, às 

características de poluição da região, conforme classificação contida na Publicação IEC 815 – 

Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions. 

(c) Proteção contra descargas atmosféricas 

O sistema de proteção contra descargas atmosféricas das subestações deve ser dimensionado 

de forma a assegurar um risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 anos. 

Além disso, deve-se assegurar que não haja falha de blindagem nas instalações para correntes 

superiores a 2 kA. 

Caso existam edificações, as mesmas devem atender às prescrições da Norma Técnica 

NBR5419. 

1.3.1.5 Efeitos de campos 

(a) Efeito corona 

Os componentes das subestações, especialmente condutores e ferragens, não devem 

apresentar efeito corona visual em 90 % do tempo para as condições atmosféricas 

predominantes na região da subestação. A tensão mínima fase-terra eficaz para início e 

extinção de corona visual a ser considerada no projeto para os pátios de 230 kV é de 129 kV. 

(b) Rádio interferência 

O valor da tensão de rádio interferência externa à subestação não deve exceder 2.500 μV/m a 

1.000 kHz, com 1,1 vezes a tensão nominal do sistema. 

1.3.2 REQUISITOS DOS EQUIPAMENTOS 

1.3.2.1 Disjuntores 

(a) O ciclo de operação dos disjuntores deve atender aos requisitos das normas aplicáveis. 

(b) O tempo máximo de interrupção para disjuntores classe de tensão de 230 kV deve ser de 3 

ciclos, e para classe de 500 kV, 2 ciclos. 

(c) 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. 

(d) Os disjuntores devem ser dimensionados respeitando os valores mínimos de corrente de curto 

circuito nominal (corrente simétrica de curto-circuito) e valor de crista da corrente suportável 

nominal (corrente assimétrica de curto-circuito) dispostos no item 1.3.1.3 b. Relações de 

assimetria superiores a indicada em 1.3.1.3 b poderão ser necessárias, em função dos 





resultados dos estudos a serem realizados pela própria TRANSMISSORA, descritos nos item 

1.8 deste anexo técnico. 

(e) 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. 

(f) Caberá à nova TRANSMISSORA fornecer disjuntores com resistores de pré-inserção ou com 

mecanismos de fechamento ou abertura controlados, quando necessário. 

(g) Os disjuntores devem ser especificados para operar quando submetidos às solicitações de 

manobra determinadas nos estudos previstos no item 1.8.4. 

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

(i) Os requisitos mínimos para o disjuntor na manobra de linha a vazio devem levar em conta o 

valor eficaz da tensão fase-fase da rede de 770 kV à freqüência de 60 Hz, para os disjuntores 

dos pátios de 500 kV. O correspondente valor para os pátios de 230 kV é 339 kV à freqüência 

de 60 Hz. Valores superiores a estes podem ser necessários, caso os estudos definidos no 

item 1.8 assim o determinem. 

(j) Os disjuntores que manobrem banco de capacitores em derivação devem ser do tipo de 

“baixíssima probabilidade de reacendimento de arco”, classe C2 conforme norma IEC 62271- 

100. 

(k) Os disjuntores devem ser especificados para abertura de corrente de curto-circuito nas 

condições mais severas de X/R no ponto de conexão do disjuntor, condições estas que 

deverão ser identificadas pelo Agente. Em caso de disjuntores localizados nas proximidades de 

usinas geradoras, especial atenção deve ser dada à determinação da constante de tempo a ser 

especificada para o disjuntor. Caso exista a possibilidade da ocorrência de “zeros atrasados” 

em caso de defeitos próximos a usina, o disjuntor deve ser especificado para operar nestas 

condições de defeito; 

(l) 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; 

(m) 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; 

(n) 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. 

(o) Nos casos em que forem utilizados mecanismos de fechamento ou abertura controlados devem 

ser especificados a dispersão máxima dos tempos médios de fechamento ou de abertura, 

compatíveis com as necessidades de precisão da manobra controlada. 

1.3.2.2 Seccionadoras, lâminas de terra e chaves de aterramento 

Estes equipamentos devem atender aos requisitos das normas IEC aplicáveis e serem capazes de 

efetuar as manobras listadas no item 1.8.3. 





As seccionadoras devem ser especificadas com, pelo menos, a mesma corrente nominal utilizada 

pelos disjuntores deste empreendimento, aos quais estejam associadas. 

A TRANSMISSORA deve especificar o valor de crista da corrente suportável nominal (corrente de 

curto circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta duração(corrente de curto 

simétrica) respeitando os valores mínimos dispostos no item 1.3.1.3 b. 

Fatores de assimetria superiores ao indicado no item 1.3.1.3 b poderão ser necessários, em função 

dos resultados dos estudos a serem realizados pela TRANSMISSORA, descritos no item 1.8 deste 

anexo técnico. 

As lâminas de terra e chaves de aterramento das linhas de transmissão devem ser dotadas de 

capacidade de interrupção de correntes induzidas de acordo com a norma IEC 62271-102. 

Esses equipamentos devem ser dimensionados considerando a relação X/R do ponto do sistema 

onde serão instalados. 

1.3.2.3 Pára-raios 

Deverão ser instalados pára-raios nas entradas de linhas de transmissão, nas conexões de unidades 

transformadoras de potência, de reatores em derivação e de bancos de capacitores não 

autoprotegidos. Os pára-raios devem ser do tipo estação, de óxido de zinco (ZnO), adequados para 

instalação externa. 

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

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

técnico. 

A TRANSMISSORA deverá informar, ainda na fase de projeto básico, em caso de indisponibilidade 

dos dados finais do fornecimento, os valores de catálogo da família do pára-raios escolhido para 

posterior utilização no empreendimento. 

1.3.2.4 Transformadores de corrente e potencial 

As características dos transformadores de corrente e potencial, como: número de secundários, 

relações de transformação, carga, exatidão, etc., devem satisfazer as necessidades dos sistemas de 

proteção e de medição das grandezas elétricas e medição de faturamento, quando aplicável. 

Os transformadores de corrente devem ter enrolamentos secundários em núcleos individuais e os de 

potencial devem ter enrolamentos secundários individuais e serem próprios para instalação externa. 

Para a especificação dos núcleos de proteção dos transformadores de corrente deve-se considerar a 

relação X/R do ponto de instalação, para que esses núcleos não saturem durante curtos-circuitos e 

religamentos rápidos (IEEE 76 CH1130-4 Transient response of current transformers e IEC 44-6 

Instrument transformers - part 6: Requirements for protective current transformers for transient 

performance). 

A TRANSMISSORA deve especificar transformadores de corrente com o valor de crista da corrente 

suportável nominal (corrente de curto-circuito assimétrica) e a corrente suportável nominal de curta 

duração (corrente de curto simétrica) que respeitem o disposto no item 1.3.1.3 b. 

Fatores de assimetria superiores a indicada no item 1.3.1.3 b poderão ser necessários, em função 

dos resultados dos estudos a serem realizados pela própria TRANSMISSORA, descritos no item 1.8 

deste anexo técnico. 





1.3.2.5 Unidades Transformadoras de Potência 

Deve ser prevista a instalação inicial de um banco trifásico formado por autotransformadores 

monofásicos de 500/√3 kV para 230/√3 kV e potência de 675 MVA (3 x 225A), mais uma unidade 

monofásica reserva de 225MVA, na Subestação Itaguaçu. As unidades transformadoras devem 

possuir estágios de refrigeração capazes de atender os procedimentos para aplicação de cargas 

estabelecidos na norma ABNT NBR 5416. 

(a) Potência Nominal 

A potência nominal do autotransformador 500/230 kV da Subestação Itaguaçu é de 675 MVA (3 

x 225 MVA), nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tape 

especificado. 

(b) Comutação 

O comutador de derivação em carga deve ser projetado, fabricado e ensaiado de acordo com a 

publicação IEC-214 On Load Tap Changers. 

(c) Condições operativas 

Os transformadores devem ser capazes de operar nas condições de sobrecarga estabelecidas 

na NBR 5416 e na Resolução Normativa ANEEL nº 191, de 12.12.2005. 

Os transformadores devem ser capazes de operar com as suas potências nominais, em regime 

permanente, para toda a faixa operativa de tensão da rede básica, tanto no primário quanto no 

secundário, com ou sem comutadores de derivações, sejam eles em carga ou não. Caso os 

transformadores possuam comutadores de derivações, em carga ou não, eles devem poder 

operar para a referida faixa operativa, em todas as posições dos comutadores. 

Deve ser possível energizar as unidades transformadoras sem restrições, tanto pelo 

enrolamento primário quanto pelo secundário, para toda a faixa de tensão operativa. 

Cada unidade transformadora de potência deve ser capaz de suportar o perfil de 

sobreexcitação em vazio a 60 Hz, de acordo com a Tabela 5, em qualquer derivação de 

operação. 

TABELA 5 - SOBREEXCITAÇÃO EM VAZIO A 60 HZ, EM QUALQUER DERIVAÇÃO 

Período (segundos) Tensão de derivação (pu) 

10 1,35 

20 1,25 

60 1,20 

480 1,15 

(d) Impedâncias 

O valor da impedância entre o enrolamento primário e secundário deve ser compatível com o 

sugerido nos estudos de sistema, disponibilizados na documentação anexa a este Edital. Estes 

estudos devem ser detalhados pela TRANSMISSORA quando da execução do projeto básico, 

observando-se, no entanto, o valor de impedância máxima de 14 % na base nominal das 

unidades transformadoras, salvo quando indicado pelos estudos. Os valores de impedância 

devem estar referenciados à temperatura de 75 °C. 





(e) Perdas 

O valor das perdas máximas para autotransformadores monofásicos ou trifásicos de qualquer 

potência deve ser inferior ou igual a 0,3% da potência nominal na operação primáriosecundário. 

No caso de transformadores trifásicos ou monofásicos de potência trifásica nominal superior a 

5 MVA e de tensão nominal do enrolamento de alta tensão igual ou superior a 230 kV, as 

perdas máximas entre o primário e o secundário devem atender à tabela abaixo. 

PERDAS PARA TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS 

Perdas em porcentagem da potência nominal (1) 

Potência Trifásica Nominal (Pn (2) ) Perdas Máximas 

5 < Pn < 30 MVA 0,70 % 

30 ≤ Pn < 50 MVA 0,60 % 

50 ≤ Pn < 100 MVA 0,50 % 

100 ≤ Pn < 200 MVA 0,40 % 

Pn ≥ 200 MVA 0,30 % 

Notas: 1) Perdas totais na tensão nominal e freqüência nominal para a 

operação primário-secundário. 

2) Pn: potência nominal no último estágio de refrigeração. 

(f) Nível de ruído 

O máximo nível de ruído audível emitido pelas unidades transformadoras de potência deve 

estar em conformidade com a norma NBR 5356 da ABNT. 

(g) Unidade reserva 

Deverá ser prevista a instalação de unidades reservas, quando indicado na configuração 

básica. 

1.3.2.6 Instalações abrigadas 

Todos os instrumentos, painéis e demais equipamentos dos sistemas de proteção, comando, 

supervisão e telecomunicação devem ser abrigados e projetados segundo as normas aplicáveis, de 

forma a garantir o perfeito desempenho destes sistemas e sua proteção contra desgastes 

prematuros. 

Em caso de edificações, é de responsabilidade da TRANSMISSORA seguir as posturas municipais 

aplicáveis e as normas de segurança do trabalho. 

1.3.2.7 Equipamentos localizados em entradas de linhas 

Equipamentos localizados nas extremidades de linha e que possam ficar energizados após a 

manobra da mesma no terminal em vazio, tais como reatores de linha, disjuntores, secionadores e 

transformadores de potencial, deverão ser dimensionados para suportar por uma hora as 

sobretensões à freqüência industrial de acordo com a Tabela 6: 





TABELA 6 – TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL NA EXTREMIDADE DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO 1HORA APÓS MANOBRA (KV) 

Tensão nominal Tensão sustentada 

230 253 

345 398 

500/525 600 





1.4 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO 

1.4.1 DEFINIÇÕES BÁSICAS 

COMPONENTE DO SISTEMA DE POTÊNCIA ou COMPONENTE: é todo equipamento ou instalação 

delimitado por disjuntores, elos fusíveis ou religadores automáticos. Uma exceção existe para reator 

shunt de LINHA DE TRANSMISSÃO que também é classificado como COMPONENTE, mesmo sem 

disjuntor próprio. 

SISTEMA: quando aplicado à proteção, à supervisão e controle ou a telecomunicações, significa o 

conjunto de equipamentos e funções requeridas e necessárias para seu desempenho adequado na 

operação da instalação e da REDE BÁSICA. 

SISTEMA DE PROTEÇÃO: conjunto de equipamentos composto por relés de proteção, relés 

auxiliares, equipamentos de teleproteção e acessórios destinados a realizar a proteção em caso de 

falhas elétricas, tais como curtos-circuitos, e de outras condições anormais de operação dos 

COMPONENTES de um sistema elétrico (LINHAS DE TRANSMISSÃO, barramentos e 

equipamentos). 

PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA: destina-se a detectar e eliminar, seletivamente e sem retardo 

de tempo intencional, falhas que ocorram apenas no COMPONENTE protegido. São exemplos os 

esquemas com comunicação direta relé a relé, os esquemas de teleproteção, as proteções 

diferenciais, os esquemas de comparação de fase etc. 

PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA: destina-se a detectar e eliminar falhas que ocorram no 

COMPONENTE protegido e a fornecer proteção adicional para os COMPONENTES adjacentes. Em 

sua aplicação como PROTEÇÃO DE RETAGUARDA, sua atuação é coordenada com a atuação das 

proteções dos equipamentos adjacentes por meio de retardo de tempo intencional. São exemplos as 

proteções de sobrecorrente e as proteções de distância. 

PROTEÇÃO DE RETAGUARDA: destina-se a atuar quando da eventual falha de outro SISTEMA DE 

PROTEÇÃO. Quando esse SISTEMA está instalado no mesmo local do SISTEMA DE PROTEÇÃO a 

ser coberto, trata-se de retaguarda local; quando está instalado em local diferente daquele onde está 

o SISTEMA DE PROTEÇÃO a ser coberto, trata-se de retaguarda remota. 

PROTEÇÃO PRINCIPAL: esquema de proteção composto por um SISTEMA de PROTEÇÃO 

UNITÁRIA OU RESTRITA e um SISTEMA de PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA. 

PROTEÇÃO ALTERNADA: esquema composto por um SISTEMA DE PROTEÇÃO UNITÁRIA OU 

RESTRITA e por um SISTEMA de PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA, funcionalmente 

idêntico à PROTEÇÃO PRINCIPAL e completamente independente desta. 

PROTEÇÃO INTRÍNSECA: conjunto de dispositivos de proteção normalmente integrados aos 

equipamentos, tais como relés de gás, válvulas de alívio de pressão, sensores de temperatura, 

sensores de nível etc. 

SIR: relação entre a impedância de fonte e a impedância da LINHA DE TRANSMISSÃO (SIR), é 

definida por meio da divisão da impedância da fonte atrás do ponto de aplicação de um relé pela 

impedância total da LINHA DE TRANSMISSÃO protegida: 

SIR = ZS / ZL 

Onde, ZS = Impedância da Fonte e ZL = Impedância da LINHA DE TRANSMISSÃO 





COMPRIMENTO RELATIVO DE LINHA DE TRANSMISSÃO: determinado em função do SIR e 

utilizado para a seleção do tipo de proteção mais indicado. No âmbito do presente Anexo Técnico, as 

LINHAS DE TRANSMISSÃO classificam-se como: 

LINHAS DE TRANSMISSÃO curtas, as que apresentam SIR > 4; 

LINHAS DE TRANSMISSÃO longas, as que apresentam SIR ≤ 0,5. 

1.4.2 REQUISITOS GERAIS PARA PROTEÇÃO, REGISTRADORES DE PERTURBAÇÕES E TELECOMUNICAÇÕES 

Os requisitos técnicos e as características funcionais aqui apresentados referem-se aos seguintes 

SISTEMAS funcionalmente distintos: 

a) SISTEMAS DE PROTEÇÃO (SP); 

b) SISTEMAS de registro de perturbações (SRP); e 

c) SISTEMAS de telecomunicação (ST). 

Cada SISTEMA (proteção, registradores de perturbações e telecomunicações) deve ser integrado no 

nível da instalação para permitir o acesso local ou remoto de todos os seus dados, ajustes, registros 

de eventos, grandezas de entradas e outras informações. Essa integração não deve impor restrições 

à operação dos COMPONENTES primários da instalação. 

No caso de implantação de um novo vão em INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, os SISTEMAS 

devem ser compatibilizados com os já instalados. 

Todos os equipamentos e SISTEMAS devem ter automonitoramento e autodiagnóstico, com bloqueio 

automático da atuação quando houver defeito e com sinalização local e remota de falha e defeito. 

Os SISTEMAS devem ter arquitetura aberta e utilizar protocolos de comunicação descritos em norma, 

de forma a não impor restrições a AMPLIAÇÕES DA REDE BÁSICA futura e à integração com 

SISTEMAS e equipamentos de outros fabricantes. 

Os SISTEMAS devem ter recursos que possibilitem a intervenção das equipes de manutenção sem 

desligamento de COMPONENTES primários. 

Os materiais e equipamentos a serem utilizados devem ser projetados, fabricados, montados e 

ensaiados em conformidade com as últimas revisões das normas da Associação Brasileira de 

Normas Técnicas - ABNT no que for aplicável, e, na falta destas, com as últimas revisões das normas 

da International Electrotechnical Commission – IEC ou da American National Standards Institute – 

ANSI, nessa ordem de preferência. 

Todos os equipamentos e SISTEMAS digitais devem atender aos requisitos das normas para 

compatibilidade eletromagnética aplicáveis, conforme as Normas citadas, nos graus de severidade 

adequados para instalação em subestações de extra-alta-tensão. 

1.4.3 REQUISITOS GERAIS DE PROTEÇÃO 

Todo COMPONENTE, exceção feita aos barramentos, deve ser protegido localmente por dois 

SISTEMAS DE PROTEÇÃO completamente independentes. 

Excetuando-se os barramentos, a proteção dos COMPONENTES deve ser concebida de maneira a 

não depender de PROTEÇÃO DE RETAGUARDA remota no SISTEMA DE TRANSMISSÃO. Para os 





barramentos deve ser prevista PROTEÇÃO DE RETAGUARDA remota para cobertura de eventual 

indisponibilidade de sua única proteção. 

Devem ser previstos transformadores para instrumentos – transformadores de corrente e de potencial 

– para alimentação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO, supervisão e controle, em número adequado e 

com características nominais especificadas em função da aplicação (relações nominais, número de 

núcleos e enrolamentos secundários, exatidão, cargas nominais, desempenho transitório, etc.). 

Os enrolamentos dos transformadores de corrente para alimentação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO 

devem ser dispostos na instalação de forma a permitir a superposição de zonas das PROTEÇÕES 

RESTRITAS de equipamentos primários adjacentes, evitando a existência de “pontos cegos”. O uso 

de proteções que tenham funcionalidades que possam detectar faltas em eventuais “zonas mortas” 

resultantes da aplicação de transformadores de corrente na instalação pode ser considerado. 

As correntes e tensões para alimentação de cada SISTEMA DE PROTEÇÃO - PRINCIPAL E 

ALTERNADA - devem ser obtidas de núcleos independentes de transformadores de corrente e de 

secundários diferentes de transformadores de potencial. Quando não for utilizada redundância de 

proteção (PROTEÇÃO PRINCIPAL E ALTERNADA), a alimentação de correntes e tensões da 

PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve ser independente daquela utilizada pela PROTEÇÃO 

GRADATIVA OU IRRESTRITA. 

As proteções que estão sujeitas à operação acidental por perda de potencial devem ter supervisão de 

tensão para bloqueio de operação e alarme. 

Os conjuntos de PROTEÇÃO PRINCIPAL E ALTERNADA devem ser alimentados por bancos de 

baterias, retificadores e circuitos de corrente contínua independentes. Quando não for utilizada 

redundância de proteção, esse requisito deve ser atendido para a PROTEÇÃO UNITÁRIA OU 

RESTRITA e para a PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA. 

Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ser constituídos, obrigatoriamente, por equipamentos 

independentes e dedicados para cada COMPONENTE da instalação, podendo esses equipamentos 

ser do tipo multifunção. 

Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ter saídas para acionar disjuntores com dois circuitos de 

disparo independentes. 

Deve ser prevista a supervisão dos circuitos de corrente contínua dos relés de proteção, 

equipamentos de telecomunicação utilizados para teleproteção, religamento automático e 

sincronismo, de forma a indicar qualquer anormalidade que possa implicar em perda da confiabilidade 

operacional do SISTEMA DE PROTEÇÃO. 

Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ter, em condições normais ou durante perturbações, 

características de sensibilidade, seletividade, rapidez e confiabilidade operativa, a fim de que seu 

desempenho não comprometa a segurança do sistema elétrico. 

O agente de transmissão deve realizar os estudos necessários para ajustes e coordenação do 

SISTEMA DE PROTEÇÃO. Para confirmar o atendimento aos requisitos descritos no item anterior, o 

agente de transmissão deve manter o registro dos ajustes implantados. Esses ajustes devem ser 

informados ao OPERADOR NACIONAL DE SISTEMA ELÉTRICO - ONS, sempre que solicitado. 

1.4.4 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE LINHA DE TRANSMISSÃO 

1.4.4.1 Geral 





O SISTEMA DE PROTEÇÃO de LINHA DE TRANSMISSÃO compreende o conjunto de relés, 

equipamentos e acessórios instalados nos terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO, necessários e 

suficientes para a detecção e eliminação, de forma seletiva, de todos os tipos de faltas – com ou sem 

resistência de falta - e de outras condições anormais de operação. 

No caso de utilização de compensação série, o SISTEMA DE PROTEÇÃO deve ser adequado para a 

manutenção dos requisitos exigidos no parágrafo anterior. 

Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem ser selecionados de acordo com as características da LINHA 

DE TRANSMISSÃO a ser protegida. LINHAS DE TRANSMISSÃO curtas (SIR > 4) não devem utilizar 

esquemas de proteção com funções ajustadas em subalcance. 

SISTEMAS DE PROTEÇÃO compostos por relés de distância devem ter as seguintes funções: 

a) Funções de distância (21/21N) 1 para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra, com 

temporizadores independentes por zona; 

b) Função de sobrecorrente direcional de neutro (67N), com unidades instantâneas e temporizadas 

para complementação da proteção de distância para faltas a terra independentes das funções de 

medição de distância; 

c) Função para a detecção de faltas que ocorram durante a energização da LINHA DE 

TRANSMISSÃO (50LP - switch onto fault); e 

d) Função para detecção de oscilações de potência e bloqueio das unidades de distância (68OSB). 

Se a PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA for realizada por relés de distância, o esquema de 

teleproteção deve atender aos seguintes requisitos: 

a) A seleção da(s) lógica(s) de teleproteção a ser(em) adotada(s) em cada caso deve levar em conta 

o SISTEMA de telecomunicação utilizado, os efeitos das variações das impedâncias das fontes, o 

comprimento relativo da LINHA DE TRANSMISSÃO, acoplamentos magnéticos com outras LINHAS 

DE TRANSMISSÃO e a existência de compensação série; 

b) A unidade instantânea da proteção de sobrecorrente direcional de neutro (67 N) deve atuar 

incorporada ao esquema de teleproteção selecionado; 

c) Em esquemas de teleproteção por sobrealcance devem ser utilizadas lógicas de bloqueio 

temporário para evitar operação indevida durante a eliminação seqüencial de faltas em LINHA DE 

TRANSMISSÃO paralelas (transient blocking); 

d) Os esquemas de teleproteção do tipo permissivo por sobrealcance devem ter lógicas para a 

devolução de sinal de disparo (echo) e para proteção de terminais com fraca alimentação (weak 

infeed). 

As PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS devem detectar faltas entre fases e entre fases e 

terra, para 100% da extensão da LINHA DE TRANSMISSÃO protegida, sem retardo de tempo 

intencional. 

As PROTEÇÕES GRADATIVAS OU IRRESTRITAS devem ser compostas por relés de distância 

(21/21N), para defeitos entre fases e fase-terra e por relé de sobrecorrente direcional de neutro (67N). 

Devem atender aos requisitos já mencionados e possibilitar efetiva PROTEÇÃO DE RETAGUARDA 

1 Numeração indicadora da função conforme Norma IEEE Standard Electrical Power System Device Function Numbers and Contact Designations, 

C37.2-1996. 





para a LINHA DE TRANSMISSÃO protegida e para o barramento remoto, mantida a coordenação 

com a proteção dos COMPONENTES adjacentes. 

Terminais de LINHAS DE TRANSMISSÃO conectados a barramentos com arranjos do tipo disjuntor e 

meio ou anel devem ter função para proteção do trecho de LINHA DE TRANSMISSÃO que 

permanece energizado quando a chave isoladora da LINHA DE TRANSMISSÃO estiver aberta e 

seus disjuntores fechados (stub bus protection). 

1.4.4.2 Adequação do SISTEMA DE PROTEÇÃO das extremidades de uma LINHA DE TRANSMISSÃO 

Nos SISTEMAS DE PROTEÇÃO de LINHA DE TRANSMISSÃO com recursos de telecomunicação – 

esquema com comunicação relé a relé, teleproteção, proteções diferenciais, etc. –, os relés e 

equipamentos instalados em ambos os terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO devem ser 

considerados para a operação como um conjunto único, devendo ser integrados e idênticos entre si 

quando comparadas as duas extremidades da LINHA DE TRANSMISSÃO. Este requisito deve ser 

observado tanto para os equipamentos de telecomunicação quanto para os relés de proteção. 

Em um terminal é admissível a utilização de equipamentos para a PROTEÇÃO PRINCIPAL diferentes 

dos, para a PROTEÇÃO ALTERNADA – ou para a PROTEÇÃO DE RETAGUARDA –, desde que se 

atenda ao requisito explicitado no parágrafo anterior. 

Na implantação de nova subestação decorrente de seccionamento de LINHA DE TRANSMISSÃO 

com a inclusão de novas ENTRADAS DE LINHA devem-se adequar as proteções das ENTRADAS 

DE LINHA existentes ao requisito especificado nos parágrafos anteriores, tanto pela aquisição e 

implantação de novos SISTEMAS DE PROTEÇÕES como pelo remanejamento das proteções 

existentes. 

1.4.4.3 LINHAS DE TRANSMISSÃO com tensão nominal igual ou superior a 345 kV 

O SISTEMA DE PROTEÇÃO de LINHA DE TRANSMISSÃO deve ser redundante: cada terminal de 

LINHA DE TRANSMISSÃO deve ter PROTEÇÃO PRINCIPAL E PROTEÇÃO ALTERNADA, 

composta por conjuntos de proteção – relés, equipamentos de telecomunicações, relés auxiliares de 

demais acessórios – independentes. 

O tempo total de eliminação de faltas, incluindo o tempo de abertura dos disjuntores de todos os 

terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO, não deve exceder a 100 ms. 

Todo desligamento tripolar em um terminal de LINHA DE TRANSMISSÃO ocasionado pela atuação 

de proteção deve gerar um comando a ser transferido para outro terminal, via esquema de 

transferência direta de disparo, para efetuar o desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto. A 

lógica de recepção deve discriminar os desligamentos para os quais é desejado o religamento da 

LINHA DE TRANSMISSÃO daqueles para os quais o religamento deve ser bloqueado. 

As PROTEÇÕES PRINCIPAL E ALTERNADA devem ter função para proteção por perda de 

sincronismo (78) baseada na taxa de variação no tempo da impedância medida, com as seguintes 

características: 

a) Ajustes das unidades de impedância e do temporizador independentes; 

b) Seleção do modo de disparo na entrada (trip on way in) ou na saída (trip on way out) da 

característica de medição; e 





c) Bloqueio do disparo para faltas assimétricas, preferencialmente por corrente de seqüência de fase 

negativa. 

As PROTEÇÕES PRINCIPAL E ALTERNADA de todos os terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO 

devem ter proteção trifásica para sobretensões (59), com elementos instantâneo e temporizado 

independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a tensão nominal. Os elementos instantâneos 

devem operar somente para sobretensões que ocorram simultaneamente nas três fases e os 

elementos temporizados devem operar para sobretensões sustentadas em qualquer uma das três 

fases. 

1.4.4.4 LINHAS DE TRANSMISSÃO com tensão nominal inferior a 345 kV 

O sistema de proteção da LINHA DE TRANSMISSÃO deve ser composto por dois conjuntos de 

proteção independentes do tipo PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e PROTEÇÃO GRADATIVA 

OU IRRESTRITA. 

O tempo total de eliminação de faltas pela PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA não deve exceder 

a 150 ms. Nas LINHAS DE TRANSMISSÃO de interligação entre SISTEMAS este tempo não deve 

exceder 100 ms. 

As LINHAS DE TRANSMISSÃO de interligação entre SISTEMAS devem ter função para proteção por 

perda de sincronismo (78) baseada na taxa de variação no tempo da impedância medida, com as 

seguintes características: 

a. Ajustes das unidades de impedância e do temporizador independentes; 

b. Seleção do modo de disparo na entrada (trip on way in) ou na saída (trip on way out) da 

característica de medição; e 

c. Bloqueio do disparo para faltas assimétricas. 

Quando a LINHA DE TRANSMISSÃO tiver reator diretamente conectado ou quando características 

locais ou de equipamento assim o exigirem – por exemplo, em barramentos isolados a SF6 (gás 

hexafluoreto de enxofre) – a atuação da proteção do reator ou do equipamento deve comandar o 

desligamento do(s) disjuntor(es) do terminal remoto da LINHA DE TRANSMISSÃO (transferência de 

disparo). 

Todos os terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO devem ter proteção trifásica para sobretensões 

(59), com elementos instantâneo e temporizado independentes e faixa de ajustes de 1,1 a 1,6 vezes a 

tensão nominal. Os elementos instantâneos devem operar apenas para sobretensões que ocorram 

simultaneamente nas três fases e os elementos temporizados devem operar para sobretensões 

sustentadas em qualquer uma das três fases. 

1.4.4.5 Esquemas de religamento automático 

Requisitos gerais 

Todas as LINHAS DE TRANSMISSÃO devem ser dotadas de esquemas para religamento automático 

tripolar. 

Os esquemas de religamento automático devem atender à seguinte filosofia: 





a. Em subestações com arranjo em anel, barra dupla com disjuntor duplo ou disjuntor e meio devese 

prever a possibilidade de religamento em qualquer dos disjuntores adjacentes à LINHA DE 

TRANSMISSÃO. 

b. O relé ou função de religamento deve ter temporizador para ajuste de tempo morto de 

religamento. 

c. Uma vez iniciado um determinado ciclo de religamento, somente deve ser permitido um novo 

ciclo depois de decorrido um tempo mínimo ajustável, que se iniciará com a abertura do disjuntor. 

d. O SISTEMA DE PROTEÇÃO deve ter meios para, opcionalmente, realizar o religamento 

automático apenas quando da ocorrência de curtos-circuitos internos fase-terra. 

e. Em subestações com arranjo do tipo anel ou disjuntor e meio devem ser previstas facilidades 

(chave seletora ou através do sistema de controle) para a colocação ou retirada de serviço do 

religamento e a seleção do disjuntor a religar. 

f. O ciclo de religamento automático deve ser iniciado exclusivamente após a eliminação de faltas 

internas por proteções de alta velocidade ou instantâneas, não devendo ser iniciados quando de 

aberturas manuais de disjuntores, operação de funções gradativas de proteção, faltas nos 

barramentos, atuações de proteções para falha de disjuntor, recepção constante de transferência 

de disparo do terminal remoto, atuações de proteção de sobretensão e proteções de disparo por 

perda de sincronismo. Quando for o caso, o ciclo iniciará a partir da eliminação de faltas por 

atuação das proteções dos reatores de linha ou transformadores/autotransformadores. 

g. Deve ser prevista a possibilidade de seleção de qualquer um dos terminais da LINHA DE 

TRANSMISSÃO para religar primeiro (terminal líder). Esse religamento deve ocorrer depois de 

transcorrido o tempo morto ajustado. O outro terminal (terminal seguidor) deve religar com a 

verificação de sincronismo. Para permitir a seleção do terminal líder, ambos os terminais devem 

ser equipados com esquemas de religamento e relés de verificação de sincronismo. O terminal 

líder deve religar somente se não houver tensão na LINHA DE TRANSMISSÃO. O terminal 

seguidor deve religar somente depois da verificação de sincronismo, se houver nível de tensão 

adequado do lado da LINHA DE TRANSMISSÃO. 

h. Qualquer ordem de disparo iniciada por proteção deverá desligar os três pólos do disjuntor e 

iniciar o ciclo de religamento. 

i. O comando de fechamento tripolar de disjuntores deve ser supervisionado por funções de 

verificação de sincronismo e de subtensão e sobretensão. 

No caso de utilização der religamento automático monopolar devem ser atendidos, adicionalmente, as 

seguintes condições: 

a. O desligamento e o religamento dos dois terminais da LINHA DE TRANSMISSÃO devem ser 

monopolares para faltas monofásicas e tripolares para os demais tipos de faltas. Caso não haja 

sucesso no ciclo de religamento o desligamento deve ser tripolar. Nesse esquema deve haver 

opção também para religamento apenas tripolar. Na opção tripolar, qualquer ordem de disparo 

iniciada por proteção deve desligar os três pólos do disjuntor e iniciar o ciclo de religamento. 

b. O esquema de religamento deve permitir ajustes independentes do tempo morto de religamento 

tanto para o religamento monopolar quanto para o tripolar; 





c. Durante o período de operação com fase aberta imposto pelo tempo morto do religamento 

monopolar, qualquer ordem de disparo deve ser tripolar, cancelando o religamento da LINHA 

DE TRANSMISSÃO; 

d. No caso de utilização de esquemas de teleproteção em sobrealcance, com funções direcionais 

de sobrecorrente de neutro (seqüência zero e/ou negativa), deve ser previsto o bloqueio dessas 

funções durante o período de operação com fase aberta; 

e. Os SISTEMAS DE PROTEÇÃO devem permitir a correta seleção de fases defeituosas para 

comandar o desligamento do disjuntor de forma monopolar ou tripolar. 

Função para verificação de sincronismo 

A função para verificação de sincronismo deve permitir o ajuste do tempo total de religamento, 

considerando a contagem de tempo desde a abertura do disjuntor e incluindo os tempos mortos 

típicos para a respectiva classe de tensão. Além disso, deve possibilitar ajustes da diferença de 

tensão, defasagem angular, diferença de freqüência e permitir a seleção das seguintes condições 

para fechamento do disjuntor: 

• Barra viva - linha morta. 

• Barra morta - linha viva. 

• Barra viva – linha viva. 

• Barra morta - linha morta. 

Requisitos para verificação de sincronismo manual. 

As instalações devem ser providas de dispositivo para a verificação das condições de sincronismo 

para o fechamento manual de seu(s) disjuntor(es). 

No caso de AMPLIAÇÃO DA REDE BÁSICA ou modificação da instalação devem ser instalados os 

transformadores de instrumentos, eventualmente necessários para a realização da função de 

sincronização. 

O dispositivo de sincronização deve atender aos seguintes requisitos: 

• Permitir o fechamento do disjuntor com temporização ajustável, após verificar que os seus 

terminais estão sincronizados (sistema em anel), e a diferença entre as tensões dos dois 

terminais (módulo e ângulo de fase) está dentro dos limites ajustados; 

• Permitir o fechamento instantâneo do disjuntor, após verificar que a diferença entre as tensões 

(módulo e ângulo de fase) e a diferença da freqüência dos dois terminais, está dentro dos limites 

ajustados (sistema não sincronizado); 

• Contar com diferentes grupos de ajustes, de modo a permitir o fechamento de sistemas em anel 

com diferenças de ângulo de fase das tensões distintas, dependendo do equipamento a ser 

conectado; 

• Permitir o fechamento nas condições em que um ou ambos os lados do disjuntor estejam sem 

tensão – “barra viva-linha morta”, “barra morta-linha viva” ou “barra morta-linha morta”; e 

• Indicar as condições de sincronização de forma a permitir a adoção de medidas operativas para 

atingir o valor de ajuste. 





1.4.5 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE AUTOTRANSFORMADORES 

Compreende o conjunto de relés e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de todos os 

tipos de faltas internas - para a terra, entre fases ou entre espiras - em transformadores de dois ou três 

enrolamentos ou em autotransformadores. Devem prover também PROTEÇÃO DE RETAGUARDA 

para falhas externas e internas à sua zona de proteção e dos dispositivos de supervisão próprios de 

temperatura de enrolamento e de óleo, válvulas de alívio de pressão e relé de gás. 

1.4.5.1 Autotransformadores cujo mais alto nível de tensão nominal é igual ou superior a 345 kV 

Todo transformador/autotransformador que tiver seu mais alto nível de tensão nominal igual ou 

superior a 345 kV deve dispor de três conjuntos de SISTEMA DE PROTEÇÃO: 

a. PROTEÇÃO PRINCIPAL, que se compõe de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e de 

PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA; 

b. PROTEÇÃO ALTERNADA, que se compõe de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e de 

PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA; e 

c. PROTEÇÃO INTRÍNSECA. 

O tempo total de eliminação de faltas - incluindo o tempo de operação do relé de proteção, dos relés 

auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores do transformador/autotransformador, pelas 

PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS, não deve exceder a 120 ms. 

As funções diferenciais (87) dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO PRINCIPAL E ALTERNADA devem 

utilizar os enrolamentos dos transformadores de corrente localizados próximos aos disjuntores do 

transformador/autotransformador de potência. As zonas de proteção das funções diferenciais devem 

se superpor com as zonas de proteção dos barramentos adjacentes. 

As PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS compostas por relés diferenciais devem ter as 

seguintes funções: 

• Função diferencial percentual (87) com atuação individual por fase com: 

- Número de circuitos de restrição igual ao número de transformadores de corrente da malha 

diferencial e 

- Restrição da atuação para correntes de magnetização (corrente de magnetização transitória 

e sobreexcitação) e desempenhos transitórios desiguais de transformadores de corrente. 

As PROTEÇÕES GRADATIVAS OU IRRESTRITAS devem ter as seguintes funções: 

• Funções de sobrecorrente temporizada de fase (51) e de neutro (51N) vinculadas a cada um dos 

enrolamentos do transformador/autotransformador; 

• Funções de sobrecorrente temporizada de terra (51G) vinculadas a cada ponto de aterramento do 

transformador/autotransformador; e 

• Funções de sobretensão de seqüência zero (59G) vinculada ao enrolamento terciário ligado em 

delta, para alarme de faltas à terra; 

A PROTEÇÃO INTRÍNSECA deve possuir as seguintes funções e características: 





• Função para detecção de faltas internas que ocasionem formação de gás (63) ou aumento da 

pressão interna (20); 

• Função de sobretemperatura do óleo (26) com dois níveis de atuação (advertência e urgência); e 

• Função de sobretemperatura do enrolamento (49) com dois níveis de atuação (advertência e 

urgência). 

A atuação dos SISTEMAS DE PROTEÇÃO deve atender à seguinte filosofia: 

a. As PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS e as funções para detecção de faltas internas no 

transformador/autotransformador de potência integrantes da PROTEÇÃO INTRÍNSECA devem 

comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador/autotransformador de 

potência; 

b. As PROTEÇÕES GRADATIVAS OU IRRESTRITAS devem comandar a abertura apenas do(s) 

disjuntor(es) do respectivo enrolamento; 

c. Os níveis de advertência e urgência das funções de sobretemperatura, integrantes da PROTEÇÃO 

INTRÍNSECA, devem ser utilizados para indicação e alarme. 

d. Os níveis de urgência podem ser utilizados para comandar, por meio de temporizadores 

independentes, a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador/autotransformador 

de potência. 

1.4.5.2 Transformadores / autotransformadores cujo mais alto nível de tensão nominal é inferior a 345 kV 

Todo transformador/autotransformador cujo mais alto nível de tensão seja inferior a 345 kV deve 

dispor de três conjuntos independentes de SISTEMA DE PROTEÇÃO: 

• PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA; 

• PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA; 

• PROTEÇÃO INTRÍNSECA. 


auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores do transformador/autotransformador pela 

PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA - não deve exceder a 150 ms. 

A função diferencial (87) da PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve utilizar enrolamentos dos 

transformadores de corrente localizados próximos aos disjuntores do 

transformador/autotransformador de potência de forma a incluir em sua zona de proteção as ligações 

entre os disjuntores e o transformador/autotransformador de potência. A zona de proteção dessa 

função deve se superpor às zonas de proteção dos barramentos adjacentes. 

As PROTEÇÕES UNITÁRIAS OU RESTRITAS compostas por relés diferenciais devem ter as 

seguintes funções: 

• Função diferencial percentual (87) com atuação individual por fase: 

- Número de circuitos de restrição igual ao número de transformadores de corrente da malha 

diferencial e 





- Restrição da atuação para correntes de magnetização (corrente de magnetização transitória 

e sobreexcitação) e desempenhos transitórios desiguais de transformadores de corrente. 

As PROTEÇÕES GRADATIVAS OU IRRESTRITAS devem ter as seguintes funções: 

• Funções de sobrecorrente temporizada de fase (51) e de neutro (51N) vinculadas a cada um dos 

enrolamentos do transformador/autotransformador; 

• Funções de sobrecorrente temporizada de terra (51G) vinculadas a cada ponto de aterramento do 

transformador/autotransformador; e 

• Funções de sobretensão de seqüência zero (59G) vinculada ao enrolamento terciário ligado em 

delta, para alarme de faltas à terra; 

A PROTEÇÃO INTRÍNSECA deve possuir as seguintes funções e características: 

• Função para detecção de faltas internas que ocasionem formação de gás (63) ou aumento de 


• Função de sobretemperatura do óleo (26) com dois níveis de atuação (advertência e urgência); e 


urgência). 


A PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA e as funções para detecção de faltas internas ao 

transformador/autotransformador de potência, integrantes da PROTEÇÃO INTRÍNSECA, devem 

comandar a abertura e bloqueio de todos os disjuntores do transformador/autotransformador de 

potência; 

A PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA deve comandar a abertura apenas do(s) disjuntor(es) 

do respectivo enrolamento; 

Os níveis de advertência e urgência das funções de sobretemperatura, integrantes da PROTEÇÃO 


Os níveis de urgência podem ser utilizados para comandar, por meio de temporizadores 

independentes, a abertura e o bloqueio de todos os disjuntores do transformador/autotransformador 

de potência. 

1.4.6 SISTEMA DE PROTEÇÃO DE REATORES EM DERIVAÇÃO 

Compreende o conjunto de equipamentos e acessórios necessários e suficientes para a eliminação de 

todos os tipos de faltas internas - para a terra, entre fases ou entre espiras - em reatores monofásicos 

ou trifásicos, com neutro em estrela aterrada, conectados nas LINHAS DE TRANSMISSÃO ou em 

barramentos. 

Todo reator deve dispor de três conjuntos independentes de SISTEMA DE PROTEÇÃO: 

• PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA; 

• PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA; 





• PROTEÇÃO INTRÍNSECA (de acordo com a recomendação de seu fabricante). 


auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores pela PROTEÇÃO RESTRITA - não deve exceder a 

100 ms para reatores de tensão nominais iguais ou superiores a 345 kV ; 

A PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve ter função diferencial (87R) para cada fase; 

A PROTEÇÃO GRADATIVA OU IRRESTRITA deve possuir as seguintes funções e características: 

• Função de sobrecorrente instantânea e temporizada de fase e terra (50/51) e de neutro (50/51N) 

localizada no lado da LINHA DE TRANSMISSÃO ou do barramento do reator; e 

• Função de sobrecorrente temporizada de neutro (51N) ou de terra (51G) localizada no lado do 

neutro do reator. 

A PROTEÇÃO INTRÍNSECA deve ter as seguintes funções e características: 

• Função para detecção de faltas internas que ocasionem formação de gás (63) ou aumento de 


• Função de sobretemperatura do óleo (26), com dois níveis de atuação (advertência e urgência); 


urgência). 


• No caso de reatores manobráveis por disjuntor(es) próprio(s), as PROTEÇÕES UNITÁRIA OU 

RESTRITA e GRADATIVA OU IRRESTRITA e as funções de disparo das PROTEÇÕES 

INTRÍNSECAS devem comandar a abertura e o bloqueio do(s) disjuntor(es) do reator. 

• No caso de reatores diretamente conectados a LINHA DE TRANSMISSÃO, as PROTEÇÕES 

UNITÁRIA OU RESTRITA ou GRADATIVA OU IRRESTRITA e as funções de disparo das 

PROTEÇÕES INTRÍNSECAS devem comandar a abertura e o bloqueio do(s) disjuntor(es) locais e 

enviar transferência direta de disparo para o comando de abertura dos disjuntores remotos, 

bloqueio do fechamento desses disjuntores e para o bloqueio dos esquemas de religamento 

automático dos disjuntores do terminal de LINHA DE TRANSMISSÃO; e 

• Os níveis de advertência e urgência das funções de sobretemperatura, integrantes da PROTEÇÃO 


1.4.7 SISTEMAS DE PROTEÇÃO DE BARRAMENTOS 

O SISTEMA DE PROTEÇÃO de barramentos compreende o conjunto de relés e acessórios 

necessários e suficientes para detectar e eliminar de todos os tipos de faltas nas barras, com ou sem 

resistência de falta. 

Cada barramento da instalação – com exceção dos barramentos com arranjo em anel – deve ter pelo 

menos um conjunto independente de PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA. 

Em subestação com arranjo do tipo disjuntor e meio ou disjuntor duplo é vedado o uso de proteções de 

barra do tipo adaptativo que englobem os dois barramentos da instalação. 





Em subestação com arranjo do tipo barra dupla com disjuntor simples, a proteção deve ser global e 

adaptativa, desligando apenas os disjuntores conectados ao barramento defeituoso, para qualquer 

configuração operativa por manobra de secionadoras. 

A PROTEÇÃO DE RETAGUARDA para faltas nos barramentos deve ser realizada pela PROTEÇÃO 

GRADATIVA OU IRRESTRITA dos terminais remotos das LINHAS DE TRANSMISSÃO e 

equipamentos ligados ao barramento. 

O tempo total de eliminação de faltas – incluindo o tempo de operação do SISTEMA DE PROTEÇÃO 

do barramento, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores - não deve ser superior a 

100 ms, para barramentos de tensões nominais iguais ou superiores a 345 kV e a 150 ms para os 

níveis de tensão nominal inferiores. 

No caso de falha da PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA do barramento, o tempo total para que as 

PROTEÇÕES DE RETAGUARDA eliminem faltas no barramento não deve ser superior a 500 ms, para 

barramentos de tensões nominais iguais ou superiores a 345 kV, e a 600 ms, para os níveis de tensão 

nominais inferiores. 

O SISTEMA DE PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve ter as seguintes funções e 

características: 

a. Ter proteção com princípio diferencial, por sobrecorrente diferencial percentual ou alta impedância 

(87), ou comparação de fase, para cada uma das três fases; 

b. Ser alimentado por enrolamentos secundários, independentes dos transformadores de corrente; 

c. Ter imunidade para os diferentes níveis de saturação dos transformadores de corrente, com 

estabilidade para faltas externas e sensibilidade para faltas internas; 

d. Ter supervisão para os enrolamentos secundários dos transformadores de corrente dentro de sua 

área de proteção, com bloqueio de atuação e alarme para o caso de abertura de circuito 

secundário; e 

e. Ser seletivo, para desligar apenas os disjuntores conectados à seção defeituosa do barramento. 

Em barramento com tensão nominal inferior a 345 kV, é admissível a utilização de esquema de 

proteção diferencial global. 

O SISTEMA DE PROTEÇÃO UNITÁRIA OU RESTRITA deve desligar e bloquear o fechamento de 

todos os disjuntores do barramento protegido. 

Novos vãos instalados em subestações já existentes devem se adaptar ao SISTEMA DE PROTEÇÃO 

de barra já existente. Caso isto não seja possível, o SISTEMA DE PROTEÇÃO de barra deve ser 

substituída. 

1.4.8 SISTEMA DE PROTEÇÃO PARA FALHA DE DISJUNTOR 

Todo disjuntor da subestação deve ser protegido por esquema para falha de disjuntor. 

O esquema do SISTEMA DE PROTEÇÃO para falha de disjuntor pode ser integrado ao SISTEMA DE 

PROTEÇÃO de barramentos. 

O tempo total para a eliminação de faltas pelo esquema de falha de disjuntores, incluindo o tempo de 

operação do relé de proteção, dos relés auxiliares e o tempo de abertura dos disjuntores, não deve 

exceder a 250 ms, para os níveis de tensão nominal igual ou superior a 345 kV, e a 300 ms para os 

níveis de tensão nominal inferiores a 345 kV. 





O SISTEMA DE PROTEÇÃO para falha de disjuntores deve ter funções de detecção de corrente 

(50BF) e de temporização (62BF), que podem ser integradas aos SISTEMAS DE PROTEÇÃO das 

LINHAS DE TRANSMISSÃO e demais equipamentos, além de relé(s) de bloqueio (86BF). Deve 

atender, ainda, à seguinte filosofia: 

a. Ser acionado por todas as proteções do disjuntor protegido; 

b. Promover novo comando de abertura no disjuntor protegido (retrip), antes da atuação no relé de 

bloqueio; 

c. Comandar, para a eliminação da falha, a abertura e o bloqueio do fechamento do número mínimo 

de disjuntores adjacentes ao disjuntor defeituoso, e promover, se necessário, a transferência direta 

de disparo para o(s) disjuntor(es) remoto(s); 

Em transformadores/autotransformadores e reatores devem ser previstas lógicas de paralelismo entre 

os contatos representativos de estado dos disjuntores e os contatos das unidades de supervisão de 

corrente (50BF), de forma a viabilizar a atuação do esquema de falha de disjuntor para todos os tipos 

de defeitos nesses equipamentos, inclusive nos que não são capazes de sensibilizar os relés de 

supervisão de corrente do referido esquema. O SISTEMA DE PROTEÇÃO para falha de disjuntores 

não deve ser acionado por comando manual do disjuntor nem por eventuais SISTEMAS Especiais de 

Proteção – SEP. 

1.4.9 SISTEMAS ESPECIAIS DE PROTEÇÃO 

O SISTEMA Especial de Proteção - SEP, a ser definido nos estudos pré-operacionais do ONS, deve 

ser implementado por Unidades de Controle Digital (UCD), específico para processar emergências 

envolvendo o SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL - SIN. 

Deve existir um SEP para cada subestação. 

As características descritas a seguir são específicas para o SEP e devem ser rigidamente observadas 

pela TRANSMISSORA: 

• As UCDs devem ser funcionalmente independentes das demais unidades do SISTEMA de 

Proteção Controle e Supervisão (SPCS) no que diz respeito ao desempenho das suas funções. 

Estas unidades devem estar conectadas à Via de dados (VDD) somente para enviar e receber 

informações que devem ser exibidas nas Unidades de Supervisão e Operação (USO) das 

subestações e dos Centros de Operação; 

• Os SEPs das subestações devem estar diretamente conectados entre si e com os SEPs das 

demais subestações, incluindo as hoje existentes no sistema. Cada SEP deve ser dotado de um 

mínimo de cinco portas seriais padrão RS-232C com Protocolo de Comunicação IEC-870-5-101 

encapsulado em TCP-IP; 

• Esta conexão deve ser dedicada à função (SEP) e deve atender aos seguintes requisitos de tempo 

de resposta: 

- O tempo máximo (total) estimado para tomada de decisão de um SEP de determinada 

Subestação, em função da alteração de entradas digitais e / ou violação dos limites 

estabelecidos para as funções supervisionadas ocorridos em outra subestação, incluídos os 

tempos de comunicação, deve ser menor ou igual a 200 ms; 

- Dentro de uma mesma subestação o tempo de atuação deve ser menor ou igual a 20 ms. 





• Caso a UCD proposta para o SEP não consiga desempenhar as funções especificadas a seguir, a 

TRANSMISSORA deve instalar os relés de proteção em quantidade e tipo necessários e 

suficientes para cumprir estas funções. Estes relés devem, também, ser exclusivos para a função 

SEP, não podendo ser compartilhados com o SPCS. 

As seguintes funções devem ser desempenhadas pelas UCDs: 

• Função Direcional de Potência (para as LINHAS DE TRANSMISSÃO): 

- Atuação trifásica ou por fase; 

- Curva característica de tempo inversa; 

- Possibilidade de inversão da direcionalidade; 

- Facilidade de ajuste quanto ao ponto de atuação em termos de potência (W) ou corrente (A); 

- Dotado de saídas independentes para alarme e desligamento com reset local e remoto; 

- Interface com fibra óptica. 

• Função de Sub e Sobretensão (para as barras): 

- Atuação por fase; 

- Característica de tempo definido; 

- Ajuste contínuo da função 27 na faixa de 0,3 a 0,8 da tensão nominal e da função 59 de 1,1 a 

1,6 da tensão nominal; 

- Exatidão melhor que 2%; 


• Função de Sub e Sobrefreqüência: 

- Possuir 04 estágios de freqüência independentes; 

- Faixa de ajuste mínima para cada estágio de operação: de 50 Hz a 70 Hz, ajustável em 

intervalos de 0,01 Hz; 

- Exatidão de ± 0,005 Hz do valor ajustado; 

- A operação da unidade deverá ser bloqueada por subtensão, ajustável de 40 % a 80 % da 

- tensão nominal; 

- Cada unidade deve ser fornecida com funções para alarme e desligamento; 

- A atuação dessa unidade só deve ser possível após um período de avaliação não inferior a 3 

(três) ciclos, de forma a eliminar eventuais atuações indevidas provocadas por componente 

aperiódica ou outros transitórios na onda de tensão; 

- O tempo máximo de rearme dessa unidade deve ser de 50 ms; 

- O erro máximo admissível para cada temporizador deve ser de ± 5 %; 

- Circuitos de medição e saída independentes por estágios de atuação; 






Devem ser disponibilizados os seguintes dados para ligação ao controlador lógico programável (CLP) 

do SISTEMA: 

• Entradas analógicas: 

- Fluxo de potência ativa em todas as LINHAS DE TRANSMISSÃO, geradores e 

- 

transformadores/autotransformadores; 

Tensão em todas as seções de barramento. 

• Entradas digitais: 

- Indicação de estado (com dois contatos) de disjuntores, chaves seccionadoras, chaves de 

seleção de corte dos geradores (para usinas); 

- Indicação da atuação da proteção. 

• Saídas de controle: 

Dois contatos para comando de abertura por disjuntor. 

Caso os estudos pré-operacionais desenvolvidos pelo ONS, por ocasião da entrada em operação do 

empreendimento, não indicar a necessidade de instalação de SEP, a TRANSMISSORA fica liberada 

desse fornecimento imediato. Essa liberação fica condicionada ao seu fornecimento, durante todo o 

período de concessão do empreendimento, sem direito a receita adicional, se assim for recomendado 

pelo ONS, em função de necessidades sistêmicas. 

Se o empreendimento em questão estiver em área com SEP em operação, a TRANSMISSORA deverá 

verificar a necessidade de compatibilização de SEP a ser implantado com o existente. 





1.5 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE 

1.5.1 INTRODUÇÃO 

Este item descreve os requisitos de supervisão e controle que devem ser implantados para que seja 

assegurada a plena integração da supervisão e controle dos novos equipamentos à supervisão dos 

equipamentos existentes, garantindo-se, com isto, uma operação segura e com qualidade do sistema 

elétrico interligado. Assim, são de responsabilidade do agente a aquisição e instalação de todos os 

equipamentos, softwares e serviços necessários para a implementação dos requisitos especificados 

neste item e para a implementação dos recursos de telecomunicações, cujos requisitos são descritos 

em item à parte. 

Os requisitos de supervisão e controle são divididos em: 

• Requisitos gerais de supervisão e controle dos agentes, detalhados em requisitos gerais, 

interligação de dados e, recursos de supervisão e controle dos agentes. 

• Requisitos para a supervisão e controle de equipamentos pertencentes à rede de operação, 

divididos em interligação de dados, informações requeridas para a supervisão do sistema elétrico, 

informações e telecomandos requeridos para o Controle Automático de Geração (CAG), 

telecomandos requeridos para o Controle Automático de Tensão (CAT), requisitos de qualidade de 

informação e, parametrizações. 

• Requisitos para o sequenciamento de eventos (SOE), divididos em interligação de dados, 

informações requeridas para o sequenciamento de eventos e, requisitos de qualidade dos eventos. 

• Requisitos de supervisão do agente proprietário de instalações (subestações) compartilhadas da 

rede de operação. 

• Avaliação da disponibilidade e da qualidade dos recursos de supervisão e controle, divididos em 

item geral, conceito de indisponibilidade de recursos de supervisão e controle, conceito de 

qualidade dos recursos de supervisão e controle e, indicadores. 

• Requisitos de atualização das bases de dados dos SISTEMAS de supervisão e controle do ONS, 

divididos em requisitos para cadastramento dos equipamentos e, requisitos para teste de 

conectividade da(s) interconexão(ões) e testes ponto a ponto. 

1.5.2 REQUISITOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE DOS AGENTES 

1.5.2.1 Requisitos gerais 

Todas as informações transferidas pelos agentes para o ONS, exceto quando houver orientações 

explícitas do ONS em contrário, devem corresponder aos dados coletados nas INSTALAÇÕES DE 

TRANSMISSÃO, que não devem passar por qualquer processamento prévio, como: 

a. Cálculos a partir de outras informações, exceção feita para os cálculos de conversão para valores 

de engenharia; 

b. Filtragens; 

c. Substituições por resultados do estimador de estado; 

d. Entradas manuais feitas pelo agente. 





Todas as telemedições e sinalizações de estado, especificadas posteriormente neste Anexo, devem 

ter indicadores de qualidade do dado relativos à coleta, descrevendo as condições de supervisão 

local (dado fora de varredura, dado inválido, dado sob entrada manual, etc.). 

Cabe ao ONS definir o conjunto de protocolos de comunicação a ser adotado nas interligações de 

dados, e ao agente escolher um deles para suas interligações com ONS. Os seguintes protocolos 

deverão ser suportados pelos agentes, conforme apropriado: 

a. Para comunicação com remotas: IEC 870-5-101/104 ou DNP V3.0; 

b. Para interligação com outros centros de controle: ICCP. 

Os CD (Concentradores de Dados), se utilizados, devem ser capazes de identificar o estado 

operacional de todos os SISTEMAS hierarquicamente a ele subordinados e de transferir essas 

informações para o ONS. 

Os centros de operação do ONS identificam o estado operacional das UTR (Unidade Terminal 

Remota) e dos CD diretamente a eles conectados a partir das trocas de informações nas 

correspondentes interligações de dados. Esse estado é modelado como sinalização de estado nas 

bases de dados de seus SISTEMAS de supervisão e controle. 

Ainda no caso de uso de CD para atendimento ao CAT e, quando acordado com o ONS, ao CAG, 

esses concentradores devem ser capazes de rotear automaticamente telecomandos emanados pelo 

ONS para as instalações, sem intervenções manuais. 

Os SSCL (Sistema de Supervisão e Controle Local) ou as UTR de cada instalação com equipamentos 

na rede de operação devem: 

a. Ter seus relógios internos ajustados com exatidão melhor ou igual a 1 (um) ms, com sincronismo 

por GPS (Sistema de Posicionamento Global). Os SISTEMAS que atendam exclusivamente à 

supervisão de equipamentos da rede de supervisão não integrantes da rede de operação não 

precisam atender a esse requisito; 

b. Ter tempo máximo de reinicialização de 5 (cinco) minutos; 

c. Ser dimensionados para não perder eventos da SOE. Se ocorrer uma avalanche de eventos, 

todos os eventos devem ser transferidos para o ONS em até 5 (cinco) minutos. 

1.5.2.2 Interligação de dados 

Conceito 

Considera-se como interligação de dados o conjunto de equipamentos e SISTEMAS que se 

interponham entre o ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo e cada um 

dos centros citados neste edital. 

Este conjunto poderá abranger, entre outros, os seguintes equipamentos: 

• SISTEMAS de Supervisão e Controle Locais (SSCL) ou UTR em usinas e subestações; 

• CD que podem ser SISTEMAS de supervisão e controle de um agente; 

• Enlace de dados, ponto-a-ponto ou via redes tipo WAN (“Wide Área Network”), entre quaisquer 

destes SISTEMAS; 





• Equipamentos de interfaceamento com comunicações (modems, roteadores ou equivalentes) no 

centro de operação designado pelo ONS. 

Requisitos 

É responsabilidade do agente prover todas as interligações de dados necessárias para atender aos 

requisitos de supervisão e controle especificados,. 

As interligações de dados entre o(s) centro(s) de operação do ONS e as diversas instalações a serem 

supervisionadas pelo ONS são definidas pelos agentes e apresentadas ao ONS, devendo estar em 

conformidade com os requisitos de supervisão e controle apresentados neste edital. 

São exigidos requisitos diferentes para diferentes tipos de recursos de supervisão e controle, o que 

pode levar à necessidade de uso de interligações com características distintas, quais sejam: 

a. Interligações para atender aos requisitos do CAG. 

Estas interligações apresentam as seguintes peculiaridades: 

• Estão restritas às instalações necessárias à operação do CAG, normalmente usinas e 

subestações que interligam áreas de controle distintas; 

• Cada interligação transporta um conjunto de dados relativamente pequeno, com uma ordem 

de grandeza que varia de uma unidade a algumas dezenas; 

• Devem ser configuradas como uma ligação direta entre o(s) centro(s) de operação do ONS e 

as instalações, não sendo aceitável o uso de CD, exceto quando acordado com o ONS; 

• Exigem taxas de transferências de dados relativamente altas, com períodos de aquisição 

menores ou iguais a 2 (dois) segundos; 

• Em virtude de suas características, podem requerer equipamentos especiais nas instalações 

para a recepção de telecomandos e a aquisição e transferência das informações para o ONS; 

• Excepcionalmente, mediante acordo firmado caso a caso com o ONS, essas interligações 

poderão ser compartilhadas com as interligações utilizadas para atender aos requisitos das 

funções tradicionais de supervisão e controle, desde que atendidos todos os requisitos de 

CAG. 

b. Interligações para atender aos requisitos das funções tradicionais de supervisão e controle. 

São as interligações comumente utilizadas para a aquisição de dados eletro-energéticos pelos 

SISTEMAS de supervisão e controle, que se caracterizem por: 

• Cobrirem todas as instalações (usinas e subestações) sob responsabilidade de um 

determinado centro de operação do ONS; 

• Transportarem informações com períodos de aquisição que variam de poucos segundos a 

vários minutos e, em alguns casos, ações de controle; 

• Abrangem um grande volume de dados; 

• Conectam as instalações, CD ou centros de operação do agente aos centros de operação do 

ONS. 





c. As interligações para atender à SOE, caracterizam-se por transportar as informações de 

seqüência de eventos coletadas nas instalações quando da ocorrência de perturbações e devem 

ser transferidas aos centros de operação do ONS, em tempo real, pela mesma interligação de 

dados utilizada para atender aos requisitos de supervisão e controle. Para as informações 

definidas para trafegarem neste tipo de interligação (SOE), é vetada a passagem por qualquer 

tipo de processamento, como filtragem ou cálculos. 

d. Além dessas interligações, existem interligações que trafegam informações com alta taxa de 

aquisição utilizada pelo ONS para a detecção de ilhamento. As informações transferidas se 

constituem em medições de freqüência em Hz em barramentos selecionados da REDE BÁSICA. 

Para essas interligações, o agente se responsabiliza pela disponibilidade da medição na 

instalação. Um acordo entre o agente e o ONS, estabelecido caso a caso, define a forma e os 

recursos que serão utilizados para a transferência das informações ao ONS. 

1.5.2.3 Recursos de supervisão e controle dos agentes 

Entenda-se como recurso de supervisão e controle dos agentes o conjunto formado por: 

• Ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo, ou seja, transdutores, relés 

de interposição, reguladores de velocidade / potência e outros equipamentos; 

• Interligação de dados, ou seja, o conjunto de equipamentos e SISTEMAS que se interponham 

entre o ponto de captação de dados ou de aplicação de comando no campo e os computadores 

de comunicação do centro de operação do ONS. 

Os agentes proprietários de equipamentos enquadrados em algum item deste edital devem fornecer 

os recursos necessários para atender os requisitos de supervisão e controle exigidos pelo ONS, 

incluindo as interligações de dados. 

Para a entrada em operação de novos empreendimentos, é necessário que sejam atendidos todos os 

requisitos definidos neste edital e os recursos devem estar completamente testados e prontos para 

operar junto com os demais equipamentos do empreendimento. 

Os SSCL ou UTR devem atender aos requisitos de supervisão e controle exigidos pelo ONS, 

apresentados neste edital. 

Os SISTEMAS de transmissão de dados utilizados nas interligações de dados devem atender aos 

requisitos descritos neste anexo técnico, no item “Requisitos técnicos do SISTEMA de 

telecomunicações”. 

1.5.3 REQUISITOS PARA A SUPERVISÃO E CONTROLE DE EQUIPAMENTOS PERTENCENTES À REDE DE OPERAÇÃO 

Este item define os requisitos de supervisão e controle necessários às funções de supervisão e 

controle do ONS, aplicáveis aos equipamentos pertencentes à rede de operação. 

Os requisitos necessários à função de seqüenciamento de eventos são objetos de um item à parte. 


Os recursos especificados neste subitem devem ser disponibilizados, através das seguintes 

interligações de dados, conceituadas anteriormente: 





a. Interligações para atender aos requisitos das funções tradicionais de supervisão e controle; 

b. Interligações para atender aos requisitos do CAG. 

1.5.3.2 Informações requeridas para a supervisão do sistema elétrico 

Os requisitos necessários ao sequenciamento de eventos são tratados em um item a parte. 

Para cada equipamento da rede de operação, as seguintes informações de grandezas analógicas e 

de sinalizações de estado devem ser transferidas para o SISTEMA de supervisão e controle do centro 

de operação designado pelo ONS para coordenar a operação desse centro, conforme especificado a 

seguir: 

Medições analógicas 

Todas as medições deverão ser feitas de forma individualizada e transferidas periodicamente aos 

centros de operação. 

O período de transferência deve ser parametrizável por centro, devendo os SISTEMAS ser 

projetados para suportar períodos de aquisição de pelo menos 4 segundos e, em alguns casos, de 

6(seis) segundos, períodos esses definidos em comum acordo entre o agente e o ONS. 

As seguintes medições devem ser coletadas e transferidas para os centros de operação: 

• 1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV de cada secção de barramento que 

possa formar um nó elétrico ou, caso seja adotado o arranjo em anel, uma medição do módulo 

de tensão fase-fase em kV nos terminais de cada equipamento que a ele se conectem (LINHAS 

DE TRANSMISSÃO, transformadores/autotransformadores, etc.); 

• A medição de tensão deve ser reportada ao ONS como sendo fase-fase, no entanto, este valor 

pode ser obtido por cálculo a partir de uma medição fase-neutro; 

• 1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV no ponto de conexão entre a LINHA DE 

TRANSMISSÃO e a(s) compensação(ões) série, caso a instalação contemple compensação 

série na(s) LINHA(S) DE TRANSMISSÃO; 

• Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar em todas as LINHAS DE TRANSMISSÃO; 

• Corrente em uma das fases em ampere nos terminais de todas as LINHAS DE TRANSMISSÃO; 

• 1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV de cada terminal de LINHA DE 

TRANSMISSÃO; 

• Potência trifásica ativa em MW e reativa em Mvar e corrente em uma das fases em ampéres de 

todos os enrolamentos de transformadores/autotransformadores; 

• Potência trifásica reativa em Mvar de todos os equipamentos de compensação reativa 

dinâmicos, tais como compensadores síncronos e compensadores estáticos controláveis; 

• Posição de tape de transformadores/autotransformadores equipados com comutadores sob 

carga, desde que tecnicamente viável. Inviabilidade desse tipo, se constatada, deve ser 

eliminada quando da substituição do transformador/autotransformador; 

• 1 (uma) medição do módulo de tensão fase-fase em kV para 

transformadores/autotransformadores, excetuando-se aquele na fronteira da rede de operação. 





Esta medição deve ser no lado ligado à barra de menor potência de curto-circuito, geralmente o 

de menor tensão, caso o ONS não explicite que seja no outro lado do 

transformador/autotransformador. 

As seguintes informações analógicas, específicas a sistemas de transmissão de corrente contínua 

(CC), devem ser coletadas e transferidas para os centros de operação: 

• Corrente CC por pólo; 

• Tensão CC por conversor e tensão CC por pólo (tanto no retificador como no inversor); 

• Potência CC por pólo (tanto no retificador como no inversor); 

• Corrente em ampere nos eletrodos de terra por bipolo; 

• Nível de harmônico (mV) nos filtros; 

• Limites de potência em vigência por conversor (função de temperatura, umidade, etc.). 

Sinalização de estado 

Devem ser considerados os estados referentes: 

a. A todos os disjuntores e chaves utilizados nos barramentos e nas conexões de equipamentos 

da rede de operação, aí incluídas as chaves de by pass. Esse requisito é aplicável tanto a 

sistemas de geração e transmissão em corrente alternada quanto a sistemas de transmissão 

em corrente contínua (incluindo filtros), sendo que, para os disjuntores, é necessário que a 

sinalização seja acompanhada do selo de tempo. 

b. Aos estados operacionais e alarmes dos equipamentos utilizados nos SISTEMAS especiais de 

proteção. Se esses SISTEMAS tiverem atuações em instalações fora da rede de operação, 

devem ser buscadas alternativas de monitoração, definidas em comum acordo entre o ONS e o 

agente; 

c. À indicação de atuação de disjuntores pela proteção ou por ação do operador; 

d. Aos relés de bloqueio, com selo de tempo; 

e. Ao estado operacional de dispositivos de controle de FACTS, tais como os power oscillation 

dampers das compensações série de LINHAS DE TRANSMISSÃO; 

f. Ao estado dos comutadores sob carga (em automático/manual/remoto); 

g. Aos alarmes de temperatura de rotor e estator de compensadores síncronos; 

h. Aos alarmes de temperatura de enrolamento e óleo de transformadores/autotransformadores e 

reatores; 

i. Ao estado operacional de UTR e SSCL subordinados a CD; 

j. Às seguintes indicações de estado com selo de tempo, específicas de sistemas de transmissão 

de corrente contínua, devem ser coletadas e transferidas para os centros de operação: 

- Modo de controle da potência por pólo: síncrono ou assíncrono (potência ou corrente); 

- Estados relativos ao controle de seqüência: partida e parada dos conversores (conjunto ou 

separado); 

- condição dos conversores (bloqueados/disponíveis); 





- Estado dos sinais adicionais existentes tais como freqüência 60, estabilização 50, etc: 

ligados/desligados; 

- Estado de operação em HMC (alto consumo de reativo) por pólo; 

- Estado de operação por pólo: tensão normal ou tensão reduzida; 

- Estado da operação do elo em paralleling control (paralelismo de pólos); 

- Estação mestre (retificadora ou inversora); 

- Rampa interrompida. 

k. Aos seguintes alarmes, específicos de sistemas de transmissão de corrente contínua, que 

devem ser coletados e transferidos para os centros de operação: 

- alarme de detecção de baixa tensão de corrente alternada (CA); 

- sobrecarga harmônica; 

- alarme de número de filtros menor que mínimo (função da potência e número de 

conversores por tipo de filtro (ordem harmônico). 

Ainda com relação à sinalização de estado, devem-se observar os seguintes requisitos: 

a. O SISTEMA de supervisão e controle da instalação ou a UTR ou o CD, se utilizado, deve estar 

apto a responder a varreduras de integridade feitas pelo ONS, que podem ser periódicas, com 

período parametrizável, tipicamente a cada 1 (uma) hora, sob demanda ou por evento, como por 

exemplo, uma reinicialização dos recursos de supervisão e controle do ONS; 

Os SSCL ou as UTR de cada instalação com equipamentos na rede de operação devem ser 

capazes de armazenar o selo de tempo das sinalizações com uma exatidão melhor ou igual a 1 

(um) ms, utilizando o relógio interno do SISTEMA que deve ter a exatidão especificada no item 

“Requisitos gerais dos SISTEMAS de supervisão dos agentes”. 

b. Todas as sinalizações devem ser reportadas por exceção. 

c. Excepcionalmente, a critério do ONS, podem ser reduzidos os requisitos de abrangência da 

supervisão de barramentos na fronteira da rede de operação e dos equipamentos a eles 

conectados, tais como aqueles aplicáveis a barramentos de terciário de 

transformadores/autotransformadores e a barramentos do lado de baixa de 

transformadores/autotransformadores na fronteira da rede de operação. 

1.5.3.3 Informações e telecomandos requeridos para o Controle Automático de Geração (CAG) 

Caracterização dos centros de operação que recebem as informações 

O SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN) está dividido em áreas de controle de freqüência e 

intercâmbio. Essas áreas são as redes de atuação dos centros de operação do ONS. 

As informações de tempo real necessárias ao CAG devem ser enviadas, dependendo de sua 

utilização, para um ou mais centros de operação do ONS, conforme abaixo descrito: 

a. Centro de operação do ONS que controla o CAG da área a que pertence a instalação, 

normalmente o centro de operação designado pelo ONS para coordenar a operação da 

instalação; 





b. Centros de operação do ONS responsáveis pelo controle do CAG das áreas adjacentes à área do 

centro de operação designado pelo ONS para coordenar a operação da instalação; 

c. Centros de operação do ONS passíveis de assumir o CAG da área sob responsabilidade do 

centro de operação designado pelo ONS para coordenar a operação da instalação. 

Informações requeridas pelo centro de operação que controla o CAG 

As seguintes informações utilizadas pelo CAG devem ser coletadas e transmitidas para este centro 

de operação: 

a. Freqüência em Hz em barramentos designados pelo ONS em rotina específica; 

b. Potência ativa trifásica em MW em todos os pontos de interligação com outras áreas de controle, 

que pode ser totalizada por instalação e por área; 

c. Outras de geração e usinas, que não se referem ao presente Anexo Técnico. 

Informações requeridas pelo centro de operação controlador das áreas adjacentes. 

As informações de potência ativa trifásica em MW em todos os pontos de interligação com outras 

áreas de controle, que pode ser totalizada por instalação e por área, devem ser coletadas nas 

instalações de interligação e transmitidas para os centros de operação controladores das áreas 

adjacentes. 

Informações requeridas pelos centros de operação do ONS passíveis de assumir o CAG de uma ou 

mais áreas que se interligam. 

Para viabilizar as transferências de área de controle do CAG, o ONS identifica em rotina específica, 

instalações em que as informações de potência ativa trifásica em MW nos pontos de interligação 

indicados pelo ONS, que pode ser totalizada por instalação e por área, devem ser coletadas e 

transmitidas para um ou mais centros de operação passíveis de assumir uma determinada área de 

controle. 

1.5.3.4 Telecomandos requeridos para o Controle Automático de Tensão 

Pode ocorrer que, por razões sistêmicas, seja necessário o uso de CAT (Controle Automático de 

Tensão pelo ONS). Os CAT são instalados em seus centros de operação, atuando via telecomando 

em equipamentos tais como comutadores sob carga de transformadores/autotransformadores, 

compensadores síncronos e compensadores estáticos controláveis, resguardado suas limitações 

operativas declaradas pelos agentes. 

Excluem-se das ações do CAT a energização e desenergização de equipamentos. 

1.5.3.5 Requisitos de qualidade da informação 

Exatidão da medição 

Todas as medições de tensão devem ser efetuadas por equipamentos cuja classe de precisão 

garanta uma exatidão mínima de 1% e as demais de 2%. Tal exatidão deve englobar toda a cadeia 

de equipamentos utilizados, tais como transformadores de corrente, de tensão, transdutores, 

conversores analógico/digital, etc. 

Idade do dado 





Define-se como idade máxima do dado o intervalo de tempo máximo entre o instante de ocorrência 

de seu valor na instalação (processo) e sua recepção no(s) centro(s) designado(s) pelo ONS. 

O tempo necessário para a chegada de um dado ao centro designado pelo ONS inclui o tempo de 

aquisição do dado na instalação, processamento da grandeza e transmissão desse dado através dos 

enlaces de comunicação até o centro. 

A idade máxima de um dado analógico coletado para o CAG deve ser inferior à soma do tempo de 

varredura adicionado de: 

− 2 (dois) segundos em média; 

− 5 (cinco) segundos no máximo para algumas varreduras, desde que mantida a média 

de 2(dois) segundos. 

A idade máxima para os demais dados analógicos deve ser inferior à soma do tempo de varredura 

adicionado de: 

− 4 (quatro) segundos em média; 

− 10 (dez) segundos no máximo para algumas varreduras, desde que mantida a média 

de 4(dois) segundos. 

A idade máxima de um dado coletado por exceção deve ser inferior a 8(oito) segundos. 

Estes requisitos não se aplicam à transmissão das informações de seqüência de eventos. 

Banda morta e varredura de integridade. 

Os protocolos que transmitem medições analógicas por exceção devem ter uma banda morta e 

varredura de integridade definidas em comum acordo entre o ONS e o agente. As definições obtidas 

nestes acordos não devem prejudicar a exatidão das medidas, conforme definido acima. 

Enquanto um acordo formal não for firmado entre o ONS e o agente, a UTR e/ou SSCL devem ser 

configurados com um valor inicial de banda morta de 0,1% do fundo de escala, ou do último valor lido 

e deve suportar varreduras de integridade com períodos menores ou iguais a 30 (trinta) minutos. 

Demais requisitos de qualidade para informações necessárias ao CAG. 

O período de aquisição dessas grandezas pelos centros de operação do ONS deve estar de acordo 

com os padrões exigidos pelos SISTEMAS de CAG dos centros de operação designados pelo ONS e 

deve ser menor ou igual a 2 (dois) segundos. 

Todas as medições devem ser obtidas da mesma fonte, de tal forma que se garanta que todos os 

SISTEMAS as recebam exatamente iguais, mesmo que transmitidas para diferentes centros de 

operação e em diferentes enlaces e protocolos. 

1.5.3.6 Parametrizações 

Todos os períodos de aquisição acima especificados devem ser parametrizáveis, e os valores 

apresentados se constituem em níveis mínimos. 

1.5.4 REQUISITOS PARA O SEQUENCIAMENTO DE EVENTOS 






Os recursos especificados neste item devem ser disponibilizados através das mesmas interligações 

de dados utilizadas para atender aos requisitos de supervisão e controle, conforme conceituação feita 

anteriormente. 

1.5.4.2 Informações requeridas para o sequenciamento de eventos 

Sempre que o equipamento dispuser das proteções abaixo citadas, as seguintes informações devem 

ser coletadas e transferidas pelo agente proprietário do equipamento para o ONS: 

Transformadores e autotransformadores: 

- Atuação por proteção de sobrecorrente do comutador sob carga; 

- Disparo por sobretemperatura do óleo; 

- Disparo por sobretemperatura do enrolamento; 

- Disparo da proteção de gás; 

- Disparo da proteção de sobretensão de seqüência zero para o enrolamento terciário em ligação 

delta; 

- Disparo da válvula de alívio de pressão; 

- Disparo da proteção de gás do comutador de derivações; 

- Disparo da proteção diferencial (por fase); 

- Disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro (por enrolamento); 

- Disparo do relé de bloqueio; 

Reatores: 

- Disparo da proteção de sobretemperatura do óleo; 

- Disparo da proteção de sobretemperatura do enrolamento; 

- Disparo da proteção de gás; 

- Disparo da válvula de alívio de pressão; 

- Disparo da proteção diferencial (por fase); 

- Disparo da proteção de sobrecorrente de fase e neutro; 

- Disparo do relé de bloqueio. 

Bancos de capacitores: 

- Disparo da proteção de desequilíbrio de neutro; 


- Disparo da proteção de sobretensão; 


Linhas de Transmissão: 

- Partida da PROTEÇÃO PRINCIPAL de fase (por fase), nos casos em que o disparo da proteção 

de fase não indique a(s) fase(s) defeituosa(s); 





- Disparo da PROTEÇÃO PRINCIPAL de fase; 

- Partida da PROTEÇÃO ALTERNADA de fase (por fase), nos casos em que o disparo da 

proteção de fase não indique a(s) fase(s) defeituosa(s); 

- Disparo da PROTEÇÃO ALTERNADA de fase; 

- Partida da PROTEÇÃO PRINCIPAL de neutro (por fase), nos casos em que o disparo da 

proteção não indique a fase defeituosa; 

- Disparo da PROTEÇÃO PRINCIPAL de neutro; 

- Partida da PROTEÇÃO ALTERNADA de neutro (por fase), nos casos em que o disparo da 

proteção não indique a fase defeituosa; 

- Disparo da PROTEÇÃO ALTERNADA de neutro; 

- Partida do religamento automático; 

- Disparo por sobretensão; 

- Atuação da lógica de bloqueio por oscilação de potência; 

- Disparo da proteção para perda de sincronismo; 

- Transmissão de sinal de desbloqueio / bloqueio ou sinal permissivo da teleproteção; 

- Transmissão de sinal de transferência de disparo da teleproteção; 

- Recepção de sinal de desbloqueio / bloqueio ou sinal permissivo da teleproteção; 

- Disparo por recepção de sinal de transferência de disparo da teleproteção; 

- Atuação da lógica de bloqueio por perda de potencial; 

- Disparo da 2ª zona da proteção de distância; 



- Disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro temporizada; 

- Disparo da proteção de sobrecorrente direcional de neutro instantânea; 


Barramentos: 

- Atuação da proteção diferencial (por fase); 



Compensadores síncronos: 

- Atuação da proteção diferencial; 

- Disparo da proteção de desequilíbrio de corrente do estator; 

- Disparo da proteção de perda de excitação (perda de campo); 

- Disparo da proteção de falta à terra no estator; 





- Disparo da proteção de falta à terra no rotor; 

- Disparo da proteção de sobretemperatura do estator e rotor; 


- Disparo da proteção de subfreqüência; 



Compensadores estáticos: 

- Para os equipamentos COMPONENTES do compensador, incluindo o transformador abaixador, 

reatores e capacitores: 

i. Disparo das PROTEÇÕES INTRÍNSECAS dos equipamentos, conforme especificado para 

o respectivo equipamento. 

- Para os equipamentos controlados por tiristor: 

i. Disparo da proteção de faltas à terra no compensador; 

ii. Disparo da proteção para faltas no módulo capacitor; 

iii. Disparo da proteção para faltas no módulo reator; 

iv. Disparo da proteção para desequilíbrio de corrente ou tensão para cada módulo de filtro; 

v. Disparo da proteção de seqüência negativa dos tiristores – 2º estágio; 


Disjuntores: 

- Mudança de posição; 

- Disparo da proteção de discordância de pólos; 

- Alarme de fechamento bloqueado; 

- Alarme de abertura bloqueada; 

- Disparo da proteção de falha do disjuntor; 

- Alarme de sobrecarga do disjuntor central; 


SISTEMAS Especiais de Proteção: 

- Todos os disparos e alarmes. 

1.5.4.3 Requisitos de qualidade dos eventos 

Resolução do selo de tempo 

Entende-se como resolução a capacidade de discriminar eventos ocorridos em tempos distintos. 

Exatidão do selo de tempo 

Entende-se como exatidão o grau de aproximação do selo de tempo ao tempo absoluto de ocorrência 

do evento. 





Requisitos 

As UTR ou os SISTEMAS de supervisão e controle das instalações devem ser capazes de armazenar 

informações para o seqüenciamento de eventos com uma resolução entre eventos menor ou igual a 5 

(cinco) ms. A exatidão do selo de tempo associado a cada evento deve ser menor ou igual 1 (um) ms. 

Valores de resolução e/ou de exatidão menores que esse podem ser estabelecidos pelo ONS em 

conjunto com os agentes, desde que venha a ser comprovada a sua viabilidade no tocante à 

disponibilidade de recursos tecnológicos a custos adequados. 

A base de tempo utilizada para o registro da seqüência de eventos deve ser o relógio de tempo da 

UTR/SSCL, cujas características são apresentadas no item 1.5.2.1-“Requisitos Gerais”. 

A relação de eventos apresentada anteriormente deste documento está baseada numa filosofia de 

proteção padrão. Os agentes podem utilizar diferentes filosofias e tecnologias, desde que atendam ao 

disposto nos requisitos de proteção. Cabe ao agente mapear, sempre que aplicável, os eventos aqui 

apresentados com aqueles efetivamente implementados na instalação. Cabe também ao agente a 

implementação de processamentos e/ou combinação de sinais na instalação que venham a ser 

necessários para a disponibilidade dos sinais aqui requeridos. 

1.5.5 ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS 

A supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico, estando hoje, 

na região de São Simão, Itaguaçu e Barra dos Coqueiros, estruturada em um sistema hierárquico com 

SISTEMAS de supervisão e controle instalados em dois Centros de Operação do ONS, quais sejam: 

• Centro Regional de Operação Sudeste – COSR-SE; 

• Centro Regional de Operação Norte/Centro-Oeste – COSR-NCO; 

• Centro Nacional de Operação do Sistema Elétrico - CNOS. 

Esta estrutura é apresentada de forma simplificada, para fins meramente ilustrativos, na figura a seguir, 

sendo que a TRANSMISSORA deverá prover as interconexões de dados entre o Centro de Operação 

do ONS (exceto o CNOS) e cada um dos SISTEMAS de supervisão das subestações envolvidas, 

devidamente integrados aos existentes. 





Figura 1.6 – Arquitetura de interconexão com o ONS. 

Observa-se na figura acima que a interconexão com o Centro do ONS se dá através das seguintes 

interligações de dados: 

Para o atendimento aos requisitos de supervisão e controle dos equipamentos das 

subestações São Simão. 

• Interconexão com o Centro Regional de Operação Sudeste (COSR-SE). 

Para o atendimento aos requisitos de supervisão e controle dos equipamentos das 

subestações Itaguaçu e Barra dos Coqueiros: 

• Interconexão com o Centro Regional de Operação Norte/Centro-Oeste (COSR-NCO). 

Para o atendimento aos requisitos do CAG da subestação São Simão, com medição localizada 

nos terminais da linha de transmissão em 500 kV para Itaguaçu: 





1.5.6 

• Interconexão com os Centros Regionais de Operação Sudeste e Norte/Centro-Oeste. 

Alternativamente, a critério da TRANSMISSORA, a interconexão com os Centros do ONS poderá se 

dar por meio de um centro de operação próprio da TRANSMISSORA ou contratado de terceiros, desde 

que sejam atendidos os requisitos descritos para supervisão e controle e telecomunicações. Neste 

edital, este centro é genericamente chamado de “Concentrador de Dados”. Neste caso, a estrutura dos 

centros apresentada na figura anterior seria alterada com a inserção do concentrador de dados num 

nível hierárquico situado entre as instalações e os COSR-NCO e COSR-SE do ONS e, portanto, 

incluído no objeto desta licitação. Destaca-se que apesar do uso de um centro local, requer-se o canal 

dedicado para a transferência dos dados de CAG. 

A figura a seguir ilustra uma possível configuração. 

Figura 1.7 – Arquitetura alternativa de interconexão com o ONS. 





REQUISITOS DE SUPERVISÃO PELO AGENTE PROPRIETÁRIO DAS INSTALAÇÕES (SUBESTAÇÕES) 

COMPARTILHADAS DA REDE DE OPERAÇÃO. 

Qualquer agente que compartilhe de uma instalação (subestação) existente deve fornecer os recursos 

adicionais mencionados a seguir, ao agente proprietário da subestação. 

O agente de transmissão concessionário da nova instalação deve prover aos centros de operação do 

agente concessionário da subestação São Simão, da CEMIG a supervisão remota dos equipamentos 

que venham a ser instalados, conforme requisitos apresentados no subitem “Requisitos para a 

Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”, com exceção dos 

requisitos para CAG e controle de tensão. Em adição à supervisão remota, todos os equipamentos a 

serem instalados devem ser supervisionados em nível local segundo a filosofia adotada pela 

CONCESSIONÁRIA DE TRANSMISSÃO de tais subestações, devendo esta supervisão ser 

devidamente integrada aos SISTEMAS de supervisão e controle já instalados nestas subestações. 

A arquitetura e os requisitos básicos dos SISTEMAS Digitais de Supervisão e Controle (SDSCs) das 

EMPRESAS CONCESSIONÁRIAS DE TRANSMISSÃO das subestações são apresentados nos 

documentos “Relatórios das Características e Requisitos Básicos das Instalações”, item 2.2”, referentes 

a estas subestações. 

Na eventualidade do sistema da TRANSMISSORA entrar em operação antes da instalação dos SDSCs 

em implantação nas Subestações existentes, o mesmo deverá ser projetado para operação 

independente e prevendo posterior integração aos referidos SDSCs. 

O agente de transmissão é responsável pela instalação e operacionalização de todos os equipamentos 

e SISTEMAS necessários para viabilizar estas interligações de dados. 

O protocolo adotado para comunicação com o centro de operação do concessionário da subestação 

deve ser configurado conforme determinado pelo concessionário proprietário da subestação. 

Alternativamente à instalação de novos recursos de supervisão e controle, o agente de transmissão, 

mediante prévio acordo com os agentes concessionários das instalações existentes, poderá optar pela 

expansão dos recursos de supervisão e controle disponíveis, desde que atendidos todos os requisitos 

de supervisão e controle. 

O agente de transmissão deve prever testes de conectividade entre o SSCL/UTR e o SISTEMA de 

supervisão e controle do centro de operação do agente concessionário da subestação, de forma a 

garantir a coerência das bases de dados deste SISTEMA e o perfeito funcionamento dos protocolos 

utilizados. 

1.5.7 AVALIAÇÃO DA DISPONIBILIDADE E DA QUALIDADE DOS RECURSOS DE SUPERVISÃO E CONTROLE 

1.5.7.1 Geral 

Os recursos de supervisão e controle fornecidos pelos agentes ao ONS, para atender aos requisitos 

apresentados neste edital, devem ter sua disponibilidade e qualidade medidas pelo ONS, na fase 

operacional, através dos conceitos e critérios estabelecidos a seguir. 

A avaliação destes recursos será feita por UTR, SSCL, CD e agente, conforme estabelecido e com 

base na disponibilidade e a qualidade dos recursos de supervisão e controle por ele fornecidos, de 

acordo com o centro de operação designado pelo ONS, incluindo os equipamentos de interface com 

os SISTEMAS de comunicação. 





Esta avaliação será feita através de índices agregados por UTR, CD e por agente, de forma 

ponderada pelo número recursos implantados e liberados para a operação em relação ao número 

total que deveriam ser disponibilizados, se aplicados os critérios apresentados neste Edital. 

Não serão computados nos índices os tempos de indisponibilidade causados por: 

a. Indisponibilidade de equipamentos nos centros de operação do ONS; 

b. Atividades de aprimoramento constantes do plano de adequação das instalações dos agentes 

apresentado ao ONS, plano este definido conforme estabelecido nas disposições transitórias; 

c. Atualizações e instalação de hardware ou software nas UTR ou nos CD dos agentes, desde que 

sejam programados e aprovados com antecedência junto ao ONS; 

d. Atualizações ou instalação de hardware e software para melhoria de segurança no enlace de 

comunicação entre UTR ou CD e o Centro designado pelo ONS, desde que sejam programadas e 

aprovadas com antecedência junto ao ONS; 

e. Manutenções autorizadas pelo ONS no equipamento elétrico associado ao recurso de supervisão 

e controle. 

São mostrados a seguir os conceitos de indisponibilidade e qualidade que serão considerados na 

fase operacional de utilização dos recursos de supervisão e controle. 

1.5.7.1 Conceito de indisponibilidade de recursos de supervisão e controle 

Uma informação de quaisquer dos tipos especificados no subitem “Requisitos para a Supervisão e 

Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação” deste anexo, será considerada 

indisponível sempre que: 

- O recurso não estiver instalado ou não estiver liberado para a operação; 

- Uma UTR ou um SSCL estiver fora de serviço ou sem comunicação; 

- Um CD, quando utilizado, estiver fora de serviço ou sem comunicação. 

- Um ponto de controle qualquer é dito indisponível sempre que o ONS detectar falha de atuação 

do mesmo; 

- Todos os pontos subordinados a um SSCL ou a uma UTR de uma instalação são declarados 

indisponíveis sempre que ocorrer ausência de resposta de tal SISTEMA às solicitações do(s) 

centro(s) de operação do ONS ou de um CD, se utilizado. Adicionalmente, no caso de utilização 

de CD, todos os pontos subordinados ao concentrador são declarados indisponíveis quando o CD 

deixar de responder às solicitações do ONS; 

- O indicador de qualidade sinalizar informação sob entrada manual pelo agente; 

- O indicador de qualidade sinalizar informação fora de varredura. 

1.5.7.2 Conceito de qualidade dos recursos de supervisão e controle 





Considera-se que uma informação de qualquer dos tipos especificados no subitem “Requisitos para a 

Supervisão e Controle de Equipamentos Pertencentes à Rede de Operação”, deste anexo, viola 

critérios de qualidade quando: 

- Tratando-se de informações analógicas, a informação violar um dos seus limites de escala; 

- Uma informação estiver comprovadamente inconsistente; 

- A informação violar os requisitos de idade do dado. 

1.5.8 REQUISITOS PARA A ATUALIZAÇÃO DE BASES DE DADOS DOS SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE 

Os requisitos aqui apresentados se aplicam a todos os equipamentos cuja supervisão e telecontrole 

sejam objeto de telessupervisão pelo ONS. 

1.5.8.1 Requisitos de cadastramento de equipamentos 

É de responsabilidade dos agentes com equipamentos na rede de supervisão fornecer as 

informações cadastrais descritivas para a configuração das bases de dados dos centros de operação 

do ONS, incluindo informações sobre: 

- Equipamentos e instalações do sistema eletro energético; 

- Equipamentos de supervisão e controle, tais como organização de pontos por remotas, 

configurações de protocolos de comunicação etc. 

As informações apresentadas devem ter exatidão compatível com a requerida pelas aplicações dos 

SISTEMAS de supervisão e controle, exatidão essa normalmente não requerida na fase de estudos 

do planejamento de AMPLIAÇÕES DA REDE BÁSICA e reforços, daí a necessidade de os agentes 

as atualizarem em conformidade com o estabelecido, cujo escopo é a rede de supervisão e não 

apenas a REDE BÁSICA. 

Para novas instalações e AMPLIAÇÕES DA REDE BÁSICA, as informações devem ser 

encaminhadas ao ONS com antecedência de até 30 (trinta) dias em relação à entrada em operação 

dos equipamentos, para que a(s) base(s) de dados do(s) SISTEMA(S) de supervisão do(s) centro(s) 

de operação do ONS possa(m) ser atualizada(s) e testada(s) em tempo hábil. 

Para as instalações existentes, sempre que sejam programadas alterações que modifiquem algum 

dos dados cadastrais aqui especificados – tais como alteração de relação de 

transformadores/autotransformadores, alteração de parâmetros de transformador de corrente (TC), 

etc., essas alterações devem ser informadas ao ONS com antecedência de pelo menos 5 (cinco) dias 

úteis. 

As informações cadastrais descritivas dos equipamentos são detalhadas em rotina específica, 

elaboradas em comum acordo com os agentes, que devem incluir: 

a. Parâmetros descritivos de LINHAS DE TRANSMISSÃO, aí incluídas a impedância série e a 

susceptância, segundo o modelo π, bem como a corrente máxima em ampere e a potência 

máxima em MVA; 

b. No caso de ramais de LINHA DE TRANSMISSÃO, além dos dados acima, a posição do ramal na 

LINHA DE TRANSMISSÃO, expressa em quilômetros; 





c. Latitude e longitude de todas as instalações e torres de LINHAS DE TRANSMISSÃO e de ramais 

de LINHA DE TRANSMISSÃO, como forma de viabilizar a elaboração de diagramas geográficos 

do sistema elétrico; 

d. Capacidade nominal em Mvar e a tensão nominal, de todos os equipamentos estáticos de suporte 

de reativo que venham a ser utilizados, como capacitores, reatores, etc.; 

e. Valor mínimo e máximo de suporte de reativo em Mvar, tensão nominal em kV para os geradores 

e compensadores síncronos; 

f. Curvas de capabilidade de geradores; 

g. Para cada um dos enrolamentos (primário, secundário e terciário) de cada 

transformador/autotransformador: 

- Corrente nominal; 

- Tensão nominal em kV; 

- Potência aparente nominal em MVA; 

- Reatância indutiva em porcentagem (primário-secundário, primário-terciário e secundárioterciário); 

- Tensão base (KV) e potência base (MVA), utilizadas para o cálculo das reatâncias indutivas 

em percentagem acima especificadas; 

- Adicionalmente, para cada transformador/autotransformador, deve ser informado o lado do 

transformador/autotransformador onde está instalado o comutador sob carga, se utilizado, e a 

respectiva tabela de derivação, informada em kV e em porcentagem, sendo que toda vez que 

for alterada a posição do tape fixo, deve ser fornecida relação das novas posições variáveis 

dos tapes do transformador/autotransformador; 

h. Impedância série de capacitores série, se utilizados; 

i. Relação, compatível com os requisitos de supervisão e controle aqui apresentados, dos pontos de 

medição, telessinalização, controle, SOE, e das informações para a supervisão hidrológica que 

trafegam na interconexão (ou interconexões) como o(s) SISTEMA(S) de supervisão e controle do 

ONS num formato compatível com o protocolo adotado para a interconexão. Essa relação é 

organizada por SSCL ou UTR e CD, se utilizados. 

j. Quando apropriado, no caso de interligação de dados direta com UTR, parâmetros que permitam a 

conversão para valores de engenharia dos dados recebidos e enviados pelo centro de operação; 

k. Sempre que aplicáveis, limites de escala, superior e inferior, para todos os pontos analógicos 

supervisionados; 

1.5.8.2 Requisitos para teste de conectividade da(s) interconexão(ões) e testes ponto a ponto 

Todos os agentes com equipamentos com telessupervisão pelo ONS devem prever testes de 

conectividade entre os seus SSCL, UTR e o(s) SSCL do(s) centro(s) de operação designado(s) pelo 

ONS. 

Além do teste da conectividade, devem ser previstos testes ponto a ponto da nova instalação ou 

AMPLIAÇÃO DA REDE BÁSICA com o(s) centro(s) do ONS, conforme programação a ser 

previamente acordada com o ONS, de forma a garantir a coerência das bases de dados desses 





SISTEMAS e o perfeito funcionamento dos protocolos utilizados. Estes testes devem ser efetuados 

entre o SSCL/UTR, da instalação de origem dos dados, e o SSC do centro designado pelo ONS. 

Os testes devem ser programados de comum acordo entre o agente e o ONS, observando-se que: 

a. Para novas instalações ou AMPLIAÇÕES DA REDE BÁSICA, devem estar concluídos pelo 

menos 5 (cinco) dias úteis antes da operacionalização da instalação/AMPLIAÇÃO DA REDE 

BÁSICA; 

b. Sempre que as alterações modificarem o conjunto de informações armazenadas na base de 

dados do ONS, esses testes devem ser programados em comum acordo entre o agente e o ONS, 

devendo estar concluídos pelo menos 2 (dois) dias úteis antes da operacionalização da alteração. 





1.6 REQUISITOS TÉCNICOS DOS SISTEMAS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES 


Para as novas INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, devem ser previstos Registradores Digitais de 

Perturbações – RDP com configuração de canais de entradas analógicas e entradas digitais suficientes 

para permitir o completo monitoramento e registro, de acordo com os requisitos mínimos descritos a 

seguir. 

Em INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO existentes, devem ser previstos RDP para monitoramento dos 

novos vãos instalados ou expansão dos RDP existentes, de acordo com os requisitos mínimos 

descritos a seguir. 

1.6.2 REQUISITOS FUNCIONAIS 

Os SISTEMAS de registro de perturbações devem atender aos seguintes requisitos: 

- Ser implementado por equipamentos independentes dos demais SISTEMAS DE PROTEÇÃO ou 

supervisão (stand alone); 

- Amostrar continuamente as grandezas analógicas e digitais supervisionadas (dados da 

perturbação). As amostras mais antigas devem ser sucessivamente substituídas por amostras mais 

recentes, num buffer circular; 

- Disparar o registro da perturbação por variações das grandezas analógicas e digitais em qualquer 

dos canais supervisionados, de forma livremente configurável; 

- Transferir automaticamente os dados relativos à perturbação do buffer circular, quando houver 

disparo para registro de uma perturbação, e arquivá-los na memória do próprio registrador. Durante 

a fase de armazenamento dos dados da perturbação, o registrador deve permanecer amostrando 

as grandezas analógicas e digitais, de forma a não perder nenhum evento; 

- Interromper o registro de uma perturbação só depois de cessada a condição que ocasionou o 

disparo e transcorrido o tempo de pós-falta ajustado. Se, antes de encerrar o tempo de registro de 

uma perturbação, ocorrer nova perturbação, o registrador deve iniciar novo período de registro sem 

levar em conta o tempo já transcorrido da perturbação anterior; 

- Registrar, para cada perturbação, no mínimo 160 ms de dados de pré-falta e ter tempo de pós-falta 

ajustável entre 100 e 5000 ms; 

- Ter filtragem anti-aliasing e taxa de amostragem tal que permitam o registro nos canais analógicos 

de componentes harmônicas até a 15ª ordem (freqüência nominal de 60 Hz); 

- Registrar dia, mês, ano, hora, minuto, segundo e milissegundo de cada operação de registro; 

- Ter relógio de tempo interno sincronizado por meio de receptor de sinal de tempo do GPS, de 

forma a manter o erro máximo da base de tempo inferior a 1 ms; 

- O erro de tempo entre a atuação de qualquer sinal numa entrada digital e o seu registro não pode 

ser superior a 2 ms; 





- O tempo de atraso da amostragem entre quaisquer canais analógicos não pode ser superior a 1 

grau elétrico, referido à freqüência de 60 Hz; 

- Ter memória suficiente para armazenar dados referentes a, no mínimo, 30 perturbações com 

duração de 5 s cada, para o caso em que várias faltas consecutivas disparem o registrador; 

- Ter porta de comunicação para a transferência dos registros de perturbação do RDP; e 

- Ser dotado de automonitoramento e autodiagnóstico contínuos. 

1.6.3 REQUISITOS DA REDE DE COLETA DE REGISTROS DE PERTURBAÇÕES PELOS AGENTES 

A arquitetura da rede de comunicação e o modo de transferência dos arquivos dos RDP para 

concentradores locais ou concentrador central devem ser definidos pelo agente proprietário da 

instalação. 

Se o SISTEMA de coleta realizar a transferência automática dos registros, deve ser prevista uma 

opção que permita a desativação do modo de transferência automática e a subseqüente ativação de 

modo de transferência seletiva. 

1.6.4 REQUISITOS MÍNIMOS DE REGISTRO DE PERTURBAÇÕES 

1.6.4.1 Terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO com tensão nominal igual ou superior a 345 kV 

As seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas: 

- Três correntes da LINHA DE TRANSMISSÃO (três fases ou duas fases e corrente residual); 

- Três tensões da LINHA DE TRANSMISSÃO (três fases ou duas fases e a tensão residual); 

As seguintes grandezas digitais devem ser supervisionadas: 

- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA PRINCIPAL de fases; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA PRINCIPAL de fases; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA ALTERNADA de fases; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA ALTERNADA de fases; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA PRINCIPAL de neutro; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA PRINCIPAL de neutro; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA ALTERNADA de neutro; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA ALTERNADA de neutro; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO PRINCIPAL de sobretensão; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO ALTERNADA de sobretensão; 

- Desligamento pela proteção de perda de sincronismo; 

- Recepção de sinais de teleproteção; 

- Transmissão de sinais de teleproteção; 

- Atuação de bloqueio por oscilação de potência; 





- Atuação de religamento automático; 

- Atuação do esquema de falha de disjuntor; 

- Desligamento pela proteção de barras, quando houver. 

Os registros devem ser realizados para as seguintes condições: 

a. Alteração do estado dos canais digitais, originados pelas proteções supervisionadas; 

b. Sobrecorrente nas fases monitoradas; 

c. Sobrecorrente residual; 

d. Subtensão nas fases monitoradas; e 

e. Sobretensão residual. 

1.6.4.2 Terminais de LINHA DE TRANSMISSÃO com tensão nominal inferior a 345 kV 


- Três correntes da LINHA DE TRANSMISSÃO LT (três fases ou duas fases e corrente residual); 

- Três tensões da LINHA DE TRANSMISSÃO (três fases ou duas fases e a tensão residual); 

Para os SISTEMAS DE PROTEÇÕES de LINHA DE TRANSMISSÃO cujas tensões são alimentadas 

por transformadores de potencial instalados em barras, as tensões de duas das três fases e a tensão 

residual do barramento devem ser supervisionadas, para cada barramento. 


- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA de fases; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA de fases; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA de neutro; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA de neutro; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA de sobretensão; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA de sobretensão; 

- Recepção de sinais de teleproteção; 

- Transmissão de sinais de teleproteção; 

- Atuação de bloqueio por oscilação de potência; 

- Atuação de religamento automático; 

- Atuação do esquema de falha de disjuntor; 

- Desligamento pela proteção de barras, quando houver. 

Os registros devem ser realizados para as seguintes condições: 

a. Alteração do estado dos canais digitais, originados pelas proteções supervisionadas; 

b. Sobrecorrente nas fases monitoradas; 

c. Sobrecorrente residual; 

d. Subtensão nas fases monitoradas; e 





e. Sobretensão residual. 

1.6.4.3 Barramentos 

Se o barramento tiver transformadores de potencial instalados nas barras e utilizados para 

alimentação de relés de proteção, as seguintes grandezas analógicas devem ser supervisionadas, 

por barramento: 

- Três tensões do barramento (três fases ou duas fases e a tensão residual). 

A seguinte grandeza digital deve ser supervisionada: 

- Desligamento pela proteção diferencial. 

1.6.4.4 Autotransformadores cujo nível mais alto de tensão nominal é igual ou superior a 345 kV 


- Correntes das três fases do lado de AT; 

- Correntes de três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de transformadores de 

três enrolamentos e transformadores ou autotransformadores de interligação; 

- Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento. 


- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA PRINCIPAL; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA ALTERNADA; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA PRINCIPAL; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA ALTERNADA; 

- Desligamento pelas proteções de neutro principal; 

- Desligamento pelas proteções de neutro alternada; 

- Desligamento pelas PROTEÇÕES INTRÍNSECAS 

1.6.4.5 Transformadores/autotransformadores cujo nível mais alto de tensão nominal é inferior a 345 kV 


- Correntes das três fases do lado de AT; 

- Correntes de três fases para cada um dos demais enrolamentos, no caso de transformadores de 

três enrolamentos e transformadores/autotransformadores de interligação; 

- Correntes de seqüência zero para cada ponto de aterramento. 


- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA; 

- Desligamento pelas proteções de neutro, para cada ponto de aterramento; 

Desligamento pelas PROTEÇÕES INTRÍNSECAS 





1.6.4.6 Reatores em derivação. 

As seguintes grandezas analógicas devem ser registradas: 

- Corrente das três fases; 

- Corrente de seqüência zero. 

Reatores conectados aos terciários de transformadores devem ter as seguintes grandezas analógicas 

monitoradas: 

- Corrente das três fases; e 

- Tensão de seqüência zero do barramento terciário. 

As seguintes grandezas digitais devem ser registradas: 

- Desligamento pela PROTEÇÃO RESTRITA; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA de fases; 

- Desligamento pela PROTEÇÃO DE RETAGUARDA de neutro; 

- Desligamento pelas PROTEÇÕES INTRÍNSECAS. 

1.6.4.7 Bancos de capacitores em derivação 


- Corrente das três fases do banco; 

- Tensões fase-neutro das três fases do banco, caso não supervisionadas no barramento; 

- Corrente ou tensão de desequilíbrio do banco. 


- Desligamento pela proteção de sobrecorrente instantânea; 

- Desligamento pela proteção de sobrecorrente temporizada; 

- Desligamento pela proteção de sobretensão; 

- Desligamento pela proteção de desequilíbrio de corrente ou tensão. 

1.6.4.8 Bancos de capacitores série 


- Corrente das três fases do banco; 

- Corrente do “gap” ou do Metal Oxide Varistor (MOV); 

- Corrente de descarga para plataforma. 


- Desligamento pela proteção de descarga para plataforma; 

- Desligamento pela proteção de sobrecarga; 

- Desligamento pela proteção de ressonância subsíncrona; 

- Atuação da proteção de sobrecorrente do gap ou MOV. 





1.7 





1.7.1 

REQUISITOS TÉCNICOS DO SISTEMA DE TELECOMUNICAÇÕES 

REQUISITOS GERAIS 

1.7.1.1 Disponibilidade 

• Serviço Classe A: disponibilidade igual ou 

superior a 99,98%, apurada mensalmente e tendo 

como valor a média aritmética dos últimos 12 meses; 

• Serviço Classe B: disponibilidade 

igual ou superior a 99,00%, apurada mensalmente e tendo 

como valor a média aritmética dos últimos 12 meses; 

• Serviço Classe C: disponibilidade igual ou superior a 95,00%, apurada mensalmente 

e tendo 

como valor a média aritmética dos últimos 12 meses. 

1.7.1.2 Qualidade 

a. SISTEMAS Analógicos ou Mistos 

Todos os serviços realizados sobre SISTEMAS de transmissão analógicos ou mistos (estes com 

parte analógica e parte 

digital) devem obedecer aos valoras dos parâmetros a seguir: 

• Níveis relativos nos pontos de entrada e saída analógicos, a 4 fios, em ambos os lados das 

conexões de voz: 

- Lado de transmissão: -5,5 ± 0,5 dBr; 

- Lado de recepção: -2,0 ± 0,5 dBr. 

• Nível máximo 

aceitável de ruído na recepção: -40 dBmO. 

• Relação sinal/ruído mínima: 40 dB. 

• Taxa de erro máxima: 50 bits/milhão, sem código de correção de erro (circuitos de dados). 

b. SISTEMAS Digitais 

Todos os serviços 

realizados sobre SISTEMAS de transmissão puramente digitais devem 

obedecer aos valores dos parâmetros a seguir: 

• Níveis relativos nos pontos de entrada e saída analógicos, a 4 fios, em ambos os lados das 

conexões de voz: 

- Lado de transmissão: 0 ± 0,5 dBr; 

- Lado de recepção: 

0 ± 0,5 dBr. 

• Requisito qualitativo 

dos circuitos: taxa de erro de bit, medida durante 15 minutos, igual a 0 

(zero), para qualquer taxa de transmissão igual ou superior a 64 Kbps, em, pelo menos, uma 

medida entre três realizadas. 

• No caso de uso de canais de voz com compressão, serão admitidas as subtaxas de 8 Kbps 

(ITU-T G.729) e 16 Kbps (ITU-T G.728), desde que não sejam utilizadas mais do que três 

seções com compressão em cascata. 

• No caso de uso de redes para o provimento dos serviços: 

- Latência (round trip): ≤ 140 ms; 





1.7.1.4 

1.7.1.5 

- Variação estatística do retardo: ≤ 20 ms; 

- Taxa de perda de pacotes: < 1%. 

c. SISTEMA de Teleproteção 

Para o SISTEMA de teleproteção também devem ser seguidos os requisitos das normas IEC 834- 

1, IEC 870-5 e IEC 870-6 onde aplicável. 

1.7.1.3 SISTEMA de energia 

O SISTEMA de energia para todos os equipamentos de telecomunicações fornecidos deverá ter as 

seguintes características: 

- Unidade de supervisão e, no mínimo, duas unidades de retificação; 

- Dois bancos de baterias com autonomia total de no mínimo 12 horas, dimensionados para a 

carga total de todos os equipamentos de telecomunicações instalados; 

- No caso de utilização de baterias do tipo chumbo-ácido, os bancos de baterias deverão 

estar 

acondicionados em ambiente especial, isolado das demais instalações e com sistema de 

exaustão de gases; 

- As unidades de retificação deverão ter a capacidade de alimentar, simultaneamente, o banco de 

baterias em carga e todos os equipamentos de telecomunicações; 

- O SISTEMA de energia deverá estar dimensionado para uma carga adicional de pelo menos 

30%. 

Supervisão 

Os equipamentos de telecomunicações devem ser supervisionados local e remotamente. Os alarmes e 

eventuais medidas analógicas deverão ser apresentados nas instalações onde se encontram os 

equipamentos e também permitir a transmissão para um Centro de Supervisão remoto. 

Os equipamentos digitais devem permitir remotamente o gerenciamento, diagnóstico e parametrização. 

Infra-estrutura 

A TRANSMISSORA será responsável pela total operacionalização dos SISTEMAS de comunicações 

devendo ser prevista toda 

a infra-estrutura necessária para implantação do SISTEMA de 

telecomunicações, tais como: edificações, alimentação de corrente contínua, aterramento, bem como 

qualquer outra infra-estrutura que se identificar necessária para o pleno funcionamento do SISTEMA de 

telecomunicações. 

1.7.1.6 Índices de qualidade 

A TRANSMISSORA será responsável pela manutenção dos índices de qualidade e de disponibilidade 

dos serviços de comunicação de dados e voz que se interligam com o ONS, CEMIG e futuros agentes 

que se conectarão em Itaguaçu e Barra dos Coqueiros. 

Em caso de indisponibilidade programada de quaisquer serviços de comunicação de dados ou de voz 

de interesse do ONS e/ou dos demais agentes interligados, a TRANSMISSORA deve manter 

entendimentos com o ONS e/ou os Centros de Operação da CEMIG e futuros agentes que se 





1.7.1.7 

1.7.2 

conectarão em Itaguaçu e Barra dos Coqueiros, para obter a aprovação do serviço solicitado para data 

e horário convenientes. 

Contato técnico 

A TRANSMISSORA deverá indicar um contato técnico para tratar dos assuntos relacionados a 

telecomunicações com o ONS e os demais agentes interligados. 

REQUISITOS TÉCNICOS DE TELECOMUNICAÇÕES PARA A TELEPROTEÇÃO 

Os equipamentos de teleproteção e telecomunicações para as funções de teleproteção devem ser 

dedicados e atender as normas de compatibilidade 

eletromagnética aplicáveis, nos graus de 

severidade adequados para instalação em subestações de sistema elétrico de potência. 

Os equipamentos de 

teleproteção devem ter chaves de testes que simulem o funcionamento do enlace 

e ao mesmo tempo bloqueie a saída de comando para os relés de proteção a fim de que seja possível 

realizar intervenção nesses equipamentos sem ser necessário desligar a LINHA DE TRANSMISSÃO. A 

chave de testes pode ser substituída por software específico que simule os testes acima. 

É admissível a utilização de comunicação direta relé a relé (por exemplo, por meio de fibra óptica ou 

por canal multiplex de alta velocidade - a partir de 64 kbps), para a implementação dos esquemas de 

teleproteção utilizando unidades de distância, desde que mantida a independência dos equipamentos 

de comunicação da PROTEÇÃO PRINCIPAL 

E DA ALTERNADA. 

A teleproteção, feita através de Onda Portadora sobre LINHA DE TRANSMISSÃO de Alta Tensão 

(OPLAT), 

deve manter a confiabilidade e a segurança de operação em condições adversas de relação 

sinal/ruído, sobretudo na ruptura ou curto circuito para terra de uma das fases da LINHA DE 

TRANSMISSÃO utilizadas pelo SISTEMA OPLAT. 

O SISTEMA de teleproteção deve manter a confiabilidade 

e segurança de operação em situações de 

baixa relação sinal/ruído (canal analógico) ou erro na taxa de transmissão - BER (canal digital) acima 

do especificado. 

Caso o equipamento de teleproteção 

seja instalado em edificação distinta dos equipamentos de 

telecomunicações (multiplex) ou a distância entre eles possa vir a comprometer a confiabilidade e 

segurança da teleproteção, a interligação entre o equipamento de teleproteção e o equipamento de 

telecomunicações (multiplex) deverá ser feita através de 

cabo óptico dielétrico com conversor eletroóptico 

nas extremidades. 

1.7.2.1 Teleproteção para LINHAS DE TRANSMISSÃO com tensão nominal 

igual ou superior a 345 kV 

Nos esquemas de teleproteção 

devem ser utilizados equipamentos de teleproteção e 

telecomunicações 

independentes e redundantes para a PROTEÇÃO PRINCIPAL E ALTERNADA, 

preferencialmente 

com a utilização de meios físicos de transmissão independentes, de tal forma que a 

indisponibilidade de uma via de telecomunicação não comprometa a disponibilidade da outra via. 

Cada equipamento de teleproteção deve ter o número de canais necessários para o correto 

desempenho do esquema de teleproteção utilizado. 

Os esquemas de transferência de disparo direto, em cada proteção, devem utilizar dois equipamentos 

de teleproteção e de telecomunicações independentes. As saídas dos canais de transferência de 

disparo dos dois equipamentos receptores de teleproteção ( 

provenientes de cada um dos 

equipamentos de telecomunicações) devem ser ligadas em série, de tal forma que ambos os 





receptores devem receber o sinal antes de executar o comando de disparo para o relé de proteção. 

Para situações de perda ou falha de um dos equipamentos de teleproteção ou de telecomunicações, 

deve ser prevista lógica para executar o comando de disparo para o relé de proteção quando ocorrer a 

recepção de sinal de disparo pelo equipamento que estiver em operação normal (lógica monocanal). 

Os canais de transferência de disparo devem permanecer permanentemente acionados quando da 

atuação de relés de bloqueio (quando da ocorrência de falha na abertura de disjuntores, atuação 

de 

proteções de reatores, etc.) e temporariamente acionados quando atuados pelas proteções de LINHA 

DE TRANSMISSÃO. O esquema de recepção deve ter meios para diferenciar os sinais de 

transferência de disparo direto para os quais o religamento automático deve ser permitido, daqueles 

para os quais o religamento não deve ser permitido. 

Os equipamentos de teleproteção devem ser específicos para proteção, não compartilhados com 

outras aplicações. 

O tempo decorrido entre o envio do sinal em um terminal e seu recebimento no terminal oposto deve 

ser menor que 15 ms, aí incluídos os tempos de operação dos relés auxiliares dos equipamentos de 

teleproteção. 

Deve ser previsto o registro de transmissão e recepção de sinais associados 

à atuação da teleproteção 

no SISTEMA de registro de seqüência de eventos da instalação, visando a facilitar a análise de 

ocorrências pós-distúrbios. 

1.7.2.2 Teleproteção para LINHAS DE TRANSMISSÃO com tensão nominal inferior a 345 kV 

O equipamento de teleproteção deve ter o numero de canais necessários para o correto desempenho 

do esquema de teleproteção utilizado e atender os demais requisitos definidos no subitem acima. 

1.7.3 REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE VOZ 

1.7.3.1 

A TRANSMISSORA deve prover serviços 

de telefonia para comunicação de voz, full duplex, com 

sinalização sonora e visual para comunicação operativa do sistema elétrico em tempo real. 

Entre subestações adjacentes 

- Serviço de telefonia para comunicação de voz ponto a ponto (tipo direto, sem comutação 

telefônica) 

e apresentando, no mínimo, classe B. 

- Serviço de telefonia para comunicação de voz, podendo ser discado via SISTEMA de 

telefonia comutada e apresentando, no mínimo, classe C. 

1.7.3.2 Com centro de operação local 

Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado para 

atendimento às subestações envolvidas, deverão ser previstos: 

a. Entre o Centro de Operação Local e as subestações envolvidas 


telefônica) e apresentando, no mínimo, classe B. 

- Serviço de telefonia para comunicação de voz, podendo ser discado via SISTEMA de 

telefonia comutada e apresentando, no mínimo, classe C. 





b. Entre o Centro de Operação Local e os Centros de Operação da CEMIG e futuros agentes que se 

conectarão em Itaguaçu e Barra dos Coqueiros 


telefônica) e apresentando, no mínimo, classe A. Em decorrência da alta disponibilidade 

exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com recursos de 

telecomunicações disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes. 

c. Entre o Centro 

de Operação Local e os Centros Regionais de Operação Sudeste e Norte/Centro- 

Oeste do ONS: 





1.7.3.3 Sem centro de operação local 

Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado 

para atendimento às subestações envolvidas, deverão ser previstos: 

a) Entre cada uma das subestações e os respectivos Centros de Operação da CEMIG e futuros 

agentes que se conectarão em Itaguaçu e Barra dos Coqueiros: 


telefônica) e apresentando, no mínimo, classe A. Em decorrência 

da alta disponibilidade 



b) Entre cada uma das subestações 

envolvidas e os Centros Regionais de Operação Sudeste e 

Norte/Centro-Oeste do ONS: 

1.7.3.4 Outros 




telecomunicações disponibilizados 

através de duas rotas distintas e independentes. 

Adicionalmente, deverá ser fornecido um SISTEMA de comunicação móvel (comunicação de voz) que 

possa cobrir toda a extensão das LINHAS DE TRANSMISSÃO e as subestações envolvidas, para 

apoio às equipes de manutenção em campo. 

Para comunicação com os centros de operação do ONS e centros de operação dos demais agentes 

com os quais se relaciona, a TRANSMISSORA deve dispor de serviço de telefonia comutada classe 

C, no mínimo, em seu centro de operação local próprio ou contratado para suporte às atividades das 

áreas de normatização, pré-operação, pós-operação e apoio e coordenação 

dos serviços de 

telecomunicações. 

Para comunicação com o escritório central do ONS, a TRANSMISSORA deve dispor de serviço de 

telefonia comutada classe C, no mínimo, em seu 

centro de operação local próprio ou contratado para 

suporte às atividades das áreas de planejamento e programação da operação. 





1.7.4 

REQUISITOS PARA SERVIÇOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS 

Os serviços de comunicação de dados abaixo especificados devem ser dimensionados (quantidade 

de canais, velocidade, uso de rotas alternativas, etc.) de forma a suportar o carregamento imposto 

pela transferência das informações especificadas e apresentar a disponibilidade e qualidade 

conforme descrito neste edital. Cada circuito de comunicação de dados é formado pelo respectivo 

canal de dados e associado às interfaces necessárias para permitir a comunicação de dados entre 

dois pontos. 

1.7.4.1 Serviços de comunicação de dados para supervisão e controle 

Para 

a supervisão e controle pelo ONS e agentes interligados, deverão ser fornecidos os seguintes 

serviços de comunicação de dados e atendendo a classe A. Em decorrência da alta disponibilidade 

exigida, o serviço Classe A, normalmente, é um serviço prestado com recursos de telecomunicações 

disponibilizados através de duas rotas distintas e independentes. 

1.7.4.2 Com centro de operação local 

Se a TRANSMISSORA optar pelo uso de um Centro de Operação Local próprio ou contratado, devem 

ser previstos os seguintes serviços de comunicação de dados: 

- Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e as subestações envolvidas; 

- Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e os computadores de 

comunicação dos Centros de Operação dos agentes Interligados; 

- Entre o computador de comunicação do Centro de Operação Local e o computador de 

comunicação dos Centros Regionais de Operação Sudeste e Norte/Centro-Oeste do ONS. 

1.7.4.3 Sem centro de operação local 

Se a TRANSMISSORA não optar pelo uso de um Centro de Operação Local, devem ser previstos os 

seguintes serviços de comunicação de dados: 

- Entre cada subestação envolvida e o computador de comunicação do Centro de Operação do 

agente Interligado correspondente; 

- Entre cada subestação envolvida e o computador de comunicação dos Centros Regionais de 

Operação Sudeste e Norte/Centro-Oeste do ONS. 

Os serviços acima deverão ser independentes de qualquer outro serviço de comunicação de dados. 

1.7.4.4 Recursos de comunicação de dados para a Rede de Registro de Perturbações 

Para a aquisição de dados de registro de perturbação devem ser previstos dois ramais telefônicos 

DDR (discagem direta ao ramal) e ligados a modem para conexão ao Concentrador Central de Dados 

de Registro de Perturbações da TRANSMISSORA ou diretamente aos RDP localizados nas 

subestações envolvidas, para acesso pelo ONS ou outros Agentes autorizados. 

Soluções alternativas que permitam o acesso via rede de dados poderão ser admitidas, uma vez 

assegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos aos circuitos acima 

especificados. 

1.7.4.5 Outros serviços de comunicação de dados 





Para suporte às atividades de normatização, pré-operação, pós-operação, planejamento da operação, 

programação da operação, administração de serviços e encargos da transmissão e demais sistemas 

de apoio disponibilizados pelo ONS para os agentes, a TRANSMISSORA deve dispor de meio de 

acesso à Internet, dimensionado de forma a suportar o carregamento imposto pelo conjunto dessas 

atividades, através de serviço de comunicação de dados classe B. 

Soluções alternativas que permitam a comunicação via outros tipos de redes de dados 

poderão ser 

admitidas, uma vez assegurado, no mínimo, os mesmos índices de desempenho atribuídos aos 

serviços acima especificados. 





1.8 DEMONSTRAÇÃO DA CONFORMIDADE DOS EQUIPAMENTOS AOS REQUISITOS DESSE 

ANEXO 

TÉCNICO 

1.8.1 

Seja qual for a configuração proposta, básica ou alternativa, a TRANSMISSORA deve realizar, no 

mínimo, 

os seguintes estudos: 

• Fluxo de potência, rejeição de carga e energização 

na freqüência fundamental; 

• Estudos de fluxo de potência nos barramentos das subestações; 

• Estudos de transitórios de religamento e rejeição de carga; 

• Estudos de transitórios de energização de linhas de transmissão e de transformadores; 

• Estudos de tensão transitória de restabelecimento; 

• Estudo de coordenação de isolamento das subestações. 

Esses estudos devem demonstrar o atendimento ao estabelecido 

no documento de critérios da EPE, 

nos relatórios de estudos indicados no subitem 2.1.1, e aos critérios e requisitos estabelecidos 

nesse 

item. 

A TRANSMISSORA deve certificar-se de que os parâmetros das linhas a serem avaliadas pelos 

estudos de transitórios eletromagnéticos são aqueles definidos pelos estudos de coordenação de 

isolamento das linhas elaborados pela TRANSMISSORA. 

Ressalta-se que a TRANSMISSORA deve analisar também o ano de entrada em operação do 

empreendimento, 

utilizando a base de dados disponibilizada pelo ONS e pela EPE em suas páginas 

na Internet, www.ons.org.br e www.epe.gov.br, respectivamente. 

Todos os estudos de transitórios eletromagnéticos deverão ser desenvolvidos na ferramenta ATP 

(Alternative Transients Program). A TRANSMISSORA deverá disponibilizar à ANEEL os casos base 

de cada um desses estudos, no formato do programa ATP, em meio digital, para fins de registro na 

base de dados de estudos. 

A especificação do conjunto das características elétricas básicas dos diversos equipamentos 

integrantes deste empreendimento deverá levar em conta os resultados dos estudos supra 

mencionados. 

TENSÃO OPERATIVA 

A tensão eficaz entre fases de todas as barras do sistema interligado, em todas as situações de 

intercâmbio e cenários avaliados, deve situar-se na faixa de valores listados na Tabela 7, que se 

refere às condições operativas normal (regime permanente) e de emergência (contingências simples 

em regime permanente nos estudos que definiram a configuração básica ou alternativa). 

Nominal 

TABELA 7 - TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL (KV) 

Condição 

operativa normal 

Condição operativa de emergência 

Barras com carga Demais barras 

230 218 a 242 218 a 242 207 a 242 

345 328 a 362 328 a 362 311 a 362 

500 500 a 550 500 a 550 475 a 550 





1.8.2 CRITÉRIOS PARA AS CONDIÇÕES DE MANOBRA 

ASSOCIADOS ÀS LINHAS DE TRANSMISSÃO 

Nos estudos de manobra associados a linhas de transmissão deve-se observar os limites de 

suportabilidade de sobretensão dos equipamentos associados e a capacidade de absorção de 

energia dos pára-raios envolvidos. 

1.8.2.1 Sobretensão admissível para estudos a 60 Hz 

A máxima tensão em regimes permanente e dinâmico na extremidade das linhas de transmissão 

após 

manobra (energização, religamento 

tripolar e rejeição de carga) deve ser compatível com a 

suportabilidade dos equipamentos das subestações terminais, dos isolamentos das linhas e das 

torres de transmissão. 

A tensão dinâmica (tensão eficaz entre fases no instante imediatamente posterior à manobra dos 

disjuntores) e a tensão sustentada (tensão eficaz entre fases nos instantes subseqüentes) devem 

situar-se na faixa de valores constantes da Tabela 8 abaixo. 

TABELA 8 – TENSÃO EFICAZ ENTRE FASES ADMISSÍVEL NA EXTREMIDADE DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO APÓS MANOBRA (KV) 

Tensão nominal Tensão dinâmica Tensão sustentada 

230 218 a 322 218 a 253 

345 328 a 483 328 a 398 

500 500 a 700 500 a 600 

A TRANSMISSORA deve levar em conta, no dimensionamento dos equipamentos que se situam na 

extremidade das linhas de transmissão que os mesmos possam ficar em vazio e sujeitos ao valor da 

tensão sustentada estabelecido na Tabela 8 por até uma hora. 

1.8.2.2 Energização das linhas de transmissão 

A energização das linhas de transmissão deve ser viável em todos os cenários avaliados, atendido o 

critério de tensão em condições operativas normais definido na Tabela 7. 

Em particular, deve ser prevista a possibilidade de energização nos dois sentidos, considerando, 

inclusive, o sistema degradado, por conta de possíveis manobras de recomposição. 

Devem ser avaliadas energizações com e sem aplicação de defeito ao longo da linha, respeitando-se 

o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede de 500 kV e de 150 ms para a rede de 230 kV. 

Devem ser respeitadas as premissas, definidas nos estudos de coordenação de isolamento das 

linhas de transmissão, elaborados pela TRANSMISSORA, quanto às máximas tensões fase-terra e 

fase-fase admissíveis ao longo da LT. 

Os pára-raios de linha deverão ser dimensionados 

para dissipar sozinhos a energia advinda da 

manobra de energização. 

Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos, elaborados 

pela TRANSMISSORA, devem levar em conta os resultados dos estudos em epigrafe, bem como as 

características 

dos equipamentos de controle de sobretensões considerados nestes estudos. 

1.8.2.3 Religamento 

tripolar das linhas de transmissão 

Deve ser prevista a possibilidade de religamento tripolar, por ambos 

os terminais, em todas as linhas 

de transmissão. 

Deve ser avaliado o religamento com aplicação de defeito ao longo da linha, respeitando-se o tempo 





de eliminação de falta de 150 ms. 

Devem ser respeitadas as premissas, definidas nos estudos de coordenação de isolamento das 

linhas de transmissão, elaborados pela TRANSMISSORA, quanto às máximas tensões fase-terra e 

fase-fase admissíveis ao longo da LT. 

Os pára-raios de linha deverão ser dimensionados para dissipar sozinhos a energia advinda da 

manobra de religamento tripolar. 

Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos, elaborados 

pela TRANSMISSORA, devem levar em conta os resultados dos estudos em epigrafe, bem como as 

características dos equipamentos de controle de sobretensões considerados nestes estudos. 

1.8.2.4 Religamento monopolar 

Deve ser prevista a possibilidade de religamento monopolar da linha de transmissão. Cabe à 

TRANSMISSORA a viabilização técnica do religamento monopolar, conforme o seguinte 

procedimento: 

• Priorizar as soluções técnicas no sentido de garantir uma probabilidade adequada de sucesso na 

extinção do arco secundário em tempos inferiores a 500 ms, de acordo com o critério 

estabelecido no item 1.8.2.4 (a); 

• Somente nos casos em que for demonstrada, por meio da apresentação de resultados de 

estudos, a inviabilidade técnica de atender tal requisito, a TRANSMISSORA poderá optar pela 

utilização do critério definido no item 1.8.2.4 (b), para tempos de extinção superiores a 500 ms; 

• 

• 

• 

(a) 

Quando só for possível a solução técnica para tempos mortos acima de 500 ms, devem ser 

avaliadas, pela TRANSMISSORA, as implicações de natureza dinâmica para a Rede 

Básica, 

advindas da necessidade de operar com tempos mortos mais elevados. 

A TRANSMISSORA deve evitar soluções que possam colocar em risco a segurança do sistema 

elétrico, tais como a utilização de chaves 

de aterramento rápido em terminais de linha adjacentes 

a unidades geradoras, onde a ocorrência de curtos-circuitos devidos ao mau funcionamento de 

equipamentos e sistemas de proteção e controle possa causar severos impactos à rede; 

Todos os equipamentos associados, tais como disjuntores, bem como a proteção, o controle e o 

nível de isolamento dos equipamentos, incluído o neutro de reatores em derivação, o espaço 

físico e demais facilidades necessárias 

ao religamento monopolar devem ser providos, de forma 

a permitir a sua implementação. 

Critério com Tempo Morto de 500 ms 

A Figura 3 deve ser utilizada para a avaliação da probabilidade de sucesso da extinção do arco 

secundário. São considerados, como pontos de entrada, o valor eficaz do último pico da corrente 

de arco secundário (em Ampères) e o valor do primeiro pico da tensão de restabelecimento 

transitória (em kVp). Um religamento monopolar, para ser considerado como sendo de boa 

probabilidade de sucesso para faltas não mantidas, deve ser caracterizado pelo par de valores 

(V, I) localizado no interior da curva ilustrada na Figura 3. 





Primeiro Pico da TRV (kV) 

200 

150 

100 

50 

Zona de Provável 

Extinção do Arco 

0 

0 10 20 30 40 50 60 

Iarc(rms) 

FIGURA 3 - CURVA DE REFERÊNCIA PARA ANÁLISE DA EXTINÇÃO DA CORRENTE DE ARCO SECUNDÁRIO, CONSIDERANDO-SE TEMPO MORTO DE 500 MS 

A TRANSMISSORA deve dimensionar os seus equipamentos de forma a tentar obter uma 

corrente máxima de arco secundário de 50 A e com TRV, dentro da “zona provável de extinção”, 

o que indica uma probabilidade razoável de sucesso na extinção do arco secundário. 

A demonstração do atendimento deste critério deve ser oferecida pela TRANSMISSORA por 

meio de estudos de transitórios eletromagnéticos, considerando, inicialmente, a não utilização de 

quaisquer métodos de mitigação. 

Caso estas simulações demonstrem a improbabilidade da extinção dos arcos secundários dentro 

do tempo de 500 ms, novas simulações devem ser efetuadas, considerando a utilização de 

métodos de mitigação. Apenas no caso dessas novas simulações demonstrarem não ser possível 

atender o requisito da Figura 3, poderá a TRANSMISSORA optar pela utilização do critério 

definido no item 1.8.2.4(b). 

(b) Critério com Tempo Morto 

superior a 500 ms 

Para avaliação do sucesso do religamento monopolar com tempo morto superior a 500 ms, deve 

ser considerada a curva de referência da Figura 4, que relaciona o tempo morto necessário para 

a extinção do arco secundário com o valor eficaz do último pico da corrente de arco, da forma 

proposta 

a seguir: 

• A TRANSMISSORA deve refazer os estudos de transitórios de forma a viabilizar o menor 

valor possível de corrente de arco, utilizando, inicialmente, apenas os meios de mitigação 

convencionais. Caso estes não se mostrem suficientes, outros meios de mitigação poderão 

ser considerados. Em qualquer caso, os tempos mortos a serem considerados nos ajustes 

para definição do tempo para religamento do disjuntor devem ser aqueles definidos pela 

curva da Figura 4 para a corrente encontrada; 





• Nessa avaliação, devem ser consideradas, preferencialmente, soluções de engenharia que 

não demandem equipamentos que requeiram fabricação especial; 

Nos casos em que os tempos mortos definidos de acordo com a alínea a acima forem iguais ou 

superiores a 1,75 segundos, a TRANSMISSORA deve avaliar a viabilidade técnica da adoção de 

medidas de mitigação não usuais, tais como chaves de aterramento rápido, entre outras, 

procurando o menor 

tempo morto possível, sem exceder 1,75 segundos. 

Notas: 

Quando da adoção de chaves de aterramento rápido 

a extinção do arco pode ocorrer mesmo 

com correntes mais elevadas que as indicadas nesse critério. Nesse caso, a TRANSMISSORA 

deve demonstrar a extinção do arco, de forma independente da Figura 4. 

A adoção de solução que demande 

tempo morto superior a 500 ms fica condicionada à 

demonstração, pela TRANSMISSORA, por meio de estudos dinâmicos, que a mesma não 

compromete o desempenho do SIN. 

FIGURA 4 – CURVA DE REFERÊNCIA - TEMPO MORTO PARA EXTINÇÃO DO ARCO SECUNDÁRIO X VALOR EFICAZ DA CORRENTE DE ARCO SECUNDÁRIO, PARA 

TENSÕES ATÉ 765 KV 

Os estudos de religamento monopolar têm por objetivo não apenas avaliar a extinção do arco 

secundário, mas também prover as informações necessárias ao correto dimensionamento do 

isolamento do neutro do reator de linha, nos casos em que for necessária a utilização de um reator de 

neutro. 

Dessa forma, deve também ser apresentada pela TRANSMISSORA a simulação no tempo (com o 

programa ATP), considerando toda a seqüência de eventos, com o tempo de eliminação de falta de 

100 ms para a rede de 500 kV e de 150 ms para a rede de 230 kV. 

As simulações devem identificar as 

solicitações de dissipação de energia nos pára-raios de linha e 





nos pára-raios do reator de neutro, quando for o caso. 

Os documentos de especificação das características elétricas básicas dos equipamentos, elaborado 

pela TRANSMISSORA deve levar em conta os resultados desses estudos. 

1.8.2.5 Rejeição de carga 

Devem ser atendidas sem violação dos critérios de desempenho as situações de rejeição de carga 

avaliadas para a configuração básica ou alternativa. 

Devem ser avaliadas rejeições com e sem aplicação de defeito monofásico ao longo da linha, 

respeitando-se o tempo de eliminação de falta de 100 ms para a rede igual ou acima de 345 kV e de 

150 ms para a rede abaixo de 345 kV. 

Deve ser avaliada também a rejeição sem aplicação de falta prévia, com a ocorrência de curtocircuito 

posterior à rejeição, no instante de máxima tensão. 

A TRANSMISSORA deverá avaliar a rejeição nos dois sentidos, com fluxos o mais próximo possível 

da 

capacidade da linha em análise, mesmo que os casos operativos indiquem fluxos mais baixos. 

Em caso de circuitos duplos deverá ser considerada 

a possibilidade de rejeição dupla em condições 

de fluxo máximo nos dois sentidos. 

Em todos os casos supra mencionados os pára-raios de linha deverão ser dimensionados para 

dissipar sozinhos a energia resultante da rejeição de carga. 

1.8.3 CRITÉRIOS 

PARA MANOBRAS DE FECHAMENTO E ABERTURA DE SECCIONADORES E SECCIONADORES DE 

ATERRAMENTO 

1.8.4 

1.8.4.1 

As manobras de fechamento e abertura de seccionadores e de seccionadores de aterramento devem 

considerar as condições mais severas de tensões induzidas de linhas de transmissão existentes em 

paralelo, incluindo carregamento 

máximo e situações de ressonância. 

Deverão ser avaliadas, sem considerar a aplicação de medidas operativas, os efeitos de eventuais 

induções ressonantes provocadas pela linha de transmissão objeto dessa licitação sobre outras 

linhas de transmissão existentes. 

CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE DISJUNTORES SOB CONDIÇÕES DE MANOBRA 

Os estudos para determinação das solicitações impostas a disjuntores sob condições de manobra 

deverão considerar a representação da rede levando-se em conta o maior nível de curto-circuito 

previsto entre a data de entrada em operação e o horizonte de planejamento. A TRANSMISSORA 

deverá levar em conta as informações disponibilizadas pela EPE e pelo ONS. 

Estudos de Tensão Transitória de Restabelecimento (TRT) 

Esses estudos transitórios têm por objetivo quantificar as solicitações as quais estarão sujeitos os 

diversos disjuntores integrantes deste empreendimento. Compreendem as avaliações de TRT as 

seguintes condições de manobra: 





• Abertura de defeito terminal trifásico à terra e trifásico não aterrado, sendo o ponto de aplicação 

da falta no barramento ou saída de linha; 

• Abertura de defeito terminal monofásico sendo o ponto de aplicação da falta no barramento ou 

saída de linha; 

• Abertura de defeito quilométrico; 

• Abertura em discordância de fases. Deverá ser identificada a mais crítica solicitação de tensão 

através dos pólos do disjuntor imposta pela rede 

para abertura em discordância de fases; 

Abertura 

de linha a vazio. Essa situação deve ser simulada na freqüência fundamental e com tensão 

de pré-manobra igual à máxima tensão operativa da rede (1,05 ou 1,10 dependendo do nível de 

tensão), com aplicação de falta monofásica e abertura das fases sãs. Os estudos de abertura de linha 

a vazio devem levar em conta a necessidade de atendimento ao requisito descrito no item 1.3.2.1 m. 

Caso a região do sistema onde o disjuntor será instalado esteja sujeita a sobrefreqüências em regime 

dinâmico a simulação de abertura de linha a vazio deverá levar em conta a máxima sobrefreqüência 

identificada nos estudos. 

1.8.4.2 Estudos de energização de transformadores 

Esses estudos têm por objetivo identificar as solicitações de corrente e tensão impostas à rede e aos 

equipamentos próximos pela manobra de energização dos transformadores. Devem ainda 

demonstrar que os transformadores podem ser energizados em situações de rede completa e 

degradada, pelos seus dois terminais e para toda a faixa de tensão operativa. Estão incluídas neste 

escopo as situações de recomposição de rede. 

Os estudos compreendem avaliações de energização em vazio, com e sem falta aplicada, 

considerando os recursos de controle de sobretensões disponíveis, tais como, disjuntores com 

resistores de pré-inserção e/ou dispositivos de manobra controlada. Deve ser levado em conta o fluxo 

residual do transformador. 

Devem ser avaliados também o montante de energia a ser absorvido pelos pára-raios do 

transformador e a necessidade de utilização dos mecanismos de controle de sobretensões 

supramencionados, bem como as correntes inrush. 

Para a realização desses estudos, os transformadores devem ser modelados considerando a sua 

curva de saturação e a impedância especificada no documento da TRANSMISSORA que define as 

características elétricas básicas dos equipamentos principais do empreendimento. No caso de 

indisponibilidade da curva de saturação real do equipamento, poderá ser utilizada curva típica, desde 

que sejam feitas parametrizações quanto ao joelho e à reatância de núcleo de ar, alterando-se esses 

valores no sentido de verificar os seus efeitos sobre os resultados dos estudos. 

1.8.5 ESTUDOS DE FLUXO DE POTÊNCIA NOS BARRAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES 

Esses estudos têm por objetivo identificar as correntes máximas em regime permanente as quais 

estão sujeitos os barramentos (incluindo os vãos interligadores de barras) e os equipamentos das 

subestações, de forma a prover os susbsídios necessários à determinação da corrente nominal dos 

equipamentos e barramentos das subestações. 





Os seguintes aspectos devem ser levados em conta nas avaliações: 

- Condições normal e emergência (n-1) de operação do sistema, com os valores máximos dos fluxos 

em linhas que se conectam às subestações em análise, tanto para o ano de entrada 

em operação 

como para o ano horizonte de planejamento; 

- Condição degradada das subestações em análise, com indisponibilidade de um equipamento ou 

mesmo de um trecho do barramento, para as condições normal e emergência (n-1) do sistema; 

- Evolução prevista da topologia da subestação. 





2 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO 

Os relatór ios de Estudos de Engenharia e Planejamento, 

elaborados pela EPE, e os documentos 

elaborados pela CEMIG e pela TRIUNFO RIO VERDE ENERGIA S.A. para as linhas de transmissão 

e para as subestações i nterligadas, estão relacionados a seguir. 

Estes relatórios e documentos são partes integrantes do ANEXO 6L devendo suas recomendações 

serem adotadas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos 

para implantação das 

instalações. 

2.1 ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO 

2.1.1 R 

ELATÓRIOS 

Nº EMPRESA DOCUMENTO 

EPE-DEE-RE-138/2008-r1 ESTUD OS DE EXPANSÃO DO SISTEMA DE TRANSMISSÃO – 

Definição do Sistema de integração das usinas do Sul de Goiás – 

01 de fevereiro de 2008 

S/n Definição do sistema de integração das usinas do Sul de Goiás – 

Relatório R2 – Detalhamento da Alternativa de Referência – 

janeiro de 2008 





2.2 RELATÓRIOS DAS CARACTERÍSTICAS 

EXISTENTES 

NºEMPRESA DOCUMENTO 

E REQUISITOS BÁSICOS DAS INSTALAÇÕES 

02.111 – PO/PL - 024 EMPREENDIMENTO INTEGRAÇÃO DAS USINAS AO 

SUL DE GOIÁS - “RELATÓRIO R4” – CARACTERIZAÇÃO 

DA REDE EXISTENTE E DESCRITIVO DO 

EMPREENDIMENTO - JANEIRO/2008 

2.3 DOCUMENTOS DE SUBESTAÇÕES 

2.3.1 SUBESTAÇÃO 

SÃO SIMÃO 

Nº CEMIG DESCRIÇÃO 

11-128 PL-VO folha 01 SE UHE Sâo Simão - Saída para Coletora 1 (Itaguaçu) – 

Diagrama Unifilar Básico 

2.3.2 SUBESTAÇÃO ITAGUAÇU 


S/Nº SE Coletora 1 (Itaguaçu) – Obras a Licitar – Diagrama 

Unifilar Básico 

S/Nº SE Coletora 1 (Itaguaçu) – Expansão Futura – Diagrama 

Unifilar Básico 

2.3.3 SUBESTAÇÃO BARRA DOS COQUEIROS 


S/Nº SE Coletora 2 (Barra dos Coqueiros) – Obras a Licitar – 


S/Nº SE Coletora 2 (Barra dos Coqueiros) – Expansão Futura – 






3 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO 

3.1 GERAL 

A TRANSMISSORA deve implantar as INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO do LOTE L, observando 

a legislação e os requisitos ambientais aplicáveis. 

3.2 DOCUMENTAÇÃO 

DISPONÍVEL 

Nº DOCUMENTO 

S/N Definição do sistema de integração das usinas do Sul de Goiás – 

Relatório R3 – Caracterização e Análise Sopcioambiental – 

Janeiro 2008 





4 DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS 

Conforme previsto no Edital, Volume I - item 4.7, e para fins de verificação da conformidade com os 

requisitos técnicos exigidos, a TRANSMISSORA deve apresentar à ANEEL para liberação o Projeto 

Básico das instalações, de acordo com o Relatório Diretrizes 

para Projeto Básico de Sistemas de 

Transmissão - DNAEE-ELETROBRAS e a itemização a seguir. 

A TRANSMISSORA deve entregar 2 cópias de toda documentação do Projeto Básico em papel e em 

meio magnético ou ótico. 

4.1 ESTUDOS DE SISTEMA E ENGENHARIA 

A TRANSMISSORA deve apresentar os relatórios dos estudos apresentados 

no item 1.8. 

Sempre que solicitado, a TRANSMISSORA 

deve comprovar mediante estudo que as soluções 

adotadas nas especificações e projetos das instalações de transmissão objeto deste anexo são 

adequadas. 

4.2 PROJETO BÁSICO DAS SUBESTAÇÕES 

Os documentos de projeto básico da subestação devem incluir: 

• Relação de normas técnicas oficiais utilizadas. 

• Critérios de projeto para as obras civis, projeto eletromecânico, sistemas de proteção, comando, 

supervisão e telecomunicações, instalações de blindagem e aterramento, inclusive premissas 

adotadas. 

• Desenho de locação das instalações. 

• Diagrama unifilar. 

• Desenho de arquitetura das construções: 

plantas, cortes e fachadas. 

• Arranjo geral dos pátios: planta e cortes típicos. 

• Arranjo dos sistemas de blindagem e aterramento. 

• Características técnicas dos equipamentos 

e dos materiais principais. 

• Descrição dos sistemas previstos para proteção, comando, supervisão e telecomunicações, 

inclusive diagramas 

esquemáticos. 

• Descrição dos sistemas auxiliares, inclusive diagramas esquemáticos e folha de dados técnicos 

de equipamentos e materiais principais. 

4.3 PROJETO BÁSICO DA LINHA DE TRANSMISSÃO 

Os documentos de projeto básico da linha 

de transmissão devem apresentar: 

4.3.1 RELATÓRIO TÉCNICO 

Relatório técnico com roteiro completo e descrição detalhada do tratamento e das hipóteses 

assumidas para os dados de vento, as pressões dinâmicas e as cargas resultantes, os esquemas e 

as hipóteses de carregamentos e o respectivo memorial de cálculo com o dimensionamento 

completo 

dos suportes incluindo: 





• Mapas (isótacas); 

• Estações Anemométricas usadas; 

• Velocidade Máxima Anual de vento a 10 m de altura e média de 3 segundos, tempo de retorno de 

250 anos (para linha com tensão superior a 230 kV) e 150 anos (para linha com tensão igual ou 

inferior a 230 kV) e ,também, com média de 10 minutos; 

• Média de Velocidade Máxima Anual de vento a 10 m de altura e média de 3 segundos, tempo de 

retorno de 250 anos (para linha com tensão superior a 230 kV) e 150 anos (para linha com 

tensão igual ou inferior a 230 kV) e, também, com média de 10 minutos; 

• Coeficiente de variação da Velocidade Máxima Anual a 10 

m de altura (em porcentagem); 

• Coeficientes de rajadas a 10 m de altura e média de 10 minutos. 

4.3.2 NORMAS E DOCUMENTAÇÃO DE PROJETOS. 

• Relação de normas técnicas oficiais utilizadas; 

• Memorial de cálculo dos suportes; 

• Desenho da diretriz selecionada e suas eventuais interferências; 

• Desenho da faixa de passagem, “clearances” e distâncias de segurança; 

• Regulação mecânica dos cabos: características 

físicas, estados básicos e pressão resultante dos 

ventos; 

• Suportes (estrutura metálica ou de concreto armado e ou especiais): 

- Tipos, características de 

aplicação e relatórios de ensaios de cargas para os suportes préexistentes: 

- Desenhos das silhuetas com as dimensões principais; 

- Coeficientes de segurança; 

- Pressões de ventos atuantes (cabos e suportes), coeficientes de arrasto, forças resultantes e 

pontos de aplicação; 

- Esquemas de carregamentos e cargas atuantes; 

- Cargas resultantes nas fundações. 

• Ensaio de carregamento de protótipo (para os suportes de suspensão simples de maior 

incidência); 

• Programa preliminar do ensaio de carregamento a ser realizado com a indicação da data 

prevista, hipóteses e a determinação das cargas (Kgf) e respectivos locais de aplicação; 

• Tipos de fundações: critérios de dimensionamento e desenhos dimensionais; 

• Cabos condutores: características; 

• Cabos pára-raios: características; 

• Cadeias de isoladores: coordenação eletromecânica, desenhos e demais características; 

• Contrapeso: características, material, método e critérios de dimensionamento; 





• Ferragens, espaçadores e acessórios: descrição, ensaios de tipo, características físicas e 

desenhos de fabricação; 

• Vibrações eólicas: 

- Relatórios dos Estudos de vibração eólica e de sistemas de amortecimentos para fins de 

controle da fadiga dos cabos. 

- Projeto do sistema de amortecimento para fins de controle da fadiga dos cabos de forma a 

garantir a ausência de danos aos cabos. 

4.4 PROJETO 

BÁSICO DE TELECOMUNICAÇÕES: 

• Descrição sumária dos sistemas de telecomunicações. 

• Descrição sumária do sistema de energia (alimentação elétrica). 

• Diagramas de configuração dos sistemas de telecomunicações. 

• Diagramas de configuração do sistema de energia. 

• Diagramas de canalização. 

• 

Comentários sobre as alternativas de provedores de telecomunicações prováveis e sistemas 

propostos. 

4.5 PLANILHAS DE DADOS DO PROJETO: 

A TRANSMISSORA deverá fornecer na apresentação do Projeto as planilhas disponíveis no CD 

“Planilhas de Dados do Projeto” preenchidas com dados requeridos, no que couber, do 

empreendimento em licitação. 





5 CRONOGRAMA 

A TRANSMISSORA deve apresentar cronograma de implantação das INSTALAÇÕES DE 

TRANSMISSÃO pertencentes a sua concessão, conforme modelos apresentados nas tabelas A e B 

deste ANEXO 6L, com a indicação de marcos intermediários, para as seguintes atividades não se 

restringindo a essas: licenciamento ambiental, projeto básico, topografia, instalações 

de canteiro, 

fundações, montagem de torres, lançamento dos cabos condutores e instalações de equipamentos, 

obras civis e montagens das instalações de Transmissão e das Subestações, e comissionamento, 

que permitam aferir, mensalmente, o progresso das obras e assegurar a entrada em OPERAÇÃO 

COMERCIAL no prazo máximo de 15 (quinze) meses. 

A ANEEL poderá solicitar a qualquer tempo a inclusão de outras atividades no cronograma. A TRANSMISSORA deve apresentar mensalmente, à fiscalização da ANEEL, Relatório do 

andamento da implantação das INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO, em meio ótico e papel. 





5.1 CRONOGRAMA FÍSICO DE LINHAS DE TRANSMISSÃO ( TABELA 

A) 

NOME DA EMPRESA: 

LINHA DE TRANSMISSÃO: 

DATA: MESES 

No DESCRIÇÃO DAS ETAPA S DA IMPLANTAÇÃO 1 2 3 13 14 15 

1 PROJETO BÁSICO 

2 ASSINA TURA DE CONTRATOS 2.1 EPC – Estudo s, projetos e construção 

2.2 CCT – Acordo Operativo 

2.3 CCI – Acordo Operativo 

2.4 CPST 

3 IMPLANTAÇÃO DO TRAÇADO 4 LOCAÇÃO DE TORRES 

5 DECLARAÇÂO DE UTILIDADE PUBLI CA 

6 LICENCIAMENTO AMBIENTAL 6.1 Termo de Referência 

6.2 Estudo de Impacto Ambiental 6.3 Licença Prévia 

6.4 Licença de Instalação 

6.5 Autorização de Supressão de Vegetação 6.6 Licença de Operaç ão 

7 PROJETO EXCUTIVO 

8 AQUISIÇÕES 8.1 Pedido d e Compra 

8.2 Estruturas 

8.3 Cabos e Condutores 

9 OBRAS CIVIS 

9.1 Can teiro de Ob ras 

9.2 Fundaç ões 

10 MONTAGEM 

10.1 Montagem de Torres 

10.2 Lançamento de Cabos 

11 ENSAIOS DE COMISSIONAMENTO 

12 OPERAÇÃO COMERCIAL 

OBSERVAÇÕES: DATA DE INÍCIO 

DATA DE CONCLUSÃO 

DURAÇÃO 

ASSINATURA CREA No ENGENHEIRO REGIÃO 





5.2 24BCRONOGRAMA 

FÍSICO DE SUBESTAÇÕES (TABELA B) 

NOME DA EMPRESA SUBESTAÇÂO 

oU 

NU 

DATA 

DESCRIÇÃO DAS ETAPAS DA OBRA 

1 PROJETO BÁSICO 

2 ASSINATURA DE CONTRATOS 

2.1 EPC – Estudos, projetos e construção 

2.2 CCT – Acordo Operativo 

2.3 CCI – Acordo Operativo 

2.4 CPST 

3 DECLARAÇÂO DE UTILIDADE PUBLICA 

4 LICENCIAMENTO AMBIENTAL 

4.1 Termo de Referência 

4.2 Estudo de Impacto Ambiental 

4.3 Licença Prévia 

4.4 Licença de Instalação 

4.5 Autorização de Supressão de Vegetação 

4.6 Licença de Operação 

5 PROJETO EXCUTIVO 

6 AQUISIÇÔES 

6.1 Pedido de Compra 


3.3 Equipamentos Principais (Transformadores e 

Compensadores de Reativos) 

6.4 Demais Equipamentos (Disj., Secc., TP, TC, PR e 

etc) 

6.5 Painéis de Proteção, Controle e Automação 

7 OBRAS CIVIS 

7.1 Canteiro de Obras 

7.2 Fundações 

8 Montagem 

8.1 Pedido de Compra 


8.3 Equipamentos Principais (Transformadores e 

Compensadores de Reativos) 

8.4 Demais Equipamentos (Disj., Secc., TP, TC, PR e 

etc) 

8.5 Painéis de Proteção, Controle e Automação 

9 ENSAIOS DE COMISSIONAMENTO 

10 OPERAÇÃO COMERCIAL 

DATA DE INÍCIO 

Meses 

1 2 3 4 13 14 15 

OBSERVAÇÕES: 

DATA DE CONCLUSÃO DURAÇÃO DA OBRA 

ENGENHEIRO 

ASSINATURA 

CREA NU 

oU 

REGIÃO

ANEXO 6L ao Edital do Leilão (VOLUME III) - Aneel

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?