Anexo 6X - Lote X

EDITAL DE LEILÃO NO 13/2015-ANEEL
ANEXO 6X – LOTE X – COMPENSADOR ESTÁTICO DE REATIVOS (-150,+250) MVAR,
NA SE SOBRAL III 500 KV, E LT 230KV ACARAÚ II – SOBRAL III C3
ANEXO 6X
LOTE X
INSTALAÇÃO DE TRANSMISSÃO
COMPOSTA POR:
COMPENSADOR ESTÁTICO – CER
(-150/+250 Mvar)
SE 500kV Sobral III
E
LT 230KV ACARAÚ II – SOBRAL III C3
CARACTERÍSTICAS E
REQUISITOS TÉCNICOS ESPECÍFICOS DAS
INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO
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ANEXO 6X – LOTE X – COMPENSADOR ESTÁTICO DE REATIVOS (-150,+250) MVAR,
NA SE SOBRAL III 500 KV, E LT 230KV ACARAÚ II – SOBRAL III C3
ÍNDICE
1.
2.
DESCRIÇÃO .......................................................................................................................... 3
1.1.
DESCRIÇÃO GERAL ............................................................................................................................ 3
1.2.
CONFIGURAÇÃO BÁSICA................................................................................................................... 3
LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA ......................................................................... 5
2.1.
CAPACIDADE DE CORRENTE ............................................................................................................ 5
2.2.
REQUISITOS ELÉTRICOS.................................................................................................................... 5
2.2.1. CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS............................................................................. 5
2.2.2. PERDA JOULE NOS CABOS CONDUTORES ............................................................................................... 6
3.
5.
SUBESTAÇÕES .................................................................................................................... 7
3.1.
INFORMAÇÕES BÁSICAS ................................................................................................................... 7
3.2.
ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ................................. 7
3.3.
CAPACIDADE DE CORRENTE ............................................................................................................ 7
SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE .................................................................... 9
5.1.
6.
ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS.......................................................................... 9
DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO .............................. 12
6.1.
RELATÓRIOS DE ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO.......................................... 12
6.1.1. ESTUDOS (RELATÓRIOS R1 E R2) ......................................................................................................... 12
6.1.2. MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO (RELATÓRIOS R3)............................................................................ 12
6.1.3. CARACTERÍSTICAS DOS EQUIPAMENTOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES (RELATÓRIOS R4) .................... 12
7.
CRONOGRAMA .................................................................................................................. 14
7.1.
CRONOGRAMA FÍSICO DO EMPREENDIMENTO .......................................................................... 15
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ANEXO 6X – LOTE X – COMPENSADOR ESTÁTICO DE REATIVOS (-150,+250) MVAR,
NA SE SOBRAL III 500 KV, E LT 230KV ACARAÚ II – SOBRAL III C3
1. DESCRIÇÃO
1.1. DESCRIÇÃO GERAL
Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos específicos das instalações de
transmissão compostas por:
-
Compensador Estático de Reativos, 500 kV, -150/+250 Mvar, para implantação na subestação Sobral
III; e
Linha de Transmissão 230kV Acaraú II – Sobral III C3, em circuito simples, com aproximadamente
92 km de extensão e instalações associadas.
1.2. CONFIGURAÇÃO BÁSICA
A configuração básica é caracterizada pelas instalações listadas nas tabelas a seguir.
TABELA 1-1 – OBRAS DE LINHAS DE TRANSMISSÃO
ORIGEM
DESTINO
CIRCUITO
TENSÃO (kV)
EXTENSÃO (km)
Acaraú II
Sobral III
CS – C3
230
92
TABELA 1-2 – OBRAS DE SUBESTAÇÕES
Subestação
Tensão (kV)
Acaraú II
230
500
Sobral III
230
Empreendimentos principais
1 Módulo de Infraestrutura Geral de Acessante – MIG-A –
BD4
1 Módulo de Manobra Entrada de Linha – BD4
1 Módulo de Infraestrutura Geral – MIG – DJM
1 Módulo de Interligação de Barras – IB – DJM
1 Módulo de Conexão de compensador estático de
reativos – DJM
1 Compensador Estático de Reativos – CER -150/+250
Mvar
1 Módulo de Infraestrutura Geral de Acessante – MIG-A –
BD4
1 Módulo de Manobra Entrada de Linha – BD4
Legenda: DJM – Disjuntor e Meio; BD4 – Barra Dupla com 4 chaves.
Sobre a instalação do Compensador Estático de Reativos (CER), a TRANSMISSORA deverá
observar o prazo de entrada em operação comercial após assinatura do Contrato de Concessão,
independente das implantações previstas nos Contratos de Concessão no 010/2013 - ANEEL e n°
04/2014 - ANEEL. Cabendo à vencedora do certame contatar as outras transmissoras e, se
necessário, desenvolver alternativas de implantação que garantam o atendimento do prazo
contratual de entrada em operação comercial das suas instalações, sem impedir a implantação
dos objetos dos citados outros contratos. Devendo – em qualquer dos casos – a TRANSMISSORA
instalar o CER no terceiro vão a partir da instalação existente, ou seja, o terceiro vão de conexão a
partir de onde está conectada a Linha de Transmissão 500 kV Sobral III - Teresina II C2, em
direção oposta à da casa de comando da CHESF. Também cabendo:
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-
Atender as características técnicas previstas neste Edital;
Posicionar o CER em relação à instalação de modo que não impeça ou dificulte futuras
expansões do barramento do setor de 500 kV; e
As instalações do CER devem permanecer em terreno contíguo ao ocupado pelo setor de
500 kV existente, no caso de aquisição de nova área.
A TRANSMISSORA poderá alterar vão de conexão do CER em relação ao indicado no respectivo
relatório R4, desde que continue atendendo a este Edital. Entendendo por esta a escolha entre:
conectar o CER no vão indicado no relatório R4 ou no vão oposto à este. Não será passível de
requerimento posterior qualquer Módulo de Infraestrutura Geral, Interligação de Barras ou Módulo
de Conexão adicional.
A configuração básica supracitada constitui-se na alternativa de referência. Os requisitos técnicos
deste anexo caracterizam o padrão de desempenho mínimo a ser atingido por qualquer solução
proposta. Este desempenho deverá ser demonstrado mediante justificativa técnica comprobatória.
A utilização pelo empreendedor de outras soluções, que não a de referência, fica condicionada à
demonstração de que a mesma apresente desempenho elétrico equivalente ou superior àquele
proporcionado pela alternativa de referência.
No entanto, nesta proposta de configuração alternativa, a TRANSMISSORA NÃO tem liberdade
para modificar:
(a) Níveis de tensão (somente CA);
(b) Faixa de potência do compensador;
(c) Subestação de instalação do compensador; e
(d) Distribuição de fluxo de potência em regime permanente da linha de transmissão.
O empreendimento objeto do Leilão compreende a implementação das instalações detalhadas
neste item. Estão ainda incluídos no empreendimento os equipamentos terminais de manobra,
proteção, supervisão e controle, telecomunicações e todos os demais equipamentos, serviços e
facilidades necessários à prestação do SERVIÇO PÚBLICO DE TRANSMISSÃO, ainda que não
expressamente indicados neste anexo.
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2.
LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA
2.1. CAPACIDADE DE CORRENTE
As linhas ou trechos de linha de transmissão devem ter capacidades operativas de longa e de
curta duração não inferiores aos valores indicados na tabela a seguir.
TABELA 2-1 – CAPACIDADES OPERATIVAS DE LONGA E DE CURTA DURAÇÃO
Linha ou trecho(s) de linha de transmissão
Longa duração (A)
Curta duração (A)
630
800
LTA 230 kV Acaraú II - Sobral III
A capacidade de corrente de longa duração corresponde ao valor de corrente da linha de
transmissão em condição normal de operação e deve atender às diretrizes fixadas pela norma
técnica NBR 5422 da ABNT. A capacidade de corrente de curta duração refere-se à condição de
emergência estabelecida na norma técnica NBR 5422 da ABNT.
2.2. REQUISITOS ELÉTRICOS
2.2.1. CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS
No dimensionamento dos cabos para-raios, deve ser adotada a corrente de curto-circuito indicada
nas tabelas abaixo, conforme o caso:
(a) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para o dimensionamento dos
novos cabos para-raios da linha de transmissão em projeto.
O dimensionamento dos cabos para-raios deve adotar, como premissa, no mínimo, os
valores de corrente de curto-circuito fase-terra indicados na Tabela 2-2 – Corrente(s) de
curto-circuito na(s) SE(s) terminal(is) para o dimensionamento dos cabos para-raios da nova
LTA, a seguir. Esses valores de corrente estão referidos ao nível de tensão dos barramentos
das subestações terminais.
TABELA 2-2 – CORRENTE(S) DE CURTO-CIRCUITO NA(S) SE(S) TERMINAL(IS) PARA O DIMENSIONAMENTO DOS CABOS PARARAIOS DA NOVA LTA.
Linha ou trecho(s) de linha de
transmissão
Subestação(ões)
terminal(is)
LTA 230 kV
Acaraú II - Sobral III
Acaraú II e Sobral
III
Nível de tensão
do barramento
de referência
Valor de corrente
de curto-circuito
fase-terra (kA)
230 kV
40
A linha de transmissão deverá possuir pelo menos um cabo para-raios do tipo Optical Ground Wire
- OPGW.
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2.2.2. PERDA JOULE NOS CABOS CONDUTORES
A resistência de sequência positiva por unidade de comprimento da linha ou trechos de linha de
transmissão deve ser igual ou inferior ao da configuração básica, conforme indicado conforme
indicado na Tabela 2-3 – Resistência de sequência positiva da linha por unidade de comprimento
(Ω/km).
TABELA 2-3 – RESISTÊNCIA DE SEQUÊNCIA POSITIVA DA LINHA POR UNIDADE DE COMPRIMENTO (Ω/KM)
Linha ou trecho(s) de linha de
transmissão
Temperatura de
referência (°C)
Resistência de sequência
positiva da linha por unidade
de comprimento (Ω/km)
LTA 230kV Acaraú II - Sobral III CS
50
0,0832
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3.
SUBESTAÇÕES
3.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS
A TRANSMISSORA acessante às subestações Acaraú II e Sobral III deverá observar os critérios e
requisitos básicos dessas subestações, bem como providenciar as obras de infraestrutura
incluídas no Módulo Geral – Resolução ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de 2005, necessárias
para a instalação, manutenção e operação do módulo dos empreendimentos. Entre as possíveis
obras necessárias encontram-se, dentre outros: movimentação de terra, terraplanagem, extensão
de barramentos, compra de terreno, serviços auxiliares, cabos, tubos, estruturas, suportes,
pórticos, cercas divisórias de seus ativos, conexões de terra entre seus equipamentos e a malha
de terra da subestação, canaletas secundárias e recomposição da infraestrutura construída.
Particularmente em relação ao setor de 500 kV da SE Sobral III, existe um heliponto no local da
expansão. Caberá a TRANSMISSORA remanejar este heliponto para local contíguo à subestação,
seguindo todas as normas cabíveis, com padrão similar ao existente e sem interferir em futuras
ampliações desta subestação. Caso o novo local do heliponto não seja contíguo à subestação,
deverá existir concordância da Companhia Hidroelétrica do São Francisco S.A. – Eletrobrás Chesf
– proprietária do heliponto - quanto ao novo local e deverá transferir sem ônus o novo heliponto à
Eletrobras Chesf. Se a Eletrobrás Chesf manifestar formalmente a TRANSMISSORA não possuir
mais interesse no heliponto, se absterá do direito de receber qualquer ressarcimento da
TRANSMISSORA, desobrigando esta de remanejar a instalação e devendo apenas removê-la do
local. Caso o heliponto não esteja em situação regular junto aos órgãos competentes, a
TRANSMISSORA apenas ressarcirá a proprietária o valor equivalente ao custo de implantação de
heliponto com padrão similar ao existente no município onde está situada a subestação.
Deverá ser previsto espaço adicional, externo e contíguo à casa de comando da
TRANSMISSORA, com área no mínimo igual à utilizada para a construção desta. Este espaço
ficará reservado para expansões futuras da casa de comando da TRANSMISSORA ou
alternativamente para eventuais novas casas de comando de outras transmissoras, quando da
implantação de novas instalações de transmissão.
3.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES
A Transmissora deve seguir as configurações de barramento explicitadas na Tabela 1-2.
3.3. CAPACIDADE DE CORRENTE
(a)
Corrente em regime permanente
As correntes nominais dos barramentos das subestações (em todos os seus níveis) e dos
demais equipamentos devem ser dimensionadas para atender, no mínimo, aos requisitos
estabelecidos no Anexo 6 (Anexo Técnico Geral) e aos requisitos específicos estabelecidos a
seguir:

A corrente nominal dos disjuntores e chaves seccionadoras dos vãos de 500 kV da
Subestação Sobral III devem ser de 4000 A ou superior, caso a Transmissora determine
esta necessidade.
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
(b)
A corrente nominal dos disjuntores e chaves seccionadoras dos vãos de linha de 230 kV
das Subestações Acaraú II e Sobral III devem ser de 3150 A, ou superior, caso a
Transmissora determine esta necessidade.
Capacidade de curto-circuito
Os equipamentos e demais instalações em 500 kV da subestação Sobral III devem
suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a
seguir:

Corrente de curto-circuito nominal: 50 kA

Valor de crista da corrente suportável nominal: 130 kA (fator de assimetria de 2,6)
Os equipamentos e demais instalações em 230 kV das Subestações Acaraú II e Sobral III
deverão suportar, no mínimo as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas
a seguir:

corrente de curto-circuito nominal: 40kA

valor de crista da corrente suportável nominal: 104,0 kA (fator de assimetria de 2,6).
Ressalta-se que o atendimento a fatores de assimetria superiores àqueles acima definidos
podem ser necessários em função dos resultados dos estudos, considerando inclusive o ano
horizonte de planejamento, a serem realizados pela TRANSMISSORA, conforme descrito no
item 11 do Anexo 6 (Anexo Técnico Geral).
4.
EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO
4.1.
COMPENSADOR ESTÁTICO DE REATIVO - CER
4.1.1.
TENSÕES NOMINAIS E LIMITES DE POTÊNCIA REATIVA
A TABELA 2.2.2-1 TENSÕES NOMINAIS E LIMITES DE POTÊNCIA REATIVA resume o montante de compensação
reativa controlável a ser instalado. Entende-se por barra de conexão àquela barra da rede à qual
se conecta o lado de alta tensão do(s) transformador(es) do CER.
TABELA 2.2.2-1 TENSÕES NOMINAIS E LIMITES DE POTÊNCIA REATIVA
4.1.2.
Subestação
Tensão Nominal na
Barra de Conexão
do CER (kV)
Faixa de Tensão Operativa
em regime permanente na
Barra de Conexão do CER
(kV)
Sobral III
500
475 a 550
Capacidade
Nominal
Contínua na Barra de
Conexão do CER para
toda a faixa de tensão
operativa (Mvar)
-150/+250
CONFIGURAÇÃO MÍNIMA DO CER
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O CER deverá ser composto no mínimo por 02 módulos de TSCs (Capacitor Chaveado a
Tiristores) e 02 módulos de TCRs (Reator Controlado a Tiristores), onde cada módulo deverá ser
provido de equipamento de seccionamento motorizado para isolamento.
Toda a faixa de variação, -150/+250 Mvar, deve ser proporcionada por dispositivos de
chaveamentos controlados eletronicamente por semicondutores. Não é permitida a utilização de
equipamentos chaveados por disjuntores.
Caberá à TRANSMISSORA definir a configuração a ser adotada para os filtros, respeitando os
limites de perdas, o desempenho do CER e o desempenho harmônico definido.
4.1.3.
PERDAS MÁXIMAS NOS COMPONENTES DO CER
As perdas máximas totais do CER, incluindo as perdas do transformador e os serviços auxiliares
para refrigeração das válvulas, devem ser iguais ou menores a 0,20% com potência reativa nula.
As perdas máximas totais do CER devem ser inferiores a 1,50% para qualquer ponto de operação
dentro da faixa de fornecimento/absorção de reativos (-150/+250 Mvar).
Estas potências reativas são referidas ao lado de alta tensão do CER, em 500 kV e na frequência
de 60 Hz.
Os citados valores percentuais são referidos à potência de 250 MVA.
5.
SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE
5.1. ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS
A supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico, estando
hoje a região de Acaraú II e Sobral III estruturada em um sistema hierárquico com sistemas de
supervisão e controle instalados em 2 Centros de Operação do ONS, quais sejam:

Centro Regional de Operação Nordeste – COSR-NE;

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. A interconexão de dados com o Centro do
ONS se dá através de dois sistemas de aquisição de dados, sendo um local (SAL) e outro remoto
(SAR). SAL e SAR são sistemas de aquisição de dados (front-ends) do ONS que operam numa
arquitetura de alta disponibilidade, sendo o (SAL) localizado no centro de operação de propriedade
do ONS (COSR), e o outro (SAR), localizado em outra instalação designada pelo ONS.
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Recursos do
ONS
CNOS (1)
COSR-NE (1)
Barramento Lógico de
suporte dos SSCs aos COSs
SSC-NE (2)
Rede de Comunicação Operativa do ONS
SA do SSC-NE (3)
SAL
SAR
Recursos providos
pelos Agentes
ACA2 (4)
SOB3 (4)
Legenda:
(1) Centros de Operação utilizados pelo ONS:
CNOS – Centro Nacional de Operação do Sistema
COSR-NE- Centro Regional de Operação Nordeste
(2) Sistema de Supervisão e Controle do COSR-NE
(3) Sistema de Aquisição de Dados (SA) compreendido por um SA local (SAL) e um SA remoto (SAR)
(4) Recursos de supervisão e controle nas subestações:
ACA2 - Subestação Acaraú II
SOB3 - Subestação Sobral III
Figura 5-1 – 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:
Interconexão com o Centro Regional de Operação Nordeste (COSR-NE), para o atendimento aos
requisitos de supervisão e controle dos equipamentos das linhas de transmissão e subestações
objeto deste leilão, através de dois sistemas de aquisição de dados, um local (SAL) e outro remoto
(SAR).
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
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inserção do concentrador de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e os
COSR do ONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação.
A figura a seguir ilustra uma possível configuração.
Recursos do
ONS
CNOS (1)
COSR-NE (1)
SSC-NE (2)
Barramento Lógico de
suporte dos SSCs aos COSs
Rede de Comunicação Operativa do ONS
SA do SSC-NE (3)
SAL
SAR
Recursos providos
pelos Agentes
CD(5)
ACA2 (4)
SOB3 (4)
Legenda:
Em adição às siglas da figura anterior, utilizou-se:
(5) CD – Concentrador de dados, nome genérico dado para um sistema de supervisão e controle que se interponha entre as
instalações e os centros do ONS.
FIGURA 5-2 – ARQUITETURA ALTERNATIVA DE INTERCONEXÃO COM O ONS.
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6.
DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO
Os relatórios de Estudos de Engenharia e Planejamento para as linhas de transmissão e para as
subestações interligadas estão relacionados a seguir.
Estes relatórios e documentos são partes integrantes deste anexo, devendo suas recomendações
serem consideradas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos para
implantação das instalações, exceto quando disposto de forma diferente no Edital, incluindo este
Anexo Técnico.
6.1. RELATÓRIOS DE ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO
6.1.1. ESTUDOS (RELATÓRIOS R1 E R2)
DOCUMENTO
Nº EMPRESA
de Estudos para a Licitação da Expansão da Transmissão: Expansão
das interligações Norte- Sudeste e Norte – Nordeste Parte II
EPE-DEE-RE-063/2012-r2,
21 de novembro de 2013
EPE-DEE-RE-090-2014-rev0, de Estudo de Suprimento às Cargas da SE Sobral II e Escoamento
de Geração Eólica na SE Acaraú II
17 de junho de 2014.
Estudos para Definição das Características Básicas do
RT- 01-12-06/2014, de 10 de Compensador Estático de Reativos -150/+250 Mvar da SE Sobral
junho de 2014
III 500 kV
RT-01-19-10/2014, de 31 de Estudo para Definição das características Básicas – R2 – LT 230
kV Sobral IIII – Acaraú II, C3
outubro de 2014
6.1.2. MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO (RELATÓRIOS R3)
A TRANSMISSORA deve implantar as instalações de transmissão deste LOTE, observando a
legislação e os requisitos ambientais aplicáveis.
Nº EMPRESA
DOCUMENTO
Sem Número, de setembro de
2014.
6.1.3. CARACTERÍSTICAS
(RELATÓRIOS R4)
Nº EMPRESA
Sem Número, sem data.
Sem Número
DOS
Linha de Transmissão 230 kV Sobral III/Acaraú II – C3
Relatório de Caracterização e Análise Socioambiental – R3
EQUIPAMENTOS
DAS
INSTALAÇÕES
EXISTENTES
DOCUMENTO
Empreendimento Compensador Estático 500 kV (150/+250MVAR) - Características e Requisitos Básicos das
Instalações SE Sobral III, revisão 01
Empreendimento 1EL em 230 kV em função da LT 230 kV
Sobral III – Acaraú II C3, Características e Requisitos
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Básicos das Instalações SE Acaraú II
Sem Número
Empreendimento 1EL em 230 kV em função da LT 230 kV
Sobral III – Acaraú II C3, Características e Requisitos
Básicos das Instalações SE Sobral III, rev. 01
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7. CRONOGRAMA
A TRANSMISSORA deve apresentar cronograma de implantação das instalações de transmissão
pertencentes a sua concessão, conforme modelo apresentado no item 7.1, de maneira que
permita aferir o progresso das obras e assegurar a entrada em OPERAÇÃO COMERCIAL na data
estabelecida no Contrato de Concessão.
O prazo previsto para obtenção da (LI) Licença de Instalação, não poderá ser inferior a metade do
prazo total para entrada em operação comercial das instalações.
A ANEEL poderá solicitar a qualquer tempo a inclusão de outras atividades no cronograma.
A TRANSMISSORA deve atualizar mensalmente, em formato a ser estabelecido pela fiscalização
da ANEEL, o cronograma do empreendimento.
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7.1.
CRONOGRAMA FÍSICO DO EMPREENDIMENTO
Nome da Empresa:
Empreendimento:
Data:
No
Descrição das Etapas da Implantação
1
Projeto Básico
2
Assinatura de Contratos
2.1
Estudos, Projetos, Construção
2.2
Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão CCT
2.3
Contrato de Compartilhamento de Instalação CCI
2.4
Contrato de Prestação de Serviço de Transmissão
3
Declaração de Utilidade Pública
3.1
Solicitação
3.2
Obtenção
4
Licenciamento Ambiental
4.1
Termo de Referência TR
4.2
EIA/RIMA ou RAS
4.3
Licença Prévia LP
4.4
Licença de Instalação LI
4.5
Autorização de Supressão de Vegetação ASV
4.6
Licença de Operação LO
5
Projeto Executivo
6
Aquisições de Equipamentos e Materiais
6.1
Pedido de Compra
6.2
Estruturas
6.3
Cabos e Condutores
6.4
Equipamentos Principais (TR e CR)
6.5
Demais Equipamentos (Dj, Secc, TC, TP, PR)
6.6
Painel de Proteção, Controle e Automação
7
Obras Civis
7.1
Canteiro de Obras
7.2
Fundações
8
Montagem
8.1
Estruturas
8.2
Cabos e Condutores
8.3
Equipamentos Principais (TR e CR)
8.4
Demais Equipamentos (Dj, Secc, TC, TP, PR)
8.5
Painel de Proteção, Controle e Automação
9
Comissionamento
10
Desenvolvimento Físico
11
Desenvolvimento Geral
12
Operação Comercial (²)
Observações:
Início(¹)
Meses
Fim
Meses
Duração
(¹) – Para o preenchimento da coluna “Início” deve ser considerando o mês “0” como o de assinatura do
contrato de concessão.
(²) – A data de entrada em Operação Comercial é a que consta no contrato de concessão.
1
2
Data de Início
Data de Conclusão
Assinatura
Engenheiro
3
4
5
6
7
XX
Duração
CREA No
Região
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