Anexo Técnico
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ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS ANEXO 6I LOTE I INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO COMPOSTAS POR: LT 500 kV MIRACEMA – LAJEADO C2 E LT 230 kV LAJEADO – PALMAS CD. SE 500 kV LAJEADO SE 230/138 kV PALMAS CARACTERÍSTICAS E REQUISITOS TÉCNICOS ESPECÍFICOS VOL. III - Pág. 1 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS ÍNDICE 1 2 DESCRIÇÃO .....................................................................................................................4 1.1 1.1 DESCRIÇÃO GERAL ................................................................................................................. 4 1.2 1.2 CONFIGURAÇÃO BÁSICA........................................................................................................ 4 LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA.......................................................................8 2.1 2.1 REQUISITOS GERAIS ............................................................................................................... 8 2.2 2.2 CAPACIDADE DE CORRENTE ................................................................................................. 8 2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS .............................................................................................................. 8 2.3.1 CAPACIDADE DE CORRENTE DOS CABOS PARA-RAIOS ......................................................... 8 2.3.2 PERDA JOULE NOS CABOS CONDUTORES ............................................................................... 9 3 LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE SUBTERRÂNEA – LTAS ........................................................................................................ 10 4 LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA – LTS ...................................................... 10 5 SUBESTAÇÕES.............................................................................................................. 11 6 1.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS .............................................................................................................11 1.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES ..............................11 1.3. CAPACIDADE DE CORRENTE ......................................................................................................11 EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO ............................................................................ 13 1.4. UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA .....................................................................13 1.4.1. POTÊNCIA NOMINAL .......................................................................................................................13 1.4.2. COMUTAÇÃO .................................................................................................................................13 7 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE ................................................................ 14 7.1 7.1 ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS ...............................................................14 7.2 7.2 ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO. ..........................................................................................................................................16 7.3 7.3 EQUIPAMENTOS DA REDE DE SUPERVISÃO E NÃO INTEGRANTES DA REDE DE OPERAÇÃO. ................................................................................................................................................16 7.4 REQUISITOS PARA MEDIÇÃO SINCROFASORIAL.....................................................................17 7.4.1 DEFINIÇÕES ..............................................................................................................................17 7.4.2 REQUISITOS GERAIS ................................................................................................................17 7.4.3 TIPOS DE MEDIÇÃO ..................................................................................................................17 7.4.4 EXATIDÃO DA MEDIÇÃO ...........................................................................................................18 7.4.5 IDADE DO DADO ........................................................................................................................18 7.4.6 TAXA DE ENVIO DAS MEDIÇÕES SINCROFASORIAIS ............................................................18 7.4.7 ENTREGA DOS DADOS .............................................................................................................18 VOL. III - Pág. 2 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS 7.4.8 PROTOCOLO DE COMUNICAÇÃO ............................................................................................18 7.4.9 IEDS ............................................................................................................................................19 7.4.10 RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE SINCROFASORES DO AGENTE.....................19 8 DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA RELATIVA AO EMPREENDIMENTO ............................. 20 8.1 RELATÓRIOS DE ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ........................................20 8.1.1 ESTUDOS (RELATÓRIOS R1 E R2) .....................................................................................................20 8.1.2 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO (RELATÓRIOS R3) .........................................................................20 8.1.3 CARACTERÍSTICAS DOS EQUIPAMENTOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES (RELATÓRIOS R4) ....................20 9 CRONOGRAMA .............................................................................................................. 21 1.5. CRONOGRAMA FÍSICO DO EMPREENDIMENTO........................................................................22 VOL. III - Pág. 3 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS 1 1.1 DESCRIÇÃO 1.1 DESCRIÇÃO GERAL Este anexo apresenta as características e os requisitos técnicos básicos específicos das instalações de transmissão compostas por: (a) LT 500 kV Miracema – Lajeado C2, em circuito simples com aproximadamente 30 km; (b) LT 230 kV Lajeado – Palmas, em circuito duplo, C1 e C2, com aproximadamente 60 km; (c) Pátio novo de 500 kV na SE Lajeado com 3 unidades autotransformadoras monofásicas 500/23013,8 kV de 320 MVA cada (2º banco de 960 MVA); e (d) SE Palmas, com 2 unidades de transformação trifásicas 230/138-13,8 kV de 200 MVA cada. Fazem parte do escopo deste anexo também as instalações a serem transferidas do gerador Investco S.A. para a TRANSMISSORA, referentes à SE Lajeado 500/230 kV – (3+1Res) x 320 MVA (1º banco de 960 MVA) e à LT 500 kV Miracema – Lajeado C1. 1.2 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] km Miracema Lajeado Lajeado Palmas C2, CS C1 e C2 (CD) 500 230 30 60 TABELA 1-2 – OBRAS DE SUBESTAÇÕES SUBESTAÇÃO Miracema kV 500 500 Lajeado 1 500/230 230 Palmas 230 EQUIPAMENTO 1 Módulo de Entrada de Linha – EL – DJM (p/ LT Lajeado C2) 1 Módulo de Infraestrutura Geral – MIG 2 2 Módulos de Interligação de Barras – IB – DJM 2 Módulos de Entrada de Linha – EL – DJM (p/ LT Miracema C2) 3 1 Módulo de Conexão das Unidades de Transformação – DJM 3 3 Unidades Autotransformadoras Monofásicas 500/√3230/√3-13,8 kV – 320 MVA cada 4 1 Módulo de Infraestrutura Geral – MIG 5 1 Módulo de Conexão das Unidades de Transformação – BDDD 6 2 Módulos de Entrada de Linha – EL – BDDD (p/ LT Palmas C1 e C2) 1 Módulo de Infraestrutura Geral – MIG VOL. III - Pág. 4 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS 230/138 138 1 Módulo de Interligação de Barras – IB – BD4C 2 Módulos de Entrada de Linha – EL – BD4C (p/ LT Lajeado C1 e C2) 2 Módulos de Conexão das Unidades de Transformação – BD4C 2 Unidades de Transformação Trifásicas 230 / 138-13,8 kV – 200 MVA cada 2 Módulos de Conexão das Unidades de Transformação – BD4C 1 Módulos de Interligação de Barras – IB – BD4C 2 Módulos de Entrada de Linha – EL – BD4C (p/ SE Palmas 2) Legenda: - DJM – Disjuntor e Meio; - BDDD – Barra Dupla com Disjuntor Duplo; - BD4C – Barra Dupla 4 Chaves. Obs.: 1 – As instalações existentes da Subestação Lajeado, excetuando-se as entradas de linha provenientes da UHE Lajeado (Circuitos de 1 à 5), serão transferidas sem ônus à nova Transmissora, para operação e manutenção. Caberá a Transmissora verificar a necessidade de compartilhamento ou separação do sistema supervisório existente do gerador (UHE Lajeado); 2 - A TRANSMISSORA deverá implementar pátio em 500 kV, em arranjo disjuntor e meio. O pátio existente não possui arranjo de barramentos. Para implantação do novo pátio em 500 kV será necessária a realização de aterro (com dimensões aproximadas de 130 m x 200 m x 12 m) e a realocação da 1ª torre da LT 500 kV Lajeado – Miracema C1, contempladas no Módulo Geral; 3 – O setor de 500 kV existente da SE Lajeado conta apenas com 1 disjuntor e arranjo de chaves ligando o lado de 500 kV do 1º banco de transformação 500/230 kV à LT 500 kV Lajeado – Miracema C1. Caberá à Transmissora verificar a viabilidade da utilização deste disjuntor e suas respectivas chaves na nova configuração da subestação, como módulo de entrada de linha ou módulo conexão da unidade de transformação. Como referência neste Anexo Técnico, o disjuntor existente e arranjo de chaves, está sendo considerado como módulo de conexão da unidade existente do banco de transformação 500/230 kV (ATR1); 4 – Compreende ao 2º banco de transformação 500/230 kV; 5 – Possíveis adequações no setor de 230 kV deverão ser executadas pela Transmissora caso seja constatada a necessidade, para atendimento aos Procedimentos de Rede; 6 – Para conexão, em 230 kV, do 2º banco de transformação 500/230 kV, a Transmissora poderá utilizar disjuntor existente, bastando a complementação do módulo de conexão em BDDD, conforme indicado no relatório R4 do item 8. VOL. III - Pág. 5 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS UHE LAJEADO ATR 1 500/230-13,8 kV G1 500 kV LT 500 kV Lajeado Miracema C1 G2 G3 LT 500 kV Lajeado Miracema C2 ATR 2 500/230-13,8 kV G4 G5 230 kV LT 230 kV Lajeado – Palmas C1 Empreendimento deste lote LT 230 kV Lajeado – Palmas C2 Empreendimento existente Figura 1 – 1: Diagrama Unifilar de Caracterização da SE Lajeado TABELA 1-3 – INSTALAÇÕES A SEREM TRANSFERIDAS DO GERADOR INVESTCO S.A. PARA A TRANSMISSORA LT e SE Instalações a serem transferidas Módulo Geral (pátio de 500 kV 1 e 230 kV, barramentos, instalações vinculadas e demais instalações necessárias às funções de medição, supervisão, proteção, comando, controle e telecomunicação; Banco de Autotransformadores 500/230 kV ATR1, SE Lajeado incluindo fase reserva – (3 + 1 Res) x 320 MVA; Módulos de Conexão 500 kV 2 e 230 kV da Transformação ATR1; 1 Disjuntor e Chaves associadas, em 230 kV, para conexão do 2º Banco de Transformação 3. LT 500 kV Miracema – Instalações da Linha de Transmissão 500 kV Miracema – Lajeado C1 e os respectivos Módulos de Entrada de Linha nas subestações Lajeado C1 Miracema e Lajeado 2. Obs: 1 – Os equipamentos existentes em 500 kV (disjuntor, chaves, para-raios, etc) estão sendo considerados na implementação do setor em 500 kV, com arranjo DJM; 2 – Módulo compartilhado existente, em 500 kV, com a unidade de transformação TR1 e a LT 500 kV Miracema – Lajeado C1; 3 - Disjuntor existente, bastando a complementação do módulo de conexão em BDDD, conforme indicado na Tabela 1-2 e no relatório R4 do item 8. As instalações descritas na tabela 1-3 serão transferidas sem ônus do gerador Investco S.A. para a TRANSMISSORA, e estão inclusas no Contrato de Concessão a ser assinado pela vencedora do leilão e a ANEEL. Estas instalações serão transferidas em até 180 dias após a efetiva entrada em operação comercial do novo setor de 500 kV da SE Lajeado e das linhas de transmissão 500 kV Miracema – Lajeado C2 e 230 kV Lajeado – Palmas CD. VOL. III - Pág. 6 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS Os Módulos de Entrada de Linha das LTs 230 kV UHE Lajeado – SE Lajeado C1, C2, C3, C4 e C5, não fazem parte das instalações que serão transferidas e permanecerão sob responsabilidade do gerador Investco S.A. A PROPONENTE deverá considerar em sua proposta o custo para operação e manutenção, durante todo o período da concessão, das instalações a serem transferidas que constam na Tabela 1-3. Deverá considerar também a politica de reserva para atender às instalações da Tabela 1-3. Adequações na linha de transmissão Miracema – Lajeado C1, na Entrada de Linha 500 kV da SE Miracema e do setor de 230 kV da SE Lajeado, bem como sobressalentes para as instalações transferidas, que se façam necessárias para a adequada operação das instalações, são de responsabilidade da TRANSMISSORA. As adequações a serem realizadas nas instalações a serem transferidas compreendem, caso necessária, a aquisição de novos sistemas supervisório, de telecomunicação, entre outros, para que seja viável a segregação dos sistemas de uso comum, atualmente integrados por serem de um único agente. A alteração do sistema de medição para faturamento – SMF em decorrência da alteração do ponto de conexão da usina, da SE Miracema para a SE Lajeado será de responsabilidade do gerador e ocorrerá na data de entrada em operação comercial do empreendimento deste Lote. 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) Distribuição de fluxo de potência em regime permanente. O local destinado à instalação da subestação Palmas 230/138 kV está indicado nos relatórios de planejamento. A TRANSMISSORA poderá propor alteração dessa localização, em um raio de até 3.000 m da posição indicada nos relatórios de planejamento, mediante justificativa técnica a ser submetida junto com o Projeto Básico para aprovação da ANEEL. 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. VOL. III - Pág. 7 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS 2 LINHA DE TRANSMISSÃO AÉREA – LTA 2.1 2.1 REQUISITOS GERAIS 2.2 2.2 CAPACIDADE DE CORRENTE A linha ou trecho 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) 2.355 785 2.945 980 LTA 500 kV Miracema – Lajeado C2 LTA 230 kV Lajeado – Palmas C1 e C2 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. 2.3 REQUISITOS ELÉTRICOS 2.3.1 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 – seja no caso de nova linha de transmissão ou de novo(s) trecho(s) de linha originado(s) a partir de seccionamento de LTA existente – deve adotar, como premissa, no mínimo, o(s) valor(es) de corrente de curto-circuito fase-terra indicado(s) na Tabela 2-2 – Corrente(s) de curto-circuito na(s) SE(s) terminal(is) para o dimensionamento dos cabos para-raios de nova LTA ou novo(s) trecho(s) de LTA em projeto, a seguir. Esse(s) valor(es) de corrente está(ão) referido(s) ao nível de tensão do(s) barramento(s) da(s) subestação(ões) terminal(is). TABELA 2-2 – CORRENTE(S) DE CURTO-CIRCUITO NA(S) SE(S) TERMINAL(IS) PARA O DIMENSIONAMENTO DOS CABOS PARARAIOS DE NOVA LTA OU NOVO(S) TRECHO(S) DE LTA EM PROJETO Linha ou trecho(s) de linha de transmissão Subestação(ões) terminal(is) Nível de tensão do barramento de referência Valor de corrente de curto-circuito fase-terra (kA) LTA 500 kV Miracema – Lajeado C2 Miracema e Lajeado 500 kV 50 LTA 230 kV Lajeado – Palmas C1 e C2 Lajeado 230 kV 50 VOL. III - Pág. 8 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS LTA 230 kV Lajeado – Palmas C1 e C2 Palmas 230 kV 40 (b) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para a verificação dos cabos para-raios existentes da linha de transmissão a ser seccionada, se aplicável. A TRANSMISSORA deverá verificar se os cabos para-raios existentes da linha a ser seccionada, nas proximidades do ponto de seccionamento, suportam, sem dano, a circulação de corrente quando da ocorrência de curto-circuito. Nessa verificação deverá ser adotado o valor da corrente de curto-circuito fase-terra, na nova subestação terminal, conforme indicado na Erro! Fonte de referência não encontrada. (coluna verificação). (c) Corrente de curto-circuito fase-terra, na subestação terminal, para o redimensionamento dos cabos para-raios existentes da linha de transmissão a ser seccionada, se aplicável. Caso a verificação de capacidade de corrente, referida no item (b), constate a superação dos cabos para-raios existentes, o projeto básico deverá estudar e propor um novo arranjo de cabos para-raios que suporte, sem dano, a circulação de corrente quando da ocorrência de curtocircuito, de forma a garantir, ao menos, o desempenho original da LTA a ser seccionada. 2.3.2 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 à da configuração básica, 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 500 kV Miracema – Lajeado C2 50 0,0233 LTA 230 kV Lajeado – Palmas C1 e C2 50 0,0697 VOL. III - Pág. 9 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS 3 LINHA DE TRANSMISSÃO COMPOSTA POR PARTE AÉREA E PARTE SUBTERRÂNEA – LTAS Não se aplica. 4 LINHA DE TRANSMISSÃO SUBTERRÂNEA – LTS Não se aplica. VOL. III - Pág. 10 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS 5 SUBESTAÇÕES 1.1. INFORMAÇÕES BÁSICAS A TRANSMISSORA acessante à subestação Miracema deverá observar os critérios e requisitos básicos da subestação, bem como providenciar as obras de infraestrutura incluídas no Módulo Geral – Resolução ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de 2005, necessárias para a instalação, manutenção e operação do módulo de Entrada de Linha. Entre as possíveis obras necessárias encontram-se, dentre outros: a extensão de barramentos, compra de terreno, serviços auxiliares, cabos, tubos, estruturas, suportes, pórticos, cercas divisórias de seus ativos, conexões de terra entre seus equipamentos e a malha de terra da subestação, canaletas secundárias e recomposição da infraestrutura construída como, por exemplo, reposição de britas. Nas subestações Lajeado (novo pátio de 500 kV) e Palmas 230/138 kV, deverão ser realizadas todas as obras de infraestrutura, descritas no módulo geral – Resolução ANEEL nº 191, de 12 de dezembro de 2005, como aterro, terraplenagem, drenagem, malha de terra, serviço auxiliar, casa de comando, acesso, dentre outras, para a instalação, manutenção e operação dos módulos de Entrada de Linha, Interligação de Barras, transformadores e outros. A área mínima a ser considerada para a subestação Palmas deve contemplar espaço suficiente para as instalações previstas para implantação de imediato e para as futuras ampliações descritas nos relatórios referenciados neste anexo. A TRANSMISSORA é responsável por adquirir o terreno adicional para implantação do setor de 500 kV da SE Lajeado, assim como o terreno necessário para a implantação da SE Palmas 230/138 kV. 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. Devem ser observados os critérios e requisitos básicos das instalações da subestação de Palmas, conforme especificado no documento listado no item 8. 1.2. ARRANJO DE BARRAMENTOS E EQUIPAMENTOS DAS SUBESTAÇÕES A Transmissora deve seguir as configurações de barramento explicitadas nas Tabelas 1-2 e 1-3. 1.3. 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 de vãos de linha de 500 kV das Subestações Miracema e Lajeado deve ser de no mínimo 3.150 A, ou superior, caso a Transmissora determine esta necessidade. VOL. III - Pág. 11 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS A corrente nominal dos disjuntores e chaves seccionadoras de vãos de linha de 230 kV das subestações Lajeado e Palmas deve ser de no mínimo 1.250 A, ou superior, caso a Transmissora determine esta necessidade. Para o pátio de 230 kV da subestação Lajeado a corrente nominal dos disjuntores e chaves seccionadoras do vão da unidade transformadora deve ser de no mínimo 4.000 A, ou superior, caso a Transmissora determine esta necessidade. Para o pátio de 138 kV da subestação Palmas a corrente nominal dos disjuntores e chaves seccionadoras do vão da unidade transformadora deve ser de no mínimo 2.000 A, ou superior, caso a Transmissora determine esta necessidade. (b) Capacidade de curto-circuito Os equipamentos e demais instalações em 500 kV das subestações de Miracema e Lajeado e em 230 kV da subestação de Lajeado devem suportar, no mínimo, as correntes de curtocircuito 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 em 230 kV da subestação de Palmas devem suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir: Corrente de curto-circuito nominal: 40 kA Valor de crista da corrente suportável nominal: 104 kA (fator de assimetria de 2,6) Os equipamentos e demais instalações em 138 kV da subestação de Palmas devem suportar, no mínimo, as correntes de curto-circuito simétrica e assimétrica relacionadas a seguir: Corrente de curto-circuito nominal: 31,5 kA Valor de crista da corrente suportável nominal: 81,9 kA (fator de assimetria de 2,6) Ressalta-se que o atendimento a fatores de assimetria superiores àqueles acima definidos pode ser necessário em função dos resultados dos estudos, considerando inclusive o ano horizonte de planejamento, a serem realizados pela TRANSMISSORA, conforme descrito no item 11 do Anexo 6 (Anexo Técnico Geral). VOL. III - Pág. 12 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS 6 EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÃO 1.4. UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA Deverá ser previsto espaço para 4 unidades de transformação trifásicas 230/138-13,8 kV, na SE Palmas, cada uma com potência nominal de 200 MVA, sendo duas para instalação imediata, os quais fazem parte deste leilão. As unidades transformadoras de potência devem atender aos requisitos estabelecidos no Anexo 6 (Anexo Técnico Geral) e aos requisitos específicos estabelecidos a seguir: 1.4.1. POTÊNCIA NOMINAL As unidades autotransformadoras monofásicas 500/√3-230/√3-13,8 kV da SE Lajeado deverão ser especificadas com potência nominal de 320 MVA, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tape especificado. As unidades autotransformadoras a serem instaladas devem ter características técnicas iguais às unidades existentes de forma a permitir a operação adequada dos bancos de autotransformadores (1º banco, existente, e 2º banco, a ser instalado). As unidades de transformação trifásicas da SE Palmas deverão ser especificadas com potência nominal de 200 MVA, nos enrolamentos primário e secundário, para a operação em qualquer tape especificado. 1.4.2. COMUTAÇÃO O comutador de derivação em carga deve ser projetado, fabricado e ensaiado de acordo com a publicação IEC-214 On Load Tap Changers. Para as novas unidades autotransformadoras, na subestação Lajeado, o comutador em carga deve ter as mesmas características de derivações e de locação das unidades autotransformadoras de potência existentes em conformidade com o item 7.1.3.3 do Submódulo 2.3 dos Procedimentos de Rede. As unidades de transformação da SE Palmas devem ser providas de comutadores de derivação em carga. A TRANSMISSORA definirá o enrolamento onde serão instalados os comutadores, cuja atuação deve ser no sentido de controlar a tensão no barramento de 138 kV para a transformação 230/138 kV. Deve ser especificada a faixa de derivações de tape para a transformação 230/138 kV da SE Palmas de no mínimo ±10% da tensão nominal, com no mínimo 21 posições de ajuste. Caso os estudos de fluxo de potência, a serem executados durante a etapa de projeto básico, identifiquem a necessidade de uma faixa mais extensa de tapes, a Transmissora deverá atendê-la. VOL. III - Pág. 13 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS 7 7.1 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE 7.1 ARQUITETURA DE INTERCONEXÃO COM O ONS A supervisão e controle é um dos pilares da operação em tempo real do sistema elétrico, estando hoje na região de Miracema, Lajeado e Palmas, 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 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. 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. VOL. III - Pág. 14 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS Recursos do ONS CNOS (1) COSR-NCO (1) Barramento Lógico de suporte dos SSCs aos COSs SSC-NCO (2) Rede de Comunicação Operativa do ONS SA do SSC-NCO (3) SAL SAR Recursos providos pelos Agentes MC (4) LAJ (4) PALM (4) Legenda: (1) Centros de Operação utilizados pelo ONS: CNOS – Centro Nacional de Operação do Sistema COSR-NCO- Centro Regional de Operação Norte/Centro-Oeste (2) Sistema de Supervisão e Controle do COSR-NCO (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: MC - Subestação Miracema LAJ - Subestação Lajeado PALM - Subestação Palmas FIGURA 7-1 – 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-NCO), 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 inserção do concentrador VOL. III - Pág. 15 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS de dados num nível hierárquico situado entre as instalações e o COSR-NCO do ONS e, portanto, incluído no objeto desta licitação. A figura a seguir ilustra uma possível configuração. Recursos do ONS CNOS (1) COSR-NCO (1) Barramento Lógico de suporte dos SSCs aos COSs SSC-NCO (2) Rede de Comunicação Operativa do ONS SA do SSC-NCO (3) SAL SAR Recursos providos pelos Agentes CD(5) MC (4) LAJ (4) PALM (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 7-2 – ARQUITETURA ALTERNATIVA DE INTERCONEXÃO COM O ONS. 7.2 7.2 ADEQUAÇÃO DO SISTEMA DE SUPERVISÃO DAS EXTREMIDADES DE UMA LINHA DE TRANSMISSÃO. Não se aplica. 7.3 7.3 EQUIPAMENTOS DA REDE DE SUPERVISÃO E NÃO INTEGRANTES DA REDE DE OPERAÇÃO. Os equipamentos integrantes da rede de supervisão mas não integrantes da rede de operação devem atender os requisitos de supervisão apresentados no subitem “Requisitos para a supervisão VOL. III - Pág. 16 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS de equipamentos da rede de supervisão e não integrantes da rede de operação”. Fazem parte da rede de supervisão os equipamentos relacionados a seguir: Barramento de 138 kV da SE Palmas incluindo 1 interligação de barras e 2 entradas de linha. A conexão do transformador faz parte da rede de operação. 7.4 7.4.1 REQUISITOS PARA MEDIÇÃO SINCROFASORIAL DEFINIÇÕES GPS - Global Positioning System - Sistema de satélites do governo americano que disponibiliza uma referência tempo com precisão de micro-segundos. IED – Inteligent Electronic Device - Dispositivo microprocesssado multi-funcional utilizado para processamento de informações em subestações. Os IEDs podem realizar funções tais como proteção, automação e controle de equipamentos primários da subestação, assim como medição e registro de grandezas analógicas e digitais destes equipamentos. Exemplos: Relés de Proteção, Registradores Digitais de Perturbação, Multimedidores, etc. PDC - Phasor Data Concentrator - Concentrador de Dados Fasoriais - Servidor de dados fasoriais que recebe todas as medições sincrofasoriais e disponibilizam ferramentas que fazem uso dessa tecnologia para apoio à tomada de decisão em tempo real e nas análises dos desempenhos dinâmicos durante distúrbios pela pós-operação. RDS - Rede de Dados Sincrofasoriais - solução de telecomunicações para comunicação das PMUs instaladas nas subestações dos agentes com os PDCs do ONS. PMU – Phasor Measurement Unit - unidade de medição sincrofasorial - disponibiliza medições de corrente, tensão e frequência sincronizadas no tempo por meio de GPS a altas taxas de atualização (ex: 60 amostras por segundo por grandeza). Conforme norma IEEE C37.118 v2011 a PMU pode ser configurada para duas finalidades: Proteção ou Medição. 7.4.2 REQUISITOS GERAIS Atender ao item 6.1.1 do submódulo 2.7 – Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede. Atender ao item 6.3.5 do submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede. Atender ao item 6.4 do submódulo 2.7 - Revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede. É responsabilidade do agente prover todas as interligações de dados necessárias para disponibilizar as medições sincrofasoriais realizadas pelas PMUs até a RDS. Para a entrada em operação de novos empreendimentos é necessário que as medições sincrofasoriais necessárias sejam totalmente disponíveis, tenham sido completamente testadas e estejam aptas a operar, junto com os demais equipamentos do empreendimento. As PMUs devem atender aos requisitos de supervisão e controle exigidos pelo ONS. 7.4.3 TIPOS DE MEDIÇÃO As PMUs deverão ser configuradas como PMU de Medição. Deverão ser disponibilizadas as seguintes medições sincrofasoriais: VOL. III - Pág. 17 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS (a) Medição de módulo, ângulo, frequência e taxa da variação de frequência das 3 fases das tensões de todos os terminais de linha com tensões iguais ou superiores a 345 kV; (b) Medição de módulo e ângulo das 3 fases das correntes de todos os terminais de linha com tensões iguais ou superiores a 345 kV; (c) Medição de módulo, ângulo, frequência e taxa de variação de frequência da fase da tensão da seção de barra onde o terminal de linha se conecta à Rede de Operação. Para cálculo dos sincrofasores de corrente as PMUs deverão utilizar os sinais disponibilizados pelos enrolamentos dos TCs do Sistema de Proteção. 7.4.4 EXATIDÃO DA MEDIÇÃO Todas as medições de tensão devem ser efetuadas por equipamentos cuja classe de precisão garanta uma exatidão mínima de 1%. Enquanto as medições de corrente deverão ter uma exatidão mínima de 10%. Tais exatidões devem englobar toda a cadeia de equipamentos utilizados, tais como TPs, TCs, transdutores, etc. O TVE máximo admissível para uma medição sincrofasorial é de 1%. 7.4.5 IDADE DO DADO Define-se como idade máxima do dado o tempo máximo decorrido entre o instante de ocorrência de seu valor na instalação e sua recepção na RDS do ONS. A idade máxima de uma medição sincrofasorial é de 500 milissegundos. 7.4.6 TAXA DE ENVIO DAS MEDIÇÕES SINCROFASORIAIS As medições deverão ser enviadas sincronizadas por GPS a uma taxa de 60 amostras por segundo, com selo de tempo no padrão UTC (Universal Time Coordinate). 7.4.7 ENTREGA DOS DADOS As medições deverão ser entregues no ponto de presença da RDS indicado pelo ONS por meio de rede de telecomunicações estabelecida em comum acordo com o ONS. 7.4.8 PROTOCOLO DE COMUNICAÇÃO As medições poderão ser transportadas por meio dos protocolos de comunicação UDP/IP ou TCP/IP codificado em IEEE C37.118 v2011 com endereçamento Unicast ou Multicast. Caso o Agente decida utilizar o endereçamento Unicast, ele deverá prover 2 fluxos de dados para 2 IPs indicados pelo ONS. Caso o Agente escolha utilizar o endereçamento Multicast, ele deverá prover apenas 1 fluxo de dados para o IP indicado pelo ONS. O PMU deverá enviar o/s fluxo/s de dados para o ONS de maneira ininterrupta e sem solicitação (unsolicited communication), ou seja, a PMU do Agente deverá iniciar a transmissão ao PDC do ONS. O arquivo de configuração do PMU (arquivo CFG2) deverá ser automaticamente enviado a cada minuto para o/s mesmo/s endereço/s. VOL. III - Pág. 18 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS 7.4.9 IEDS Os IEDs com função PMU 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 nos graus de severidade adequados para instalação em subestações de extra-alta-tensão. Os IEDs que conterão a função PMU deverão ser passíveis de update de firmware para correção de bugs a qualquer momento quando solicitado pelo ONS. Os IEDs que possuirão a função PMU deverão ser independentes dos IEDs de Proteção. Os IEDs a serem instalados deverão atender a norma IEEE C37.118.1a-2014 e IEEE C37.118.22011. 7.4.10 RECURSOS DE COMUNICAÇÃO DE DADOS PARA A REDE DE SINCROFASORES DO AGENTE Deverão ser fornecidos os serviços de dados atendendo a classe A estabelecida no item 4.1.1 do submódulo 13.2 - revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede e ao item 4.2 do submódulo 13.2 - revisão 2.0 dos Procedimentos de Rede. VOL. III - Pág. 19 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS 8 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 ser consideradas pela TRANSMISSORA no desenvolvimento dos seus projetos para implantação das instalações, exceto quando disposto de forma diferente no Edital, incluindo este Anexo Técnico. 8.1 8.1.1 RELATÓRIOS DE ESTUDOS DE ENGENHARIA E PLANEJAMENTO ESTUDOS (RELATÓRIOS R1 E R2) DOCUMENTO Nº EMPRESA Estudos para a Licitação da Expansão da Transmissão – Análise EPE-DEE-DEA-003/2013-rev 2 – Técnico-Econômica de Alternativas: Relatório R1 – Estudo de EPE Suprimento à Palmas, 26 de março de 2014. Detalhamento da Alternativa de Referência – LT 500 kV Miracema - Lajeado - C2, LT 230 kV Lajeado – Palmas CD, Subestação Relatório R2 s/nº - Lajeado Palmas 230/138 kV - pátio novo em 230 kV com transformação de Energia S.A. 400 MVA e Subestação Lajeado 500/230 kV - 2° ATR de 960 MVA, julho de 2013. 8.1.2 MEIO AMBIENTE E LICENCIAMENTO (RELATÓRIOS R3) A TRANSMISSORA deve implantar as instalações de transmissão deste LOTE I, observando a legislação e os requisitos ambientais aplicáveis. Nº EMPRESA DOCUMENTO Caracterização e Análise Socioambiental – Atendimento à Palmas – LT 500 kV Miracema - Lajeado - C2, LT 230 kV Lajeado – Palmas Relatório R3 s/nº - Lajeado CD, Subestação Palmas 230/138 kV - pátio novo em 230 kV com Energia S.A. transformação de 400 MVA e Subestação Lajeado 500/230 kV - 2° ATR de 960 MVA, agosto de 2013. 8.1.3 CARACTERÍSTICAS DOS EQUIPAMENTOS DAS INSTALAÇÕES EXISTENTES (RELATÓRIOS R4) Nº EMPRESA DOCUMENTO Caracterização da Rede Existente – SE Miracema 500/230/69Relatório R4 MME-13141- 13,8 kV – Ampliação da Subestação – Vão LT 500 kV Miracema MIRACEMA-01 - Eletronorte – Lajeado C2, 20 de agosto de 2013. Relatório R4 s/nº - Lajeado Caracterização da Rede Existente – SE Lajeado 500/230 kV, agosto de 2013. Energia S.A. Relatório Celtins R4 PAL-R4-001 - Caracterização da Rede Existente e Empreendimento – SE Palmas 230/138 kV. Descritivo do VOL. III - Pág. 20 de 22 ANEXO 6I – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS 9 CRONOGRAMA A TRANSMISSORA deve apresentar cronograma de implantação das instalações de transmissão pertencentes a sua concessão, conforme modelo apresentado neste ANEXO 6G, 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 15 meses. 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. VOL. III - Pág. 21 de 22 ANEXO 6G – LOTE I – LT 500 KV MIRACEMA – LAJEADO C2, LT 230 KV LAJEADO – PALMAS CD, SE LAJEADO (PÁTIO 500 KV E 2ª TRANSFORMAÇÃO 500/230 KV) E SE 230/138 KV PALMAS 1.5. 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 Observações: Data de Início Data de Conclusão Assinatura Engenheiro Duração CREA No Região VOL. III - Pág. 22 de 515
