RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.112, DE 11 DE FEVEREIRO DE 2025 (parte 1 de 38)

RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.112, DE 11 DE FEVEREIRO DE 2025
Aprova as revisões dos Procedimentos de Rede, das Regras e Procedimentos de Comercialização,
em atendimento à Resolução Normativa nº 1.030, de 26 de julho de 2022, alterada pela Resolução
Normativa nº 1.062, de 25 de abril de 2023.
O DIRETOR-GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, no uso das suas atribuições regimentais, de acordo com a deliberação da Diretoria, tendo em vista o
disposto nas Leis nº 9.648, de 27 de maio de 1998 e nº 10.848, de 15 de março de 2004, no Decreto nº 5.081, de 14 de maio de 2004, Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, e o
que consta do Processo nº 48500.904192/2023-13, resolve:
Art. 1º Aprovar as revisões 2025.02 dos Submódulos 2.3 (Critérios), 2.5 (Critérios), 2.10 (Requisitos), 3.1 (Procedimental); 3.11 (Responsabilidades), 3.11 (Operacional), 4.5
(Procedimental), 5.4 (Operacional), 6.6 (Responsabilidades), 6.6 (Operacional), 8.1 (Responsabilidades) e 8.1 (Procedimental), dos Procedimentos de Rede; a Versão 2025.7.0 do Módulo 2
- Medição Contábil, 9 - Encargo, e 10 - Consolidação de Resultados, das Regras de Comercialização; e a revisão 6.0 do Submódulo 2.1 - Coleta e ajuste de dados de medição, dos
Procedimentos de Comercialização.
Art. 2º Esta resolução entra em vigor em 1º de março de 2025.
SANDOVAL DE ARAÚJO FEITOSA NETO
ANEXO 1_MME_21_001
1_MME_21_002
1_MME_21_003
1_MME_21_004
1_MME_21_005
1_MME_21_006
1_MME_21_007
1_MME_21_008
1_MME_21_009
1_MME_21_010
1_MME_21_011
1_MME_21_012
1_MME_21_013
1_MME_21_014
1_MME_21_015
1_MME_21_016
1_MME_21_017
1_MME_21_018
1_MME_21_019
1_MME_21_020
1_MME_21_021
1_MME_21_022
1_MME_21_023
1_MME_21_024
1_MME_21_025
1_MME_21_026
1_MME_21_027
1_MME_21_028
1_MME_21_029
1_MME_21_030
1_MME_21_031
1_MME_21_032
1_MME_21_033
1_MME_21_034
1_MME_21_035
1_MME_21_036
1_MME_21_037
1_MME_21_038
1_MME_21_039
1_MME_21_040
1_MME_21_041
1_MME_21_042
1_MME_21_043
1_MME_21_044
1_MME_21_045
1_MME_21_046
1_MME_21_047
1_MME_21_048
1_MME_21_049
1_MME_21_050
1_MME_21_051
1_MME_21_052
1_MME_21_053
1_MME_21_054
1_MME_21_055
1_MME_21_056
1_MME_21_057
1_MME_21_058
1_MME_21_059
1_MME_21_060
1_MME_21_061
1_MME_21_062
1_MME_21_063
1_MME_21_064
1_MME_21_065
1_MME_21_066
1_MME_21_067
1_MME_21_068
1_MME_21_069
1_MME_21_070
1_MME_21_071
1_MME_21_072
1_MME_21_073
1_MME_21_074
1_MME_21_075
1_MME_21_076
1_MME_21_077
1_MME_21_078
1_MME_21_079
1_MME_21_080
1_MME_21_081
1_MME_21_082
1_MME_21_083
1_MME_21_084
1_MME_21_085
1_MME_21_086
1_MME_21_087
1_MME_21_088
1_MME_21_089
1_MME_21_090
1_MME_21_091
1_MME_21_092
1_MME_21_093
1_MME_21_094
1_MME_21_095
1_MME_21_096
1_MME_21_097
1_MME_21_098
1_MME_21_099
1_MME_21_100
1_MME_21_101
1_MME_21_102
1_MME_21_103
1_MME_21_104
1_MME_21_197
SUBMÓDULO 2.3
PREMISSAS, CRITÉRIOS E METODOLOGIA PARA ESTUDOS ELÉTRICOS
1. OBJETIVO
1.1. Descrever as premissas e os critérios gerais e específicos a serem adotados nos estudos elétricos referentes à Rede de Simulação que subsidiam os seguintes processos:
(a) avaliação de solicitação de acesso, conforme Submódulo 7.1 - Acesso às instalações de transmissão;
(b) elaboração do Plano de Operação de Médio Prazo do SIN (PAR/PEL), conforme Submódulo 3.1 – Planejamento da operação elétrica de médio prazo;
(c) planejamento e programação da operação elétrica, conforme Submódulo 3.1 – Planejamento da operação elétrica de médio prazo, Submódulo 3.4 – Planejamento da operação elétrica com
horizonte quadrimestral e Submódulo 4.1 – Programação mensal da operação elétrica;
(d) análise de projeto básico, conforme Submódulo 7.3 – Verificação da conformidade das instalações de transmissão aos requisitos;
(e) estudos pré-operacionais e de proteção, conforme Submódulo 7.4 – Estudos pré-operacionais de integração de instalações da Rede de Operação e Submódulo 6.13 – Diagnóstico dos sistemas de
proteção e controle; e
(f) análise de segurança operacional, conforme Submódulos 3.10 – Estudos para segurança operacional elétrica.
1.2. As premissas e os critérios descritos neste submódulo referem-se aos seguintes estudos elétricos:
(a) fluxo de potência;
(b) curto-circuito;
(c) estabilidade eletromecânica;
(d) transitórios eletromagnéticos;
(g) reserva de potência operativa;
(h) controle carga-frequência;
(i) recomposição do sistema; e
(j) segurança de tensão.
1.3. A metodologia a ser seguida na elaboração dos estudos elétricos descritos neste submódulo consta no documento de metodologia deste submódulo.
2. PREMISSAS E CRITÉRIOS COMUNS A TODOS OS PROCESSOS
2.1. Aspectos gerais
1.3.1. As premissas e os critérios descritos neste submódulo resultam da experiência nos estudos elétricos realizados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS e são constantemente
revistos, ampliados e modificados com base na evolução das técnicas de planejamento, projeto e operação dos sistemas e na evolução topológica do Sistema Interligado Nacional (SIN).
1.3.2. As premissas e os critérios para estudos elétricos são compatíveis com os padrões de desempenho e os requisitos definidos no Módulo 2 – Critérios e Requisitos
1.3.3. Para as instalações estratégicas, identificadas com base nos critérios do Submódulo 2.2 – Definição das instalações estratégicas, são considerados tratamentos específicos descritos nos
respectivos processos ou submódulos.
1.3.4. As premissas e critérios comuns a todos os processos são apresentadas neste item 2, enquanto que as premissas e critérios específicos e adicionais para cada processo são detalhadas nos
itens de 3 a 9 deste submódulo.
2.2. Estudos de fluxo de potência
Premissas gerais
1.3.4.1. Em regime permanente, as cargas devem ser representadas com 100% de potência constante para as partes ativa e reativa. Entretanto, podem ser representadas com percentuais variáveis
de potência (P), impedância (Z) e corrente (I) constantes, para se adequarem aos objetivos específicos de cada estudo.
1.3.4.2. Cargas com características especiais, como as cargas da indústria de alumínio e de motores de indução, podem ser modeladas de forma mais elaborada nos estudos de fluxo de potência,
de modo a facilitar sua representação nos estudos de estabilidade eletromecânica.
1.3.4.3. Os limites de carregamento das linhas de transmissão, transformadores e autotransformadores existentes são os estabelecidos nos Contratos de Prestação de Serviços de Transmissão
(CPST), a não ser que haja fatores limitantes ou restrições em equipamentos terminais, quando são adotados os limites constantes nos Cadastros de Limites Operacionais de Linhas de Transmissão
e Transformadores (CD-CT) do Submódulo 5.11 – Cadastro de Informações Operacionais.
1.3.4.4. A ferramenta computacional utilizada nesses estudos – Modelo para análise de redes em regime permanente – está apresentada no documento de metodologia deste submódulo.
Premissas para estudos de sistemas de corrente alternada (CA)
1.3.4.5. Os estudos de fluxo de potência devem abranger, além da condição operativa normal, a análise de contingências de linhas de transmissão, transformadores e outros equipamentos do
sistema elétrico, com o objetivo de definir as ações necessárias para o SIN operar sem violar os limites de tensão e carregamento.
1.3.4.6. O desempenho elétrico deve ser verificado em análise de contingências nas seguintes situações:
imediatamente após o desligamento de elementos do sistema, considerando a atuação da regulação de tensão em barras controladas por unidades geradoras, compensadores síncronos e estáticos,
e dos Sistemas Especiais de Proteção (SEP) associados;
(1) Nas análises do PAR/PEL, os SEP são considerados apenas nos dois primeiros anos do horizonte, à exceção dos SEP sistêmicos para perdas duplas ou múltiplas. Para os demais anos são propostas
soluções estruturais para os problemas identificados.
após a atuação dos tapes dos transformadores com comutação sob carga que operem no modo automático; e
(1) Nas análises do PAR/PEL, quando a situação antes da atuação dos tapes de transformadores com comutação sob carga que operem em modo automático implicar corte de carga, essa situação
deverá ser considerada na análise.
após execução de medidas operativas que dependem da ação humana, tais como as listadas a seguir. No caso das análises do Plano de Operação de Médio Prazo do SIN (PAR/PEL), tais medidas
operativas são empregadas apenas até que a solução estrutural esteja disponível.
(1) chaveamento de capacitores e/ou reatores;
(2) alteração da tensão de referência das unidades geradoras, compensadores síncronos e estáticos;
(3) redespacho da potência ativa em usinas, parques eólicos e fotovoltaicos;
(4) remanejamento de carga;
(5) desligamento de circuitos;
(6) alteração da potência transferida através de elos em corrente contínua (elos CC);
(7) separação ou interligação de barramentos;
(8) alteração de tapes de transformadores com comutação sob carga que operem no modo manual;
(9) alteração do ângulo nos transformadores defasadores;
(10) redespacho de potência reativa em usinas, parques eólicos e fotovoltaicos.
1.3.4.7. As contingências simples são simuladas com a perda de um único elemento do sistema, seja uma linha de transmissão, transformador, banco de transformadores, unidade geradora, elo
de corrente contínua ou equipamento de controle de tensão, como um reator, capacitor ou compensador síncrono ou estático.
1.3.4.8. A análise de contingências para estudos em corrente alternada deve considerar:
perdas duplas de circuitos de transmissão da Rede de Operação que compartilhem estruturas ou a mesma faixa de passagem; e
perdas duplas de circuitos que atravessem regiões onde haja ocorrência de fenômenos naturais e/ou queimadas que possam atingi-los.
Premissas para estudos de sistemas de corrente contínua (CC)
2.2.3.1. Aspectos gerais
1.3.5.1.1. Os parâmetros elétricos e do sistema de controle dos elos CC em conexões back-to-back ou ponto-a-ponto considerados nos estudos são os constantes no banco de dados do ONS,
ratificados e complementados pelos agentes quando necessário, conforme Submódulo 7.3.
1.3.5.1.2. As faixas de operação de todas as grandezas controladas pelo elo CC em função da estratégia de controle implementada são informadas ao ONS pelo agente responsável, como tensão
CA, tensão CC, ângulo de disparo, ângulo de extinção, intercâmbio de potência reativa etc.
1.3.5.1.3. As características de manobra dos elementos de compensação reativa e filtros dos elos CC consideradas nos estudos são aquelas informadas ao ONS pelo agente responsável.
1.3.5.1.4. Os estudos elétricos referentes aos elos CC devem considerar:
(a) situações de contingência simples em qualquer ponto da rede CA, conectada às subestações retificadora e inversora em qualquer terminal do elo CC, considerando os diversos modos de operação
disponíveis ao elo CC; e
(b) perda de elementos CC, incluindo conversores, polo e o próprio bipolo.
1.3.5.1.5. A margem de corrente pode ser considerada igual a 10% da corrente nominal, devendo ser utilizado, preferencialmente, o valor de projeto informado pelo agente responsável.
1.3.5.1.6. Os estudos devem considerar todos os níveis de carga da rede CA associada para determinar a máxima potência possível a ser transmitida em cada estágio de implementação/operação
dos elos CC.
1.3.5.1.7. Caso o elo CC seja especificado para sobrecargas temporárias, de 30 minutos, ou de longa duração, durante horas, devem ser investigadas as consequências de sua utilização no
controle de tensão CA da região em análise.
2.2.3.2. Modos de operação dos elos CC
1.3.5.2.1. Todos os modos disponíveis de operação dos elos CC devem ser avaliados de acordo com o seu projeto, incluindo, por exemplo, as formas possíveis de paralelismo.
1.3.5.2.2. Algumas das condições a serem estudadas para obtenção da máxima potência de transmissão, considerando as limitações dos equipamentos, são as seguintes:
(a) operação monopolar com retorno pela terra, respeitada a corrente máxima para esse tipo de operação, definida no projeto da instalação, se aplicável;
(b) operação monopolar com retorno metálico, caso disponível; e
(c) operação degradada, caracterizada por condições que impossibilitem a plena utilização da capacidade ou desempenho do sistema de corrente contínua.
Critérios para estudos de sistemas de corrente alternada (CA)
2.2.4.1. Critério de contingências simples, duplas e múltiplas
1.3.6.1.1. O desempenho do sistema deve ser tal que não haja violação dos critérios estabelecidos neste submódulo e não haja necessidade de corte de carga provocado pela ocorrência de
contingências simples (critério n-1).
1.3.6.1.2. O ONS estabelece o conjunto de contingências duplas que é utilizado nos estudos elétricos, de acordo com o respectivo horizonte de análise.
1.3.6.1.3. No caso de contingências duplas, conforme descrito nos itens 2.2.2.4 e 2.2.3.1.4, é aceitável o corte controlado de carga, automático ou não, para evitar o risco de instabilidade de
potência, frequência ou tensão em uma região, estado ou capital, com consequente corte descontrolado de carga, à exceção das análises desenvolvidas nos estudos do PAR/PEL, conforme item
3.1.
1.3.6.1.4. Para atendimentoaos itens 2.2.4.1.1 e 2.2.4.1.3 devem ser utilizados recursos como geração térmica, restrição de intercâmbios, alteração de topologia da rede ou utilização de SEP, à
exceção das análises desenvolvidas nos estudos do PAR/PEL, conforme item 3.1.
1.3.6.1.5. Adicionalmente, para atendimento ao item 2.2.4.1.3 podem ser adotados SEP de corte de carga, tais como os Esquemas Regionais de Alívio de Carga (ERAC). No caso de haver
separação em ilhas, os subsistemas que resultem dessas aberturas devem se manter estáveis.
1.3.6.1.6. Podem ser adotados critérios mais restritivos que procurem preservar a continuidade do atendimento à carga para contingências duplas e, eventualmente, múltiplas nas seguintes
situações excepcionais, devidamente fundamentadas em análise técnica e previamente submetidas ao Comitêde Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE:
(a) período de comissionamento e inicial de operação de novas instalações e equipamentos;
(b) após a ocorrência de perturbações de grande porte, ou desligamentos intempestivos reincidentes que tenham levado a corte de carga, até que sejam identificadas e solucionadas as causas das
perturbações; e
(c) durante a realização de eventos especiais de grande relevância, acontecimentos ou datas comemorativas de grande repercussão pública, de abrangência nacional, regional ou local, conforme [1].
1.3.6.1.7. Nas situações que caracterizem riscos iminentes para a segurança da operação do SIN, como as citadas no item 2.2.4.1.6, o ONS adota as ações necessárias e comunica à Agência
Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e ao CMSE.
1.3.6.1.8. Após esgotados todos os recursos disponíveis, podem ser utilizados critérios de desempenho e segurança menos restritivos, devidamente fundamentados em análise técnica ou
técnico-econômica e previamente submetidos ao CMSEe à ANEEL nas seguintes situações excepcionais:
(a) cenários energéticos desfavoráveis, conforme avaliações eletroenergéticas conduzidas pelo ONS no âmbitodo planejamento da operação energética;
(b) restrições do sistema de transmissão, como aqueles decorrentes de topologia incompleta, em especial relacionadas à integração de sistemas elétricos isolados ao SIN;
(c) atendimento a cargas por meio de sistemas de transmissão radiais singelos ou de um único transformador; e
(d) situações conjunturais decorrentes de indisponibilidades de grandes troncos de transmissão.
2.2.4.2. Níveis de tensão
1.3.6.1.9. A tensão admissível a ser observada nos estudos elétricos para as condições operativas normal e sob contingências encontra-se na Tabela 1.
Tabela 1 – Tensão admissível entre fases a 60 Hz
Tensão nominal de operação(1)
Condição operativa
normal
Condição operativa sob contingências
(kV) (kV) (pu)(2) (kV) (pu)(2)
< 230 ─ 0,95 a 1,05 ─ 0,90 a 1,05
230 218 a 242 0,95 a 1,05 207 a 242 0,90 a 1,05
345 328 a 362 0,95 a 1,05 311 a 362 0,90 a 1,05
440 418 a 460 0,95 a 1,046 396 a 460 0,90 a 1,046
500 500 a 550 1,00 a 1,10 475 a 550 0,95 a 1,10
525 500 a 550 0,95 a 1,048 475 a 550 0,90 a 1,048
765 690 a 800 0,90 a 1,046 690 a 800 0,90 a 1,046
(1) Valor eficazde tensão pelo qual o sistema é designado.
(2) Valores em pu tendo como base a tensão nominal de operação.
1.3.6.1.10. Os limites de tensão em barras da Rede Básica associadas ao acesso dos agentes de distribuição ou dos consumidores podem ser ajustados para atender às suas necessidades, desde
que:
não seja afetado o desempenho do SIN;
sejam respeitadas as limitações específicas dos equipamentos, principalmente com relação à ultrapassagem dos limites superiores das faixas admissíveis; e
haja anuência do agente de transmissão envolvido.
2.2.4.3. Limites para controle de potência reativa
1.3.6.2.1. Os limites de geração e absorção de potência reativa e de tensão terminal considerados nos estudos são definidos pelas curvas de capacidade das unidades geradoras e dos
compensadores síncronos. Na ausência dessas informações, devem ser utilizados os limites de tensão terminal e de geração e absorção de potência reativa estabelecidos no Submódulo 2.10 –
Requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de transmissão.
1.3.6.2.2. O número de unidades geradoras consideradas em operação deve ser compatível com as restrições operativas de cada unidade.
1.3.6.2.3. Os limites dos compensadores estáticos considerados nos estudos devem ser definidos por suas curvas características.
1.3.6.2.4. Para unidades geradoras eólicas e fotovoltaicas, devem ser observadas as faixas de fator de potência estabelecidas conforme Submódulo 2.10.
1.3.6.2.5. Caso as centrais geradoras sejam indicadas para prestar serviço ancilar de suporte de potência reativa, além dos requisitos estabelecidos no Submódulo 2.10, deve ser observado o
Contrato de Prestação de Serviços Ancilares (CPSA) firmado entre o agente e o ONS, conforme o Submódulo 8.1 – Administração dos Contratos.
2.2.4.4. Limites de carregamento de capacitores série
1.3.6.3.1. Capacitores série fixos ou variáveis só podem ser submetidos a sobrecargas no máximo iguais àquelas garantidas pelos fabricantes e informadas pelos agentes.
1.3.6.3.2. Na falta dessas informações, devem ser utilizados os valores indicativos constantes na Tabela 7 do Submódulo 2.6 – Requisitos mínimos para subestações e seus equipamentos.
2.2.4.5. Limites de carregamento de novos equipamentos (linhas de transmissão, transformadores e autotransformadores)
1.3.6.4.1. Para novas linhas de transmissão, transformadores e autotransformadores a serem incorporados ao SIN, devem ser utilizadas as capacidades operativas de longa e de curta duração
definidas no processo de outorga.
1.3.6.4.2. No processo de elaboração do PAR/PEL, quando são consideradas obras ainda sem outorgas definidas, as capacidades operativas consideradas devem ser as provenientes dos estudos
de planejamento da expansão e/ou dos editais de licitação. Na falta dessas informações, devem ser utilizados valores definidos a partir da metodologia estabelecida na regulamentação [2].
1.3.6.4.3. Os critérios relacionados aos limites de carregamento de linhas de transmissão, transformadores e autotransformadores estão estabelecidos conforme [3]
Critérios para estudos de sistemas de corrente contínua (CC)
2.2.5.1. Aspectos gerais
1.3.7.1.1. Os estudos referentes aos elos CC devem verificar se o chaveamento dos bancos de filtros e/ou capacitores ou reatores não ocasiona,nas barras retificadora e inversora, variações de
tensão CAsuperiores a 3% da tensão nominal de operação na frequência fundamental.
1.3.7.1.2. Esse limite da variação da tensão CA deve ser observado inclusive na operação com a menor relação de curto-circuito (SCR), como por exemplo, nas condições de carga leve ou mínima
do SIN com potência nominal no elo CC e carga local baixa, com a rede externa em contingência simples.
2.2.5.2. Modos de operação dos elos CC
1.3.7.2.1. As perdas resultantes de cada um dos modos de operação dos elos CC devem ser avaliadas.
1.3.7.2.2. A tensão CA nas subestações inversora e retificadora e na região sob análise deve se manter dentro dos limites estabelecidos na Tabela 1.
1.3.7.2.3. Na análisedos modos deoperação dos elos CC,devemser respeitadas as diretrizes,decorrentes do desempenho harmônico mínimo exigido do elo, ou seja,chaveamentodos bancos
de filtros e de compensação reativa, de acordo com a configuração de operação e potência transmitida.
2.2.5.3. Tensão CC de operação
1.3.7.3.1. A operação do sistema CC com tensões de operação nominal e reduzida, esta última se permitida pelo projeto da instalação, devem ser avaliadas com o objetivo de verificar se o
desempenho do sistema CA/CC/CA é satisfatório com a compensação reativa disponível.
2.2.5.4. Transformadores conversores
1.3.7.4.1. O desempenho do sistema CA/CC/CA e de sua compensação reativa deve ser avaliado em toda a faixa disponível de variação dos tapes dos transformadores conversores dos terminais
retificador e inversor e em todas as condições de operação do sistema CC.
2.2.5.5. Compensação e balanço de potência reativa
1.3.7.5.1. A absorção e geração de potência reativa do sistema CCdeve ser analisada em diversas condições de operação,como por exemplo, operação bipolar, monopolar, com tensão normal
e com tensão reduzida.
2.2.5.6. Controle do sistema CC
1.3.7.6.1. A operação do elo CC em controle de potência e/ou corrente deve ser analisada para as condições possíveis de operação, de acordo com o projeto do elo, tanto para tensão CC nominal
como para tensão reduzida, caso disponível. Nesta análise deve também ser consideradas as faixas de operação informadas ao ONS para o ângulo de disparo do terminal retificador e para o ângulo
de extinção do terminal inversor.
2.3. Estudos de curto-circuito
Considerações gerais
1.3.8.1. Os estudos de curto-circuito dão subsídios para:
(a) o cálculo de equivalentes da rede;
(b) o dimensionamento elétrico e mecânico de disjuntores,chaves seccionadoras, barramentos, linhas de transmissão, transformadores, aterramento de instalações e outros equipamentos;
(c) a especificação de transformadores de corrente, bobinas de bloqueio e sistemas de proteção; e
(d) os estudos relativos ao ajuste e coordenação da proteção.
1.3.8.2. Os dados de rede para os estudos de curto-circuito são os constantes no banco de dados do ONS e complementados pelas informações dos agentes, obtidos conforme estabelecido no
Submódulo 3.12 – Estudos de curto-circuito.
1.3.8.3. A ferramenta computacional utilizada nesses estudos – Modelo para análise de curto-circuito – está apresentada no documento de metodologia deste submódulo.
Premissas
1.3.9.1. A fim de que sejam obtidas as correntes máximas de curto-circuito, considera-se o sistema em regime subtransitório (X"d) na configuração estabelecida para o horizonte de estudo e com
todos os componentes em operação.
1.3.9.2. As reatâncias de sequência positiva e zero das unidades geradoras e dos compensadores síncronos devem ser representadas pelos seus valores subtransitórios saturados.
1.3.9.3. As usinas eólicas devemser representadas nos estudos decurto-circuito,tendo como referência a tecnologia empregada nos aerogeradores e nos valores decorrente decontribuição para
curtos-circuitos correspondentes.
1.3.9.4. A contribuição dos elos CC e dos conversores estáticos para corrente de curto-circuito não deve ser considerada.
1.3.9.5. Os estudos para verificar a superação de capacidade dos disjuntores devem ser realizados para a corrente de interrupção simétrica.
Critérios
1.3.10.1. Os estudos para verificação da variação dos níveis de curto-circuito (monofásico, trifásico ou bifásico-terra) devem comparar quantitativamente a configuração do sistema atual com
aquela um ano à frente.
1.3.10.1.1. Dessa comparação, obtém-se a indicação:
(a) de barras comvariação dos níveis de curto-circuito (monofásico, trifásico ou bifásico-terra) igual ou superior a +30% ou, igual ou inferior a -30%; e
(b) de barras comvariação dos níveis de curto-circuito (monofásico, trifásico ou bifásico-terra) igual ou superior a +10% ou, igual ou inferior a -10%, a fim de indicar as eventuais alterações nos ajustes
de proteção, destacando quais são as barras de fronteira, visando à elaboração pelos agentes do Plano Anual de Reajustes das Proteções de Fronteira, conforme Submódulo 6.13.
1.3.10.2. O nível de curto-circuito na barra deve ser comparado com o menor valor da capacidade de interrupção simétrica dos disjuntores do barramento, para curto monofásico, trifásico e
bifásico-terra.
1.3.10.3. Nas situações em que essa comparação atinge no mínimo 100%, deve ser efetuado um estudo mais detalhado, definido como estudo de corrente passante, com o objetivo de identificar
a efetiva corrente que passa pelo disjuntor.
1.3.10.3.1. Caso a relação entre a corrente passante e a capacidade de interrupção simétrica do respectivo disjuntor atinja um valor igual ou superior a 100%, o disjuntor deve ser considerado
em estado “superado”. Se essa relação atingir um valor igual ou superior a 90% e inferior a 100%, o disjuntor é considerado em estado de “alerta”.
2.4. Estudos de estabilidade eletromecânica
Premissas para estudos de sistemas de corrente alternada (CA)
1.3.10.4. As condições de carga, geração e configuração do sistema a serem utilizadas como condições iniciais nos casos de análise de estabilidade eletromecânica devem ser aquelas que
caracterizem condições normais e de Rede Incompleta em regime permanente para carga pesada, média, leve e mínima.
1.3.10.5. Simulações para abertura intempestiva de elementos do sistema sem curto-circuito prévio e/ou com a aplicação de curto-circuito monofásico devem ser realizadas.
1.3.10.6. Em função da contingência analisada, deve ser considerada a atuação dos sistemas de proteção e SEP relevantes para o desempenho do sistema elétrico.
1.3.10.7. Para definição de SEP, os estudos de estabilidade eletromecânica devem ser realizados para os eventos estabelecidos na etapa de definição do escopo do estudo, considerando como
referência as seguintes situações:
(a) falta na barra com atuação correta da proteção;
(b) falta na barra com falha de disjuntor;
(c) falta em linhas de transmissão que compartilhem a mesma torre ou a mesma faixa de passagem, seguida da abertura de ambos os circuitos;
(d) falta em circuitos, duplos ou não, com falha de disjuntor;
(e) perda de todas as seções de barra de um mesmo nível de tensão; e
(f) perda de uma interligação elétrica que provoque a abertura de outras interligações.
1.3.10.8. Em estudos de estabilidade eletromecânica, deve-se verificar a necessidade do emprego e/ou do ajuste das proteções para perda de sincronismo, no intuito de promover o bloqueio ou
a permissão de atuação seletiva dos equipamentos de manobra. Assim, é possível minimizar os reflexos de distúrbios sobre o sistema que provoquem colapso de tensão ou instabilidade entre as
áreas decorrentes da perda parcial ou total de interligações elétricas.
1.3.10.9. A modelagem do sistema deve atender aos seguintes aspectos:
geradores termoelétricos: devem ser representados pelo modelo de máquina de polos lisos, com saturação e enrolamentos amortecedores;
geradores hidroelétricos: devem ser representados pelo modelo de máquina de polos salientes, com saturação e enrolamentos amortecedores;
usinas de pequeno porte, com potência nominal inferior a 100 MW: podem ser representadas pelo modelo clássico ou simplesmente não ser representadas. Exceções podem ocorrer quando se
estiver analisando o desempenho dinâmico de áreas ou subsistemas de proporções menores, quando pode ser necessária a modelagem de usinas de porte inferior ao valor aqui referenciado;
novas usinas sem dados suficientes para a devida modelagem nos estudos: devem ser utilizados valores típicos e modelos de máquinas similares;
reguladores de tensão e de velocidade e sinais adicionais estabilizantes: devem ser modelados em todas as máquinas representadas, com exceção do regulador de velocidade das máquinas térmicas
com constantes de tempo superiores ao tempo de simulação do estudo;
limitadores de reguladores com constantes de tempo inferiores ao tempo de simulação e dispositivos que ativam e desativam os sinais estabilizadores adicionais devem ser sempre modelados;
sistemas de excitação: devem ser representados comsuas limitações relevantes;
cargas: devem ser representadas da maneira mais realista possível, por modelos estáticoou dinâmico, lineares ou não lineares, a depender dos dados disponíveis;
sistemas CC: devem ser representados com base nas premissas para estudos de sistemas de corrente contínua (CC);
equipamentos Flexible AC Transmission System (FACTS):devem ser representados com seus controles principais; e
usinas eólicas e fotovoltaicas: devem ser representadas as usinas cujas as malhas de controle atuam com constantes de tempo compatíveis com as dinâmicas associadas aos fenômenos
eletromecânicos.
proteções de distância, de sobretensão, de perda de sincronismo e SEP, como Esquemas Regionais de Alívio de Carga (ERAC) e Esquemas de Corte de Geração (ECG) devem ser considerados quando
pertinentes à análise.
1.3.10.10. Caso existam, na base de dados do ONS, valores de temporização para início da atuação do limitador de sobre-excitação das unidades geradoras e dos compensadores síncronos
superiores ao tempo de simulação usualmente utilizado, da ordem de 15 segundos, pode-se fazer uma avaliação do desempenho do sistema, considerando a atuação do limitador depois de 5
segundos e deve-se informar a temporização utilizada na determinação das restrições elétricas.
1.3.10.11. Se não houver informações para representação da carga em função da tensão, deve-se representá-la como 50% de potência constante, 50% de impedância constantepara parte ativa e
100% de impedância constante para parte reativa.
1.3.10.12. Na ausência de valores de amortecimento da carga coma frequência, utiliza-se uma constante de 1,0 pu/pu na modelagem dos reguladores de velocidade e turbinas.
1.3.10.13. Os tempos de isolamento do defeito devem ser obtidos com base nos tempos de manobra dos elementos que dependem do arranjo físico da subestação e do tempo de atuação da
própria proteção.
1.3.10.14. Os tempos indicativos de eliminação do defeito são apresentados na Tabela 2 e devem ser utilizados apenas quando não houver informação disponível no banco de dados do ONS.
1.3.10.15. Caso haja necessidade de elaborar estudos específicos, o ONS solicita aos agentes os dados de tempo de eliminação de defeitos.
Tabela 2 – Tempos indicativos de eliminação de defeitos
Tensão nominal de operação(1) Tempo de eliminação (ms)
(operação dos relés + abertura do disjuntor)
(kV) Sem falha do disjuntor Com falha do disjuntor
765 80 200
525 100 250
500 100 250
440 100 250
345 100 400
230 150 500
138 150 500
138(2) 450 750
88(2) 450 750
Tensão nominal de operação(1) Tempo de eliminação (ms)
(operaçãodos relés + abertura do disjuntor)
(kV) Sem falha do disjuntor Com falha do disjuntor
69(2) 800 1000
(1) Valor eficaz de tensão pelo qual o sistema é designado.
(2) Sem teleproteção.
1.3.10.16. Os dispositivos de proteção do banco de capacitores série não devem atuar para faltas externas, exceto para faltas que sejam eliminadas em tempo superior ao tempo máximo de
eliminação da falta sem falha dodisjuntor.
1.3.10.17. Para representação adequada da ocorrência de by-pass do banco de capacitores série, devem ser consideradas as características específicas e a atuação da proteção de cada banco,
informadas pelo agente de transmissão.
1.3.10.18. O capacitor série deve ser representado conforme descrito a seguir e detalhado em [4]:
reatância nula:quandohá by-pass monofásico com curto-circuito monofásico ou by-pass trifásico; ou
2/3 da reatância nominal: quando há by-pass monofásico sem curto-circuito monofásico próximo.