1.3.16.3.3. Para tempos inferiores a 10 ciclos da frequência fundamental, o valor das tensões transitórias não deve ser superior ao nível de isolamento dos equipamentos, com uma margem de segurança de 15%. Critérios para os reatores em derivação 2.6.4.1. Suportabilidade a sobretensões de manobra 1.3.16.3.4. Durante as manobras, os reatores em derivação podem ser submetidos a sobretensões no máximo iguais àquelas garantidas pelos fabricantes e fornecidas pelos agentes. 1.3.16.3.5. Na falta dessa informação, devem ser utilizados os valores indicativos apresentados na Tabela 6. Tabela 6 – Valores indicativos de sobretensões de manobra admissíveis para reatores em derivação Tensão (pu)(1) Tensão (pu)(2) Tempo (s) 2,0 2,10 0,1667 1,82 1,91 0,3333 1,50 1,57 1,667 1,40 1,47 3,6 1,05 1,10 Regime (1) Valores em pu para tensão base de 230, 345, 440 e 525kV. (2) Valores em pu para tensão base de 500kV. 1.3.16.3.6. Para tempos inferiores a 10 ciclos da frequência fundamental, o valor das tensões transitórias não deve ser superior ao nível de isolamento dos equipamentos, com uma margem de segurança de 15%. Critérios para os bancos de capacitores em derivação 1.3.17.1. Os transitórios de energização de capacitores em derivação não devem afetar o desempenho da rede. 1.3.17.2. A manobra de energização não deve provocar operação indevida das proteções de sobrecorrente ou sobretensão. 1.3.17.3. O valor máximo da corrente de inrush não deve ultrapassar a suportabilidade dos capacitores do banco e deve estar entre os valores admissíveis para a capacidade de energização de corrente capacitiva dos disjuntores do banco. 1.3.17.4. A operação de para-raios convencionais decorrente da manobra do banco não deve ser admitida. Critérios para os bancos de capacitores série fixos e controlados 1.3.18.1. Nenhuma manobra pode resultar na superação da energia dissipada máxima, garantida pelo fabricante e fornecida pelo agente, para os capacitores série protegidos por varistores de óxidometálico,Metaloxidevaristor(MOV). Critérios para os disjuntores 1.3.19.1. Nas manobras com aberturas de disjuntores, devem ser respeitados os valores garantidos pelo fabricante e fornecidos pelo agente para as tensões de restabelecimento transitórias, as capacidades de interrupção referentes a cada tipo de manobra associada e o grau de assimetria da corrente de curto-circuito. 1.3.19.2. Para as manobras de abertura de linhas de transmissão em vazio, os valores de tensão pré-abertura da linha devem ser previamente determinados para a condição de operação considerada, considerando a ocorrência de curtos-circuitos fase-terra, rejeição de carga com falta na linha, sobrefrequências ou outras condições de sistema relevantes. 1.3.19.3. Os valores da tensão fase-fase pré-manobra não devem ultrapassar os limites máximos admissíveis fornecidos pelos agentes, e na ausência desses dados, devem ser considerados como limites máximos admissíveis os valores indicados na Tabela 4. Critérios para as máquinas síncronas 1.3.20.1. As máquinas síncronas encontram-se protegidas das sobretensões ocasionadas por manobras na rede devido às limitações impostas pelos equipamentos mais restritivos, como por exemplo, para-raios e transformadores. 1.3.20.2. Para máquinas síncronas eletricamente próximas ao ponto no qual é realizada a manobra, são necessárias averiguações de solicitações eletromagnéticas e mecânicas internas às máquinas. 1.3.20.3. As correntes da armadura e a tensão de campo devem ser inferiores aos valores garantidos pelos fabricantes e fornecidos pelos agentes para as sobrecargas admissíveis no tempo. 1.3.20.3.1. Na falta desses valores, para geradores de polos lisos ou rotor cilíndrico, utiliza-se o gráfico da Figura 1 para avaliar as suportabilidades para curta duração dos enrolamentos de armadura ecampo. 0 40 80 120 160 200 240 0 20 40 60 80 100 120 Duração máxima (s) % do valor nominal Corrente no estator Tensão de campo Figura 1 – Suportabilidade de curta-duração para geradores de polo liso [11] 1.3.20.4. A perda de vida no eixo mecânico de turbo-geradores deve ser inferior à fornecida pelo agente e na ausência dessa informação, deve ser inferior a 0,01%. Critérios para as linhas de transmissão 1.3.21.1. Em nenhum ponto da linha, o pico da tensão transitória pode ser superior ao valor utilizado no projeto da linha de transmissão para a definição do seu nível básico de isolamento. 1.3.21.1.1. O projeto deve estabelecer espaçamentos e cadeias de isoladores, entre outros parâmetros. Extinção do arco secundário 2.6.10.1. Tempomortoaté500 ms 1.3.22.1.1. O sucesso da extinção do arco secundário no religamento monopolar é caracterizado pelo valor eficaz do último pico da corrente do arco secundário (Ia) e pelo valor do primeiro pico da tensão de restabelecimento transitória (Vp) através do canal do extinto arco. 1.3.22.1.2. Caso o par de valores (Vp, Ia) esteja localizado no interior de uma curva que caracterize a zona de alta probabilidade de extinção do arco secundário, conforme Figura 2, considera-se que o religamento monopolar obteve sucesso. Primeiro Pico da TRV (kV) 0 10 20 30 40 50 60 0 50 100 150 200 Iarc(rms) Zona de Provável Extinção do Arco Figura2–Curvaindicativapara análisedaextinçãoda correntedearco secundário[12] 2.6.10.2. Tempomortosuperiora500 ms 1.3.22.2.1. Para avaliação do sucesso da extinção do arco secundário no religamento monopolar ou tripolar – este último no caso de circuitos paralelos que induzam tensões no circuito sob estudo – deve ser considerada uma curva de referência, obtida experimentalmente, que relaciona o tempo morto necessário para a extinção do arco secundário com o valor do último pico da correntedearco,conformeFigura 3. Figura 3 – Curva indicativa de tempo morto para extinção do arco secundário versus valor eficaz da corrente de arco secundário, para tensões até 765 kV [13] 1.3.22.2.2. Na utilização da curva da Figura 3, as seguintes ações devem ser adotadas: por meio das medidas de mitigação, os estudos transitórios devem viabilizar o menor tempo morto possível, limitado ao máximo de 1,25s, que correspondente a uma corrente de arco secundário de até 50A; e caso não seja possível obter correntes inferiores a 50A, no tempo morto de até 1,25s, deve ser proposto como tempo morto o tempo relacionado ao valor eficaz da corrente obtida. (1) Esse critério não se aplica a correntes de arco secundário que excedam 80A, para as quais a consequência prática é concluir pela impossibilidade de garantir a extinção do arco após o religamento. 3. PREMISSAS E CRITÉRIOS ESPECÍFICOS PARA ELABORAÇÃO DO PLANO DA OPERAÇÃO DE MÉDIO PRAZO DO SIN (PAR/PEL) 3.1. Aspectos gerais 1.4.1. A avaliação do desempenho do SIN é realizada por meio de estudos de fluxo de potência – efetuada para verificar o comportamento do sistema em regime permanente, tanto em condição normal, quanto durante contingências – e visa avaliar se os níveis de tensão nos barramentos do sistema e os fluxos de potência nas linhas de transmissão e transformadores atendem aos critérios estabelecidos neste documento. A partir dos vários cenários e pontos de operação possíveis, são também avaliados o comportamento dinâmico do SIN, frentes às possíveis contingências que podem ocorrer, sejam essas simples ou múltiplas. 1.4.2. Para os dois primeiros anos do PAR/PEL, as análises tem o foco operativo e consistem em apontar soluções e/ou medidas operativas, tais como: a necessidade de instalação de Sistemas Especiais de Proteção (SEP), alterações na configuração da rede ou o despacho de geração térmica por restrições elétricas, caso a solução estrutural definida pelo planejamento da expansão ainda não esteja disponível plano de operação de médio prazo do SIN. 1.4.3. No que se refere aos três últimos anos do PAR/PEL, a análise é voltada à adequação do cronograma de obras, ou seja, identificar quais empreendimentos que, já determinados pelo planejamento da expansão, devem sofrer alteração da data de necessidade ou até mesmo uma recomendação para a EPE definir uma nova solução estrutural. 1.4.4. Os critérios e premissas relacionados a seguir diferenciam o PAR/PEL dos demais processos de mais curto prazo do ONS por seu viés maior à busca e análise de soluções estruturais. 1.4.5. Para as instalações estratégicas, é dado ênfase à análiseda disponibilidade adequada de equipamentos de reserva de forma a garantir a segurança do SIN. 3.2. Critério de perda dupla ou múltipla 1.5.1. Além do atendimento ao critério (N-1), na análise de contingências, devem ser consideradas: perdas duplas de circuitos de transmissão da rede de operação que compartilhem estruturas ou faixa de passagem; perdas duplas de circuitos de transmissão da rede de operação que atravessem regiões onde haja ocorrência de fenômenos naturais e/ou queimadas que possam atingi-las; e perda de bipolo de corrente contínua. 1.5.2. Caso as perdas duplas, citadas no item anterior 3.2.1, acarretem corte de carga, em situações como de instabilidade de potência, frequência ou tensão em uma região, e a atuação de SEP não evite a perda de carga, o PAR/PEL deve indicar a necessidade ou propor solução estrutural que elimine o problema que, conforme descrito, é de grande impacto para a segurança do SIN. 1.5.3. Caso as perdas duplas, citadas no item 3.2.1, acarretem corte de carga e a atuação de SEP evite a perda de carga, o ONS deve indicar a instalação do referido SEP. Nesse caso, os estudos do PAR/PEL devem proceder análise envolvendo custos, benefícios, segurança, riscos e cenários eletroenergéticos,podendo resultar em indicação de necessidade ou proposição de solução estrutural para eliminar o SEP e o problema. 1.5.4. Casoas consequências dasperdasduplas,citadasno item 3.2.1,serestrinjam a sobrecargas em linhas detransmissão,equipamentos e/ou violações nos níveis detensão,sem provocar corte de carga por atuação automática de proteção, devem ser adotadas medidas operativas ou adoção dos SEP, de modo a minimizar as consequências dessas contingências. 3.3. Critério de máxima variação de tensão 1.6.1. A ocorrência de contingências não pode provocar variações de tensão superiores a 10% da tensão nominal de operação nas barras de Rede Básica em que haja acesso de agentes de distribuição ou de consumidores. 3.4. Critério para indicação e dimensionamento de compensação de potência reativa Aspectos gerais 1.6.1.1. Nos pontos de conexão dos agentes de distribuição e dos consumidores às instalações dos agentes de transmissão, conforme descrito no Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST), devem ser atendidas as faixas de fator de potência estabelecidas no Submódulo 2.10. 1.6.1.2. O montante de potência reativa necessário ao sistema de transmissão deve ser calculado assumindo-se a tensão nas barras de fronteira, conforme as variações máximas de tensão estabelecidas na Tabela 1. 1.6.1.3. O nível de compensação de potência reativa no sistema de transmissão necessário para um desempenho satisfatório em regime permanente nas condições de cargas mínima, leve, média e pesada deve dar suporte à saída não simultânea e permanente de qualquer dos elementos do sistema. 1.6.1.4. A proposta de instalação de reatores manobráveis de barra para fornecer recursos para o controle de tensão deve ser compatibilizada com a necessidade de implantação de reatores para agilizar a recomposição do sistema. 1.6.1.5. Os estudos de carga pesada avaliam se os reatores definidos pelos estudos de carga leve e mínima devem ser do tipo fixo ou manobrável. 1.6.1.6. Como o sistema de transmissão pode gerar ou absorver potência reativa, em função do ponto de operação, e como as cargas podem não atender aos requisitos de fator de potência, o dimensionamento da compensação de potência reativa deve prever uma reserva de potência reativa, em regime permanente e dinâmico, que permita manter a qualidade do suprimento em diferentes situações. Critério para indicação e dimensionamento de compensação de potência reativa indutiva 1.6.2.1. A compensação de potência reativa indutiva, relacionada com o dimensionamento dos requisitos de compensação indutiva para o controle da tensão em regime permanente, deve atender aos níveis máximos de tensão apresentados na Tabela 1. 1.6.2.2. A compensação de potência reativa indutiva, relacionada a novas linhas de transmissão, tem como finalidade controlar as sobretensões no sistema, provenientes das manobras de energização ou decorrentes da rejeição de carga envolvendo essas linhas. Para avaliar os requisitos de compensação relacionados devem ser considerados os aspectos descritos nos itens a seguir. 1.6.2.2.1. A necessidade de compensação de potência reativa deve ser avaliada a partir da simulação de energização de uma linha de transmissão com redes completa e incompleta. 1.6.2.2.2. Para energização com rede completa, devem ser considerados os três patamares de carga: pesada, intermediária e leve. 1.6.2.2.3. Após o chaveamento de uma linha de transmissão, a variação de tensão no terminal emissor deve ser inferior ou igual a 5% da tensão no mesmo terminal antes da manobra. 1.6.2.2.4. Os níveis de tensão no terminal emissor antes da energização devem ser iguais ou inferiores aos valores apresentados na Tabela 1. Os níveis de tensão no terminal aberto, após manobra, devem ser iguais ou inferiores aos valores apresentados na Tabela 4 e devem considerar as limitações dos equipamentos existentes, informados pelos agentes. 1.6.2.2.5. A energização de uma linha de transmissão com tensão pré-manobra no terminal emissor inferior aos valores de tensão máximos apresentados na Tabela 1 deve resultar em níveis de tensão no terminal aberto, após manobra, iguais ou inferiores aos valores de tensão máximos estabelecidos na Tabela 1. 1.6.2.2.6. Os limites de absorção de potência reativa nas unidades geradoras e compensadores síncronos não devem ser ultrapassados por ocasião da energização. 1.6.2.2.7. A tensão nos terminais das máquinas, antes da energização, deve ser superior à mínima permitida para o funcionamento automático do regulador de tensão. 1.6.2.2.8. Na rejeição de carga envolvendo uma nova linha de transmissão, devem ser considerados os limites de tensão em regime permanente e as sobretensões em frequência fundamental. 1.6.2.2.9. Em regime permanente, devem ser considerados os níveis máximos de tensão apresentados na energização com rede completa. 1.6.2.2.10. A sobretensão à frequência fundamental deve ser igual ou inferior a 140% da tensão nominal do sistema para um tempo máximo de 3,6s em pontos em que existam equipamentos com elementos saturáveis e a 150% da tensão nominaldo sistema para um tempo máximo de 1,7s nos demais pontos. Tais valores estão referenciados nas Tabela 5 e Tabela 6. Critério para indicação e dimensionamento de compensação de potência reativa capacitiva em derivação 1.6.3.1. A compensação de potência reativa capacitiva em derivação, implementada usualmente por capacitores fixos ou manobráveis, tem como finalidade controlar o nível de tensão operativa, no nível de sistema, em regime permanente e promover a compensação do fator de potência das cargas, no nível de subsistema. 1.6.3.2. No dimensionamento dos requisitos de compensação capacitiva em derivação, deve-se atender aos níveis de tensão especificados na Tabela 1 e os valores de fator de potência por nível de tensão nos pontos de conexãodevem atender aos requisitos descritos no Submódulo 2.10. 1.6.3.3. A modulação dos bancos de capacitores é definida em função da máxima flutuação de tensão causada pelo chaveamento de cada estágio. 1.6.3.4. Admite-se como limite uma variação de tensão de 5% na energização e no desligamento dos estágios. Critério para indicação e dimensionamento da compensação de potência reativa capacitiva série 1.6.4.1. O grau de compensação de potência reativa capacitiva série deve ser estabelecido de tal modo que o sistema apresente desempenho adequado em regimes permanente e transitório, durante condição normal de operação e sob contingências. 1.6.4.2. A corrente nominaldos capacitores série deve ser determinada considerandoa contingência que provoque o maior carregamento na linha de transmissão compensada e a tensão mínima de operação do sistema. 1.6.4.2.1. De forma a reduzir o custodos capacitores, pode-se considerar como critério alternativo para o estabelecimento dessa corrente a seguinte capacidade de sobrecarga: 50% durante 10 minutos em um período de 2 horas; 35% durante 30 minutos em um período de 6 horas; e 10% durante 8 horas em um período de 12 horas. 1.6.4.3. O risco de ressonância subsíncrona no sistema de transmissão deve ser avaliado para o grau de compensação de potência reativa capacitiva série determinado, e caso se verifique tal possibilidade, deve-se tomar medidas para eliminar o problema. 3.5. Premissas para estudos de estabilidade eletromecânica 1.7.1. Os estudos de estabilidade eletromecânica, em regime dinâmico e em frequência industrial, visam verificar se o sistema de transmissão atinge um ponto de operação satisfatório e se as máquinas síncronas se mantêm em sincronismo durante a transição de uma condição operativa para outra, causada por alguma perturbação. 1.7.2. A estabilidade transitória éanalisada para pequenas perturbações comovariações de carga, e para grandes perturbações como contingências de elementos da rede (carga, gerador, linha de transmissão ou transformador). 1.7.3. A estabilidade dinâmica analisa o amortecimento das oscilações do sistema. 1.7.4. Em função da contingência analisada, a atuação e aplicação dos sistemas de proteção e SEP relevantes para o desempenho do sistema elétrico deve ser definida no escopo do estudo. 1.7.5. Nas análises de sensibilidades específicas para determinação dos limites de intercâmbio, as simulações de perda dupla dos circuitos e de perdas múltiplas em troncos de transmissão, descritas nos itens 2.2.2.4 e 2.2.3.1.4, devem considerar: faltas fase-terra em linhas de transmissão próximas à barra, com atuação correta da proteção após os tempos de eliminação dos defeitos (tempo de atuação do relé mais tempo de abertura do disjuntor) indicados na Tabela 2; e abertura simultânea dos circuitos envolvidos. 3.6. Premissas para os estudos de energização 1.8.1. Nos estudos de energização de linhas em regime permanente, são consideradas as configurações que resultem nas solicitações mais severas para o sistema, considerando sempre, para verificação da capacidade de absorção de potência reativa nos geradores e compensadores síncronos, o menornúmero possível de unidades geradoras em cada situação. 1.8.2. Para verificar a viabilidade de implementação da compensação de potência reativa em derivação convencional, predefinida nas análises de fluxo de potência em carga leve e pesada como tipo fixo, devem ser simuladas manobras de energização de linha de transmissão em regime permanente, a partir da subestação onde se propõe o reforço de compensação. 1.8.3. Para odimensionamentoda compensaçãode potência reativa indutiva, deveser adotada a máxima tensão possível em regime contínuo no barramentode partida da linha a ser energizada. 1.8.4. A energização de uma linha de transmissão é efetuada em ambos os sentidos, de modoa se determinar o disjuntor que deve ser fechado em primeiro lugar. 3.7. Critérios para análise de superação de equipamentos 1.9.1. Os critérios acordados entre os agentes e ONS para as análises de superação de disjuntores, chaves secionadoras, transformadores de corrente, bobinas de bloqueio e barramentos estão descritos em detalhes na referência [14]. 1.9.2. A aplicabilidade dos critérios adotados para cada tipo de equipamento sob análise é definida na Tabela 7. Tabela 7 – Critérios para análise de superação de equipamentos de alta tensão Critério Disjuntor Secionador TC Bob. de Bloqueio Barramento 1 Corrente de curto-circuito nominal X X X X X 2 Crista da corrente de curto-circuito X X X X 3 Corrente nominal X X X X X 4 Constante de tempo (X/R) X X 5 TRT X 1.9.3. A análise de superação de equipamentos de alta tensão é iniciada por meio da comparação das características nominais dos equipamentos com as solicitações de rede a elas relacionadas, conforme descritoa seguir: corrente de curto-circuito nominal versus corrente de curto-circuito passante no equipamento, obtida pelo programa de cálculode curto-circuito; valor de crista da corrente suportável versus máxima crista da corrente de curto-circuito passante pelo equipamento; corrente nominal do equipamento versus carregamento máximo que o equipamento é submetido na rede; para os disjuntores são aplicáveis os seguintes critérios adicionais: (1) constante de tempo (X/R) especificada para o disjuntorversus constante de tempo determinada para a barra da rede à qual o disjuntor está conectado. (2) em casos específicos onde há evidências operacionais de superação por TRT, a envoltória especificada para o disjuntor deve ser comparada com a TRT obtida por simulação para condição de falta terminal trifásica para o disjuntor analisado. para transformadores de corrente (TC), o critérioaplicável é a análise da saturação de núcleos de TC de proteção na condição de corrente de falta passante de máxima assimetria; e para os barramentos das subestações: (1) as correntes decarga máximas através dos mesmos deverãoserobtidas atravésdeestudosdefluxosdepotência embarramentos ecomparadas coma capacidadenominaldeprojeto, emcondição normal e sob contingência; (2) a superação por curto-circuito de barramentos deve serverificada, comparando-se a corrente máxima de curto-circuito calculada coma capacidade nominal de curto-circuito do barramento. 1.9.4. As premissas e critérios para realização dos estudos de transitórios eletromagnéticos para análise de superaçãode equipamentos se encontram nos itens 2.5 e 2.6 deste submódulo. 4. PREMISSAS E CRITÉRIOS ESPECÍFICOS PARA PROGRAMAÇÃO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA 4.1. Premissas para programação de intervenções 2.1.1. O Os estudos para a programaçãode intervenções devem adotar os critérios gerais constantes do item 2 a menos que se apliquem os critérios específicos tratados neste item. 2.1.2. No caso de intervenções em equipamentos ou linhas de transmissão nas quais, em função do próprio serviço a ser executado, se caracterizem riscos elevados de desligamentos acidentais, a análise deve considerar essa possibilidade. 2.1.3. No caso de intervenções com desligamento, deve-se verificar se, em função de fatores ambientais ou sazonais, tais como, chuva, frio, período de queimadas ou incêndios, poluição salina, existem riscos excepcionalmente elevados de desligamento intempestivo de outros elementos de transmissão, com repercussões mais severas em função da indisponibilidade do equipamento. 2.1.4. Na análise de intervenções, devem ser consideradas as seguintes contingências: perdas simples e duplas de equipamentos (linha de transmissão, transformador ou outro equipamento), conforme item 2.2.4.1.2; perda de seção de barra nas subestações envolvidas na intervenção, perda simples de linha de transmissão, transformador ou outro equipamento principal, seguida de falha de disjuntor, quando a contingência ocasionar, pelo menos, uma das consequências apontadas a seguir: (1) Instabilidade de potência, frequência ou tensão numa região geográfica (Norte, Nordeste, Sul, Sudeste e Centro-Oeste). (2) Interrupção de carga superiora 300 MW ou 30% da carga de áreas metropolitanas de capitais ou 25% da carga de um estado da federação. (3) atuação do ERAC. 2.1.5. Durante a realização de eventos de grande relevância, acontecimentos ou datas comemorativas de grande repercussão pública, de abrangência nacional, regional ou local, conforme [1], deverão ser adotados critérios diferenciados para a análise de intervenções que possamter reflexo no atendimento dos estados ou municípios envolvidos. 2.1.6. De modo a minimizar o risco de perturbações afetando os locais dos eventos, deverão ser consideradas, no mínimo, as seguintes contingências: perda de um único elemento do sistema elétrico (linha de transmissão, transformador ou outro equipamento); perda simultânea dos dois circuitos das linhas de transmissão que compartilhamas mesmas torres (circuito duplo); perda de seções de barras; e perdas múltiplas de linhas de transmissão ou de equipamentos principais, quando for identificado o risco de desligamento simultâneo dessas linhas ou equipamentos; por exemplo, devido à perda simples de linha de transmissão, transformador ou outro equipamento principal, seguida de falha de disjuntor. 2.1.6.1. Sendo identificado risco de interrupção de carga nessas contingências, a intervenção só poderá ser aprovada se for caracterizado risco de acidente com pessoas, de danificação de equipamentos ou instalações ou ainda risco iminente de desligamento intempestivo do equipamento. 2.1.7. Quando da ocorrência recente de perturbações de grande porte envolvendo determinada área, capital ou centro de carga, intervenções envolvendo linhas de transmissão ou subestações que atendama mesma área programadas para os dias subsequentes deverão ser reprogramadas, devendo-se aguardar a conclusão da análise da ocorrência. 2.1.8. No caso de intervenções programadas que implicam corte de carga, risco de corte de carga ou transferência de carga, não havendo – em função da antecedência da solicitação – tempo hábil para informar essas implicações ao agente de distribuição ou consumidor livre, de acordo com os prazos constantes no Submódulo 4.2 – Programação de intervenções em instalações da Rede de Operação, o ONS deve reprogramar a intervenção. 2.1.9. As intervenções são consideradas não compatíveis quando a análise indica que sua realização simultânea, em qualquer período de carga, leva à violação de qualquer dos critérios apresentados no item 5.3.1.1, violação essa que pode ser eliminada ou minimizada se as intervenções forem não coincidentes. 2.1.10. São consideradas incompatíveis, as intervenções cuja simultaneidade implicar: aumento das restrições de intercâmbio entre submercados de energia; e restrições de despacho mais severas do que seriam se as intervenções fossem não coincidentes, quando se tratar de usinas despachadas centralizadamente. 4.2. Critérios para programação de intervenções Critérios para aprovação de solicitações de intervenções 2.2.1.1. Uma solicitação de intervenção deve ser aprovada quando atender aos seguintes requisitos: a intervenção não deve acarretar a interrupção das cargas em regime normal de operação; o sistema deve suportar dinamicamente contingências definidas no item 2.1.4. , mesmo sendo necessária a atuação dos SEP existentes ou de esquemas que possam ser implantados temporariamente durante a intervenção, com exceção do ERAC e de outros esquemas que impliquem corte de carga; o sistema deve suportar qualquer contingência, de acordo com os critérios do item 2.1.4. , sem perda de carga, considerando os Esquemas de Controle de Emergência (ECE) existentes ou esquemas que possam ser implantados temporariamente durantea intervenção; não podem ocorrer violações, em regime, de limites operativos definidos para condição normal de operação em qualquer elemento na Rede de Operação; e na perda de um único elemento do sistema elétrico (linha de transmissão, transformador ou outro equipamento), não podem ocorrer violações dos limites operativos definidos para condição de emergência em qualquer elemento na Rede de Operação. 2.2.1.2. As intervenções que levem a violações dos requisitos definidos no item anterior 2.2.1.1. , devem ser programadas de modo a incluir o maior número de horas possível de períodos de carga leve e mínima ou finais de semana ou feriados, minimizando a perda de carga e o tempo de exposição do sistema ao risco. 2.2.1.3. A realização de uma intervenção não poderá inviabilizar a recomposição do sistema, na eventualidade de uma perturbação. 2.2.1.3.1. As intervenções de caráter inadiável, quando for caracterizado o risco de acidente com pessoas, de danificação de equipamentos ou instalações ou ainda risco iminente de desligamento intempestivo do equipamento, poderão ser autorizadas ainda que inviabilizem a recomposição do sistema. Neste caso, o ONS deverá definir, na maior brevidade possível, procedimentos alternativos que permitirão a recomposição do sistema de forma coordenada, já considerando a indisponibilidade do equipamento objeto da intervenção. 2.2.1.3.2. Quando, em função das características da rede, a indisponibilidade de um único elemento inviabilizar a recomposição de uma área, não havendo alternativas para recomposição, intervenções envolvendo essa indisponibilidade devem ser programadas, de modo a incluir o maior número de horas possível de períodos de carga leve e mínima. 2.2.1.4. As intervenções de urgência podem ser realizadas em qualquer período de carga, mas deve-se buscar realizar essas intervenções no período mais favorável para o sistema. 2.2.1.5. As intervenções que impliquem restrições de despacho de usinas em relação à programação sem restrições elétricas devem ser programadas para dias e horários em que seja minimizado o afastamento em relação às metas energéticas. Caso essa condição não seja atendida na solicitação original, cabe ao ONS propor ao agente períodos alternativos para realização do serviço. 2.2.1.6. Deve ser considerado o despacho de usinas térmicas quando o despacho for justificado por um dos seguintes critérios: evitar ou minimizar sobrecarga em equipamento da Rede de Operação, em regime normal de operação; evitar ou minimizar corte de carga em regime normal de operação; evitar ou minimizar níveis de tensão inadmissíveis em regime normal de operação; evitar o risco de sobrecarga inadmissível em equipamentos da Rede de Operação, em contingência, que possam levar a sua danificação antes que haja tempo hábil para a adoção de medidas operativas; ou evitar interrupção de carga nas contingências definidas no item 2.1.4. deste submódulo. Critérios para aprovação de solicitações de intervenções em instalações estratégicas 2.2.2.1. Em relação às instalações estratégicas classificadas como Tipos E1, E2 e E3, conforme Submódulo 2.2, deve-se limitar o número de vãos incompletos, para atender intervenções com desligamento em instalações comarranjo de disjuntor e meio, aos seguintes valores: instalação com até 5 vãos, com máximo de 1 vão incompleto; instalação com mais de 5 e até 10 vãos, com máximo de 2 vãos incompletos; e instalação com mais de 10 vãos, com máximo de 3 vãos incompletos. (1) Podem ser aprovadas intervenções que impliquem, forçosamente, operação emconfigurações que violem o critério acima, se a intervenção for imprescindível para o serviço a ser executado enão for possível a programação de intervenções distintas em períodos não coincidentes. (2) Os critérios acima poderão ser flexibilizados, por indicação do ONS, quando a análise para liberação da intervenção indicar a abertura de outro disjuntor para minimizar as consequências para o SIN nas contingências consideradas. 5. PREMISSAS E CRITÉRIOS ESPECÍFICOS PARA ANÁLISE DE PROJETO BÁSICO 5.1. Estudos de fluxo de potência em sistemas CA em regime permanente 3.1.1. Em estudos para dimensionamento de equipamentos de compensação reativa, o chaveamento de reatores ou capacitores não deve provocar variações de tensão superiores a 5% da tensão nominal de operação. 5.2. Estudos para dimensionamento das instalações em sistemas CC Estudos de definição dos parâmetros do circuito principal 3.2.1.1. Esses estudos tem por finalidade demonstrar que é possível, em regime permanente, transmitir os valores de potência determinados pela especificação técnica, desde a potência mínima até a potência máxima, para as condições de frequência e de tensão CAnas extremidades retificadora e inversora, dentro das faixas operativas da Rede Básica, com a potência de curto-circuito nas estações terminais dentro da faixa especificada e a tensão nominal CC dentro da tolerância prevista. Essa demonstração compreende a operação em todos os modos operativos descritos no Submódulo 2.8. 3.2.1.2. Os estudos, ao considerar as variações possíveis dos parâmetros e dos dados de entrada, determinam a faixa de tapes necessária para os transformadores conversores e definem as tensões e correntes máximas as quais ficamsubmetidas as válvulas e os demais equipamentos. 3.2.1.3. Considera-se como dados de entrada: a resistência total máxima da linha de transmissão CC especificada, corrigida pela transmissora para a temperatura de operação do elo CC e as resistências das linhas do eletrodo e do eletrodo em cada uma das estações terminais, retificadora ou inversora. 3.2.1.4. Os seguintes parâmetros decontroledevem ser considerados:os valores deângulo dedisparo (nominal,máximo emínimo),os valores deângulo deextinção (nominal,máximo emínimo) e o valor percentual permitido para variação da tensão CC polo-terra no inversor, para cada tape do transformador da conversora. 3.2.1.5. Devem ser consideradas as tolerâncias de projeto/fabricação dos transformadores conversores, On Load Tap Changers (OLTC), que se refletem no valor da reatância de comutação (∆dx em %), a tolerância de medição de tensão (∆Ud em % de Ud medido), o erro de medição do ângulo de disparo (graus elétricos), o erro de medição do ângulo de extinção (graus elétricos) e o erro de medição no transformador de potencial da barra CA (% de UdioN). 3.2.1.6. Deve ser considerada a eventual necessidade de utilização de filtros Power Line Carrier (PLC), que pode afetar o valor a ser especificado para a reatância de comutação (dxn). 3.2.1.7. Devem ser apresentadas tabelas para variações de potência no retificador (Pd), em degraus de 10%, com as seguintes informações: corrente CC (Id -A); tensão CCno retificador (UdR-kV); tensão CCno inversor (UdI-kV); tensão em vazio ideal no retificador por ponte de seis pulsos (Udi0R-kV); tensão em vazio ideal no inversor por ponte de seis pulsos (Udi0I-kV); potência CC no retificador (PdR-MW); consumo de reativos no retificador (QR-Mvar); ângulo de disparo (α-grau); ângulo de extinção (ɣ-grau); ângulo de comutação no retificador (µR-grau); ângulo de comutação no inversor (µI-grau); potência CC no inversor (Pdl-MW); consumo de reativos no inversor (Ql-Mvar); e consumo dos tapes dos transformadores conversores no retificador e inversor. 3.2.1.8. Caso utilizado tecnologias não convencionais, deve ser disponibilizado ao ONS, em conjunto com o relatório de circuito principal, uma ferramenta computacional (programa ou planilha) que possa ser utilizada para verificação do cálculo dos parâmetros do circuito principal. Estudo de balanço de potência reativa 3.2.2.1. Esse estudo tem por finalidade demonstrar o atendimento aos requisitos estabelecido Submódulo 2.8. 3.2.2.2. Os resultados do estudo devem indicar a estratégia e a modularização dos bancos e sub-bancos dos filtros, capacitores e reatores a serem utilizadas para controlar o intercâmbio de reativos com o sistema CA, considerando o consumo de reativos pela estação conversora e o esquema de chaveamento dos equipamentos de compensação reativa, durante o ciclo diário de carga, para toda a faixa de potência operativa, incluindo sobrecarga de qualquer natureza, e para todos os modos de operação estabelecidos no Submódulo 2.8. 3.2.2.3. Deve ser demonstrado que não ocorrem variações de tensão no sistema CAsuperiores a 3,0% como consequência de chaveamentos, considerando as configurações da rede completa ou incompleta, atuais ou futuras, para todos os níveis de carga e todos os cenários de fluxo de potência, e que a perda intempestiva do maior banco não causa falha de comutação, em especial no lado inversor. 3.2.2.4. Devem ser atendidos critérios adicionais aos dispostos nos Procedimentos de Rede, caso estejam definidos na especificação técnica, como por exemplo, limites de intercâmbio de potência reativa e envoltórias de sobretensões temporárias máximas. 3.2.2.5. Os dados de entrada considerados são os resultados docálculo do circuito principal conforme descrito no item 6.2.1. 3.2.2.6. Os resultados deste estudo devem ser considerados noprojetodos filtros e na definição do controle básico doelo CC. 3.2.2.7. O relatório com os resultados do estudo deve apresentar as informações sob a forma de tabelas P (potência transmitida) e Q (consumo da conversora, potência reativa fornecida pelos filtros e intercâmbio com o sistema CA), em função das tensões CA máxima, mínima e nominal, consumo de reativos máximo, mínimo e nominal pela conversora (função de alfa, dx etc.), de forma a permitir a análise da conformidade dos resultados em relação aos requisitos. 3.2.2.8. Deve ser fornecida uma tabela contendo a sequência de chaveamento dos elementos de compensação reativa em função da potência transmitida e também da necessidade de chaveamento em função do desempenhoharmônico. Estudo de sobretensões à frequência fundamental 3.2.3.1. Esse estudo tem por finalidade identificar as sobretensões de manobra dos bancos de capacitores e filtros, rejeição de carga, bloqueio dos conversores, oscilações dinâmicas da rede CA e os meios para limitar estas sobretensões aos valores requeridos. 3.2.3.2. Os estudos devem demonstrar que o desligamento dos filtros e capacitores, após bloqueio da conversora, será possível e suficiente para redução das sobretensões no sistema CA em níveis aceitáveis. 3.2.3.3. Devem ser avaliadas configurações do sistema CA com diferentes níveis de curto-circuito e de carga nos horizontes do planejamento e da operação. 3.2.3.4. Devem ser consideradas as variações do número de máquinas na área do sistema coletor e as diferentes situações de staging do empreendimento. 3.2.3.5. Devem ser investigados os aspectos relativos à possível autoexcitação das unidades geradoras. 3.2.3.6. Os estudos também contribuem para demonstrar que a modularização adotada para os filtros e bancos de capacitores atende aos requisitos estabelecidos no Submódulo 2.8, no que diz respeito ao impacto no sistema CA (variação de tensão, intercâmbio de reativos e fator de potência nas estações conversoras). Estudo de desempenho dinâmico (Dynamic Performance) 3.2.4.1. Esse estudo tem por finalidade demonstrar que o controle projetado, mesmo com ajustes preliminares, é estável para as condições operativas previstas, incluindo as mudanças entre os modos de operação disponíveis. 3.2.4.2. O estudo deve também demonstrar que os requisitos relacionados ao tempo de recuperação do elo CC, após a aplicação de defeito e aqueles relacionados à minimização da ocorrência de falhas de comutação, foram atendidos. 3.2.4.3. O estudo tem por finalidade secundária identificar as ressonâncias, em frequências de baixa ordem, que possam demandar a utilização de filtros adicionais para atender aos padrões de desempenho harmônico definidos no Submódulo 2.8. 3.2.4.4. As avaliações devem compreender bloqueios de bipolo, perdas de geração, faltas na linha de transmissão CC e início/eliminação de faltas na linha de transmissão CA. Os resultados permitem avaliar o envelope de sobretensões temporárias às quais ficam sujeitas as estações conversoras. 3.2.4.5. Considera-se como dados de entrada: os resultados do estudo que definiu o circuito principal, a modularização de filtros e a compensação reativa definida nos estudos de balanço de potência reativa, os lugares geométricos de impedância harmônica, que representam a rede CA e que resultam no equivalente em frequência, e o nível de curto-circuito mínimo operativo compatível com a faixa de potência transmitida. 3.2.4.6. A rede CA na etapa de concepção do projetobásico pode ser representada por um equivalente em frequência, localizado na barra terminalda conversora, representando corretamente os níveis de curto-circuito e as ressonâncias harmônicas. As simulações devem ser realizadas por uma ferramenta computacional, do tipo PSCAD ou similar, considerandoum sistema de controle com ajustes preliminares. 3.2.4.7. Em caso de utilização de bancos de capacitores e/ou de filtros, o estudo deve demonstrar que a abertura intempestiva do maior banco, mesmo para as condições mais degradadas da rede CA, não deve causar falhas de comutação no elo CC. 3.2.4.8. Deve ser realizado o detalhamento do estudode desempenho dinâmico, conforme descrito no item 6.2.9.1. Estudos de sobrecorrentes transitórias em válvulas e outros equipamentos 3.2.5.1. Esse estudo tem por finalidade demonstrar que as válvulas tiristoras e os demais equipamentos em série estão adequadamente dimensionados para suportar as solicitações transitórias advindas dos curtos-circuitos,aplicados emqualquer localização,pelotempomáximo necessárioa sua eliminação,como por exemplo,pela abertura dodisjuntor dos transformadores conversores. 3.2.5.2. No caso de abertura do disjuntor dos transformadores conversores, deve ser avaliado o impacto da falha da abertura do disjuntor pela proteção principal, considerando a abertura pela proteção de retaguarda. 3.2.5.3. O estudo deve abranger solicitações impostas aos equipamentos conectados à barra CA, aos transformadores conversores, às válvulas de tiristores, aos equipamentos conectados à barra CC e aos equipamentos conectados à barra de neutro. 3.2.5.4. Devem ser avaliadas as solicitações impostas às conversoras, advindas de faltas aplicadas nos equipamentos localizados na casa de válvulas, incluindoas buchas de parede. 3.2.5.5. Considera-secomodados deentrada:ovalorda potência decurto-circuito,definida para aaquisiçãodos disjuntores dopátioCAdas subestações terminais,eos parâmetros definidos pelo cálculo do circuito principal, principalmente a reatância dos transformadores conversores. 3.2.5.6. Devem ser apresentadas a avaliação dos seguintes tipos de falta: curto-circuito na válvula; curto-circuito através da ponte de 6 pulsos; curto-circuito através da ponte de 12 pulsos; curto-circuito polo-neutro após o reator de alisamento; curto-circuito polo-terra antes do reator de alisamento; curto-circuito bifásico, em local entre o transformador conversor e a válvula; curto-circuito trifásico, em local entre o transformador conversor e a válvula; curto-circuito para a terra: (1) no lado CA da válvula na ponte ∆; (2) no lado CA da válvula na ponte Y; (3) na barra entre as pontes de 6 pulsos; (4) no neutro do transformador Y; e (5) na conexão aopolo. Estudo de coordenação de isolamento 3.2.6.1. Esse estudo tem por finalidade estabelecer as bases para definição dos níveis de isolamentodas conversoras e equipamentos exteriores e a aplicação de para-raios para os pátios CA e CC, atendendo aos requisitos estabelecidos Submódulo 2.8. 3.2.6.2. As sobretensões nas estações conversoras são causadas por fontes consideradas externas e internas. As fontes externas são as operações de manobra, faltas a terra, eliminação de defeitos, descargas atmosféricas, oscilações dinâmicas da rede CA e rejeição de carga, e as fontes internas são as faltas a terra, curto-circuitos e falhas de controle, dentro do escopo de suprimento próprio do elo CC. 3.2.6.3. O estudo de coordenação de isolamento deve considerar as máximas sobretensões de manobra, bem como as máximas sobretensões produzidas por descargas atmosféricas que possam se propagar até os equipamentos. 3.2.6.4. Devem ser consideradas as configurações do elo CC e topologias das redes CA advindas de todos os modos de operação definidos Submódulo 2.8, bem como definir os níveis de isolamento para os pátios CA e CC, a quantidade e a localizaçãode todos os para-raios, e as respectivas correntes de coordenação e capacidade de dissipação de energia.
RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.112, DE 11 DE FEVEREIRO DE 2025 (parte 4 de 38)
Publicado no Diário Oficial da União, seção 1, em , página 47. Órgão: Ministério de Minas e Energia — AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Todos os atos de 21/02/2025