RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.112, DE 11 DE FEVEREIRO DE 2025 (parte 5 de 38)

3.2.6.5. Considera-se como dados de entrada: os valores de tensão máxima de operação CC e CA, o valor da tensão ideal CC em vazio por conversor de 6 pulsos (Udio nominal e Udio máxima
possível considerando os limitadores e os erros de medida), a relação de transformação dos transformadores conversores, a faixa de tapes dos transformadores conversores, os degraus de cada
tape, a reatância de comutação (dx) e as correntes CC (nominal e máxima incluindo sobrecarga se houver) definidas no cálculo do circuito principal.
3.2.6.6. O relatório com os resultados do estudodeve apresentar as seguintes informações:
dados de todos os para-raios, incluindoas curvas de descarga máxima e mínima (8x20 µs, 30x60 µs, frente íngreme etc.);
número de colunas e a capacidade de dissipação de energia;
níveis de proteção e a respectiva corrente para frente íngreme (STIPL-kV, ISTIPL-kA);
impulso de manobra (SIPL-kV, ISIPL-kA);
impulso atmosférico (LIPL-kV, ILIPL-kA); e
nível adotado para o disparo protetivo (PF).
3.2.6.7. O relatório deve ainda explicitar em uma tabela, a margem de proteção utilizada para cada para-raio, apresentando os valores de SIPL, LIPL e os valores de suportabilidade a impulso
atmosférico (LIWL) e suportabilidade a impulso de manobra (SIWL).
3.2.6.8. Os para-raios dos filtros devem ser objetode dimensionamento, podendo ser apresentado em relatório a parte.
Estudos de desempenho dos filtros CA
3.2.7.1. O estudo deve observar o atendimento aos requisitos apresentados no Submódulo 2.8, com o objetivo de garantir o desempenho harmônico adequado do projeto de filtros, respeitando
os limites de distorção harmônica individual e total, estabelecidos no Submódulo 2.9.
3.2.7.2. Considera-se como dados de entrada: a modularização dos filtros e bancos de capacitores definidos pelo estudo de balanço de reativos e os resultados dos estudos de dimensionamento
do circuito principal.
3.2.7.3. O relatório comos resultados do estudo deve apresentar os valores máximos das correntes harmônicas geradas pelas conversoras, para toda a faixa possível de sua operação, e todos os
envelopes de impedâncias harmônicas utilizados para odimensionamento dos filtros.
3.2.7.4. Todas as premissas e a forma de tratamento, determinístico ou estatístico, utilizadas no estudo devem ser apresentadas no relatório, tais como as modelagens de carga, os ângulos de
disparo das válvulas, a faixa operativa de tensões CA, os níveis de corrente CC, as tolerâncias de fabricação dos transformadores conversores, a atensão de sequência negativa, faixa de tapes dos
transformadores conversores, as tolerâncias de qualquer tipo, os erros de medição, dentre outras.
Estudos de definição de rating dos filtros CA e da compensação reativa
5.2.8.1.Considerações gerais
3.2.8.1.1. Esse estudo tem por finalidade demonstrar que o dimensionamento do rating dos filtros CA, em regime permanente e transitório, está adequado, considerando o rating de regime
permanente disposto no Submódulo 2.8.
3.2.8.1.2. Neste estudo devem ser atendidos todos os requisitos, condições operativas e configurações de rede externa relacionados no Submódulo 2.8.
3.2.8.1.3. Os relatórios com os resultados do estudo devem apresentar, para o rating de regime permanente e transitório, as margens adotadas e os valores nominais do projeto para cada
elemento que compõe o equipamento (ratings de corrente e tensão).
5.2.8.2.Regime permanente
3.2.8.2.1. O estudo deve demonstrar que os elementos dos filtros (reatores, resistores e capacitores) e da compensação reativa manobrável foram dimensionados para suportar as máximas
correntes e tensões harmônicas possíveis.
3.2.8.2.2. Deveser demonstrado queos filtros não são desligados pelas proteções de overrating(sobrecarga),durantecondições operativas normais edecontingências simples darede externa
na primeira vizinhança das conversoras, com um filtro de cada tipo fora de operação.
3.2.8.2.3. Nas avaliações das impedâncias dos filtros devem ser consideradas as dessintonias possíveis, incluindo tolerâncias de fabricação, variação de capacitância por temperatura, variações
de frequência da rede, erros de ajuste de sintonia por discretização de elementos de ajuste, perda de elementos capacitivos, etc.
3.2.8.2.4. Para avaliar as ressonâncias entre filtros, devem ser consideradas dessintonias opostas entre eles.
5.2.8.3. Regime transitório
3.2.8.3.1. O estudo deve demonstrar que os filtros e a compensação reativa devem suportar as sobretensões e sobrecorrentes advindas de condições transitórias, incluindo entre outras:
início e eliminação de curtos-circuitos na conversora, com bloqueio das válvulas durante o curto-circuito; e
energização dos transformadores conversores com fluxo residual, e de outros transformadores próximos.
5.2.8.4. Estudos de desempenho dos filtros CC
3.2.8.4.1. Esse estudo tem por finalidade demonstrar que o desempenho dos filtros CC atende ao disposto no Submódulo 2.8.
5.2.8.5. Estudos de definição de rating dos filtros CC
3.2.8.5.1. Esse estudo tem por finalidade demonstrar que o dimensionamento do rating dos filtros CC atende ao disposto Submódulo 2.8.
3.2.8.5.2. Deve ser apresentado o estudo de dimensionamento, em regime permanente e transitório, as margens adotadas e os valores nominais do projeto (ratings de corrente e tensão) para
cada elemento (reatores, resistores e capacitores).
3.2.8.5.3. O estudo deve também demonstrar que os filtros CC estão dimensionados para suportar as sobretensões e sobrecorrentes transitórias mais severas às quais possam vir a ser
submetidos.
Otimização do circuito principal, das interações CA/CC e testes
5.2.9.1. Estudos de desempenho em regime permanente, transitório e dinâmico do elo CC
3.2.9.1.1. Este estudo trata do detalhamento do estudo de desempenho dinâmico, executado durante a etapa de concepção. Tem a finalidade de identificar todos os parâmetros necessários à
otimização do sistema de controle, de forma a atender os requisitos estabelecidos para desempenho em regime permanente e após aplicação e eliminação dos defeitos CA e CC, no sentido de
minimizar possíveis instabilidades, falhas de comutação e interações indesejáveis com o sistema CA.
3.2.9.1.2. Considera-se como dados de entrada: os resultados dos estudos que definiram o circuito principal, a modularização de filtros, a compensação reativa definida nos estudos de balanço
de potência reativa, os lugares geométricos de impedância harmônica que representam a rede CA e o nível de curto-circuito mínimo operativo compatível com a faixa de potência transmitida.
3.2.9.1.3. Os estudos devem demonstrar que o controle projetado é adequado para todas as condições operativas previstas, incluindo as mudanças entre os modos de operação disponíveis e
que os requisitos estabelecidos no Submódulo 2.8 foram atendidos, principalmente aqueles relacionados ao tempo de recuperação do elo CC e à minimização da ocorrência de falhas de comutação.
3.2.9.1.4. Deve também ser demonstrado que, em regime permanente, não ocorre redução da potência transmitida na troca do modo de operação de potência constante para corrente
constante, desde que o sistema CA esteja operando acima do limite de potência de curto-circuito mínima previamente estabelecido.
3.2.9.1.5. A rede CA deve ser representada de forma detalhada, de modo que qualquer equivalente utilizado, mesmo o equivalente em frequência, fique eletricamente afastado das subestações
conversoras e represente corretamente os níveis de curto-circuito e as ressonâncias harmônicas. O controle deve ser representado de forma detalhada edeve corresponder ao sistema de controle
a ser implementado.
3.2.9.1.6. O estudo deve contemplar as diversas situações que podem ocorrer no sistema, incluindo instabilidade transitória, instabilidade dinâmica, instabilidade de tensão e instabilidade
harmônica.
3.2.9.1.7. Deve também avaliar a modulação de potência ativa e reativa do elo CC para estabilizar o sistema CA para o controle de frequência, variações rápidas de potência, etc.
3.2.9.1.8. Deve também identificar as medidas necessárias para evitar interações indevidas entre os controles do elo CC e os controles dos equipamentos eletricamente próximos, tais como,
outros elos CC, back-to-back convencionais ou CCC, CER ou Statcom e entre elos CC e conversoras VSC.
3.2.9.1.9. Os estudos devem ser realizados comos programas usualmente utilizados no SIN: ANAREDE (fluxo de potência),ANATEM (estabilidade eletromecânica), PSCAD e/ou ATP (transitórios
eletromagnéticos).
3.2.9.1.10. Caso os estudos tenham sido realizados por meio do PSCAD, a transmissora deve ainda entregar ao ONS também para o programa ATP, até o início dos estudos pré-operacionais, um
modelo detalhado do elo CC, incluindo todos os controles. Este modelo deve ser acompanhado pelo manual correspondente e pelos testes de validação executados confrontados com os resultados
obtidos pelo Simulador CC.
5.2.9.2. Estudo de oscilações sub-síncronas
3.2.9.2.1. Esse estudo tem por finalidade determinar eventuais requisitos de controle que devam ser incorporados ao controle dos sistemas HVDC, para evitar que a interação entre as
conversoras e os equipamentos do sistema CA sujeitem unidades geradoras conectadas a barras CA próximas a esforços torcionais elevados.
3.2.9.2.2. Esses fenômenos devem ser investigados por meio de ferramentas de simulação de transitórios eletromagnéticos (ATP ou PSCAD), considerando a representação completa da máquina,
com o eixo do conjunto turbina-gerador representado por um sistema multi-massa-mola.
3.2.9.2.3. Deve também ser considerada, quando necessária, a análise no domínio da frequência (modelo linearizado ou não do eixo turbina-gerador).
3.2.9.2.4. Os modelos utilizados, devidamente aferidos e documentados, devem ser disponibilizados ao ONS.
5.2.9.3. Estudos para definição das características dos equipamentos do lado CA
3.2.9.3.1. Esse estudo tem por finalidade definir as características dos equipamentos do pátio CA da subestação conversora, incluindo disjuntores e transformadores conversores.
3.2.9.3.2. Esse estudo compreende todos os estudos de manobra dos equipamentos do pátio CA, incluindo energização dos transformadores conversores e TRT de disjuntores de linhas e de
equipamentos do pátio CA, e envolvem também os estudos de energização das linhas do pátio CA e os religamentos monopolares e tripolares.
3.2.9.3.3. As simulações devem ser realizadas na ferramenta ATP.
5.2.9.4. Estudos das proteções das conversoras e da linha de transmissão CC
3.2.9.4.1. Esse estudo tem por finalidade definir a coordenação das proteções CC e CA e identificar as interações com os controles das conversoras.
5.2.9.5. Estudos para definição das malhas de terra das subestações conversoras e dos eletrodos de terra
3.2.9.5.1. Esse estudo tem por finalidade demonstrar que não existirão problemas de gradientes de potencial, de tensões de passo e de toque, corrosão de estruturas metálicas, de oleodutos
ou ferrovias, etc.
3.2.9.5.2. Os estudos devem identificar a possibilidade de existência de corrente contínua circulando pelo neutro dos transformadores conversores ou de outros transformadores e indicar, se
for o caso, as soluções necessárias para mitigar este problema, como por exemplo, a necessidade de utilização de isolamento galvânico no neutro do transformador ou a alteração da execução do
eletrodo.
3.2.9.5.3. Considera-se como dados de entrada: os resultados das medições efetuadas.
5.2.9.6. Estudos complementares e testes de comprovação
3.2.9.6.1. Os seguintes estudos complementares e os correspondentes testes de comprovação devem ser realizados pelo agente de transmissão:
estudos de interferência em sistemas de comunicação por onda portadora (PLC);
estudo de rádio-interferência (RI) e de ruído audível;
estudos de interferências TVI, microondas, VHF e UHF, incluindo sistemas de navegação aérea na proximidade de aeroportos;
estudos de confiabilidade e disponibilidade;
estudos de perdas e eficiência; e
estudos de coordenação das proteções.
5.3. Estudos de transitórios eletromagnéticos
3.3.1. As premissas e os critérios para realização destes estudos se encontramnos itens 2.5 e 2.6.
6. PREMISSAS E CRITÉRIOS ESPECÍFICOS PARA ESTUDOS PRÉ-OPERACIONAIS
6.1. Premissas para sistemas CA
4.1.1. Para estudos pré-operacionais, as eventuais limitações decorrentes de características dos equipamentos devem ser informadas pelos agentes. Esses estudos devem levar em conta os ajustes
de proteção dos equipamentos informados pelos agentes. Pode-se, assim, avaliar a necessidade da definição de restrições operativas ou de SEP.
6.2. Premissas para sistemas CC
4.2.1. Os estudos pré-operacionais associados à entrada em operação de novos elos CC devem ser realizados com uma base de dados devidamente atualizada e consolidada.
4.2.2. Esses estudos devem determinar a máxima potência passível de ser transmitida nas diversas etapas de implementação do projeto CC, considerando as eventuais configurações intermediárias
do sistema CA no qual ele será inserido, até que atinja a sua configuração final.
6.3. Critérios para sistemas CA
4.3.1. As faixas operativas mais adequadas de tensão (diretrizes operativas) devem observar os limites da Tabela 1 e respeitar as limitações específicas informadas pelos agentes.
4.3.2. Os estudos devem registrar eventuais violações das faixas operativas mais adequadas de tensão e, nos casos em que a violação levar a um desempenho inadequado da rede, devem ser
definidas medidas operativas visando melhorar esse desempenho.
6.4. Estudos de transitórios eletromagnéticos
4.4.1. As premissas e os critérios para realização destes estudos se encontramnos itens 2.5 e 2.6.
7. PREMISSAS E CRITÉRIOS PARA ANÁLISE DE SEGURANÇA OPERACIONAL
7.1. Estudos de reserva de potência operativa
Premissas
7.1.1.1. Tratamento da carga
5.1.1.1.1. As cargas globais de cada área são consideradas com uma distribuição normal, com um desvio padrão igual a 1/3 do erro de previsão de carga, admitido como igual a 5%. Está
englobada nesse total a ponta instantânea dentro da demanda horária integralizada, considerando-se a ponta com uma duração de 2 horas.
7.1.1.2. Risco de não atendimento à carga
5.1.1.2.1. Considera-se como risco de não atendimento a carga a probabilidade de o sistema apresentar, no período de ponta, uma disponibilidade de geração sincronizada inferior à carga
verificada nesse mesmo período.
7.1.1.3. Taxas de desligamento forçado das unidades geradoras
5.1.1.3.1. Para efeito de determinação da reserva de potência operativa, o cálculo das taxas de desligamento forçado das unidades geradoras deve ser efetuado de acordo com a formulação
definida no Submódulo 9.2 – Indicadores de desempenho de equipamentos e linhas de transmissão e das funções transmissão e geração. A consistência e classificação dos dados deverá ser
realizada conforme a rotina operacional no Submódulo 5.13 – Rotinas Operacionais.
5.1.1.3.2. As unidades geradoras eólicas são consideradas com taxa de desligamento forçado nulo, face ao seu porte extremamente reduzido.
7.1.1.4. Repartição, alocação e utilização da reserva de potência operativa
5.1.1.4.1. A reserva de potência operativa do sistema (RPO sistema), calculada probabilisticamente, é repartida entre as áreas de controle do sistema, de tal modo que caiba a cada uma delas
um montante de reserva calculado pela Equação (4):
(4) 𝑅𝑃𝑂𝑖 = 𝑅1𝑖 + 𝑅2𝑖 + 𝑅3𝑖
sendo,
(5) 𝑅1𝑖 = 1% 𝑅𝐺𝐴𝑖
(6) 𝑅2𝑖 = 4% 𝐶𝑖 + 𝑅𝑒𝑜𝑙𝑖
(7) 𝑅2𝑒𝑖 = 4% 𝐶𝑖 + 𝑅𝑒𝑜𝑙𝑖
(8) 𝑅2𝑟𝑖 = 2,5% 𝐶𝑖 + 𝑅𝑒𝑜𝑙𝑖
(9) 𝑅3𝑖 =
𝑀𝑀𝑖 × 𝑅𝐺𝐴𝑖
∑𝑀𝑀𝑖 × 𝑅𝐺𝐴𝑖
× 𝑀𝑀𝑝𝑟𝑜𝑏
(10) 𝑅𝐺𝐴𝑖 = 𝐶𝑖 + 𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐â𝑚𝑏𝑖𝑜 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑔𝑟𝑎𝑚𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑓𝑜𝑟𝑛𝑒𝑐𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑎 á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒 𝑖
(11) 𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐â𝑚𝑏𝑖𝑜 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑔𝑟𝑎𝑚𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑓𝑜𝑟𝑛𝑒𝑐𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 = ∑𝐼𝑃𝑟𝑜𝑔.𝐹𝑜𝑟𝑛𝑒𝑐𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 − ∑𝐼𝑃𝑟𝑜𝑔.𝑅𝑒𝑐𝑒𝑏𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜
(12) 𝑀𝑀𝑝𝑟𝑜𝑏 = 𝑅𝑃𝑂𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 − 5% 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎
(13) 𝑅𝑒𝑜𝑙𝑁𝐸 = 6% 𝑑𝑎 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 𝑒ó𝑙𝑖𝑐𝑎 𝑝𝑟𝑒𝑣𝑖𝑠𝑡𝑎 𝑛𝑎 á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒 𝑑𝑎 𝑟𝑒𝑔𝑖ã𝑜 𝑁𝑜𝑟𝑑𝑒𝑠𝑡𝑒
(14) 𝑅𝑒𝑜𝑙𝑆𝑢𝑙 = 15% 𝑑𝑎 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 𝑒ó𝑙𝑖𝑐𝑎 𝑝𝑟𝑒𝑣𝑖𝑠𝑡𝑎 𝑛𝑎 á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒 𝑑𝑎 𝑟𝑒𝑔𝑖ã𝑜 𝑆𝑢𝑙
sendo,
R1: reserva de potência para controle primário
R2: reserva de potência para controle secundário
R3: reserva de potência terciária
RGAi: responsabilidade própria de geração da área de controle i;
Ci: carga da área de controle i, incluindo os consumidores livres que mantenham contrato de conexão com os agentes da área i;
MMi: maior máquina da área de controle i;
Reoli: parcela para fazer face à variabilidade da geração eólica (para as áreas de controle i das regiões Nordeste e Sul)
R2ei: reserva secundária para elevação da geração de responsabilidade da área de controle i
R2ri: reserva secundária para redução da geração de responsabilidade da área de controle i
5.1.1.4.2. A reserva R1 deve ser necessariamente alocada na própria área de controle, entre o limite máximo de geração das unidades geradoras e a geração efetivamente realizada. Em cada
área de controle do SIN, essa reserva deve ser distribuída por todas as unidades geradoras com regulador de velocidade desbloqueado e que não estejam com geração maximizada.
5.1.1.4.3. A utilização da reserva R1 é feita automaticamente pelos reguladores de velocidade das unidades geradoras, não sendo, portanto, necessário estabelecer critérios para a sua utilização.
5.1.1.4.4. No caso de Itaipu Binacional, a reserva R1 será alocada conforme Equação (15) e (16):
(15) 𝑅1(50𝐻𝑧) = 𝑅1(𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢) ×
𝑁(50𝐻𝑧)
𝑁(50𝐻𝑧)+𝑁(60𝐻𝑧)
(16) 𝑅1(60𝐻𝑧) = 𝑅1(𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢) ×
𝑁(60𝐻𝑧)
𝑁(50𝐻𝑧)+𝑁(60𝐻𝑧)
sendo,
N(50 Hz): número de unidades geradoras sincronizadas de 50 Hz
N(60 Hz): número de unidades geradoras sincronizadas de 60 Hz
5.1.1.4.5. A reserva secundária para elevação da geração (R2e) deve ser constituída de reserva girante, sendo obrigatoriamente alocada em unidades sob o controle do ControleAutomátigo de
Geração (CAG), entre o limite máximo de geração das unidades geradoras e a geração efetivamente realizada.
5.1.1.4.6. A reserva secundária para redução da geração (R2r) deve ser constituída de reserva girante, sendo obrigatoriamente alocada em unidades sob o controle do CAG, entre a geração
efetivamente realizada e o limite inferior de geração definido pela zona proibitiva de operação por problemas de cavitação.
5.1.1.4.7. Em cada área de controle, devem ser alocados os valores correspondentes às R2e e R2r da respectiva área de controle.
5.1.1.4.8. Na Itaipu Binacional, a R2e ficará alocada no setor de 60Hz, enquanto essa usina estiver sob o controle do CAG do Centro de Operação Sudeste – COSR-SE, conforme a seguir:
(a) R2e (Setor 60Hz) = R2e (ITAIPU) - 2,5% INTERCÂMBIO ITAIPU/ANDE; e
(b) R2e (Setor 50Hz) = 2,5% INTERCÂMBIO ITAIPU/ANDE + R2e (ANDE).
5.1.1.4.9. Por necessidade do sistema, o Centro Nacional de Operação do Sistema (CNOS) poderá alocar a reserva R2e (Setor 60 Hz - total ou em parte) nas unidades sob controle do Centro
Regional de Operação do Sistema do Sudeste (COSR-SE). Na situação em que ITAIPU - 60Hz estiver fora do CAG do COSR-SE, a reserva R2e (Setor 60Hz) deve ser alocada nas usinas da área de
controle do COSR-SE sob CAG.
5.1.1.4.10. A utilização da reserva R2 é feita automaticamente pelos CAG, não sendo, portanto, necessário estabelecer critérios para sua utilização.
5.1.1.4.11. A reserva R3 deve ser girante, preferencialmente alocada em unidades sob o controle do CAG da área de controle correspondente, entre o limite máximo de geração das unidades
geradoras e a geração efetivamente realizada. Pode ser alocada em unidades não ligadas a um CAG no caso de restrições operativas, faixas de operação de máquinas, limites de transmissão etc.
5.1.1.4.12. No caso de Itaipu Binacional, sua reserva R3 será alocada de acordo com o estabelecido no Programa Mensal de Operação Energética (PMO).
5.1.1.4.13. A reserva R3 é utilizada para complementar a reserva de potência, calculada deterministicamente, de modo a cobrir variações de carga e saídas não programadas de unidades
geradoras, provocadas por defeitos em quaisquer dos equipamentos que a compõem (caldeira, turbina, serviços auxiliares, gerador, sistema de excitação, sistema de adução etc.), inclusive no
elevador. Devem ser também consideradas as reduções de disponibilidade por defeito nesses equipamentos.
5.1.2. Critério
5.1.2.1. Se a reserva de potência global do sistema, calculada probabilisticamente, for inferior ou igual a 5% da carga do sistema, ela será considerada igual a 5% da carga do sistema (MMprob = 0)
e, consequentemente, a reserva terciária (R3) será iguala zero, conforme Equação (9).
5.1.2.2. A ferramenta computacional utilizada nesses estudos – Modelo para cálculo da reserva de potência girante probabilística – está apresentada no documento de metodologia deste
submódulo.
7.2. Estudos de controle carga-frequência
Premissas
5.2.1.1. As seguintes situações devem ser simuladas nos estudos de controle carga-frequência:
(a) as perdas das unidades geradoras e os impactos naturais de carga em cada área de controle, ocorrendo simultaneamente; e
(b) a perda das maiores máquinas de cada subsistema geoelétrico com seus despachos maximizados
5.2.1.2. A estratégia de controle adotada deve ser tal que não introduza no sistema qualquer tendência de instabilidade.
5.2.1.3. As áreas de regulação devem dispor de reserva de potência suficiente e adequadamente locada para que possam absorver suas próprias variações de carga e de geração.
5.2.1.4. A ferramenta computacional utilizada nesses estudos – Modelo para análise de estabilidade eletromecânica – está apresentada no documento de metodologia deste submódulo.
Critérios
5.2.2.1. Os erros de controle devem ser minimizados para serem evitados acúmulos indevidos de intercâmbios involuntários e erros de tempo. Para tanto, os erros de controle das áreas de
regulação devem cortar o zero em até 10 minutos.
5.2.2.2. O desempenho do sistema de CAG de uma área de regulação não deve trazer prejuízo ao desempenho de outras áreas.
5.2.2.3. Os desvios de frequência devem ser anulados o mais rapidamente possível a fim de garantir a inexistência de desequilíbrios prolongados entre geração e carga.
5.2.2.4. Os desvios dos intercâmbios entre as áreas de regulação devem também ser anulados de tal forma que cada área de regulação termine por absorver integralmente suas próprias variações
decarga edegeração.
Critériosde desempenho
7.2.3.1. Aspectosgerais
5.2.3.1.1. A fim de possibilitar a análise comparativa do comportamento do sistema sob as diversas modalidades de estratégia de controle, são levantados os índices de desempenho (ID)
descritosa seguir,calculados paraumperíodode15minutos.Tais critérios nãodevemser analisados isoladamente,demodoa seevitar falsasconclusões.
7.2.3.2. Índice de desempenho1(ID1):
(a) conceituação:integralnotempodoerrodecontroledeárea (ECA),conforme Equação(17).
(17)𝐼𝐷1 = ∫𝐸𝐶𝐴 𝑑𝑡
(b) objetivo:verificar oadequadodesempenhodos controles secundários por meioda análisedastendências desubgeraçãoou sobregeraçãodecada área decontrole.
(1) Valores elevados desseíndicesãoindesejáveis,pois indicamummau desempenhodocontrolesecundário,oquegera uma tendência deacúmulodeintercâmbios involuntários.
(2) Aanálisedesseíndicenãodeveocorrer isoladamente,para nãohaver a situaçãoindesejáveldeuma oscilaçãosustentada doECA,cuja integralénula,como apresentadona Figura 4.
Figura 4 - Oscilação sustentada do ECA
7.2.3.3. Índice de desempenho2(ID2):
(a) conceituação: integral no tempo do produto do módulo do desvio de frequência pelo tempo, conforme Equação (18).
(18)𝐼𝐷2 = ∫𝑡 .|𝛥𝑓|𝑑𝑡
(b) objetivo: fornecer uma medida da efetividade do controle no desempenho dinâmico do sistema uma vez que pondera o erro em função do instante de sua ocorrência.
(1) O ID2 relaciona-se aos requisitos de estabilidade de funcionamento a longo termo.
7.2.3.4. Índice de desempenho3(ID3):
(a) conceituação:desviomáximo defrequência,emmódulo,para cada área decontroleepara cada impactoselecionado,conformeEquação (19).
(19)𝐼𝐷3 = |𝛥𝑓|𝑚𝑎𝑥
(b) objetivo: refletir as tendências de afastamentos máximos absolutos das diferentes áreas de controle em que se subdivida o sistema.
7.2.3.5. Índice de desempenho4(ID4):
(a) conceituação: taxa de recuperação da frequência de cada área de controle em que se subdivida o sistema, conforme Equação (20).
(20)𝐼𝐷4 =
𝛥𝑓
𝛥𝑡
(b) objetivo: mostrar a velocidade de recuperação da frequência para os diversos tipos de impactos selecionados.
(1) O ID4 pode ser avaliado pelo coeficiente angular da reta ab mostrada na Figura 5.
Figura 5 – Taxa de recuperação da frequência
7.2.3.6. Índice de desempenho5(ID5):
(a) conceituação: integral no tempo do produto do módulo do erro absoluto de controle de área pelo tempo, conforme Equação (21).
(21)𝐼𝐷5 = ∫𝑡 .|𝐸𝐶𝐴| 𝑑𝑡
(b) objetivo: fornecer uma medida da efetividade do controle no desempenho dinâmico do sistema por meio da penalização de forma crescente dos erros persistentes.
(1) Do mesmo modo que o ID2, o ID5 relaciona-se aos requisitos de estabilidade de funcionamento a longo termo.
7.2.3.7. Índice de desempenho6(ID6):
(a) conceituação:númerodevezes emqueoECAdecada área decontrolepassapor zero,conforme Figura 6.
Figura6–Apuraçãodo ID6
(b) objetivo:aferir a eficácia docontrolesuplementar através donúmerodetentativas efetuadas pelocontrolesecundárionosentidodeanular os desvios defrequência e/ou intercâmbio.
7.2.3.8. Índice de desempenho7(ID7):
(a) conceituação:desviodefrequência emregimepermanentequeseverifica emimpactos dotipoperturbação,quandoexistea possibilidadedeformaçãodeáreas carentes dereserva depotência,
conforme Equação (22) eFigura 7.
(22)𝐼𝐷7 = 𝛥𝑓𝑟𝑝
ECA
t
ECA
t
t
f
a
b
Figura 7 – Apuração do ID7
(b) objetivo: fornecer uma medida das deficiências de reserva de potência das áreas de controle quando submetidas a impactos do tipo perturbação.
7.2.3.9. Índice de desempenho 8 (ID8):
(a) conceituação: integral no tempodo produto do ECA pelo tempo, conforme Equação (23).
(23) 𝐼𝐷8 = ∫𝑡 .𝐸𝐶𝐴 𝑑𝑡
(b) objetivo: fornecer uma medida da efetividade do controle no desempenho dinâmico do sistema por meio da penalização de forma crescente dos erros persistentes.
(1) Semelhantemente ao índice ID5, o ID8 pondera o erro no tempo, porém o faz sem tomar o ECA em valor absoluto.
7.2.3.10. Índice de desempenho 9 (ID9):
(a) conceituação: integral no tempodo erro quadrático da frequência, conforme Equação (24).
(24) 𝐼𝐷9 = ∫𝛥𝑓2 𝑑𝑡
(b) objetivo: penalizar o erro de frequência independentemente de seu sinal, de modo a impedir o cancelamento de erros de controle da frequência de sinais contrários ao longo do tempo.
7.2.3.11. Índice de desempenho 10 (ID10):
(a) conceituação: integral no tempodo ECA quadrático, conforme Equação (25).
(25) 𝐼𝐷10 = ∫𝐸𝐶𝐴2 𝑑𝑡
(b) objetivo: penalizar o erro independentemente de seu sinal, de modo a impedir o cancelamento de ECA de sinais contrários ao longo dotempo.
7.3. Estudos de recomposição do sistema
Premissas gerais
5.3.1.1. Os estudos de recomposição definem os procedimentos operacionais para o restabelecimento do sistema após perturbação geral ou parcial e são de responsabilidade do ONS, com
anuência dos agentes envolvidos.
5.3.1.2. Os estudos de recomposição estabelecem, para os corredores preferenciais do SIN, os procedimentos a serem observados pela operação das usinas e subestações quando do
restabelecimento da rede de forma fluente ou coordenada com os centros de operação do sistema.
5.3.1.3. A recomposição da malha principal do SIN deve se processar em duas fases: fluente e coordenada.
5.3.1.4. Na fase fluente, as seguintes condições devem ser consideradas:
as áreas geoelétricas de recomposição devem estar totalmente desenergizadas;
deve-se iniciar a recomposição por meio das usinas de autorrestabelecimento (usinas com black start);
os procedimentos operacionais previamente definidos devem permitir a recomposição de áreas geoeletricamente definidas, com o balanço adequado entre carga e geração em uma configuração
mínima de rede, para evitar desvios de tensão e frequência e atuações indevidas das proteções;
as usinas térmicas nãosãoconsideradas como fontes de restabelecimento do SIN; porém, sempre que tecnicamente viável, devem possuir esquemas de ilhamento que preservem uma parcela do
sistema estável após grandes distúrbios;
deve ser atendida a maior parcela possível do montante máximo de carga prioritária pré-definido; deve-se levar em consideração a condição de carga pesada para garantir a viabilidade da
recomposição em qualquer horário, obedecendoas condições especificadas no item 8.3.2.
5.3.1.5. Concluída a fase fluente da recomposição, novas medidas devem ser tomadas no sentido de restabelecer os montantes adicionais de carga para trazer o SIN à sua configuração pré-
distúrbio, sem colocar em risco a estabilidade do sistema.
5.3.1.6. A recomposição coordenada sódeve ter início após a verificação dos seguintes requisitos:
ausência de sobrecargas em equipamentos da área considerada;
estabilização da frequência;
níveis de tensão compatíveis com a configuração da área geoelétrica, associados aos montantes de tomada decarga prioritária pré-estabelecidos; e
o processode recomposição volta a ser coordenado no casode um impedimento no processo fluente preferencial.
5.3.1.7. Os estudos de recomposição são elaborados e atualizados levando em conta os seguintes aspectos:
deve haver sempre um equilíbrio entre carga e geração das áreas das usinas de autorrestabelecimento que fazem parte da malha principal do SIN;
devem-se definir os limites de tensão e disponibilizar blocos de carga em patamares seguros;
devem-se, sempre que possível, além do procedimento prioritário de recomposição, prever alternativas para situações de indisponibilidade de equipamentos que comprometam os procedimentos
das áreas de recomposição; e
devem-se reavaliar os procedimentos operacionais em função da entrada em operação de novos equipamentos ou de alterações na topologia da rede.
5.3.1.8. Os dados para realização dos estudos de recomposiçãodo sistema devem ser obtidos a partir dobanco de dados do ONS e das informações complementares dos agentes para os estudos
de fluxo de potência, estabilidade eletromecânica e transitórios eletromagnéticos.
5.3.1.9. As ferramentas computacionais utilizadas nesses estudos – Modelo para análise de redes em regime permanente, Modelo para análise de estabilidade eletromecânica e Modelo para
análise de transitórios eletromagnéticos – estão apresentadas no documento de metodologia deste submódulo.
Estudos em regime permanente
5.3.2.1. Os estudos deregime permanentesãofeitos para analisar as condições dosistema nas diversas etapas econfigurações da recomposição,verificandoos perfis detensão,os carregamentos
em equipamentos e a capacidade das unidades geradoras dosistema nas situações pré-manobra e pós manobra, de acordocom os seguintes critérios:
as cargas devem ser representadas conforme item 2.2.1.1;
disponibilidade inicial de geração:
o montante de carga tomado fluentemente não pode exceder a referida disponibilidade inicial de potência ativa em cada área geoelétrica.
como critério geral, a disponibilidade inicial de geração deve considerar para cada usina de autorrestabelecimento que uma das unidades geradoras esteja em manutenção (n-1, onde n é o número
de unidades geradoras da usina), ou que haja umnúmero mínimo de unidades geradoras sincronizadas (nmín).
o número mínimo de unidades geradoras (nmín) é definido a partir de estudos elétricos, com o intuito de evitar a ocorrência de autoexcitação quando de rejeição de carga para determinadas
condições críticas de rede, ou em função da sensibilidade dos ajustes da proteção;
para (n-1) unidades geradoras ou para o número mínimo de unidades geradoras (n mín) disponíveis nas usinas de autorrestabelecimento, o valor da potência inicialmente disponível é obtido a partir
da Equação (26) ou (27):
(26) Pdisp = 0,8 x (n-1) x Pn
(27) Pdisp = 0,8 x nmin x Pn
sendo,
Pn: potência nominal ou efetivamente disponível por unidade geradora (MW); e
Pdisp: potência total inicialmente disponibilizada pela usina (MW).
para áreas geoelétricas com mais de uma usina de autorrestabelecimento que participe da recomposição na fase fluente, a potência total inicialmente disponibilizada na referida área é a soma das
potências disponibilizadas em cada uma das usinas participantes do processo de recomposição;
controle de tensão nas áreas geoelétricas durante a fase fluente da recomposição:
(1) Para serem obtidos os níveis de tensão adequados nos barramentos do sistema, devem ser utilizados os recursos disponíveis para fornecimento de potência reativa pelas usinas, reatores shunt e
tomadas de cargas necessárias.
(i) osrecursosdecapacitoresshunte/oucompensadoressíncronosouestáticosnãosãoconsideradosparaocontroledetensãoduranteoprocessoderecomposiçãofluente,excetonoscasosdefinidos
nas instruções operativas.
(2) A disponibilidade de fornecimento de potência reativa pelas usinas para controle de tensão na fase fluente é obtida a partir da curva de capacidade das unidades geradoras;
(i) o número de unidades geradoras a ser considerado é o que fornece a potência ativa inicialmente disponibilizada, conforme item 8.3.2.1(a).
(ii) a disponibilidade de fornecimento de potência reativa pelas usinas, juntamente comas características de impedância da configuração mínima da área geoelétrica considerada,permite determinar
o limite de carga prioritária a ser atendido, em funçãodo controle de tensão na fase fluente.
f
t
Δfrp
(3) a disponibilidade de fornecimento de potência reativa, associada ao fator de potência das cargas a serem restabelecidas, e a configuração mínima dessa área geoelétrica podem definir o valor
máximo de carga a ser atendido na fase fluente.
(4) para cada procedimento prioritário de recomposição fluente de uma área geoelétrica e de forma a garantir o controle da tensão e disponibilidade do fornecimento de potência reativa de toda
área, devem ser estabelecidas a tensão de partida e o número mínimo de unidades geradoras da usina de autorrestabelecimento.
(5) Deve-se considerar a faixa entre 0,85 e 0,95 para o fator de potência das cargas restabelecidas a partir das áreas geoelétricas, em função da existência ou não de compensação local dessa carga
através de banco de capacitores.
(6) A tensão deve obedecer, para as fases fluente e coordenada, às restrições específicas de equipamentos informadas pelos agentes.
(i) Na ausência dessas informações, devem ser considerados os valores limite para níveis de tensão em regime permanente apresentados na Tabela 8.
Tabela 8 – Níveis de tensão aceitáveis em regime permanente para estudos de recomposição
Tensão nominal de
operação (1)
FASES FLUENTE/COORDENADA (2)
Mínimo Máximo
(kV) (kV) (pu) (kV) (pu)
< 230 ─ 0,90 ─ 1,10
230 207 0,90 253 1,10
345 311 0,90 380 1,10
440 396 0,90 484 1,10
500 450 0,90 550 1,10
525 475 0,90 550 1,05
765 690 0,90 800 1,046
(1) Valor eficaz de tensão pelo qual o sistema é designado.
(2) Caso haja limitações em equipamentos ou nos recursos de controle de tensão disponíveis nas
subestações pertencentes a cada etapa de energização dos corredores de recomposição, cabe a cada
empresa adotar, com o conhecimento do ONS, limites diferentes dos definidos na Tabela 8 para os
níveis máximo e mínimo da tensão.
Estudos de estabilidade eletromecânica
5.3.3.1. Os estudos de estabilidade eletromecânica na recomposição são feitos para analisar o comportamento das oscilações de frequência e de tensão durante as tomadas de carga e/ou rejeição
de carga, conforme os limites estabelecidos na Tabela 9 e Tabela 10, e quando há fechamentos de paralelo e de anel, conforme itens 2.4.4 e 2.4.5.
5.3.3.2. As cargas devem ser representadas conforme item 2.4.1.1.
5.3.3.3. Nas simulações, devem ser considerados os reguladores de tensão e de velocidade das unidades geradoras nas usinas, à exceção de máquinas de pequeno porte.
5.3.3.4. Não deve ser considerada a atuação de sinais adicionais estabilizadores (PSS) nas simulações da fase fluente.
5.3.3.5. As sobretensões dinâmicas decorrentes de rejeição de carga devem ficar limitadas aos valores máximos da Tabela 10, pois o valor de sobretensão decorrente de uma possível rejeição de
carga pode limitar o montante máximo de tomada de carga e evitar uma nova sequência de desligamentos após a rejeição, quando as áreas de autorrestabelecimento ainda estão eletricamente
separadas e com baixo nível de curto-circuito.
Tabela 9 – Níveis aceitáveis para oscilações de frequência em regime dinâmico
UNIDADE GERADORA
FREQUÊNCIA (Hz)
FASE FLUENTE FASE COORDENADA
Mínimo(1) Máximo(1) Mínimo(1) Máximo(1)
Hidroelétrica 56 66
57 63
Termoelétrica Não se aplica
(1) Os limites máximo e mínimo de frequência podem ser ampliados ou reduzidos em função de
informações dos agentes envolvidos.