RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.112, DE 11 DE FEVEREIRO DE 2025 (parte 6 de 38)

Tabela 10 – Níveis aceitáveis para oscilações de tensão em regime dinâmico
Tensão nominal
de operação (1)
TENSÃO DINÂMICA
Mínimo Máximo
(kV) (kV) (pu) (kV) (pu)
ou 5% abaixo do ajuste
da proteção de
sobretensão
temporizada
< 138 ─ 0,85 ─ 1,25
138 117 0,85 173 1,25
230 195 0,85 288 1,25
345 293 0,85 430 1,25
440 374 0,85 550 1,25
500 450 0,90 655 1,30
525 450 0,85 655 1,25
765 650 0,85 956 1,25
Tensãonominal
deoperação(1)
TENSÃODINÂMICA
Mínimo Máximo
(1) Valor eficaz de tensão pelo qual o sistema é designado.
5.3.3.6. No fechamento de paralelos ou de anéis, conforme itens 2.4.4 e 2.4.5, devem ser investigadas as sobretensões dinâmicas e verificado o atendimento ao critério da máxima variação
instantânea da potência acelerante das máquinas e a manutenção da estabilidade eletromecânica do sistema.
5.3.3.7. Em áreas geoelétricas definidas com mais de uma usina de autorrestabelecimento na fase fluente, o controle de frequência deve ser feito por apenas uma delas. As demais usinas ficam
com a responsabilidade de assumircarga, de forma a garantir uma folga de geração nausina que controla a frequência para possibilitara continuaçãodo processode tomada de carga e controle
dafrequência.
5.3.3.8. Para avaliação da possibilidade de autoexcitação das unidades geradoras, deve ser verificado a tendência de crescimento descontrolado da tensão terminal das máquinas síncronas após a
ocorrência de rejeição de carga, observando os ajustes de proteção de sobretensão das máquinas.
5.3.3.8.1. Esse fenômeno pode ocorrer em função dos parâmetros elétricos da máquina, de seus reguladores de tensão e de velocidade, das características da rede à qual a máquina está
conectada e dos montantes de rejeição de carga impostos à máquina.
5.3.3.9. A tomada do montante máximo de carga prioritária estabelecido para fase fluente deve ser realizado em degraus. Cada degrau de tomada fluente da carga deve ter variação de tensão
igual ou inferior a 5% da tensão nominal de operação e sem variação de frequência além das faixas estabelecidas na Tabela 9, em função das características da área em recomposição.
5.3.3.10. A situação ideal é a tomada fluente da carga em degraus com valores máximos de 20 a 50% da potência inicialmente disponibilizada.
5.3.3.11. O intervalo de tempo entre tomadas fluentes de carga consecutivas, em uma mesma área de autorrestabelecimento, é um parâmetro importante à segurança do processo de recomposição
e do restabelecimento das cargas prioritárias na fase fluente.
5.3.3.11.1. As tomadas fluentes de cargaconsecutivas nãodevem ser feitas em intervalode tempo inferiora 1 minuto, para possibilitara estabilizaçãodas oscilações de tensão e de frequência
decorrentes da tomada do último degrau de carga pelos reguladores automáticos de tensão e de velocidade das unidades geradoras nas usinas de autorrestabelecimento.
5.3.3.12. De acordo com a configuração do sistema em recomposição, pode ser necessário definir valores limite de transmissão com a rede ainda reduzida.
5.3.3.12.1. Esses valores limites são importantes para evitar situações de tomada de carga que podem resultar em situações de colapso de tensão no sistema. Deve ser determinado o valor
máximo de carga que não pode ser ultrapassado para uma configuração específica, durante o processo de recomposição.
Estudos de transitórios eletromagnéticos
5.3.4.1. As premissas e os critérios para realização destes estudos se encontram nos itens 2.5 e 2.6.
8. PREMISSASECRITÉRIOSPARAESTUDOS DESEGURANÇADETENSÃO
8.1. ConsideraçõesGerais
6.1.1. As premissas e os critérios apresentados nos itens 2.2.2 e 2.2.4 e complementados neste item para os estudos de segurança de tensão são aplicados a estudos específicos descritos no
Submódulo 3.1, Submódulo 3.2 – Modernização de instalações, Submódulo 3.4, Submódulo 4.1, Submódulo 3.10 e Submódulo 3.11 – Análise técnica dos serviços ancilares de suporte de reativos,
controle secundário de frequência e autorrestabelecimento integral.
6.1.2. As ferramentas computacionais utilizadas nesses estudos – Modelo para análise de redes em regime permanente, Modelo de fluxo de potência ótimo e Modelo para análise de estabilidade
eletromecânica – estão apresentadas no documento de metodologia deste submódulo.
8.2. Premissas
6.2.1. As modelagens de carga nas análises estática e dinâmica devem estar em conformidade com as definidas nos itens 2.2 e 2.4.
6.2.2. O fator de potência deve ser mantido constante durante o processo de incremento de carga de uma determinada área em estudo. O redespacho necessário é escolhido, para fazer frente ao
incremento de carga, em grupos de geradores que provoquem carregamento mais crítico no sistema .
6.2.3. A carga do tipo motor de indução deve ser representada nas análises estática e dinâmica de segurança de tensão. Na impossibilidade dessa modelagem, o percentual da barra de carga,
estimado como motor de indução, deve ter suas parcelas de carga ativa e reativa representadas, respectivamente, com corrente e impedância constantes.
6.2.4. Os estudos de planejamento da operação devem definir limites operativos e avaliar a necessidade de SEP, a fim de garantir a segurança de tensão.
6.2.5. A avaliação de segurança de tensão em tempo real deve cobrir situações não previstas na fase de planejamento da operação e evitar a operação na região onde esquemas de controle de
emergência precisem ser ativados.
6.2.6. No âmbito do planejamento da operação, os estudos de segurança de tensão, quando pertinentes, devem determinar margens de segurança considerando rede completa e Rede Incompleta,
seja pelas incertezas presentes nesses horizontes, seja pela necessidade de previsão de manutenção de elementos ou recursos importantes da rede. Em tempo real, uma vez que o estado e a
topologia do sistema são conhecidos, pode ser necessário um número menor de cenários e menor margem de segurança de tensão (MST).
6.2.6.1. A margem de segurança de tensão (MST) é definida como a distância mínima para um ponto de operação do sistema onde há risco de instabilidade de tensão.
6.2.7. Na impossibilidade de avaliação da segurança de tensão em tempo real, as margens de segurança e as recomendações dos estudos de planejamento da operação devem ser adotadas, por
meio de instruções de operação, a fim de possibilitar uma segura monitoração por parte dos operadores do sistema.
8.3. Critérios
6.3.1. Um sistema elétrico é considerado seguro em relação àtensão quando, para uma dada condição operativa, a MST e os níveis de tensão pré-contingência e pós-contingência encontram-se
em conformidade com os critérios estabelecidos.
6.3.2. A consistência entre critérios e métodos da avaliação de segurança de tensão, nas áreas de planejamento da operação e de tempo real deve ser observada. Enquanto as duas áreas podem
examinar diferentes cenários e requerer diferentes margens de segurança, é importante que os procedimentos e modelos estejam consolidados para que os resultados obtidos possam ser
comparados.
6.3.3. As diferentes características de suprimento, de modelagem e de recursos entre as áreas do SIN podem implicar necessidades que justifiquem a adoção de critério particular para a definição
de margens mais seguras nos estudos de segurança de tensão.
6.3.4. As margens de segurança de tensão para os estudos de planejamento da operação são de 7% e 4%, nas análises com rede completa e incompleta, respectivamente. Em tempo real, uma
margemde4%deveser considerada.
6.3.5. Os critérios para níveis e variações de tensão em pré-contingência e pós-contingência são os mesmos estabelecidos nos itens 2.2. e 2.4.
9. REFERÊNCIAS
[1] ComitêdeMonitoramentodoSetorElétrico –CMSE,Resoluçãonº01,de25dejaneirode2005.
[2] ANEEL. Resolução Normativa nº 905, de 8 de dezembro de 2020. Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional. Módulo 3 - Instalações e Equipamentos de
Transmissão.
[3] ANEEL.ResoluçãoNormativanº905,de8dedezembrode2020.RegrasdosServiçosdeTransmissãodeEnergiaElétricanoSistemaElétricoNacional.Módulo4 -PrestaçãodosServiços.
[4] Nota Técnica DSE.T.033.84. Simulação de capacitores série em estudos de estabilidade. Rio de Janeiro: Furnas Centrais Elétricas, dez. 1984.
[5] ABNT, EquipamentosdeAltaTensão –Parte100:DisjuntoresdeAltaTensãodeCorrenteAlternada,NBRIEC62271-100,04/01/2007.
[6] CIGRE Working Group. Controlled switching of HVAC circuit breakers: guide for application: lines, reactors, capacitors and transformers – 1st Part, CIGRE Working Group 13.07, ELECTRA no. 183,
April/1999.
[7] CIGRE Working Group. Controlled switching of HVAC circuit breakers: guide for application: lines, reactors, capacitors and transformers – 2nd Part, CIGRE Working Group 13.07, ELECTRA no. 185,
August/1999.
[8] IEEE. Subsynchronous Resonance Working Group of the System Dynamic Performance Subcommittee. Terms, definitions and symbols for subsyncronous oscillations. IEEE Transactions on Power
ApparatusandSystems,Vol.PAS-104,No.6,June1985.
[9] Internacional Electrotechnical Commission. IEC 62271-100 – High-voltage switchgear and controlgear.
[10] Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS. “Diretrizes para a Elaboração de Projetos Básicos para Empreendimentos de Transmissão”, disponibilizado no site do ONS.
[11] IEEE. Standard C50.12-1989 – Requirement for salient-pole synchronous generators and generator motors for hydraulic-turbine applications.
[12] Balossi, A., Malaguti, M., Ostano, P., Laboratory full-scale tests for determination of the secondary arc extinction time in high-speed reclosing, IEEE Summer Power Meeting, New Orleans, July 10-
15,1966.
[13] Haubrich,H.-J.,Hosemann,G.,Thomas,R.,Single-phaseauto-reclosinginEHV Systems,CIGRE1974,paper31-09,Paris,1974.
[14] Operador Nacional do Sistema Elétrico. Nota Técnica ONS nº 48/2014 e suas revisões – Critérios para Análise de Superação de Equipamentos e Instalações de Alta Tensão, disponibilizado no site do
ONS.
Submódulo 2.5
Critérios para Operação
1. OBJETIVO
1.1. Estabelecer os critérios da operação referente aos processos descritos no Submódulo 5.2 – Execução de intervenções, Submódulo 5.3 – Controle da geração, Submódulo 5.4 – Controle da
transmissão, Submódulo 5.5 – Operação hidráulicade reservatórios, Submódulo 5.7 – Gerenciamento de carga e Submódulo 5.8 – Recomposição da Rede de Operação.
2. CRITÉRIOS PARA EXECUÇÃO DAS INTERVENÇÕES
2.1 Os centros de operação doONS não autorizam o iníciode uma intervenção, caso o recursoprincipal de comunicação de voz não esteja funcionando entre:
(a) o centro de operação do ONS e o centro de operação do agente, ou órgão designado pelo agente como interlocutor; ou
(b) o centro de operação do agente, ou órgão designadopelo agente, e as instalações envolvidas com as manobras.
2.2 As intervenções de urgência solicitadas aos centros de operação do ONS em tempo real têm tratamento prioritário em relação às intervenções programadas, conforme as instruções de
operação doSubmódulo 5.12 – Instruções de Operação.
2.2.1 Os critérios paraanálise das solicitações de intervenções de urgência no tempo real e na pré-operação são os mesmos.
2.3 Os equipamentos ou linhas de transmissão fora de operação por conveniência operacional não podem estar sob intervenção que possa restringir sua condição operativa normal, exceto
intervenções previstas no Programa Diáriode Intervenções consolidado (PDI), conforme Submódulo 5.2.
2.4 As manobras para reenergização do equipamento ou linha de transmissão após sua intervenção, só podem ser efetuadas durante o período de ponta da carga do Sistema Interligado Nacional
(SIN) nas seguintes situações:
(a) casoa ausência desse equipamento ou linha de transmissão possa provocar:
(1) sobrecarga em outros equipamentos;
(2) esgotamentodos recursos paracontrole de tensão;
(3) esgotamentoda margem para regulação da frequência; ou
(4) corte de carga.
(b) casouma contingência simples em um equipamento oulinha de transmissão, juntamente com a ausência do equipamento ou linha de transmissão sob intervenção, possa provocar:
(1) esgotamentodos recursos paracontrole sistêmico ou regional da tensão;
(2) esgotamentodos recursos paracontrole sistêmico da frequência; ou
(3) corte de carga em proporções sistêmicas ou regionais.
(c) casoa sua reintegração ao SIN não implique riscos sistêmicos.
2.5 Durante o regime especial de operação, definido no Submódulo 5.1 – Operação do sistema e das instalações da Rede de Operação, só são executadas intervenções de caráter inadiável. O
ONS avaliará, caso a caso, situações especiais, como porexemplo, intervenções para entrada em operaçãoou retorno de equipamentos importantes para o evento.
2.6 Nas instalações estratégicas, os centros de operação do ONS não autorizam o início de uma intervenção programada com desligamento ou o início de uma intervenção com risco de
desligamento durante sua execução, casohaja indisponibilidade dos recursos de supervisão e controle associados àintervenção, nos centrosde operaçãodoONS ou do agente de operação ou nas
instalações envolvidas, que possacomprometer a confiabilidade do sistema ou o processo de recomposição após eventual desligamento.
3. CRITÉRIOS PARA CONTROLE DA GERAÇÃO
3.1 A frequência nominal doSIN é 60 Hz.
3.2 Os reguladores de velocidade das unidades geradoras devem estar sempre desbloqueados.
3.3 O estatismo dasunidades geradorasdeve estarajustadoem 5%, exceto nos casos de necessidade dosistemacom base em estudos realizados pelo ONS, conforme Submódulo 3.10 – Estudos
parasegurança operacional elétrica.
3.4 O desvio da frequência para o desligamento automáticodo Controle Automático de Geração (CAG) deve estarajustado em 0,5 Hz em relação à frequência nominal do sistema.
3.5 As rampas de mudança de programa ou reprogramaçãode intercâmbio devem ser executadas com duração mínima de 10 minutos, exceto em casos de urgência ou emergência.
4. CRITÉRIOS PARA CONTROLE DA TRANSMISSÃO
4.1. Controle do carregamento de equipamentos e linhas de transmissão
4.1.1 A alteração do limite de carregamento dos equipamentos e das linhas de transmissão que implicar em restrições severas ao SIN, como corte de carga real ou potencial, perda de confiabilidade
ou dificuldades para o controle de tensão, pode ser realizada pelo agente somente em casos de urgência ou emergência, devidamente justificada.
4.2. Hierarquização dos recursos para controle de tensão na Rede de Operação
4.2.1 Os recursos para o controle de tensão são utilizados conforme sequência definida nas instruções de operação do Submódulo 5.12 (Instruções de Operação), caso a caso, observando aspectos
como o desempenho operacional e os benefícios sistêmicos de cada recursodisponível. Os recursos são:
(a) reatores de barra manobráveis;
(b) bancos de capacitores;
(c) compensadores síncronos e estáticos;
(d) absorção/fornecimento de potência reativa proveniente de centrais geradoras despachadas centralizadamente ou consideradasna programação, na condição de geração de potência ativa;
(e) unidades geradoras funcionando como compensadores síncronos;
(f) absorção/fornecimento de potência reativa proveniente de centrais geradoras despachadas centralizadamente ou consideradasna programação, na condição de geração de potência ativa nula;
(g) reatores de linha manobráveis;
(h) comutadores sobcarga de transformadores e de reguladores série; e
(i) manobras de linhas de transmissão.
4.2.2 Os recursos para o controle de tensão devem ser mantidos com folga em relação aos seus limites operativos nas diversas áreas e, prioritariamente, nos equipamentos de controle automático,
como compensadores síncronos e estáticos e nas unidades geradoras.
4.2.3 Os compensadores síncronos e estáticos e as unidades geradoras devem ser operadas com reserva adequada de reativo para minimizar as variações transitórias da tensão, em casos de
contingências. A utilização plena desses equipamentos e instalações só deve ocorrer quando as condições de tensão não forem satisfatórias e depois de esgotados todos os recursosdisponíveis.
4.2.4 As manobras que envolvem bancos de capacitores ou reatores e provocam grandes variações da tensão são precedidas e sucedidas de atuação nos comutadores sob carga dos
transformadores, nos transformadores reguladores de tensão série, nos compensadores ou naexcitação das unidades geradoras, se houver recursos disponíveis.
4.2.5 Na passagem de um período de cargapara outro de maior valor, deve-se antecipar aprodução de reativos em relação à demanda, de modo a minimizara queda de tensão com o aumento
de carga.
4.2.6 As manobras em equipamentos e linhas de transmissão durante o período de carga pesada só podem ser efetuadas quando as ações de controle de tensão não puderem ser realizadas
previamente.
4.2.7 Em todos os períodos de carga, deve-se operarcom as tensões dentro das faixas de tensão recomendadas, conforme as instruções de operaçãodo Submódulo 5.12.
4.2.8 No caso de violaçãodos limites das faixasde tensão recomendadas ou dos limites dos equipamentos e das linhas de transmissão, depois de esgotados todosos recursos para ocontrole de
tensão, podem ser adotadas asseguintes alternativas:
(a) violação do limite superior: desligamento de linhasde transmissãopara evitar sobretensões na rede; ou
(b) violação do limite inferior: ações de gerenciamento de carga nãousuais naoperação do sistema para evitar o colapso de tensão, conforme Submódulo 5.7.
4.2.9 Inicialmente, os agentes devem utilizar os recursos locais instalados próximos à carga e fora daRede de Operação.
4.2.9.1 Caso os recursos locais para ocontrole de tensão sejaminsuficientes, devem ser utilizados os recursos de controle de tensão daRede de OperaçãoRegional e priorizados os recursos que
afetem o menor número de barramentos de referência da região.
4.2.9.2 Caso os recursos de controle de tensão da Rede de Operação Regional sejam insuficientes, devem ser utilizados os recursos de controle de tensão da Rede de Operação Sistêmica e
priorizados os recursosque afetem o menor númerode barramentos de referência da Rede de Operação Sistêmica.
4.2.9.3 Caso não existam mais recursosde controle de tensão disponíveis para uma determinada áreada Rede de Operação Regional, cabe ao Centro de Operaçãodo Sistema – COSR contatar o
Centro Nacional de Operação do Sistema – CNOS para coordenar a utilização dos recursos sistêmicos. A partir do momento em que o CNOS estiver agindo para efetivar os necessários ajustes no
controle de tensão, o COSR solicitante não pode tomarqualquer medida ou realizar qualqueração sem prévia autorização do CNOS.
4.3. Controle dos limites operativos de carregamentos e fluxos sistêmicos
4.3.1 Os centros de operação doONS controlam os carregamentos e os fluxos sistêmicos dentro dos limites operativos na Rede de Operação, considerando:
(a) os fluxos sistêmicos dentro dos limites operativos definidos nos estudos de planejamento da operação elétrica, descritos no Submódulo 3.1 – Planejamento da operação elétrica de médio prazo,
Submódulo 3.3 – Planejamento da operação elétrica com horizonte quadrimestral e Submódulo 4.1 – Programação mensal daoperação elétrica;
(b) os limites operativos dos carregamentos nas instalações de transmissão, incluindo as eventuais restrições permanentes ou temporárias, definidas na regulamentação e informadas pelos agentes
de operação proprietários, conforme Submódulo 5.11 –Cadastro de Informações Operacionais; e
(c) as restrições temporárias das instalações de transmissão informadas em tempo real pelos agentes de operação proprietários.
4.3.2 Esgotados os recursos para não violação dos limites operativos estabelecidos, devem ser adotadas como último recurso as ações para gerenciamento de carga, conforme descritas no
Submódulo 5.7.
5. CRITÉRIOS PARA OPERAÇÃO HIDRÁULICA DOS RESERVATÓRIOS
5.1. Definições
5.1.1. O indicativo de violação das restrições hidráulicas de vazões máximas é obtido com base nos estados de armazenamentos, de afluências aos reservatórios e de vazões incrementais entre os
reservatórios e os pontos de controle.
5.1.2. A ocupação de volumesde espera é definida quando osvolumes vazios disponíveis são iguaisou inferiores aos volumes de espera estabelecidos para o reservatório.
5.1.3. A caracterização de cheia é definida quando a previsão ou ocorrência de vazões naturais nospontos de controle é superior às restrições das vazões máximas consideradas.
5.1.4. A caracterização de seca é definida quando há um período prolongado em que a ausência ou carência de chuvas, em uma região ou bacia hidrográfica, acarreta baixas afluências aos seus
reservatórios.
5.2. Caracterização das situações de operação dos reservatórios
5.2.1. A caracterização das situações de operação dos reservatórios e a responsabilidade de coordenação dos reservatórios estãodefinidas no
5.2.2. Quadro 1:
Quadro 1 – Situações de operação dos reservatórios
Responsável Situação Caracterização
ONS Normal
Não há:
• indicativo de violação das restrições operativas hidráulicas máximas ou mínimas, registradas pelo agente junto ao ONS ou informadas em tempo
real;
• ocupação de volumes de espera;
• caracterização de cheias; e
• situações de secasprolongadas com vazões naturaisnoponto de controle iguais ou superiores às restrições hidráulicas de vazões mínimas.
ONS Atenção
Não há:
• indicativo de violação das restrições operativas hidráulicas máximas ou mínimas, registradas pelo agente junto ao ONS ou informadas em tempo
real; e
Há:
• ocupação de volumes de espera; ou
• caracterização de cheia; ou
• situações de seca prolongadas com vazões naturais noponto de controle inferiores às restrições hidráulicas devazões mínimas; ou
• violação do nível d’água máximo ou mínimo operativo normal do reservatório; ou
• indisponibilidade dos equipamentos hidráulicos e/ou elétricos que afetam o controle operacional do reservatório, sem previsão de retorno; ou
• necessidade de procedimentos específicos para não violação de restriçãonão usual ou restriçãonão cadastrada anteriormente.
Agente de geração Alerta
Há:
• indicativo de violação das restrições operativas hidráulicas máximas ou mínimas, registradas pelo agente junto ao ONS ou informadas em tempo
real; e
• ocupação de volumes de espera; ou
• caracterização de cheia; ou
• situações de seca prolongadas com vazões naturais noponto de controle inferiores às restrições hidráulicas devazões mínimas; ou
• violação do nível d’água máximo ou mínimo operativo normal do reservatório; ou
• indisponibilidade de equipamentos hidráulicos e/ou elétricos que afetam o controle operacional do reservatório, sem previsão de retorno; ou
• necessidade de procedimentos específicos para não violação de restriçãonão usual ou restriçãonão cadastrada anteriormente.
Agente de geração Emer-gência
Há:
• violação de quaisquer das restrições operativas hidráulicas máximas ou mínimas, registradas pelo agente junto ao ONS ou informadas em tempo
real; e
• perda total de comunicação entre a usina e o centro de operação de relacionamento; ou
• ocupação de volumes de espera; ou
• caracterização de cheia; ou
• situações de seca prolongadas com vazões naturais noponto de controle inferiores às restrições hidráulicas devazões mínimas; ou
• violação do nível d’água máximo ou mínimo operativo normal do reservatório; ou
• indisponibilidade dos equipamentos hidráulicos e/ou elétricos que afetam o controle operacional do reservatório, sem previsão de retorno; ou
• fatos não hidráulicos ocorridos a montante ou a jusante que comprometem a operação do reservatório.
6. CRITÉRIOS PARA GERENCIAMENTO DA CARGA
6.1. Corte direto e manual de carga
6.1.1 O Plano de Corte Manual de Carga (PCMC) dos agentes de distribuição e consumidores livres ou potencialmente livres, cujas instalações estejam conectadas à Rede Básica e às DIT, instrui
a redução da sua carga por corte direto manual em até 35% da sua carga original e em patamares de 5%.
6.1.1.1 A critério do ONS, o percentual total de redução indicado no PCMC pode ser maior doque 35%.
6.1.2 O corte manual de cargas se aplica a todo o SIN, ou isoladamente aos sistemas Sul, Sudeste, Nordeste ou Norte/Centro Oeste, ou ainda às áreas isoladas do sistema em função do local de
contingência.
6.1.3 O CNOS coordena o corte manual de carga em caso de:
(a) subfrequência sustentada, quando a frequência permanece igual ou inferior a 59,5 Hz em função do desequilíbrio entre geração e carga, e há perspectiva ou tendência de elevação desse
desequilíbrio; ou
(b) previsão de déficit de geraçãono sistema.
6.1.4 O montante de carga a ser cortado manualmente pelos agentes, em caso de subfrequência sustentada, deve possibilitar o imediato restabelecimento do equilíbrio entre geração e carga
para estabilizar a frequência do SIN, ainda que de forma precária, em no mínimo 59,7 Hz.
6.1.5 As cargas interrompidas nãodevem ser restabelecidas quando a frequência estiver entre 59,7 Hz e o valor nominal da frequência de 60 Hz.
6.1.6 O ONS avalia as condições do sistema para autorizar deforma gradativa a recomposição das cargas, quandoa frequência atinge 60 Hz.
6.2. Corte direto e automático de carga
6.2.1 O corte automático de carga é efetuado em função dos valores mínimos verificados de frequência e tensão ou pelo Sistema Especial de Proteção (SEP) que compreende o Esquema Regional
de Alívio de Carga (ERAC) e o Esquema de Controle de Emergência (ECE).
6.2.2 O ERAC atua por meio de relés de taxa de variação de frequência no tempo (Δf/Δt) em uma janela de frequência e/ou por meio de relés de frequência absoluta, que atuam desligando
automaticamente as cargas previamente estabelecidas, sempre que forem atingidos os valores pré-definidos detaxa de frequência, frequência absoluta e, caso exista, temporização.
6.2.3 Os relés de subfrequência que compõem o ERAC devem estar permanentemente ativados, exceto nos períodos de manutenção programada, para garantir a atuação do ERAC em casos de
contingência.
6.2.4 No caso de atuação dos esquemas de subtensão, as cargas desligadas só podem ser recompostas quando as grandezas sob controle atingirem os valores definidos nas instruções de operação
do Submódulo 5.12 ou quando ocorrer o restabelecimento da configuração normal da área afetada.
6.2.5 Caso ocorra falha na atuação do ERAC ou ECE, o agente de operação deve efetuar manualmente os cortes das cargas previamente determinados para o corte automático e informar ao
centro de operação do ONS como qual se relaciona.
6.2.5.1 O centro de operação do ONS informa ao agente de operação quando os valores de tensão e frequência foram restabelecidos às condições normais do sistema, de forma que seja minimizado
o corte de carga.
6.2.5.2 Caso não haja possibilidade de restabelecimento imediato das condições normais do sistema, as cargas desligadas pelo ERAC ou ECE podem ser substituídas por outras cargas de igual valor
através do corte manual de cargas.
6.2.6 É recomendável que os disjuntores incluídos nos esquemas automáticos não sejam desligados em corte manual de carga para preservação da confiabilidade do sistema, exceto em casos
especiais descritosnas instruçõesde operação noSubmódulo 5.12, com base em estudos realizados pelo ONS.
6.3. Corte indireto de carga por redução de tensão
6.3.1 O corte indireto de carga é coordenado e controlado pelos centros de operação do ONS, por meio da reduçãodos níveis de tensão nos barramentos da Rede de Operação na área afetada
e pelos agentes de operação envolvidos nas barras fora da Rede de Operação.
6.3.2 Os níveis mínimos de tensão nas barras da Rede de Operação são definidos nos estudos de planejamento da operação elétrica pelo ONS, conforme Submódulo 3.1, Submódulo 3.3 e
Submódulo 4.1, e acordados com os agentes de distribuição e transmissão.
6.3.3 Os níveis mínimos detensãofora da RededeOperaçãosãodefinidos pelos agentes.
6.4. Definiçãodomontante de cargaa ser cortado
6.4.1 A definição do montante de carga a ser cortado deve considerar que a carga remanescente não exceda a capacidade geradora disponível ou os limites operativos dos equipamentos, linhas
de transmissão e do sistema.
6.4.2 O montante de carga a ser cortado deve atender aos requisitos mínimos de tensão estabelecidos nas instruções de operação do Submódulo 5.12.
6.4.3 O rateio do montante de carga a ser cortado é realizado da seguinte forma:
(a) corte de carga para controle de frequência: aplicado a todo o SIN ou, isoladamente, às áreas de controle do Sul, Sudeste, Nordeste ou Norte/Centro-Oeste, ou ainda às áreas isoladas do sistema
emfunçãodolocalda contingência,erateadoentreos agentes da área elétrica afetada; e
(b) corte de carga para controle de tensão, carregamento de transmissão ou transformação: o rateio é proporcional ao requisito de carga dos agentes na região ou área elétrica afetada, exceto em
casos especiais com base em estudos realizados pelo ONS para preservação da segurança do sistema ou otimização do corte de carga.
6.4.4 Os agentes podem implementar o processo de redução da carga negociada com seus consumidores, desde que tal medida não tenha reflexos negativos para as ações de gerenciamento de
carga em curso e assegure os montantes demandados pelo centro de operação do ONS.
6.4.5 Os agentes devem informar os valores e os períodos de redução de carga negociados ao centro de operação do ONS com o qual se relacionam.
6.4.6 Nãosãoconsideradas comoreduções negociadas decarga aquelas decorrentes de:
(a) variações climáticas; e
(b) reduções voluntárias decarga pelos consumidores,resultantes decampanha demídia.
6.4.7 Na ocorrência de perda ou limitação de linhas de transmissão ou transformadores, ao ser atingido o limite operativo permissível dos equipamentos ou do sistema, devem ser efetuadas,
prioritariamente e de forma antecipada, possíveis transferências de carga na área diretamente afetada para evitar o corte de carga.
6.5. ElaboraçãodoPlanode Corte Manualde Carga(PCMC)
6.5.1 Os critérios para elaboração do PCMC e da síntese dos PCMC dos agentes estão contidos em rotina operacional do Submódulo 5.13 – Rotinas Operacionais, elaborada com a participação
dos agentes de distribuição e consumidores livres ou potencialmente livres cujas instalações estejam conectadas à Rede Básica e às DIT.
6.5.2 Para assegurar maior efetividade e equanimidade de um eventual corte de carga, a rotina operacional descreve, no mínimo, os seguintes aspectos:
(a) opatamardecargaa seradotadopara explicitaçãodas cargas noPCMC;
(b) a periodicidade necessária para atualização do PCMC;
(c) o valor da carga de cada agente para definição do percentual de participação do agente em um eventual rateio de corte de carga;
(d) o tratamento dado aos consumidores livres ou potencialmente livres, não conectados à Rede Básica e às DIT, e o tratamento dado aos agentes de distribuição conectados na rede de distribuição;
(e) a não inclusão das cargas que fazem parte do ERAC ou ECE nas cargas a serem cortadas manualmente, fixando os casos de exceção;
(f) a informação pelo agente do tempo necessário para o atendimento de uma solicitação do centro de operação do ONS para realização do corte de carga.
7. CRITÉRIOS PARA RECOMPOSIÇÃODAREDEDE OPERAÇÃO
7.1. Classificação das usinas de autorrestabelecimento
7.1.1 A classificação das usinas em função da sua capacidade de autorrestabelecimento considera os seguintes aspectos:
(a) usinas de autorrestabelecimento integral:
(1) contribuem para o processo de recomposição do sistema elétrico, partindo o número de unidades geradoras definido pelo ONS para viabilizar o processo de recomposição da área; e
(2) devemsercapazes de:
(i) sair da condição de parada total para condição de operação, independentemente de fontes externas para alimentação dos seus serviços auxiliares;
(ii) dar partida nas unidades geradoras e sincronizar o número mínimo de unidades, definido nas instruções de operação do Submódulo 5.12, com seus próprios serviços auxiliares;
(iii) energizar os elementos da rede adjacente sem considerar eventos fora do seu controle;
(iv) assimilar variações bruscas de carga e controlar tensão e frequência dentro das faixas definidas em situações de emergência; e
(v) ter o índice de disponibilidade superior a 80%.
(b) usinas de autorrestabelecimento parcial:
(3) possuem uma ou mais unidades com capacidade de alimentar seus serviços auxiliares a partir da tensão terminal dos seus próprios geradores; e
(4) possuem unidades geradoras que, após a ocorrência de uma perturbação, permanecem girando e excitadas.
(c) usinas sem autorrestabelecimento: necessitam de alimentação externa para seus serviços auxiliares para conseguirem recompor suas unidades geradoras após uma perturbação.
7.2. Recomposiçãonafase fluente
7.2.1 Na fase de recomposição fluente, são considerados os seguintes aspectos:
(a) as áreas de recomposição estão totalmente desenergizadas;
(b) as usinas térmicas não são definidas como fontes de recomposição do SIN, porém devem possuir esquemas de ilhamento, sempre que for tecnicamente viável, para preservar uma parcela do
sistema estávelapós grandes perturbações;e
(c) a maior parcela possível do montante máximo da carga prioritária é atendida com a condição de carga pesada para garantir a viabilidade de recomposição em qualquer horário, conforme critérios
estabelecidos no Submódulo 2.3–Premissas,critérios emetodologia para estudos elétricos.
7.2.2 Aliberaçãodos montantes máximos decarga emcada área consideraos seguintes aspectos:
(a) capacidade de geração da configuração mínima das unidades geradoras das usinas de autorrestabelecimento da área necessária para energização dos troncos de transmissão;
(b) limitações de carregamento dos equipamentos e das linhas de transmissão da rede de recomposição fluente;
(c) limitações relacionadas ao controle de tensão na rede de recomposição fluente;
(d) rejeições decarga durantea recomposição; e
(e) configuração dos alimentadores da distribuição dos agentes.
7.2.3 Para liberação adicional de carga, as seguintes condições devem ser atendidas:
(a) disponibilidade adicional de geração;
(b) limitações decarregamentodos equipamentos edas linhas detransmissão;
(c) restrições de tomada de carga na área para evitar sobretensões, em caso de rejeição de carga; e
(d) frequência na faixa de59a 61 Hz.
7.3. Recomposiçãonafase coordenada
7.3.1 A fase de recomposição coordenada só deve ter início após verificação das seguintes condições:
(a) ausência desobrecargas nos equipamentos elinhas detransmissãodaárea considerada;
(b) estabilizaçãoda frequência; e
(c) níveis detensãocompatíveis comacarga restabelecida nomomento.
7.3.2 Previamente à realização das manobras de fechamentodos disjuntores, é verificada a condiçãopara definir seo fechamentoserá deanel ou de paralelo, para então executá-las conforme
as instruções deoperação.
7.4 Regulaçãodatensãoe frequênciadurante recomposição
7.4.1 A frequência na recomposição é regulada em torno de 60 Hz, admitindo-se variação dentro dos seguintes limites:
(a) na fasefluente:entre 58e62 Hz;e
(b) na fasecoordenada:entre59e61Hz.
7.4.2 A tensão na recomposição fluente e coordenada é regulada em torno do valor nominal da tensão da rede, admitindo-se variação superior ou inferior de 10%, exceto nos seguintes casos:
(a) para765kV da interligaçãoSul/Sudeste:olimitesuperioré4,5%da tensãonominal;
(b) para525kV da regiãoSul:olimitesuperioré5% da tensãonominal; e
(c) paratensõesnominais menores ou iguais a 230kV:olimitesuperioré10%na fasederecomposição fluentee5%na fasecoordenada.
7.4.2.1 Os valores percentuais dos limites para regulação da tensão são valores de referência e estão condicionados às características dos equipamentos e das linhas de transmissão informadas
pelos agentes proprietários.
7.4.3 Os bancos de capacitores devem ser desligados e os tapes dos transformadores devem ser comutados para uma posição que não implique em sobretensões durante a recomposição do
sistema,excetoemcasos específicos descritosnas instruções deoperação do Submódulo 5.12.
8 REFERÊNCIAS
8.1. Não há referências neste documento.
Submódulo 2.10
Requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de transmissão
1. OBJETIVO
1.1. Estabelecer os requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, com o propósito de:
(a) balizar as ações do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS relativas à proposição das ampliações, reforços e melhorias nas instalações sob responsabilidade de agente de transmissão;
(b) fornecer aos novos usuários das instalações sob responsabilidade de agente de transmissão as informações necessárias para a elaboração do projeto do ponto de conexão e das instalações de
transmissão de uso exclusivo/restrito; e
(c) forneceraosusuáriosjáconectadosàsinstalaçõessobresponsabilidadede agentedetransmissão,querequeiramacessoe/oucontratação,asinformaçõesnecessáriasparaatualização/adequação
do projeto do ponto de conexão e das instalações de transmissão de uso exclusivo/restrito.
1.1.1. Os requisitos aplicam-seà conexão deagentes degeração,agentes dedistribuição,consumidores livres eagentes deimportação ou exportação deenergia elétrica à RedeBásica,às Demais
Instalações de Transmissão (DIT), às instalações de transmissão de interesse exclusivo de centrais de geração para conexão compartilhada (ICG) e às instalações de transmissão de energia elétrica
destinadas a interligações internacionais conectadas à Rede Básica.
1.1.2. Os requisitos da seção 4, exceto no que se refere a potência ativa, são aplicados a compensadores síncronos com conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão.
1.2. Este submódulo também tem como objetivo apresentar os requisitos técnicos mínimos com impacto sistêmico para a conexão de centrais de geração às instalações sob responsabilidade de
distribuidora em nível de tensão superior a 69 kV.
2. REQUISITOS GERAIS
2.1. A conexão às instalações de transmissão deve atender aos padrões de desempenho definidos no Módulo 9 – Indicadores.
2.1.1. É de responsabilidade de todos os agentes envolvidos garantir que na fronteira com as instalações sob responsabilidade de agente de transmissão sejam atendidos os limites dos indicadores
de desempenho e os requisitos técnicos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede.
2.1.2. Os indicadores de desempenho das instalações de transmissão quanto à Qualidade da Energia Elétrica (QEE) têm limites globais, de caráter sistêmico, e limites individuais, relativos a cada
acessante.
2.1.2.1. Os indicadores de caráter individual podem ser obtidos por meio de medição, conforme estabelecido no Submódulo 2.9 – Requisitos mínimos de qualidade de energia elétrica para acesso
ou integração à Rede Básica, e de estudos, conforme descrito no Submódulo 2.3 – Premissas, critérios e metodologia para estudos elétricos.
2.1.2.2. Os indicadores de caráter global devem ser obtidos por meio de campanhas de medição, conforme estabelecido no Submódulo 2.9.
2.2. Quando houver compartilhamento de instalações de interesse restrito para a conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão ou de distribuição, os requisitos técnicos
mínimos devem ser atendidos por todos os usuários do compartilhamento na conexão das instalações compartilhadas às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão ou de
distribuição.
2.3. Os requisitos técnicos mínimos aplicáveis às instalações de conexão às DIT devem atender os padrões técnicos da concessionária de transmissão detentora da instalação acessada e às normas
e padrões técnicos da concessionária ou permissionária de distribuição, quando houver transferência de instalações.
2.4. Por princípio, os requisitos técnicos mínimos das instalações de conexão do acessante devem estar em conformidade com as normas técnicas da Associação Brasileira de Normas Técnicas –
ABNT, no que for aplicável e, complementados, com as normas técnicas da International Electrotechnical Commission – IEC e American National Standards Institute – ANSI.
2.4.1. Quando nenhuma das normas anteriores atenderem aos requisitos exigidos e com a anuência prévia pelo Operador, as recomendações do Institute of Electrical and Electronics Engineers –
IEEE podem ser seguidas.
2.5. O ONS, a seu critério, pode propor à Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL a adequação de instalação de conexão existente devido ao não atendimento aos requisitos técnicos
estabelecidos neste submódulo, decorrente da evolução do Sistema Interligado Nacional (SIN).
2.6. O acessante é responsável por avaliar qualquer efeito que o SIN possa provocar sobre suas instalações e por tomar as ações corretivas e protetivas que lhe são cabíveis.
2.6.1. Todos os estudos necessários à avaliação do impacto da usina no SIN devem ser realizados pelo acessante e disponibilizados seus resultados e as bases de dados utilizadas.
2.7. O acessante gerador deve, ao implantar seu empreendimento, atentar para as regras de uso da Área de Desenvolvimento da Subestação (ADS), definidas em [3], de forma que suas instalações
não prejudiquem a expansão da subestação a ser acessada, bem como as demais subestações de transmissão integrantes da Rede Básica (RB) ou Demais Instalações de Transmissão (DIT).
2.7.1. As regras de uso da ADS se aplicam também para as subestações seccionadoras de linhas de transmissão a serem implantadas por acessantes geradores.
3. SISTEMAS DE PROTEÇÃO, SUPERVISÃO E CONTROLE, MEDIÇÃO, TELECOMUNICAÇÕES E CONTROLE DAS INSTALAÇÕES DE CONEXÃO
3.1. Sistemas de proteção, de registro de perturbações e de telecomunicações para teleproteção
Aspectos gerais
3.1.1.1. Os requisitos técnicos gerais para os sistemas deproteção, deregistro deperturbações edetelecomunicações para teleproteção estão descritos no Submódulo 2.11 – Requisitos mínimos
para os sistemas de proteção, de registro de perturbações e de teleproteção.