RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.112, DE 11 DE FEVEREIRO DE 2025 (parte 7 de 38)

Sistemas de proteção de linhas de transmissão
3.1.2.1. Linhas radiais de uso exclusivo do acessante podem dispensar a utilização de esquemas de teleproteção mediante avaliação técnica do ONS.
Sistemas de registro de perturbações
3.1.3.1. Os sistemas de registro de perturbações das instalações do acessante podem ser constituídos por funções integradas nos sistemas de proteção dessas instalações.
3.1.3.2. Os registros de oscilografia devem ser armazenados pelo acessante e fornecidos ao ONS e ao agente de transmissão acessado, quando solicitado, conforme estabelecido no Submódulo
6.3 – Análise de perturbação.
3.1.3.3. Esses registros devem ser disponibilizados ao ONS no formato de dados especificado no Submódulo 7.10 – Implantação do sistema de registro de perturbações.
Sistemas Especiais de Proteção (SEP)
3.1.4.1. Quando solicitado pelo ONS, após a elaboração de estudos com a participação dos agentes envolvidos, o agente de transmissão acessado e o acessante devem instalar/adequar/desinstalar
SEP, conforme estabelecido no Submódulo 7.5 – Implantação de Sistemas Especiais de Proteção.
Proteções de caráter sistêmico
3.1.5.1. Quando solicitado pelo ONS, o agente de transmissão acessado e o acessante devem instalar/adequar proteções de caráter sistêmico, conforme estabelecido no Submódulo 7.6 –
Implantação de proteções de caráter sistêmico.
3.2. Sistemas de supervisão e controle para a operação
3.2.1. Os sistemas de supervisão e controle devem atender aos requisitos técnicos descritos no Submódulo 2.12 – Requisitos mínimos de supervisão e controle para a operação.
3.3. Sistemas de medição para faturamento
3.3.1. Os procedimentos e requisitos referentes aos sistemas de medição para faturamento estão estabelecidos no Submódulo 2.14 – Requisitos mínimos para Sistemas de Medição para
Faturamento, no Submódulo 7.11 – Implantação do Sistema de Medição para Faturamento, no Submódulo 6.16 – Manutenção do Sistema de Medição para Faturamento e no Submódulo 6.17 –
Coleta de dados de medição para faturamento.
3.4. Sistemas de telecomunicações
3.4.1. Os padrões e procedimentos referentes aos sistemas de telecomunicações estão estabelecidos no Submódulo 2.15 – Requisitos mínimos para telecomunicações, no Submódulo 7.12 –
Implantação dos serviços de telecomunicações para atendimento às necessidades do Sistema Interligado Nacional, no Submódulo 5.9 – Manutenção dos serviços de telecomunicações que atendem
a Operação do SIN e no Submódulo 6.10 – Avaliação do desempenho dos serviços de telecomunicações que atendem à Operação do SIN.
3.5. Sistemas de controle
3.5.1. Os requisitos técnicos mínimos de controle para a conexão de usinas hidroelétricas e termoelétricas estão relacionados no item 4 deste submódulo.
3.5.2. Os requisitos técnicos mínimos de controle para a conexão de centrais geradoras eólicas e fotovoltaicas estão relacionados no item 5 deste submódulo.
3.5.3. Para as instalações que requerem sistemas de controle específicos, tais como estações conversoras de frequência, sistemas de transmissão em corrente contínua (CC), equipamentos FACTS
(Flexible AC Transmission Systems) e compensadores estáticos, os requisitos devem ser definidos caso a caso pelo ONS, com o objetivo de garantir o desempenho adequado das instalações de
transmissão.
3.6. Unidades de Medição de Sincrofasores (PMU)
3.6.1. Quando solicitado pelo ONS, deve ser prevista a instalação de Unidades de Medição de Sincrofasores (Phasor Measurement Unit - PMU), atendendo os requisitos técnicos definidos pelo
ONS no Submódulo 2.13 – Requisitos mínimos para Sistemas de Medição Sincronizada de Fasores e no Submódulo 7.9 – Implantação dos sistemas de supervisão e controle para a operação.
4. CONEXÃO DE USINAS HIDROELÉTRICAS E TERMOELÉTRICAS
4.1. Aspectos gerais
4.1.1. Os requisitos técnicos mínimos para conexão de usinas hidroelétricas e termoelétricas são aplicáveis a:
(a) unidadesgeradorasdasusinashidroelétricasetermoelétricascompotênciatotalsuperiora30MWcomconexãoàsinstalações sobresponsabilidadedeagentedetransmissão,deformaindividual
ou compartilhada; e
(b) unidadesgeradorasdasusinashidroelétricasetermoelétricascomconexãoàsinstalaçõessobresponsabilidadedeagentededistribuiçãoeclassificadasnamodalidadedeoperaçãoTipoI,conforme
Submódulo 7.2 – Classificação da modalidade de operação de usinas.
4.1.1.1. Compensadores síncronos com conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, de forma individual ou compartilhada, devem atender aos requisitos técnicos
mínimos descritos nesta seção 4, exceto no que se refere aos requisitos que envolvam potência ativa.
4.1.1.2. As usinas hidroelétricas classificadas na modalidade de operação Tipo II-A podem ter alguns de seus requisitos técnicos mínimos flexibilizados.
4.1.2. As unidades geradoras das usinas hidroelétricas e termoelétricas com potência total inferior ou igual a 30 MW com conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão,
de forma individual ou compartilhada, devem atender:
(a) aos requisitos técnicos gerais para operação em regime de frequência não nominal indicados nos itens 4.2.1. e 4.2.2. deste submódulo; e
(b) aos demais requisitos gerais, caso o ONS identifique a necessidade desses requisitos após avaliação levando emconsideração a potência total da usina e a sua localização no sistema elétrico.
4.1.3. As unidades geradoras das usinas hidroelétricas e termoelétricas classificadas nas modalidades de operação Tipo II-A, Tipo II-B, Tipo II-C ou Tipo III com conexão às DIT ou às instalações sob
responsabilidade de agente de distribuição em tensão superior a 69 kV, devem atender:
(a) aos requisitos técnicos gerais para operação em regime defrequência nãonominal indicadosnos itens 4.2.1. e4.2.2. destesubmódulo; e
(b) aosdemaisrequisitosgerais,nocasodeusinascomcapacidadeinstaladatotalsuperiora30MWouporgruposdeusinas,emumamesmaáreageoelétrica,comcapacidade instaladatotalsuperior
a 50 MW, seo ONS avaliarnecessário.
4.1.3.1. Para as centrais geradoras classificada na modalidade de operação Tipo III com conexão às instalações sob responsabilidade de agente de distribuição, as tratativas com os agentes de
geração, bem como a avaliação do atendimento dos requisitos é de responsabilidade da distribuidora acessada.
4.1.3.2. As funções de proteção de frequência das unidades geradoras ou do ponto de acoplamento comum com a rede da distribuidora, como por exemplo as funções de proteção anti-ilhamento,
devem possuir ajustes coordenados com tais requisitos.
4.1.4. Os acessos de usinas devem atender na conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão os limites dos indicadores de desempenho definidos no Submódulo 9.7 –
Indicadores de qualidade de energia elétrica da Rede Básica.
4.1.5. As usinas não podem reduzir a flexibilidade de recomposição da rede elétrica, seja em função de limitações dos seus equipamentos, seja em função de tempo de recomposição, salvo em
situações críticas deesvaziamento dereservatório.
4.1.6. Para o ponto de conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão e para a área de influência da usina devem ser feitas avaliações para verificar se há superação da
capacidade de equipamentos ou necessidade de reajustes de parâmetros de proteção, supervisão e controle. Para tal, devem ser realizados estudos relativos:
(a) ao nível decurto-circuito com a presença da usina;
(b) à capacidadededisjuntores, barramentos, transformadores decorrenteemalhas deterra, verificando inclusivea possibilidadedesaturação detransformadoresdecorrente;
(c) à adequação eao ajustedos sistemas de proteção, supervisão econtroleenvolvidos com a integração dausina;
(d) à avaliação paramétrica dos reguladores detensão, develocidadeedos sinais estabilizadores; e
(e) à avaliação dos sistemas de partida das unidades geradoras termoelétricas quanto aos indicadores de variação de tensão de curta duração estabelecidos no Submódulo 9.7 – Indicadores de
qualidadedeenergia elétrica da RedeBásica.
4.1.7. O agente de geração responsável por usina termoelétrica, com a finalidade de subsidiar as especificações técnicas da usina, deve analisar os modos de oscilação subsíncrona de seus
equipamentosquanto a possíveis interações com os controles deconversora decorrentecontínua (CCAT), controlador FACTS ebanco decapacitores sériepróximos àusina termoelétrica.
4.1.7.1. Semprequenecessário, equipamentos para o amortecimento adequado detais oscilações devem ser instalados pelo acessanteantes do início da operação dausina.
4.1.8. Cada unidade geradora a ser interligada ao SIN deve ser especificada para suportar esforços torcionais sobre os conjuntos turbina-gerador provenientes de manobras, curtos-circuitos e
religamentos.
4.1.8.1. Aplica-se particularmente diante de possíveis interações torcionais com os controles de conversora de corrente contínua (CCAT), controlador FACTS e banco de capacitores série próximos
à usina, mesmo que as oscilações subsíncronas decorrentes de tais interações sejam adequadamente amortecidas.
4.1.9. Mediante solicitação do agente, o ONS deve avaliar a possibilidade de tomar providências visando reduzir os esforços oriundos de religamento de linha de transmissão (LT). Para tal, o agente
deve apresentar ao ONS:
(a) os resultados deestudos –com explicitação da modelagem eda metodologia decálculo utilizadas –quedemonstrem a necessidadedetais providências;
(b) os valores de suportabilidademáxima admissível dos eixos deseus equipamentos; e
(c) demais características do conjunto turbina-geradornecessárias para a caracterização das interações torcionais.
4.1.10. Os ajustes dos controladores e das proteções das instalações devem ser definidos e implantados pelos agentes responsáveis pelas instalações, de forma a garantir a integridade dos
componentes, mantendo seletividade com os componentes adjacentes e atendendo aos requisitos mínimos estabelecidos neste submódulo e no documento de Filosofias de Proteção das Unidades
Geradoras [4].
4.1.11. As ações e os custos decorrentes da aplicação dos requisitos técnicos mínimos descritos nesta seção 4 são de responsabilidade do agente de geração.
4.2. Requisitos técnicos gerais
4.2.1. Em operação em regime defrequência não nominal para unidades ou centrais geradoras hidroelétricas, deve-seatender às seguintes condições:
(a) permitido o desligamento ou desconexão da rede, deforma instantânea, para operação abaixo de56 Hz;
(b) permitido o desligamento ou desconexãoda rede, após um tempo mínimo de20 s, para operação abaixo de58,5 Hz;
(c) operação contínua entre58,5 e 63 Hz;
(d) permitido o desligamento ou desconexãoda redeapósum tempo mínimo de10 s, para operação acima de63 Hz; e
(e) permitido o desligamento ou desconexãoda rede, deforma instantânea, para operação acima de66 Hz.
4.2.1.1. As proteções desubfrequência esobrefrequência devem ser ajustadas conforme o documento de Filosofias deProteção das Unidades Geradoras [4].
4.2.1.2. A Figura 1 resume as condições efaixas deoperação da unidadegeradora ou central geradora hidroelétrica em regime defrequência não nominal.
Figura 1 –Faixas de operação da central geradora hidroelétrica em regime de frequência não nominal.
4.2.2. Em operação em regime defrequência não nominal para unidades ou centrais geradoras termoelétricas, deve-seatender às seguintes condições:
(a) permitido o desligamento ou desconexãoda rede, deforma instantânea, para operação abaixo de57 Hz;
(b) permitido o desligamento ou desconexãoda rede, apósum período detempo mínimo de5 s, para operação abaixo de57,5 Hz;
(c) permitido o desligamento ou desconexãoda redeapósum período detempo mínimo de10 s, abaixode58,5 Hz;
(d) operação contínua entre58,5 e61,5 Hz;
(e) permitido o desligamento ou desconexãoda redeapósum período detempo mínimo de10 s, para operação acima de61,5 Hz; e
(f) permitido o desligamento ou desconexãoda redeacima de63 Hz deforma instantânea.
4.2.2.1. As proteções desubfrequência esobrefrequência devem ser ajustadas conforme o documento deFilosofias deProteção das Unidades Geradoras [4].
4.2.2.2. A Figura 2resume as condições efaixasdeoperação da unidadegeradora ou central geradora em regime defrequência não nominal.
Figura 2 –Faixas de operação da central geradora termoelétrica em regime de frequência não nominal.
4.2.3. Em casos excepcionais, podeserproposta pelo agentedegeração, para análisedoONS, aoperaçãodeusina termoelétrica em condições diferentesdas estabelecidas no item 4.2.2. , desde
que:
(a) atenda obrigatoriamenteao requisito para operação contínua entre58,5 e61,5 Hz;
(b) em condições desubfrequência, o ilhamento da usina seja tecnicamenteviável, com a garantia do perfeito funcionamento doSEP associado;
(c) em condições desobrefrequência, asunidades geradoras sejamdesligadaspor proteção ou esquema específico, com ajustesdefrequência etemporização estabelecidos pelo ONS;
(d) os custos decorrentesda implantaçãodos esquemasdeproteção necessários, bem como os oriundos da operação inadequada desses esquemas, fiquem a cargodo agentedegeração;
(e) osesquemasdeilhamentoda centralgeradora atendamoslimitesdesuportabilidadedetensão,definidosno item4.2.7., eestejamem conformidadecomodocumentodeFilosofiasdeProteção
das Unidades Geradoras [4].
4.2.4. Participação em Sistemas Especiais deProteção (SEP):
(a) deve ser possível a desconexão automática degeraçãopara atender aos esquemas deilhamento da usina, demodo a minimizar consequências deperturbações no sistema.
4.2.5. Geração/absorção depotência reativa dentro da faixa operativa admissível da tensão terminal:
(a) a unidadegeradora deveser capazdeoperar com fatordepotência dentro da faixa de0,90 capacitivo (sobreexcitado) a 0,95 indutivo (subexcitado), sem restrição pelo sistema deexcitação.
4.2.6. Na operação em regime detensão não nominal, deve-seatender à seguintecondição:
(a) na condição operativa sob contingências, operação na faixa detensão conforme critério de tensão admissível entre fases a 60 Hz estabelecido no Submódulo 2.3 no ponto deconexão dausinaàs
instalações sob responsabilidade de agente de transmissão ou de distribuição, sem atuação dos relés de subtensão e sobretensão temporizados da usina.
4.2.7. Suportabilidadea subtensões esobretensões transitórias:
(b) caso haja variações temporárias de tensão em uma ou mais fases nas unidades geradoras ou em seus serviços auxiliares, decorrentes de distúrbios na Rede Básica, a central geradora deve se
manter em operação (sem desconexão), sea tensão noterminal do geradorpermanecer dentro da região indicada na Figura 3; e
(c) deveseraplicadoaqualquertipodedistúrbio,sejamelesprovocadosporrejeiçãodecarga,defeitossimétricosouassimétricos, devendoseratendidapelatensãodafasequesofrermaiorvariação.
Figura 3 – Suportabilidade das unidades geradoras e seus serviços auxiliares a subtensões e sobretensões transitórias.
4.2.8. Desempenho durante curto-circuito assimétrico (corrente de sequência inversa):
(a) cada unidade geradora deve suportar a circulação da corrente de sequência inversa correspondente a uma falta assimétrica, definida por sua característica I2
2t = K, durante o tempo decorrido
desde o início da falta até a atuação da última proteção de retaguarda.
4.2.9. Operação ilhada com seus serviços auxiliares (exceto para usinas a carvão e usinas nucleares):
(a) quando as variações de tensão e/ou frequência na redeexcederem os seus limites, a usina deve passar com segurança para a operação ilhada com seus serviços auxiliares e ter a possibilidade de
se manter nessa condição por pelo menos 1 hora.
4.3. Sistema de excitação
Geral
4.3.1.1. As características e o desempenho do sistema de excitação devem estar adequados ao projeto do gerador.
4.3.1.2. O sistema de excitação deve conter, no mínimo, os seguintes recursos:
(a) controle automático da tensão terminal no gerador, ou da tensão da barra de alta da usina mediante controle conjunto das unidades geradoras;
(b) controle manual da excitação do gerador;
(c) transição suave do controle automático para o controlemanual e vice-versa;
(d) permitir sua integração a um controle conjunto de tensão da instalação;
(e) limitador de subexcitação;
(f) limitador de máxima e mínima corrente de excitação;
(g) limitador Volt/Hertz;
(h) compensação de corrente reativa;
(i) estabilizador de sistemas de potência; e
(j) desempenho automático das funções que são requeridas pelas sequências do automatismo de partida e parada do grupo turbina-gerador.
4.3.1.3. Em casos excepcionais, para usinas termoelétricas de co-geração, com motores de combustão interna ou nucleares, pode ser proposto pelo agente, para análise do ONS, a flexibilização
de requisitos técnicos referentes ao item 4.3.2 deste submódulo.
4.3.1.4. A solicitação de flexibilização dos requisitos deve ser feita pelo agente na etapa de solicitação de acesso, e a sua aceitação dependerá de anuência do ONS, com base em avaliações técnicas
especificadas pelo Operador e desenvolvidas e registradas em Relatório Técnico pelo agente.
Conversor de potência e excitatriz da unidade geradora
4.3.2.1. O conversor de potência deve ser constituído de pontes retificadoras trifásicas, conectadas em paralelo, de modo a atender às seguintes exigências operacionais:
(a) a corrente deve ser equalizada nos semicondutores em paralelo em cada ramo da ponte; e
(b) se (N) módulos conectados em paralelo são necessários para suprir a capacidade nominal contínua e satisfazer os requisitos do ciclo de operação do sistema de excitação, então (N+1) módulos
devem ser fornecidos.
4.3.2.2. Capacidade nominal do sistema de excitação:
(a) a capacidade de condução de corrente contínua do sistema de excitação não pode ser inferior a 110% do valor da corrente de campo em sobrecarga do gerador, obtido nas condições normais de
potência ativa, potência reativa e fator de potência e com 105% da tensão terminal nominal.
4.3.2.3. A capacidade contínua do transformador de excitação não deve ser menor que o requerido para operação do gerador a plena carga e 105% de tensão nominal.
4.3.2.4. O dimensionamento da tensão de teto deve obedecer:
(a) teto positivo: não menor que2,5 vezes o valorda tensão decampo aplena carga,obtidonas condições depotência ativa,reativa,tensão terminalefator depotência nominais da placa dogerador;
e
(b) teto negativo: não menor que 80% do teto positivo.
4.3.2.5. O tempo de resposta da tensão de campo do gerador deve ser menor ou igual a 0,1 s.
4.3.2.5.1. Define-se o tempo de resposta da tensão de campo como sendo o tempo necessário para a tensão de campo do gerador atingir 95% da diferença entre a tensão de teto e a tensão
de campo a plena carga, sob as seguintes condições:
(a) gerador operando em vazio; e
(b) degrau na referência do regulador de tensão para levar o sistema de excitação à tensão de teto.
4.3.2.6. O sistema de excitação não deve depender de outra unidade geradora nem de fonte de alimentação auxiliar externa em corrente alternada, exceto para:
(a) a pré-excitação do campo do gerador;
(b) os serviços auxiliares que sejam essenciais à partida do gerador;
(c) os serviços auxiliares que não impliquem em restrições operacionais do gerador; e
(d) os ensaios.
4.3.2.7. Para sistemas de excitação com transformador de excitação conectado no lado de alta dos terminais do próprio gerador (bus-fed), devem estar disponíveis os seguintes recursos destinados
à pré-excitação do campo do gerador:
(a) possibilidade de entrada e saída da pré-excitação de forma automática;
(b) fonte de alimentação da pré-excitação independente do gerador; e
(c) dispositivos limitadores de corrente e de proteção do circuito.
Regulador de tensão da unidade geradora
4.3.3.1. Devem ser previstos, no mínimo, os seguintes modos de controle:
(a) automático: efetua a regulação automática da tensão terminal do gerador. Esse é o modo de controle principal da unidade operando interligada; e
(b) manual: permite o controle manual da corrente ou tensão de excitação. Esse é o modo de controle para testes e em caso de falha do modo de controle automático.
4.3.3.1.1. Função seguidor (follow-up): deve haver uma função de rastreio que ajuste continuamente a referência dos modos de controle, de forma a garantir a comutação suave entre eles.
4.3.3.2. O controle automático de tensão deve ser equipado com, no mínimo, os seguintes recursos:
4.3.3.2.1. Limitadores de ação automática e contínua:
(a) limitador de subexcitação: utiliza as grandezas de potência ou corrente ativa e reativa de forma a restringir a operação do gerador na região de subexcitação delimitada pelo seu limite de
estabilidade;
(b) limitador de mínima corrente de excitação: limita a grandeza da corrente de excitação ao valor mínimo permitido;
(c) limitador de máxima corrente de excitação: limita a corrente de excitação a um valor máximo permitido para o sistema de excitação e enrolamento de campo do gerador. Sua atuação deve ter
um retardo para permitir sobrecargas transitórias, desde que não sejam atingidos os valores de projeto do enrolamento de campo ou valores limites do conversor depotência;
(d) limitador Volt/Hertz: evita o sobrefluxo magnético no gerador, transformador elevador e transformador de excitação (caso existente), causado por subfrequência e/ou sobretensão; e
(e) a atuação desses limitadores deve ser estável, com amortecimento adequado e pequeno tempo de estabilização. O ajuste dever estar coordenado dinamicamente e estaticamente com as funções
de proteção, explorando ao máximo os limites operativos admissíveis do gerador, conforme estabelecido no documento de Filosofias de Proteção das Unidades Geradoras [4].
4.3.3.2.2. Compensação de corrente reativa: permite a compensação da queda de tensão do transformador elevador em configurações gerador mais transformador elevador (função line drop),
sem violar a faixa operativa da tensão terminal do gerador, ou permite o paralelismo de geradores conectadas no mesmo barramento (função droop). O grau de compensação deve ser ajustável
em uma faixa de - 10% a + 10%.
4.3.3.2.3. Estabilizador de Sistemas de Potência (ESP):
(a) a estrutura do ESP deve ser baseada na integral de potência acelerante, com rastreador de rampa, capaz de propriciar um bomamortecimento na faixa de 0,2 a 2,0 Hz.
(b) deve prever lógicas de bloqueio automático do ESP por:
nível de potência ativa;
desvio de frequência;
estado do disjuntor do gerador; e
subtensão e sobretensão.
(c) a reconexão automática do ESP deve ser feita quando as condições de bloqueio não mais existirem;
(d) deve prever um algoritmo para estimação da velocidade do rotor do gerador para utilização dessa grandeza no canal de frequência do ESP; e
(e) a saída do ESP deve ter limites mínimo e máximo ajustáveis.
4.3.3.3. O sistema de excitação deve ser capaz de manter a tensão do gerador dentro da sua faixa operativa, com o regulador de tensão operando em modo automático e com umidade relativa
do ar a 100% e temperatura na faixa de - 5o C a 50o C.
4.3.3.4. A tensão terminal do gerador, quando da operação em regime estável de carga e frequência, deve ser mantida na faixa de ± 0,5% do valor ajustado para qualquer ponto de operação
dentro da faixa de operação permitida pela sua curva de capabilidade.
4.3.3.5. A tensão terminal do gerador deve ser mantida na faixa de  0,5% do valor ajustado quando em operação em vazio e velocidade constante, para qualquer valor de velocidade.
4.3.3.6. Em caso de rejeição de carga nos terminais do gerador operando dentro de sua curva de capabilidade, a tensão terminal:
(a) deve ser rapidamente reestabelecida para um valor compreendido entre ± 5% do valor ajustado, em um tempo inferior a 0,5 s após a ocorrência da rejeição; e
(b) ao atingir o regime permanente, deve estabilizar-se dentro da faixa de ± 0,5%, mantendo-se nessa faixa durante todo o período de sobrevelocidade.
4.3.3.7. O desempenho dinâmico do regulador de tensão, para um degrau de ± 2% na referência de tensão operando em vazio, deve atender os seguintes critérios:
(a) sobressinal (overshoot) menor ou igual a 10%; e
(b) tempo de estabilização menor ou igual a 1,0 s. O tempo de estabilização é definido como o tempo necessário para que a resposta da tensão terminal alcance e permaneça na faixa de ± 2% do valor
final;
4.3.3.8. Sensibilidade: com o gerador operando nas suas condições nominais de potência ativa, potência reativa, tensão terminal e fator de potência, o regulador de tensão deve permitir ajustes
no controle automático para a tensão de teto ser atingida, quando houver variação, em degrau, de ± 2% na referência de tensão.
4.3.3.9. Nas condições de defeito no lado de alta tensão do transformador elevador, considerando uma redução da tensão terminal de até 35% do seu valor nominal, a tensão de excitação deve
ser mantida em valor superior a 80% do seu valor a plena carga, por um período de até 0,25 s, e sem a atuação dos limitadores de máxima corrente do estator ou de excitação pelo regulador de
tensão.
4.4. Regulação primária de frequência
Geral
4.4.1.1. A regulação primária de frequência é a capacidade das unidades geradoras contribuírem com potência ativa em situações de desvios de frequência da rede na operação interligada ao SIN
e, também, de regular a frequência da rede em uma operação isolada.
4.4.1.2. Todo regulador de velocidade deve possuir sensibilidade a frequência da rede na operação interligada ao SIN, de forma a contribuir com a regulação primária de frequência.
4.4.1.3. Os requisitos técnicos de regulação primária aplicam-seà instalação como um todo no caso de usinas termoelétricas que operam em ciclo combinado.
4.4.1.4. Admite-se um modo de controle diferenciado do regulador de velocidade na operação em vazio.
4.4.1.5. A unidade geradora deve ser capaz de controlar a velocidade em caso de rejeição total de carga, evitando seu desligamento por sobrevelocidade.
Desempenho da regulação primária
4.4.2.1. O desempenho da regulação primária de frequência deve ser adequado ao projeto do conjunto turbina-gerador, e deve possuir as seguintes características:
(a) estatismo permanente:devepermitir umajusteentre2%e8%na basenominaldo gerador emMVA,devendo ser ajustadoem5%por padrão.Caso necessário,o ONS poderá indicar a necessidade
da alteração deste ajuste; e
(b) banda morta de frequência: ajustado em um valor menor ou igual a ± 0,04 Hz.
4.4.2.2. O desempenho dinâmico da regulação primária de frequência deve ser avaliado na simulação de rede isolada da unidade geradora, para um degrau de ± 2% na referência de velocidade,
atendendo aos seguintes critérios:
(a) tempo de estabilização menor que 60 s. É definido como o tempo necessário, após a aplicação do degrau, para a velocidade da unidade geradora permanecer na faixa de ± 5% do valor final;
(b) tempo de resposta menor que 9 s. É definido como o tempo necessário, após a aplicação do degrau, para a velocidade da unidade geradora atingir 90% do valor final.
4.4.2.2.1. A Figura 4 apresenta a resposta decorrente de um degrau de velocidade na referência do regulador de velocidade na simulação da operação em rede isolada.
Figura 4 – Características da resposta esperada da frequência na operação em rede isolada – simulação de um degrau de velocidade.
4.5. Regulação secundária de frequência
4.5.1. O controle secundário de frequência é executado pelas usinas participantes do Controle Automático de Geração (CAG), as quais são determinadas pela ANEEL com respaldo dado pelo ONS
de acordo com Submódulo 2.3.
4.5.1.1. Estão sujeitas a participar do CAG todas as usinas hidroelétricas e termoelétricas com potência instalada igual ou superior a 400 MW, com exceção das:
(a) usinas localizadas em circuitos radiais distantes eletricamente dos centros de carga;
(b) usinas termoelétricas nucleares;
(c) usinas termoelétricas a gás em ciclo simples ou combinado; e
(d) usinas termoelétricas a carvão.
4.5.2. As usinas que participam do CAG devem ser dotadas dos recursos necessários à sua integração com o sistema de supervisão e controle, conforme o estabelecido no Submódulo 2.12.
4.6. Sistema de proteção para as unidades geradoras
4.6.1. As unidades geradoras devem dispor dos seguintes conjuntos de proteção, além dos conjuntos de proteção intrínseca recomendados pelo fabricante:
(a) proteção unitária; e
(b) proteção de retaguarda.
4.6.2. O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas pela proteção unitária, incluindo o tempo de abertura de todos os disjuntores da unidade geradora, não deve exceder:
(a) 100 ms para unidades geradoras que acessam a Rede Básica com conexão às instalações sob responsabilidadedo agente de transmissão em nível de tensão superior a 230 kV; e
(b) 150 ms para unidades geradoras que acessam a Rede Básica com conexão às instalações sob responsabilidadedo agente de transmissão em nível de tensão igual ou inferior a 230 kV.
4.6.3. As proteções da unidade geradora devem ser capazes de:
(a) realizar, individual ou simultaneamente, para as funções específicas a eliminação de falhas internas à unidade geradora que provoquem valores elevados de corrente de curto-circuito;
(b) detectar todas as condições anormais de operação, em função das características de suportabilidade da unidade geradora e da sua transformação elevadora; e
(c) para as funções de ambas as proteções que possam atuar para falhas externas à unidade geradora, assegurar a seletividade destas atuações.
4.6.4. Desempenho fora das condições nominais de frequência: o regulador de velocidade deve obedecer aos requisitos acima, dentro das faixas de variação de frequência relacionadas no item
4.2 admitidas para o conjunto gerador - turbina.
4.7. Sistema de registro de perturbação para as unidades geradoras
4.7.1. As unidades geradoras devem ter sistemas para registro de perturbações, que podem ser constituídos por funções integradas aos sistemas de proteção, atendendo aos seguintes requisitos:
(a) os registros de oscilografia devem ser armazenados pelo acessante e fornecidos ao ONS e/ou agente de transmissão, quando solicitados, conforme estabelecido no Submódulo 6.3; e
(b) os registros devem ser disponibilizados ao ONS no formato de dados especificado no Submódulo 7.10.
4.7.2. Devem ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas:
(a) correntes das três fases;
(b) tensões das três fases;
(c) corrente de neutro, no caso de gerador aterrado por baixa impedância; e
(d) tensão de neutro, no caso de gerador aterrado por alta impedância.
4.7.3. Devem ser supervisionadas as seguintes grandezas digitais:
(a) desligamento pela proteção unitária;
(b) desligamento pela proteção de retaguarda;
(c) desligamento pelas demais proteções utilizadas; e
(d) desligamento pelas proteções intrínsecas.
4.8. Serviços auxiliares para as usinas geradoras
4.8.1. Os serviços auxiliares em corrente alternada (CA) e em corrente contínua (CC) da usina devem ser especificados de modo a garantir, durante a ocorrência de distúrbios que causem variações
extremas de tensão e de frequência, o funcionamento da usina e das suas instalações de transmissão de interesse restrito na faixa operativa do gerador.
4.8.2. Para as usinas definidas pelo ONS como de autorrestabelecimento, deve-se atender:
(a) a fonte de alimentação autônoma deve ter capacidade suficiente para partida de, no mínimo, uma unidade geradora da instalação; e
(b) a usina deve ser capaz de partir pelo menos uma das suas unidades geradoras, independentemente da indisponibilidade de unidades geradoras na sua instalação.
4.8.2.1. Estão sujeitas a serem classificadas como de autorrestabelecimento todas as usinas, independentemente da potência instalada que, a critério do ONS, venham a agregar maior agilidade
e confiabilidade ao processo de recomposição, tanto em função de sua localização geoelétrica, quanto em relação à sua influência no sistema da região de interesse.
4.8.3. Na concepção dos sistemas de alimentação CC e CA, deve ser considerada disponibilidade geral dos serviços auxiliares de 99,98%, tendo como valor de referência o somatório dos últimos
12 meses. Isso implica numa indisponibilidade máxima,em um período de 12 meses, de 1 hora e 45 minutos, garantidos pelo agente de geração.
4.8.4. Para a programação de manutenção e testes dos serviços auxiliares CC e CA, o agente de geração deve considerar os requisitos de testes estabelecidos no Submódulo 2.16 – Requisitos
operacionais para centros de operação e instalações da Rede de Operação.
4.9. Solicitações de curto-circuito
4.9.1. O agente de geração que vai se conectar à rede elétrica deve respeitar o limite de contribuição aos níveis de corrente de curto-circuito das subestações limitantes, independentemente do
nível de tensão ou de localização dessas subestações.
4.9.1.1. Define-se como subestação limitante aquela cujos equipamentos não podem ser substituídos por questões tecnológicas e aquela cujo seccionamento de barramento(s) ou recapacitação
pode trazer prejuízo significativo para a segurança, continuidade de suprimento ou confiabilidade da rede associada.
4.9.1.1.1. Cabe ao ONS e ao agente de transmissão acessado definir as subestações limitantes na Rede Básica, nas instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações
internacionais conectadas à Rede Básica, nas ICG e nas DIT e aos agentes de distribuição e de transmissão estabelecer quais são as subestações limitantes na Rede Complementar.
4.9.1.1.2. Cabe ao ONS ou ao agente de distribuição verificar quais subestações limitantes estão incluídas na área de influência do acesso.
4.9.1.2. Entende-se por limite de contribuição de corrente de curto-circuito o valor percentual, em relação a capacidade de interrupção dos disjuntores da subestação limitante, da diferença entre
esta capacidade e o maior nível de curto-circuito atual nessa subestação.
4.9.1.2.1. Esse percentual, estipulado em 30% como referência inicial, deve ser confirmado pelo ONS por ocasião da solicitação de acesso ou pode ser fixado em outro valor em função dos
acessos em curso na região ou de expansões previstas na rede elétrica.
4.9.1.3. Entende-se por nível de corrente de curto-circuito atual o valor calculado para a data da solicitação de acesso, considerados os acessos já contratados e as solicitações de acesso em curso.
4.9.2. O acessante deve avaliar sua conexão na configuração de longo prazo da Empresa de Pesquisa Energética – EPE para dimensionamento da corrente máxima de curto-circuito no seu ponto
de conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão. Essa corrente máxima de longo prazo deve constar do Parecer de Acesso.
4.9.3. O valor adotado para o limite de contribuição de corrente de curto-circuito deve levar em conta as capacidades de interrupção nominal de curto-circuito dos disjuntores das subestações
limitantes, considerada uma margem de segurança de 10%. Essa margem pode ser flexibilizada na medida em que:
(a) durante o seu processo de acesso, o agente demonstre com base em estudos detalhados que o efeito da variação da relação X/R não ocasiona violação das capacidades de interrupção nominais
de curto-circuito desses disjuntores;
(b) o agente demonstre que não ocorrem solicitações não cobertas pelas normas que embasarama especificação dos disjuntores, tais como Tensão de Restabelecimento Transitória (TRT); e
(c) os estudos detalhados sejam feitos com base no critério de superação de disjuntores, estabelecido no Submódulo 2.3.
4.9.4. Além dos disjuntores, deve ser preservada a suportabilidade de todos os equipamentos das subestações limitantes, tais como chaves, transformadores de corrente, filtros de onda,
barramentos e malha de terra.
4.9.5. Nos casos em que a conexão da usina ocasione em superação de equipamentos na Rede Básica, nas instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais
conectadas à Rede Básica, nas ICG ou nas DIT, o agente acessante deve demonstrar, por meio de avaliação técnico-econômica, sujeita à apreciação do ONS, que a alternativa de conexão proposta
é a de mínimo custo global, considerando que:
(a) essa avaliação deve contemplar a utilização na usina deequipamentos de limitação de curto-circuito;
(b) a análise econômica das alternativas deve basear-se em custos padrão reconhecidos pela ANEEL; e
(c) as medidas implementadas pelo agente de geração não devem provocar a desconexão da sua usina em condições de curto-circuito, a menos que o curto ocorra nas instalações da própria usina
ou nas instalações de seu uso exclusivo.
4.9.5.1. Nesse caso, a usina pode ficar sujeita a restrições até que seja implantada solução para o problema, indicada no Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo do SIN (PAR/PEL).
4.9.5.2. Cabe ao agente de geração arcar comos custos de aquisição e de instalação na sua usina dos equipamentos delimitação de curto-circuito, quando necessário.
5. CONEXÃO DE CENTRAIS GERADORAS EÓLICAS E FOTOVOLTAICAS
5.1. Aspectos gerais
5.1.1. Os requisitos técnicos mínimos para conexão de centrais geradores eólicas e fotovoltaicas devem ser atendidos pelos agentes de geração acessantes responsáveis por:
(a) centrais geradoras eólicas e centrais geradoras fotovoltaicas com conexão à Rede Básica, às instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais conectadas à
Rede Básica ou às ICG, de forma individual ou compartilhada; e
(b) centraisgeradoraseólicaseas centraisgeradorasfotovoltaicasclassificadasnamodalidadedeoperaçãoTipoIcomconexãoàsDITouàsinstalaçõessobresponsabilidadedeagentededistribuição,
de forma individual ou compartilhada.
5.1.2. As centrais geradoras eólicas e as centrais geradoras fotovoltaicas classificadas nas modalidades de operação Tipo II-B, Tipo II-C ou Tipo III com conexão às DIT ou às instalações sob
responsabilidade de agente de distribuição em tensão superior a 69 kV devem atender:
(a) aos requisitos técnicos gerais para operação em regime de frequência não nominal, indicados no item 5.2.1. deste submódulo;
(b) aos requisitos de suportabilidade a subtensões e sobretensões, indicados no item 5.7 (fault ride-through) deste submódulo; e
(c) aos demais requisitos gerais quando o ONS avaliar necessário, informado durante a solicitação de acesso, nos casos de:
centrais geradoras eólicas e centrais geradoras fotovoltaicas com capacidade instalada total superior a 30 MW;ou
grupos de centrais geradoras eólicas e/ou grupos de centrais geradoras fotovoltaicas, em uma mesma área geoelétrica, com capacidade instalada total superior a 50 MW.
5.1.2.1. Para as centrais geradoras classificada na modalidade de operação Tipo III com conexão às instalações sob responsabilidade de agente de distribuição, as tratativas com os agentes de
geração, bem como a avaliação do atendimento dos requisitos é de responsabilidade da distribuidora acessada.
5.1.2.2. As funções de proteção de frequência das unidades geradoras ou do ponto de acoplamento comum com a rede da distribuidora, como por exemplo as funções de proteção anti-ilhamento,
devem possuir ajustes coordenados com tais requisitos.
5.1.3. A operação de centrais geradoras eólicas ou de centrais geradoras fotovoltaicas, conectadas às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, devem atender os limites
individuais dos indicadores dedesempenho quanto a QEE,conformedefinido no Submódulo 9.7 eSubmódulo 7.8 –Avaliação do impacto do acesso ou integração à RedeBásica deinstalações que
contenham elementos não lineares ou especiais.
5.1.4. Para avaliações de desempenho harmônico, a norma [1] oferece subsídios quanto à combinação dos efeitos do conjunto de aerogeradores integrantes da central geradora eólica ou de
inversores integrantes da central geradora fotovoltaica.
5.1.5. As centrais geradoras eólicas e/ou as centrais geradoras fotovoltaicas que compartilharem instalações de transmissão de interesse restrito que não estão sob responsabilidade de agente
de transmissão são consideradas como uma única instalação no que diz respeito ao atendimento dos requisitos técnicos gerais, listados no item 5.2, e também no tocante à avaliação de
desempenho harmônico nas análises de QEE.
5.1.6. As centrais geradoras eólicas eas centrais geradoras fotovoltaicas não podemreduzir a flexibilidadede recomposição da rede elétrica, seja em função delimitações dos equipamentos,seja
em função do tempo de recomposição.
5.1.7. O acessante deve avaliar se há superação da capacidade de equipamentos ou necessidade de reajustes de parâmetros de proteção e controle, decorrentes da sua conexão, abrangendo o
ponto de conexão da usina às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão ou de distribuição ea área de influência da central geradora, por meio da análise de:
(a) curto-circuito;
(b) capacidades de disjuntores, barramentos, equipamentos terminais (por exemplo, transformadores de corrente, bobinas de bloqueio) e malhas de terra; e
(c) adequação dos sistemas de proteção e controle relacionados à integração da central geradora e revisão dos ajustes relativos à central geradora.
5.1.8. As ações e os custos decorrentes das ações necessárias para o atendimento dos requisitos técnicos mínimos relacionados neste item 5 deste submódulo são de responsabilidade do agente
de geração.
5.2. Requisitos técnicos gerais
5.2.1. Em operação em regime de frequência não nominal, deve-se atender às seguintes condições:
(a) desligamento instantâneo permitido para operação abaixo de 56 Hz;
(b) operação abaixo de 58,5 Hz por período de tempo mínimo de 20 s;
(c) operação entre 58,5 e 62,5 Hz por tempo ilimitado;
(d) operação acima de 62,5 Hz por período de tempo mínimo de 10 s, sendo a temporização da proteção de desligamento por sobrefrequência é definida com base em avaliação do desempenho
dinâmico, para garantir a segurança operativa do SIN; e
(e) desligamento instantâneo permitido para operação acima de 63 Hz.
5.2.1.1. A Figura 5 resume as condições e faixas de operação da central geradora em regime de frequência não nominal.
Figura 5 - Faixas de operação da central geradora em regime de frequência não nominal.
5.2.2. Geração/absorção de potência reativa: na conexão da central geradora às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, as centrais geradoras devem propiciar os recursos
necessários para, em regime permanente, operar com fator de potência indutivo ou capacitivo em qualquer ponto da área indicada na Figura 6.
Figura 6 - Faixa de geração/absorção de potência reativa no ponto de conexão da central geradora
5.2.2.1. A potência ativa máxima a ser considerada como referência na Figura 4 é o Montante de Uso do Sistema de Transmissão (MUST) contratado no respectivo ponto de conexão, conforme o
Submódulo 8.1 – Administração dos Contratos.
5.2.2.2. Para a adoção de recursos de geração/absorção de potência reativa pelos aerogeradores ou inversores, deve ser utilizada a curva de capabilidade (P x Q) fornecida pelo fabricante do
equipamento referente à temperatura igual ou superior à média anual das máximas diárias na localidade ondeserá implantado o empreendimento de geração, no período de máxima geração de
potência ativa pela central geradora.
5.2.2.3. Nas condições em que os geradores não estejam produzindo potência ativa, a central de geração eólica ou fotovoltaica deve ter recursos de controle para propiciar injeção/absorção de
potência reativa nula no ponto de conexão, como indicado na Figura 6.
5.2.3. A central geradora deve ser capaz de operar em três modos distintos de controle de potência reativa:
(a) controle de tensão;
(b) controle de potência reativa; e
(c) controle de fator de potência.
5.2.3.1. O modo decontrole depotência reativa normal éo modo decontroledetensão,sendo queo barramento dereferência do controleé,preferencialmente, o barramento dealta tensão da
subestação coletora ou conforme definido no Parecer de Acesso, visando contribuir com a manutenção do perfil de tensão do sistema dentro das faixas aceitáveis em condições normais ou de
emergência.
5.2.3.2. Em função das necessidades do sistema, a central geradora pode ser solicitada pelo ONS a operar no modo de controle de potência reativa ou no modo de controle de fator de potência
no seu ponto de conexão às instalações sob responsabilidade do agente de transmissão ou distribuição, em quaisquer dos pontos indicados no item 5.2.2.
5.2.3.3. Quando operando em modo de controle de tensão, a central de geração deve ser capaz de prover controle contínuo da tensão no barramento de referência do controle com:
(a) tensão de referência ajustável de acordo com a faixa deregime normal de operação conforme critério de tensão admissível entre fases a 60 Hz estabelecido no Submódulo 2.3; e
(b) e statismo (droop) ajustável numa faixa entre 0 e 7%, com valor padrão de 2%, na base da potência reativa nominal da central geradora (com uma resolução de 0,5%), obtida compotência ativa
nominal e fator de potência igual a 0,95. O valor do estatismo pode ser reajustado dentro da faixa acima nos Estudos Pré-Operacionais.
5.2.3.3.1. A Figura 7 indica esquematicamente o perfil de controle de tensão da central geradora.
Figura 7 - Perfil do controle de tensão da central geradora.
5.2.3.3.2. Para uma variação em degrau na tensão do barramento de referência, o controle transitório de tensão da central deve responder de acordo com os seguintes critérios mínimos,
ilustrados na Figura 8 e na Tabela 1:
Figura 8 - Tempo de resposta do controle de tensão da central geradora.