RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL Nº 1.112, DE 11 DE FEVEREIRO DE 2025 (parte 8 de 38)

Tabela 1 – Requisito de desempenho dinâmico do controle de tensão
Parâmetro Valor padrão
Valor
mínimo
Valor
máximo
Tempo de reação
É o tempo necessário para início da resposta do controle de tensão após a variação em degrau na tensão do
barramento de referência do controle.
0,2 s - 0,2 s
Tempo de resposta
É o tempo necessário para que a potência reativa atinja 90% do valor final, para uma variação de tensão que
implique em excursão de potência reativa de um valor inicial até o valor máximo ou até valor mínimo da
central indicados Figura 6.
10 s - 10 s
Tempo de
estabilização
É o tempo necessário para a potência reativa no ponto de conexão permanecer acima de 95% e abaixo de
105% de seu valor final.
20 s - 20 s
5.2.4. Na operação em regime de tensão não nominal, no ponto de conexão da central geradora às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, a central geradora deve ser capaz
deoperar:
(a) nafaixadetensãoconformecritériodetensãoadmissívelentrefasesa60HzestabelecidonoSubmódulo2.3,condiçãooperativasobcontingências,porperíododetempoilimitado;
(b) entre0,85e0,90pudatensãonominal,paraosdemaisníveisdetensão,porperíododetempomínimode5segundos;
(c) entre0,90e0,95pudatensãonominal,parasistemasde500kV,porperíododetempomínimode5segundos;
(d) entre1,10e1,20pu,parasistemasde500kV,porperíododetempomínimode2,5segundos;e
(e) até0,10 puacimada máximatensão operativa sob contingência,paraosdemais níveis detensão,por períododetempo mínimo de2,5segundos.Amáxima tensão operativa sob contingênciaé
definida conforme critério de tensão admissível entre fases a 60 Hz estabelecido no Submódulo 2.3.
5.2.5. Atendimento do fator de potência em regime de tensão não nominal (V-Q/Pmax): a injeção de potência reativa em regime permanente, no ponto de conexão da central geradora às
instalações sob responsabilidade do agente de transmissão ou distribuição, deve ser garantida numa dada faixa operativa de tensões e em potência máxima da central, conforme a característica
definida na Figura 9, observando os limites de tensão entre fases admissíveis a 60 Hz estabelecidos no Submódulo 2.3:
Figura 9 - Requisito para atendimento ao fator de potência na faixa operativa de tensão no ponto de conexão.
5.2.6. Participação em SEP: deve ser possível a desconexão automática ou redução de geração por ação do controle de potência da central geradora.
5.2.7. Potênciaativadesaída:
(a) Apotênciadesaídadacentralgeradoradeverecuperar-sea85%dovalorpré-faltaematé4segundosapósarecuperaçãodatensãoa85%datensãonominal.
(b) CabeaoONSaresponsabilidadededefinirarampaderecuperaçãodapotênciaemfunçãodascaracterísticasdosistemaondeas centraisserãoinseridas.
(c) Não será admitida redução na potência de saída da central geradora para frequências na faixa entre 58,5 e 60,0 Hz e tensões entre 0,85 e 1,10 pu no ponto de conexão às instalações sob
responsabilidade do agente de transmissão.
(d) Parafrequênciasnafaixaentre57e58,5Hzéadmitidareduçãonapotênciadesaídadeaté10%.
5.2.7.1. Os requisitos do item 5.2.7. aplicam-se em condições de operação de regime permanente quase-estáticas, caracterizadas por:
(a) gradientesdefrequência £0,5%/min;e
(b) gradientesdetensão£5%/min.
5.2.8. Inércia sintética da central geradora eólica:
(a) Osaerogeradoresdecentraiscompotênciainstaladasuperiora10MWdevemdisporde controladoressensíveisàsvariaçõesdefrequência,demodoaemularainércia(inércia sintética)através
de modulação transitória da potência de saída.
(b) Esse mecanismo deve contribuir com, no mínimo, 10% de sua potência nominal, por um período mínimo de 5 s em regime de subfrequência para desvios de frequência superiores a 0,2 Hz,
conformeFigura10.
Figura 10 - Requisito para o mecanismo de inércia sintética.
A retirada desta contribuição deve ser automaticamente efetuada caso a frequência retorne ao seu valor nominal.
(c) Ainjeçãoinicialdepotênciaativadeveserproporcionalàvariaçãodafrequência,aumataxamínimade0,8pudapotêncianominaldoaerogeradorparacadaHertzdedesviodafrequência.
(d) Aprovisãoplenadeinérciasintéticadeveráserdisponibilizadasemprequeapotênciaativadoaerogeradorforigualousuperiora25%desuapotêncianominal.
(e) Ostemposmáximosdesustentaçãodoadicionaldepotênciade10%paraníveisdepotênciainferioresa25%dapotêncianominal doaerogeradordevemserinformadoaoONS.
5.2.9. Controle primário de frequência:
(a) As centrais geradoras com potência instalada superior a 10 MW devem dispor de controladores sensíveis às variações de frequência do tipo proporcional, conforme Figura 11, com os ajustes
padrão e faixas de ajuste dos parâmetros indicados na Tabela 2.
Figura 11 - Requisito de resposta para controle primário de frequência de centrais geradoras para eventos de sub e sobrefrequência.
Tabela 2 – Ajustes padrão e faixas de ajustes do controle primário de frequência
Parâmetro Ajuste padrão
Ajuste
mínimo
Ajuste
máximo
bmUF Banda morta de subfrequência 0,1 Hz 0,040 Hz 0,2 Hz
bmOF Banda morta de sobrefrequência 0,1 Hz 0,040 Hz 0,2 Hz
kUF Estatismo de subfrequência na base de potência nominal 5% 2% 8%
kOF Estatismo de sobrefrequência na base de potência nominal 5% 2% 8%
PMAX
Valor correspondente à potência máxima disponível na central geradora no momento da ultrapassagem da
banda morta, ou outro valor a ser definido pelo ONS em função de limitação sistêmica
100% - 100%
PMIN
Valor correspondente à potência mínima da central geradora, definida pelo agente de geração, em valor não
superior a 25% da capacidade nominal da central
25% - 25%
(b) O requisito de desempenho dinâmico do controle primário de frequência é indicado na Figura 12 e na Tabela 3. O controle deve responder com tempos inferiores aos apresentados na Tabela 3 e
conforme as indicações dos itens (c), (d) e (e).
Figura 12 - Tempo de resposta do controle de frequência da central geradora.
Tabela 3 – Requisito de desempenho dinâmico do controle primário de frequência
Parâmetro
Valor máximo
ΔP < 50%(1) ΔP ≥ 50%(1)
Tempo de reação
Tempo necessário para início da variação da potência ativa após a aplicação de um degrau de variação de
frequência na referência da malha de controle de frequência.
1 s
Tempo de resposta
Tempo necessário para a potência ativa no ponto de conexão da central geradora atingir 90% do valor final,
quando sujeita a um degrau de variação de frequência na referência da malha de controle de frequência
10 s 30 s
Tempo de
estabilização
Tempo necessário para a potência ativa no ponto de conexão permanecer acima de 95% e abaixo de 105%
de seu valor final.
30 s 1. s
Nota:
1. Variação de potência (ΔP), em percentual da potência nominal, exigida pelo controle de potência em função do degrau de frequência e do estatismo ajustado.
(c) Não deve haver atraso intencional na resposta dos aerogeradores/inversores, exceto em caso de necessidade sistêmica identificada pelo ONS.
(d) A resposta do controle deve estável e bem amortecida durante todo perído de contribuição da resposta primária de frequência.
(e) Os aerogeradores e inversores devem ser capazes de sustentar a resposta do controle primário de frequência, sem se desconectarem da rede, enquanto houver condições associadas à fonte
primária que possibilitem tal contribuição, e enquanto as condições de frequência e tensão estiverem dentro das faixas especificadas nos itens 5.2.1. e 5.7 deste submódulo;
(f) O controle primário de frequência pode ser implementado a nível de aerogerador/inversor ou a nível de parque, desde que atenda aos requisitos indicados no item 5.2.9. (a).
(g) O requisito de injeção de potência ativa em condição de subfrequência de que trata o item 5.2.9. (a) não implica em estabelecimento de reserva de potência operativa para centrais geradoras,
mas na utilização, quando disponível, de eventual capacidade ociosa da central de geração.
5.3. Variação de tensão em regime permanente
5.3.1. A central geradora não deve produzir variação de tensão superior a 5% no ponto de conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão no caso de manobra parcial ou
total, tempestiva ou não, do parque gerador.
5.4. Instabilidade de tensão
5.4.1. A central geradora deve dispor de dispositivos de controle que evitem o seu desligamento por instabilidade detensão, conforme estabelecido no item 5.7 deste submódulo.
5.5. Sistema de proteção para centrais geradoras
5.5.1. Os requisitos de proteção das unidades geradoras da central geradora devem ser definidos pelos respectivos fabricantes.
5.6. Sistema de registro de perturbações para centrais geradoras
5.6.1. Os requisitos específicos para o sistema de registro de perturbações das unidades geradoras da central geradora devem ser definidos pelos respectivos fabricantes.
5.7. Suportabilidade a subtensões e sobretensões dinâmicas
5.7.1. Caso haja variações temporárias detensão em uma ou mais fasesno ponto deconexão da centralgeradora às instalaçõessob responsabilidadede agentedetransmissão ou dedistribuição,
decorrentes dedistúrbios na RedeBásica,a centralgeradora devecontinuar operando (sem desconexão),sea tensão nos terminais dos aerogeradores ou inversores permanecer dentro da região
indicada na Figura 13.
5.7.1.1. Esta característica aplica-se a qualquer tipo de distúrbio, sejam eles provocados por rejeição de carga, defeitos simétricos ou assimétricos, devendo ser atendida pela tensão da fase que
sofrer maior variação.
Figura 13 - Tensão nos terminais dos aerogeradores ou inversores da central geradora.
5.8. Injeção de corrente reativa sob defeito
5.8.1. Quando de variações transitórias de tensão, conforme mostrado na Figura 14, as unidades geradoras devem ser capazes de dar suporte de tensão à rede elétrica através da:
(a) injeção de corrente reativa adicional para tensões de sequência positiva inferiores a 85%; e
(b) absorção de corrente reativa adicional de sequência positiva para tensões acima de 110%.
5.8.2. As unidades geradoras devem ser capazes de iniciar o suprimento de corrente reativa em até 30 ms após a detecção de falta (tempo de resposta do controle).
5.8.3. As centrais devem habilitar por padrão este recurso com os ajustes V1 = 0,5 pu e V2 = 1,2 pu. Cabe ao ONS indicar a necessidade de alterar estes ajustes, em função das características do
sistema onde a central geradora será inserida.
Figura 14 - Requisito para injeção de corrente reativa sob defeito.
5.8.4. A potência ativa de saída somente pode ser reduzida, de forma a não superar o valor da corrente nominal do equipamento, caso o incremento de injeção de corrente reativa durante o
defeito leve a superação do valor absoluto da corrente nominal.
5.9. Tomada de carga
5.9.1. A central geradora deve ser dotada de recursos que permitam ajustar a taxa de tomada de carga da central geradora. Os ajustes serão definidos pelo ONS.
6. CONEXÃO DE CENTRAIS GERADORAS HÍBRIDAS E CENTRAIS GERADORAS ASSOCIADAS
6.1. Aspectos gerais
6.1.1. Os requisitos técnicos mínimos para conexão de centrais geradoras híbridas ou associadas devem ser atendidos pelos agentes de geração acessantes responsáveis por:
(a) centrais geradoras híbridas ou associadas 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) centrais geradoras híbridas ou associadas classificadas na modalidade de operação Tipo I com conexão às DIT, de forma individual ou compartilhada.
6.1.2. As centrais geradoras híbridas ou associadas classificadas nas modalidades de operação Tipo II-A, Tipo II-B, Tipo II-C ou Tipo III com conexão às DIT devem atender:
(a) os requisitos aplicáveis às diferentes tecnologias de geração pertencentes à central de geração híbrida ou associada, conforme prescrições do item 6.1.3. ; e
(b) aos requisitos gerais do item 6, caso o ONS identifique a necessidade desses requisitos após avaliação levando em consideração a potência total da usina e a sua localização no sistema elétrico.
6.1.3. Os requisitos mínimos para conexão de centrais geradoras híbridas ou associadas, em relação às tecnologias de geração que a compõem, são:
(a) As tecnologias de geração hidroelétricas ou termoelétricas pertencentes a essas centrais devem atender os requisitos indicados no item 4 deste submódulo, à exceção daqueles explicitamente
indicados no presente item 6; e
(b) As tecnologias de geração eólica ou fotovoltaica pertencentes a essas centrais devem atender os requisitos indicados no item 5 deste submódulo, à exceção daqueles explicitamente indicados no
presente item 6.
6.1.4. Para fins de determinação dos requisitos dos itens 4 e 5 que são aplicáveis a cada fonte, deve-se tomar como referência:
(a) A modalidade de operação e o ponto de conexão da central geradora híbrida ou associada; e
(b) A potência nominal da tecnologia de geração hidroelétrica, termoelétrica, eólica ou fotovoltaica.
6.1.5. As centrais geradoras híbridas ou associadas, compostas por instalações com tecnologias de geração eólica e fotovoltaica, 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.
6.1.6. Os acessos de centrais híbridas ou associadas 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.
6.1.7. As centrais híbridas ou associadas 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 de armazenamento do reservatório.
6.1.8. Para o ponto de conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, e para a área de influência das centrais geradoras híbridas ou associadas, 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 de curto-circuito com a presença da(s) central(is) geradora(s);
(b) à capacidade de disjuntores, barramentos, transformadores de corrente e malhas de terra, verificando inclusive a possibilidade de saturação de transformadores de corrente;
(c) à adequação e ao ajuste dos sistemas de proteção, supervisão e controle envolvidos com a integração da(s) central(is) geradora(s);
(d) adequação dos sistemas de proteção e controle relacionados à integração da(s) central(is) geradora(s) e revisão dos ajustes relativos à(s) central(is) geradora(s);
(e) à avaliação paramétrica dos reguladores de tensão, develocidade e dos sinais estabilizadores; e
(f) 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
qualidade de energia elétrica da Rede Básica.
6.1.9. As ações e os custos decorrentes das ações necessárias para o atendimento dos requisitos técnicos mínimos descritos nesta seção 6 são de responsabilidade do agente de geração.
6.2. Requisitos técnicos gerais
6.2.1. As centrais geradoras associadas devem compartilhar fisicamente a infraestrutura de conexão ao sistema de transmissão [2].
6.2.2. Controle centralizado
6.2.2.1. Adicionalmente aos controles já previstos para cada tecnologia de geração, as centrais geradoras híbridas ou associadas devem dispor de controle centralizado capaz de controlar:
(a) Potência ativa, potência reativa e fator de potência no ponto de conexão das centrais geradoras às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão; e
(b) Tensão, sendo que o barramento de referência do controle é, preferencialmente, o barramento de alta tensão da subestação coletora ou conforme definido no Parecer de Acesso.
6.2.2.2. Deve ser possível a comunicação e a coordenação entre o controle centralizado das centrais geradoras híbridas ou associadas e os controladores de cada tecnologia de geração que a
compõe, com infraestrutura que propicie tempo de resposta compatível com os requisitos de controle das centrais geradoras.
6.2.3. Geração/absorção de potência reativa e atendimento do fator de potência em regime de tensão não- nominal (V-Q/Pmax):
6.2.3.1. As centrais geradoras híbridas e associadas, independentemente das tecnologias de geração envolvidas, devem:
(a) atender ao requisito apresentado no item 5.2.5. , referente ao fator de potência no ponto de conexão às instalações sob responsabilidade do agente de transmissão; e
(b) ter a capacidade de operar com injeção/absorção de potência reativa nula no ponto de conexão com as instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, quando estiverem operando
com potência ativa nula.
6.2.3.2. As centrais geradoras híbridas e associadas compostas somente por tecnologias de geração eólica e fotovoltaica deverão atender a todos os requisitos relativos ao atendimento de fator
de potência e geração/absorção de potência reativa, constantes no item 5.2.2. , nos respectivos pontos de referência determinados para cada requisito, fazendo uma superposição dos requisitos
individuais de cada uma das fontes (eólica e fotovoltaica).
6.2.3.3. As centrais geradoras híbridas e associadas compostas somente por tecnologias de geração hidroelétrica e termoelétrica deverão atender, além dos requisitos definidos no item 6.2.3.1.
(a) e (b), os requisitos relativos à geração/absorção de potência reativa necessários para unidades geradoras de usinas hidroelétricas e termoelétricas, constantes no item 4.2.5. .
6.2.3.4. As centrais geradoras compostas por tecnologia(s) de geração eólica e/ou fotovoltaica, combinada(s) com tecnologia(s) de geração hidroelétrica e/ou termoelétrica, deverão atender,
além dos requisitos definidos no item 6.2.3.1. (a) e (b), os seguintes requisitos:
(a) instalações com tecnologias de geração hidroelétrica e termoelétrica: os requisitos relativos à geração/absorção de potência reativa, necessários para unidades geradoras de usinas hidroelétricas
e termoelétricas, constantes no item 4.2.5. ; e
(b) instalações comtecnologias degeração eólica efotovoltaica:devematender todosos requisitos relativos ao atendimento defator depotência egeração/absorção depotência reativa, necessários
para centrais geradoras eólicas e fotovoltaicas, constantes no item 5.2.2. , fazendo uma superposição dos requisitos individuais de cada uma das fontes (eólica e fotovoltaica). Estes requisitos
devem ser referenciados ao ponto de fronteira em que a instalação com tecnologia de geração eólica/fotovoltaica passa a compartilhar o sistema de transmissão de interesse restrito com a
instalação com tecnologia de geração hidroelétrica/termoelétrica, conforme esquema da Figura 15.
Figura 15 – Ponto de referência: fronteira entre o sistema exclusivo da central geradora eólica ou fotovoltaica e o sistema de conexão compartilhado entre as usinas EOL ou UFV e UHE ou
UTE.
7. CONEXÃO DE CARGA
7.1. Aspectos gerais
7.1.1. Os requisitos técnicos mínimos para conexão de carga devem ser atendidos por:
(a) consumidores ou autoprodutores de energia elétrica cuja carga máxima supere a geração própria, com Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST); e
(b) agentes de distribuição que se conectam às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão.
7.1.2. Mediante avaliação técnica do ONS, podem ser admitidas condições particulares do comportamento da carga, desde que não prejudiquem, sob qualquer hipótese, a operação dos outros
agentes conectados às instalações de transmissão.
7.1.3. O acessante deve adotar as medidas necessárias para que, no ponto de conexão às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão, não haja ultrapassagem da
faixa de fator de potência estabelecida no item 7.3 deste submódulo, nem superação dos limites dos indicadores de QEE, conforme estabelecido no Submódulo 2.9 e Submódulo 9.7.
7.1.3.1. Se os limites individuais de QEE, estabelecidos no Submódulo 2.9, forem superados por agente de distribuição, a ação corretiva deve se basear em solução de mínimo custo global,
consideradas as possíveis obras nas instalações de transmissão e de distribuição.
7.2. Condições de conexão
7.2.1. Na conexão às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão, o acessante deve assegurar que:
(a) suas instalações atendam às normas técnicas da ABNTno que for aplicável e, na sua falta, às normas técnicas da IEC e ANSI, nessa ordem de preferência;
(b) os seus disjuntores de fronteira sejam capazes de interromper, sem risco para o sistema, as correntes de curto-circuito no ponto de conexão às instalações sob responsabilidade de agente de
transmissão;
(c) seusequipamentossejamcapazesdeoperarsatisfatoriamente,semdanificaçãoouperdadevidaútil,comosníveisdetensãodaRedeBásicanafrequênciafundamentaldentrodafaixadevariação
definida no Submódulo 2.3;
(d) os sistemas de proteção de suas instalações eliminem os defeitos, operando com efetividade e segurança e em coordenação comas proteções das instalações de transmissão;
(e) sua carga seja adequadamente distribuída entre as fases; e
(f) a sua carga participe de medidas operativas para gerenciamento de cargas e de SEP, incluindo o Esquema Regional de Alívio de Carga por Subfrequência (ERAC), nos montantes de cargas
disponibilizadas para corte e ajustes previamente definidos para cada estágio, conforme estabelecido pelo ONS para a área geo-elétrica onde a conexão está inserida, conforme Submódulo 7.5 e
Submódulo 6.14 – Monitoramento dos Esquemas Regionais de Alívio de Carga.
7.2.2. Caso a carga do agente acessante tenha característica não linear ou especial, o acessante deve fazer análises específicas no tocante à elaboração de umestudo de desempenho harmônico,
para avaliação do grau de influência dessas cargas no desempenho das instalações de transmissão.
7.2.3. O acessante deve realizar, quando requeridos, estudos de proteção, flutuação de tensão, distorção harmônica, estabilidade eletromecânica, curto-circuito mínimo, dentre outros para avaliar
a necessidade de instalação de equipamentos de correção/proteção, considerando-se os seguintes aspectos:
(a) comprometimento da segurança do sistema (por exemplo, contribuições para faltas no SIN não percebidas pela proteção das instalações do acessante); e
(b) limites dos indicadores de desempenho quanto à QEE definidos nos Procedimentos de Rede, conforme Submódulo 2.9, Submódulo 6.15, Submódulo 7.8 e Submódulo 9.7.
7.2.4. Se o acessante requerer desempenho diferenciado comrespeito à QEE, relativamente aos limites globais dos indicadores de desempenho estabelecidos no Submódulo 2.9, e o ONS aceitar
tal solicitação, o acessante deve arcar com os custos adicionais necessários para a adequação das instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão ao seu nível de
exigência.
7.2.4.1. A adequação requerida deve estar embasada em estudos de viabilidade técnica e os respectivos custos devem ser previstos especificadamente no Contrato de Conexão às Instalações de
Transmissão (CCT).
7.3. Fator de potência
7.3.1. No ponto de conexão às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão, o acessante deve manter o fator de potência nas faixas especificadas na Tabela 4.
7.3.1.1. Os dados para o cálculo dofator depotência são fornecidos pelo Sistema deMedição para Faturamento (SMF),conformeSubmódulo 2.14 –Requisitos mínimos para Sistemas deMedição
para Faturamento.
Tabela 4 – Faixa de fator de potência no ponto de conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão
Tensão nominal do ponto de conexão Faixa de fator de potência
Vn  345 kV 0,98 indutivo a 1,0
69 kV  Vn  345 kV 0,95 indutivo a 1,0
Vn  69 kV
0,92 indutivo a 1,0
0,92 capacitivo a 1,0
7.3.2. A operação de chaveamento de banco de capacitores instalado para correção de fator de potência não deve provocar fenômenos transitórios ou ressonâncias que prejudiquem o
desempenho das instalações de transmissão ou de agentes nelas conectados.
7.3.2.1. O acessante deve realizar estudos específicos complementares que avaliem o impacto dessas manobras no desempenho das instalações de transmissão e de seus usuários.
8. CONEXÃO DAS INSTALAÇÕES DE INTERESSE RESTRITO DE AGENTES DE IMPORTAÇÃO/EXPORTAÇÃO PARA INTERLIGAÇÃO INTERNACIONAL
8.1. Capacidade de transmissão
8.1.1. Deve ser analisada a conveniência da interligação operar com fluxo de potência ativa em ambos os sentidos e definido o nível previsto de potência ativa para cada sentido.
8.1.2. As estações conversoras conectadas ao SIN devem ser autossuficientes em termos de potência reativa.
8.1.3. No caso de interligações que envolvem linhas em CA, deve-se estabelecer, em contrato, um limite para o intercâmbio de potência reativa entre o ponto de conexão às instalações sob
responsabilidade de agente de transmissão e a interligação propriamente dita. Esse limite deve ser definido de tal modo que sejam preservados os sistemas das partes envolvidas.
8.2. Desempenho dinâmico
8.2.1. A introdução de qualquer interligação não pode degradar o desempenho dinâmico do sistema existente.
8.2.2. O ajuste do sistema de controle da interligação não pode reduzir o grau de amortecimento dos modos de oscilação de potência do sistema, durante contingências.
8.2.3. A critério do ONS, a implementação de métodos para a melhoria do desempenho dinâmico do sistema existente, por meio de sistemas de controle da interligação em CC – como, por
exemplo, a modulação da potência CC –, deve ser acordada com o responsável pelas instalações de interligação internacional.
8.3. Controle de tensão
8.3.1. A operação da interligação não deve ocasionar no ponto de conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão variações de tensão que excedam os limites admissíveis
estabelecidos no Submódulo 2.3, tanto em condição normal, como durante distúrbios.
8.4. Interferência harmônica
8.4.1. A operação da interligação não deve ocasionar no ponto de conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão distorções de tensão harmônica individual e total que
excedam os limites especificados no Submódulo 2.9.
8.5. Operação monopolar com retorno pela terra
8.5.1. A operação monopolar com retorno pela terra, admitida em condições especiais, não pode ocasionar nenhum dano ou mau funcionamento nos equipamentos ou instalações existentes na
região próxima às instalações de CC.
8.6. Outros aspectos
8.6.1. Quanto ao sistema de supervisão e controle, devem ser atendidos os requisitos estabelecidos no Submódulo 2.12.
8.6.2. No quediz respeito às interligações internacionais em correntecontínua,com tecnologia LCC (Line CommutadedConverter),devem ser atendidos os requisitos estabelecidos no Submódulo
2.8 – Requisitos mínimos para elos em corrente contínua, observado o Submódulo 2.3.
8.6.3. Tendo em vista a otimização da expansão da Rede Básica, o ONS pode:
(a) definir pontos de passagem da linha CA; e
(b) indicar a localização da subestação conversora em território brasileiro.
9. CONEXÃO EM DERIVAÇÃO (TAPE) NA REDE BÁSICA
9.1. Condições gerais
9.1.1. São admitidas, em caráter provisório e para condições especiais, conexões em derivação em linha de transmissão (LT) de 230 kV integrante da Rede Básica, desde que:
(a) não seja para conexão de central geradora;
(b) atendam aos requisitos técnicos mínimos estabelecidos neste submódulo;
(c) estejam em conformidade com o Módulo 2 – Critérios e Requisitos e não comprometam a segurança do sistema;
(d) não sejam feitas em instalações onde a confiabilidade é crítica, como por exemplo, interligações inter-regionais, internacionais e entre submercados; e
(e) perdurem por um período máximo de 18 (dezoito) meses e estejam condicionadas à apresentação pelo acessante do cronograma de implantação da conexão definitiva em seccionamento da LT
acessada.
9.1.1.1. Quanto à continuidade de suprimento ao acessante:
(a) a conexão em tape pode ser utilizada em casos especiais quando o acessante admitir menor confiabilidade de suprimento e não comprometer a confiabilidade dos demais acessantes atendidos
pela LT; e
(b) em função desse tipo de conexão,as eventuais perdas de suprimento, por indisponibilidade programada ou não da LT, são assumidas pelo acessante.
9.1.2. Deve ser verificado o impacto da conexão em derivação sobre os usuários da Rede Básica.
9.1.3. Não são admitidas conexões em derivação em LT integrante da Rede Básica em tensão superior a 230 kV.
9.1.4. Quanto às conexões em derivação existentes:
(a) o ONS pode propor à ANEEL, com base em diagnóstico e em análise de custo/benefício, ações para adequação dessas conexões aos requisitos técnicos estabelecidos neste submódulo; e
(b) quando for o caso, a ANEEL estabelece os prazos para o cumprimento das ações aprovadas.
9.1.5. O acessante só pode ser conectado em derivação à Rede Básica se:
(a) a configuração da conexão for radial;
(b) o(s) transformador(es) não sejam aterrado(s) no lado de alta tensão;
(c) não houver motores síncronos de potência superior a 5.000 kW na instalação do acessante; e
(d) não houver geradores de energia elétrica operando sincronizados com o sistema do acessante.
9.1.5.1. Dessa forma, não deve haver a possibilidade de:
(a) fechamento de anel com o SIN.
(b) inversão do sentido das correntes elétricas, mesmo em condições transitórias de curto-circuito, provocadas por unidades síncronas conectadas ao sistema do acessante.
9.2. Instalações de conexão
9.2.1. A configuração do ramal dependerá dos carregamentos dos circuitos existentes e da confiabilidade da Rede Básica.
9.2.1.1. Sob o ponto de vista da confiabilidade da Rede Básica, deve ser detalhadamente analisada a questão da proteção de LT, especialmente quanto ao comprimento do ramal de conexão em
relação ao comprimento da LT acessada.
9.2.2. A conexão em derivação deve ser obrigatoriamente trifásica.
9.2.3. O ramal de ligação em tape deve ser concebido de forma a não afetar a confiabilidade da Rede Básica.
9.2.4. O estudo de topografia e o trajeto do ramal de ligação, assim como o arranjo de torres e a configuração de condutores por fase, devem ser submetidos à aprovação do agente de transmissão
acessado e devem ser utilizados critérios iguais aos utilizados para a LT onde será construída a derivação.
9.2.4.1. Podem ser exigidos critérios de projeto mais rígidos do que os da LT acessada, caso o trajeto do ramal proposto pelo consumidor seja mais desfavorável em termos de topografia, atividades
urbanas, pecuárias ou agrícolas, agressividade natural ou industrial, etc.
9.2.5. Os pontos de derivação (fly-tap) devem ser construídos com estruturas autossustentadas.
9.2.6. Os ramais devem ser dotados de cabos para-raios que proporcionem padrão de proteção contra descargas atmosféricas igual ao utilizado na LT acessada.
9.2.7. O arranjo da subestação do acessante deve ser concebido de forma a não comprometer a confiabilidade da Rede Básica nos períodos de operação normal, saída forçada e também as
programadas para manutenção.
9.2.8. O arranjo deve ter chaves seccionadoras capazes de isolar a subestação da LT.
9.2.9. O projeto da subestação do acessante deve atender aos critérios do agente de transmissão acessado.
9.2.10. Para a fase definitiva do acesso com seccionamento deLT, cabe ao acessante adequar os sistemas de medição para faturamento, proteção, telecomunicações e supervisão e controle, aos
padrões e requisitos estabelecidos nos Procedimentos de Rede.
9.3. Sistemas de proteção
9.3.1. O acessante deve arcar com os custos relativos à substituição dos sistemas de proteção das LT da Rede Básica ou à instalação de esquemas de proteção adicionais, decorrentes da conexão
em derivação.
9.3.2. A proteção dos componentes da subestação do acessante deve assegurar eliminação sem retardo intencional de todos os curtos-circuitos internos detectáveis pela proteção de retaguarda
remota dos terminais originais da LT.
9.3.3. O acessante deve providenciar os meios locais para compatibilizar o esquema de teleproteção instalado na LT com a adição de mais um terminal. Isso inclui equipamentos como filtros de
onda, transformadores de corrente e dispositivos capacitivos de potencial, bem como relés de proteção específicos e equipamentos de comunicação e teleproteção.
9.3.4. No caso da conexão inviabilizar a aplicação do esquema de teleproteção instalado, cabe ao acessante custear a substituição do esquema de teleproteção existente, conforme requisitos e
especificações do acessado, inclusive com relação a fornecimento de sobressalente e ferramentas especiais.
9.3.4.1. A inviabilização ocorre, por exemplo, com proteções baseadas em ondas trafegantes e pode ocorrer com certos esquemas diferenciais longitudinais e com algumas lógicas de teleproteção.
9.3.5. Algumas conexões podem requerer também a troca do meio de comunicação, por exemplo de onda portadora para microondas ou fibra ótica, cabendo os respectivos custos ao acessante.
9.3.6. A conexão não pode inviabilizar a utilização do tipo de religamento automático empregado na LT.
10. ARRANJO DE BARRAMENTO
10.1. Acesso às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão
10.1.1. No caso de conexão em uma subestação sob responsabilidade de agente de transmissão, o acessante deve seguir o arranjo de barramento da referida subestação.
10.1.1.1. Caso o arranjo da subestação acessada não atenda ao requisito definido no item 3.1.1 do Submódulo 2.6 – Requisitos mínimos para subestações e seus equipamentos,o acessante deve
adequar sua conexão quando da adequação da subestação a esses requisitos. Essa obrigação do acessante deve constar do respectivo CCT.
10.1.2. Para conexão por meio de seccionamento de LT da Rede Básica ou das instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais conectadas à Rede Básica, o
arranjo de barramento da subestação a ser integrada deve observar o requisito definido no item 3.1.1 do Submódulo 2.6.
10.1.2.1. Em tensão igual ou superior a 345 kV, os vãos de entrada de linha associados ao seccionamento devem ser instalados no mesmo módulo de infraestrutura de manobra correspondente
ao arranjo final da subestação do acessante.
10.1.2.2. A conexão pode ter arranjo de barramento inicial em anel simples, até o limite de quatro conexões, considerando aquelas do seccionamento da LT, e deve-se atender aos seguintes
pontos:
(a) o arranjo físico desse barramento deve ser projetado de forma a permitir a evolução para o arranjo de barramento estabelecido no item 3.1.1 do Submódulo 2.6;
(b) as conexões não devem comprometer o desempenho sistêmico da Rede Básica, limitar a operação da Rede Básica ou das instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações
internacionais conectadas à Rede Básica, tampouco impor restrições às instalações a elas conectadas;
(c) no caso decompartilhamento entreagentes degeração,de importação/exportação e/ou consumidores,os custos do disjuntor centralda subestação com arranjo debarramento disjuntor emeio,
e demais equipamentos e instrumentos a ele associados devem ser igualmente divididos entre as partes, sendo responsabilidade pela operação do disjuntor central estabelecida no CCT;
se o referido compartilhamento envolver uma transmissora, a responsabilidade pelo disjuntor compartilhado e demais equipamentos e instrumentos a ele associados é do agente de transmissão
e, caso o disjuntor já exista, este deve ser transferido, sem ônus, à transmissora;
(d) o primeiro acessante deve adequar sua conexão quando da adequação da subestação ao requisito definido no item 3.1.1 do Submódulo 2.6; e
(e) as obrigações dos agentes e/ou consumidores devem estar dispostas nos respectivos CCT e/ou Contrato de Compartilhamento de Instalações (CCI).
10.2. Subestações de uso exclusivo de agente de geração, de importação/exportação ou consumidor com conexão às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão
10.2.1. Subestações com isolamento a ar devem adotar uma das seguintes configurações para os arranjos de barramento, em função de sua classe de tensão:
(a) barramentos de tensão inferior a 230 kV: arranjo barra simples, com possibilidade de evolução para arranjo barra principal e transferência, ou arranjo barra principal e transferência;
(b) barramentos de tensão igual a 230 kV: arranjo barra principal e transferência, com possibilidade de evolução para arranjo barra dupla com disjuntor simples a quatro chaves, ou arranjo barra dupla
com disjuntor simples a quatro chaves; e
(c) barramentos de tensão igual ou superior a 345 kV: arranjo em anel para subestações com até 6 (seis) conexões de LT e/ou equipamentos, com possibilidade de evolução para arranjo barra dupla
com disjuntor e meio, ou arranjo barra dupla com disjuntor e meio para subestações com número de conexões superior a 6 (seis).
10.2.2. O vão de entrada de linha na subestação sob a responsabilidade do agente deve ser concebido e operado com uso de disjuntor.
10.2.3. O arranjo físico do barramento das subestações com isolamento a ar deve ser projetado de forma que:
(a) viabilize a evolução para o arranjo de barramento definido no item 3.1.1 do Submódulo 2.6 e possível futura expansão; e
(b) as conexões não comprometam o desempenho sistêmico da Rede Básica, limitem a operação da Rede Básica ou das instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações
internacionais conectadas à Rede Básica, tampouco imponham restrições às instalações a elas conectadas.
10.2.4. Arranjos de barramentos alternativos com outras tecnologias de isolamento (SF6, por exemplo) podem ser propostos, em conformidade com os itens 3.1.2 e 3.1.3 do Submódulo 2.6.
10.2.5. Caso seja verificado nos estudos definidos pelo ONS ou pela EPE a necessidade de evolução dos arranjos de barramento da subestação de uso exclusivo no horizonte de 5 (cinco) anos
para aqueles definidos no item 3.1.1 do Submódulo 2.6, a subestação deve ser implementada em seu arranjo final.
11. ÁREA DA SUBESTAÇÃO
11.1. Acesso às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão
11.1.1. No caso de acesso às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão por agente de geração, de distribuição, de importação/exportação ou consumidor, para
conexão por meio de seccionamento de LT, a subestação com isolamento a ar deve ter pelo menos a área mínima, observado o maior nível de tensão da subestação (Vmax):
(a) Vmax < 88 kV: 8.000 m2;
(b) 88 kV ≤ Vmax ≤ 138 kV: 15.000 m2;
(c) 138 kV < Vmax ≤ 230 kV: 25.000 m2;
(d) 230 kV < Vmax ≤ 345 kV: 100.000 m2; ou
(e) Vmax ≥ 440 kV: 140.000 m2.
11.2. Subestações de uso exclusivo de agente de geração, de importação/exportação ou consumidor com conexão às instalações de transmissão
11.2.1. Caso seja verificado nos estudos definidos pelo ONS ou pela EPE a necessidade de especificação de área mínima, a subestação deve ser implementada com a área mínima especificada.
12. REFERÊNCIAS
[1] IEC. Electromagnetic Compatibility (EMC) – Part 3-6: Limits – Assessment of emission limits for the connection of distorting installations to MV, HV and EHV power systems. IEC/TR 61000-3-6.
[2] ANEEL. Resolução Normativa nº 954, de 30 de novembro de 2021.
[3] ANEEL. Resolução Normativa nº 1.055, de 29 de dezembro de 2022. Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional. Módulo 5 – Acesso ao Sistema.
[4] Relatório ONS RE 3/0081/2015 – Filosofias de Proteção das Unidades Geradoras.
Submódulo 3.1
Planejamento da operação elétrica de médio prazo
1. PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DE MÉDIO PRAZO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (PAR/PEL) E PLANO DE OUTORGAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – MELHORIAS DE
GRANDE PORTE E REFORÇOS DE PEQUENO PORTE (POTEE)
Visão Geral
O Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo do Sistema Interligado Nacional (PAR/PEL) possui dois enfoques: estruturante e conjuntural. O PAR/PEL com enfoque estruturante abrange os
três últimos anos do horizonte de cinco anos que é o de adequar a cronologia do plano de expansão da transmissão estabelecido pelos condicionantes de curto prazo determinados pelas solicitações
de acesso, ampliações, reforços e melhorias, bem como às variações nas previsões de carga que não tenham sido consideradas pelo planejamento da expansão de geração e transmissão pela
Empresa de Pesquisa Energética – EPE. Além disso, procura eliminar possíveis restrições ou estrangulamentos de transmissão observados na operação em tempo real e nos estudos de planejamento
de operação.
O PAR/PEL com enfoque conjuntural abrange os dois primeiros anos que é o de apresentar as recomendações operativas que contornam os problemas identificados até que a solução
estrutural esteja disponível, com base na avaliação do desempenho do Sistema Interligado Nacional (SIN) sob o ponto de vista do atendimento aos critérios e padrões estabelecidos nos
Procedimentos de Rede.
Adicionalmente, o PAR/PEL apresenta os limites de intercâmbio entre regiões do SIN e os despachos de geração térmica para atendimento à segurança elétrica, ambos insumos para o
planejamento energético e com o objetivo de compatibilizar as restrições elétricas com as políticas energéticas que visam a assegurar o menor custo da operação.
O Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica (POTEE) apresenta três volumes com diferentes tipos de obras, a saber, um contém as ampliações e reforços de grande porte, cuja
emissão é de responsabilidade do Ministério de Minas e Energia – MME e os outros dois contêm as melhorias de grande porte e os reforços de pequeno porte, respectivamente, cuja emissão é de
responsabilidade do ONS [4].
Obtenção e consolidação dos dados
O ONS solicita aos agentes os dados e as informações referentes às alterações do sistema existente e/ou incorporação de novas instalações.
O agente de transmissão cadastra as proposições de melhorias de grande porte e de reforços de pequeno porte relativos às instalações sob sua responsabilidade no sistema computacional
do ONS.
Quando houver substituição de equipamentos existentes que devam compor a Base de Dados das Instalações de Transmissão (BDIT), descrita no Submódulo 7.3 – Verificação da
conformidade das instalações de transmissão aos requisitos, o cadastro deve incluir as informações do equipamento conforme a BDIT e não deve haver pendências nas informações desses
equipamentos na BDIT.