DOU 21/02/2025 - Diário Oficial da União - Brasil
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Nº 37, sexta-feira, 21 de fevereiro de 2025
ISSN 1677-7042
Seção 1
2.2.4.1.
Critério de contingências simples, duplas e múltiplas
1.3.6.1.1.
O desempenho do sistema deve ser tal que não haja violação dos critérios estabelecidos neste submódulo e não haja necessidade de corte de carga provocado pela ocorrência de
contingências simples (critério n-1).
1.3.6.1.2.
O ONS estabelece o conjunto de contingências duplas que é utilizado nos estudos elétricos, de acordo com o respectivo horizonte de análise.
1.3.6.1.3.
No caso de contingências duplas, conforme descrito nos itens 2.2.2.4 e 2.2.3.1.4, é aceitável o corte controlado de carga, automático ou não, para evitar o risco de instabilidade de
potência, frequência ou tensão em uma região, estado ou capital, com consequente corte descontrolado de carga, à exceção das análises desenvolvidas nos estudos do PAR/PEL, conforme item
3.1.
1.3.6.1.4.
Para atendimento aos itens 2.2.4.1.1 e 2.2.4.1.3 devem ser utilizados recursos como geração térmica, restrição de intercâmbios, alteração de topologia da rede ou utilização de SEP, à
exceção das análises desenvolvidas nos estudos do PAR/PEL, conforme item 3.1.
1.3.6.1.5.
Adicionalmente, para atendimento ao item 2.2.4.1.3 podem ser adotados SEP de corte de carga, tais como os Esquemas Regionais de Alívio de Carga (ERAC). No caso de haver
separação em ilhas, os subsistemas que resultem dessas aberturas devem se manter estáveis.
1.3.6.1.6.
Podem ser adotados critérios mais restritivos que procurem preservar a continuidade do atendimento à carga para contingências duplas e, eventualmente, múltiplas nas seguintes
situações excepcionais, devidamente fundamentadas em análise técnica e previamente submetidas ao Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE:
(a)
período de comissionamento e inicial de operação de novas instalações e equipamentos;
(b)
após a ocorrência de perturbações de grande porte, ou desligamentos intempestivos reincidentes que tenham levado a corte de carga, até que sejam identificadas e solucionadas as causas das
perturbações; e
(c)
durante a realização de eventos especiais de grande relevância, acontecimentos ou datas comemorativas de grande repercussão pública, de abrangência nacional, regional ou local, conforme [1].
1.3.6.1.7.
Nas situações que caracterizem riscos iminentes para a segurança da operação do SIN, como as citadas no item 2.2.4.1.6, o ONS adota as ações necessárias e comunica à Agência
Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e ao CMSE.
1.3.6.1.8.
Após esgotados todos os recursos disponíveis, podem ser utilizados critérios de desempenho e segurança menos restritivos, devidamente fundamentados em análise técnica ou
técnico-econômica e previamente submetidos ao CMSE e à ANEEL nas seguintes situações excepcionais:
(a)
cenários energéticos desfavoráveis, conforme avaliações eletroenergéticas conduzidas pelo ONS no âmbito do planejamento da operação energética;
(b)
restrições do sistema de transmissão, como aqueles decorrentes de topologia incompleta, em especial relacionadas à integração de sistemas elétricos isolados ao SIN;
(c)
atendimento a cargas por meio de sistemas de transmissão radiais singelos ou de um único transformador; e
(d)
situações conjunturais decorrentes de indisponibilidades de grandes troncos de transmissão.
2.2.4.2.
Níveis de tensão
1.3.6.1.9.
A tensão admissível a ser observada nos estudos elétricos para as condições operativas normal e sob contingências encontra-se na Tabela 1.
Tabela 1 – Tensão admissível entre fases a 60 Hz
Tensão nominal de operação (1)
Condição operativa
normal
Condição operativa sob contingências
(kV)
(kV)
(pu) (2)
(kV)
(pu) (2)
< 230
─
0,95
a
1,05
─
0,90
a
1,05
230
218 a 242
0,95 a
1,05
207 a 242
0,90
a
1,05
345
328 a 362
0,95 a
1,05
311 a 362
0,90
a
1,05
440
418 a 460
0,95 a
1,046
396 a 460
0,90
a
1,046
500
500 a 550
1,00 a
1,10
475 a 550
0,95
a
1,10
525
500 a 550
0,95 a
1,048
475 a 550
0,90
a
1,048
765
690 a 800
0,90 a
1,046
690 a 800
0,90
a
1,046
(1) Valor eficaz de tensão pelo qual o sistema é designado.
(2) Valores em pu tendo como base a tensão nominal de operação.
1.3.6.1.10. Os limites de tensão em barras da Rede Básica associadas ao acesso dos agentes de distribuição ou dos consumidores podem ser ajustados para atender às suas necessidades, desde
que:
não seja afetado o desempenho do SIN;
sejam respeitadas as limitações específicas dos equipamentos, principalmente com relação à ultrapassagem dos limites superiores das faixas admissíveis; e
haja anuência do agente de transmissão envolvido.
2.2.4.3.
Limites para controle de potência reativa
1.3.6.2.1.
Os limites de geração e absorção de potência reativa e de tensão terminal considerados nos estudos são definidos pelas curvas de capacidade das unidades geradoras e dos
compensadores síncronos. Na ausência dessas informações, devem ser utilizados os limites de tensão terminal e de geração e absorção de potência reativa estabelecidos no Submódulo 2.10 –
Requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de transmissão.
1.3.6.2.2.
O número de unidades geradoras consideradas em operação deve ser compatível com as restrições operativas de cada unidade.
1.3.6.2.3.
Os limites dos compensadores estáticos considerados nos estudos devem ser definidos por suas curvas características.
1.3.6.2.4.
Para unidades geradoras eólicas e fotovoltaicas, devem ser observadas as faixas de fator de potência estabelecidas conforme Submódulo 2.10.
1.3.6.2.5.
Caso as centrais geradoras sejam indicadas para prestar serviço ancilar de suporte de potência reativa, além dos requisitos estabelecidos no Submódulo 2.10, deve ser observado o
Contrato de Prestação de Serviços Ancilares (CPSA) firmado entre o agente e o ONS, conforme o Submódulo 8.1 – Administração dos Contratos.
2.2.4.4.
Limites de carregamento de capacitores série
1.3.6.3.1.
Capacitores série fixos ou variáveis só podem ser submetidos a sobrecargas no máximo iguais àquelas garantidas pelos fabricantes e informadas pelos agentes.
1.3.6.3.2.
Na falta dessas informações, devem ser utilizados os valores indicativos constantes na Tabela 7 do Submódulo 2.6 – Requisitos mínimos para subestações e seus equipamentos.
2.2.4.5.
Limites de carregamento de novos equipamentos (linhas de transmissão, transformadores e autotransformadores)
1.3.6.4.1.
Para novas linhas de transmissão, transformadores e autotransformadores a serem incorporados ao SIN, devem ser utilizadas as capacidades operativas de longa e de curta duração
definidas no processo de outorga.
1.3.6.4.2.
No processo de elaboração do PAR/PEL, quando são consideradas obras ainda sem outorgas definidas, as capacidades operativas consideradas devem ser as provenientes dos estudos
de planejamento da expansão e/ou dos editais de licitação. Na falta dessas informações, devem ser utilizados valores definidos a partir da metodologia estabelecida na regulamentação [2].
1.3.6.4.3.
Os critérios relacionados aos limites de carregamento de linhas de transmissão, transformadores e autotransformadores estão estabelecidos conforme [3]
Critérios para estudos de sistemas de corrente contínua (CC)
2.2.5.1.
Aspectos gerais
1.3.7.1.1.
Os estudos referentes aos elos CC devem verificar se o chaveamento dos bancos de filtros e/ou capacitores ou reatores não ocasiona, nas barras retificadora e inversora, variações de
tensão CA superiores a 3% da tensão nominal de operação na frequência fundamental.
1.3.7.1.2.
Esse limite da variação da tensão CA deve ser observado inclusive na operação com a menor relação de curto-circuito (SCR), como por exemplo, nas condições de carga leve ou mínima
do SIN com potência nominal no elo CC e carga local baixa, com a rede externa em contingência simples.
2.2.5.2.
Modos de operação dos elos CC
1.3.7.2.1.
As perdas resultantes de cada um dos modos de operação dos elos CC devem ser avaliadas.
1.3.7.2.2.
A tensão CA nas subestações inversora e retificadora e na região sob análise deve se manter dentro dos limites estabelecidos na Tabela 1.
1.3.7.2.3.
Na análise dos modos de operação dos elos CC, devem ser respeitadas as diretrizes, decorrentes do desempenho harmônico mínimo exigido do elo, ou seja, chaveamento dos bancos
de filtros e de compensação reativa, de acordo com a configuração de operação e potência transmitida.
2.2.5.3.
Tensão CC de operação
1.3.7.3.1.
A operação do sistema CC com tensões de operação nominal e reduzida, esta última se permitida pelo projeto da instalação, devem ser avaliadas com o objetivo de verificar se o
desempenho do sistema CA/CC/CA é satisfatório com a compensação reativa disponível.
2.2.5.4.
Transformadores conversores
1.3.7.4.1.
O desempenho do sistema CA/CC/CA e de sua compensação reativa deve ser avaliado em toda a faixa disponível de variação dos tapes dos transformadores conversores dos terminais
retificador e inversor e em todas as condições de operação do sistema CC.
2.2.5.5.
Compensação e balanço de potência reativa
1.3.7.5.1.
A absorção e geração de potência reativa do sistema CC deve ser analisada em diversas condições de operação, como por exemplo, operação bipolar, monopolar, com tensão normal
e com tensão reduzida.
2.2.5.6.
Controle do sistema CC
1.3.7.6.1.
A operação do elo CC em controle de potência e/ou corrente deve ser analisada para as condições possíveis de operação, de acordo com o projeto do elo, tanto para tensão CC nominal
como para tensão reduzida, caso disponível. Nesta análise deve também ser consideradas as faixas de operação informadas ao ONS para o ângulo de disparo do terminal retificador e para o ângulo
de extinção do terminal inversor.
2.3.
Estudos de curto-circuito
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