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

Considerações gerais
1.3.8.1. Os estudos de curto-circuito dão subsídios para:
(a)
o cálculo de equivalentes da rede;
(b)
o dimensionamento elétrico e mecânico de disjuntores, chaves seccionadoras, barramentos, linhas de transmissão, transformadores, aterramento de instalações e outros equipamentos;
(c)
a especificação de transformadores de corrente, bobinas de bloqueio e sistemas de proteção; e
(d)
os estudos relativos ao ajuste e coordenação da proteção.
1.3.8.2. Os dados de rede para os estudos de curto-circuito são os constantes no banco de dados do ONS e complementados pelas informações dos agentes, obtidos conforme estabelecido no
Submódulo 3.12 – Estudos de curto-circuito.
1.3.8.3. A ferramenta computacional utilizada nesses estudos – Modelo para análise de curto-circuito – está apresentada no documento de metodologia deste submódulo.

Premissas
1.3.9.1. A fim de que sejam obtidas as correntes máximas de curto-circuito, considera-se o sistema em regime subtransitório (X"d) na configuração estabelecida para o horizonte de estudo e com
todos os componentes em operação.
1.3.9.2. As reatâncias de sequência positiva e zero das unidades geradoras e dos compensadores síncronos devem ser representadas pelos seus valores subtransitórios saturados.
1.3.9.3. As usinas eólicas devem ser representadas nos estudos de curto-circuito, tendo como referência a tecnologia empregada nos aerogeradores e nos valores de corrente de contribuição para
curtos-circuitos correspondentes.
1.3.9.4. A contribuição dos elos CC e dos conversores estáticos para corrente de curto-circuito não deve ser considerada.
1.3.9.5. Os estudos para verificar a superação de capacidade dos disjuntores devem ser realizados para a corrente de interrupção simétrica.

Critérios
1.3.10.1. Os estudos para verificação da variação dos níveis de curto-circuito (monofásico, trifásico ou bifásico-terra) devem comparar quantitativamente a configuração do sistema atual com
aquela um ano à frente.
1.3.10.1.1.
Dessa comparação, obtém-se a indicação:
(a)
de barras com variação dos níveis de curto-circuito (monofásico, trifásico ou bifásico-terra) igual ou superior a +30% ou, igual ou inferior a -30%; e
(b)
de barras com variação dos níveis de curto-circuito (monofásico, trifásico ou bifásico-terra) igual ou superior a +10% ou, igual ou inferior a -10%, a fim de indicar as eventuais alterações nos ajustes
de proteção, destacando quais são as barras de fronteira, visando à elaboração pelos agentes do Plano Anual de Reajustes das Proteções de Fronteira, conforme Submódulo 6.13.
1.3.10.2. O nível de curto-circuito na barra deve ser comparado com o menor valor da capacidade de interrupção simétrica dos disjuntores do barramento, para curto monofásico, trifásico e
bifásico-terra.
1.3.10.3. Nas situações em que essa comparação atinge no mínimo 100%, deve ser efetuado um estudo mais detalhado, definido como estudo de corrente passante, com o objetivo de identificar
a efetiva corrente que passa pelo disjuntor.
1.3.10.3.1. Caso a relação entre a corrente passante e a capacidade de interrupção simétrica do respectivo disjuntor atinja um valor igual ou superior a 100%, o disjuntor deve ser considerado
em estado “superado”. Se essa relação atingir um valor igual ou superior a 90% e inferior a 100%, o disjuntor é considerado em estado de “alerta”.
2.4.
Estudos de estabilidade eletromecânica

Premissas para estudos de sistemas de corrente alternada (CA)
1.3.10.4. As condições de carga, geração e configuração do sistema a serem utilizadas como condições iniciais nos casos de análise de estabilidade eletromecânica devem ser aquelas que
caracterizem condições normais e de Rede Incompleta em regime permanente para carga pesada, média, leve e mínima.
1.3.10.5. Simulações para abertura intempestiva de elementos do sistema sem curto-circuito prévio e/ou com a aplicação de curto-circuito monofásico devem ser realizadas.
1.3.10.6. Em função da contingência analisada, deve ser considerada a atuação dos sistemas de proteção e SEP relevantes para o desempenho do sistema elétrico.
1.3.10.7. Para definição de SEP, os estudos de estabilidade eletromecânica devem ser realizados para os eventos estabelecidos na etapa de definição do escopo do estudo, considerando como
referência as seguintes situações:
(a)
falta na barra com atuação correta da proteção;
(b)
falta na barra com falha de disjuntor;
(c)
falta em linhas de transmissão que compartilhem a mesma torre ou a mesma faixa de passagem, seguida da abertura de ambos os circuitos;
(d)
falta em circuitos, duplos ou não, com falha de disjuntor;
(e)
perda de todas as seções de barra de um mesmo nível de tensão; e
(f)
perda de uma interligação elétrica que provoque a abertura de outras interligações.
1.3.10.8. Em estudos de estabilidade eletromecânica, deve-se verificar a necessidade do emprego e/ou do ajuste das proteções para perda de sincronismo, no intuito de promover o bloqueio ou
a permissão de atuação seletiva dos equipamentos de manobra. Assim, é possível minimizar os reflexos de distúrbios sobre o sistema que provoquem colapso de tensão ou instabilidade entre as
áreas decorrentes da perda parcial ou total de interligações elétricas.
1.3.10.9. A modelagem do sistema deve atender aos seguintes aspectos:
geradores termoelétricos: devem ser representados pelo modelo de máquina de polos lisos, com saturação e enrolamentos amortecedores;
geradores hidroelétricos: devem ser representados pelo modelo de máquina de polos salientes, com saturação e enrolamentos amortecedores;
usinas de pequeno porte, com potência nominal inferior a 100 MW: podem ser representadas pelo modelo clássico ou simplesmente não ser representadas. Exceções podem ocorrer quando se
estiver analisando o desempenho dinâmico de áreas ou subsistemas de proporções menores, quando pode ser necessária a modelagem de usinas de porte inferior ao valor aqui referenciado;
novas usinas sem dados suficientes para a devida modelagem nos estudos: devem ser utilizados valores típicos e modelos de máquinas similares;
reguladores de tensão e de velocidade e sinais adicionais estabilizantes: devem ser modelados em todas as máquinas representadas, com exceção do regulador de velocidade das máquinas térmicas
com constantes de tempo superiores ao tempo de simulação do estudo;

limitadores de reguladores com constantes de tempo inferiores ao tempo de simulação e dispositivos que ativam e desativam os sinais estabilizadores adicionais devem ser sempre modelados;
sistemas de excitação: devem ser representados com suas limitações relevantes;
cargas: devem ser representadas da maneira mais realista possível, por modelos estático ou dinâmico, lineares ou não lineares, a depender dos dados disponíveis;

sistemas CC: devem ser representados com base nas premissas para estudos de sistemas de corrente contínua (CC);

equipamentos Flexible AC Transmission System (FACTS): devem ser representados com seus controles principais; e
usinas eólicas e fotovoltaicas: devem ser representadas as usinas cujas as malhas de controle atuam com constantes de tempo compatíveis com as dinâmicas associadas aos fenômenos
eletromecânicos.

proteções de distância, de sobretensão, de perda de sincronismo e SEP, como Esquemas Regionais de Alívio de Carga (ERAC) e Esquemas de Corte de Geração (ECG) devem ser considerados quando
pertinentes à análise.
1.3.10.10. Caso existam, na base de dados do ONS, valores de temporização para início da atuação do limitador de sobre-excitação das unidades geradoras e dos compensadores síncronos
superiores ao tempo de simulação usualmente utilizado, da ordem de 15 segundos, pode-se fazer uma avaliação do desempenho do sistema, considerando a atuação do limitador depois de 5
segundos e deve-se informar a temporização utilizada na determinação das restrições elétricas.
1.3.10.11. Se não houver informações para representação da carga em função da tensão, deve-se representá-la como 50% de potência constante, 50% de impedância constante para parte ativa e
100% de impedância constante para parte reativa.
1.3.10.12. Na ausência de valores de amortecimento da carga com a frequência, utiliza-se uma constante de 1,0 pu/pu na modelagem dos reguladores de velocidade e turbinas.
1.3.10.13. Os tempos de isolamento do defeito devem ser obtidos com base nos tempos de manobra dos elementos que dependem do arranjo físico da subestação e do tempo de atuação da
própria proteção.
1.3.10.14. Os tempos indicativos de eliminação do defeito são apresentados na Tabela 2 e devem ser utilizados apenas quando não houver informação disponível no banco de dados do ONS.
1.3.10.15. Caso haja necessidade de elaborar estudos específicos, o ONS solicita aos agentes os dados de tempo de eliminação de defeitos.

Tabela 2 – Tempos indicativos de eliminação de defeitos
Tensão nominal de operação (1)
Tempo de eliminação (ms)
(operação dos relés + abertura do disjuntor)
(kV)
Sem falha do disjuntor
Com falha do disjuntor
765
80
200
525
100
250
500
100
250
440
100
250
345
100
400
230
150
500
138
150
500
138 (2)
450
750
88 (2)
450
750