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

1.3.11.9.6. Nos casos em que uma análise simplificada identificar riscos potenciais de ocorrência de autoexcitação em máquinas síncronas que possam causar sobretensões severas, deve ser
efetuada uma análise detalhada da possibilidade de ocorrência desse fenômeno.
1.3.11.9.7. A autoexcitação pode ocorrer nos seguintes casos:
energização de linhas longas;
rejeição de carga envolvendo linhas longas;
perda de interligação em subestações nas quais existam bancos de capacitores e compensadores síncronos; e
perdas de interligação CA, junto às subestações conversoras CC, com filtros de harmônicas, bancos de capacitores e compensadores síncronos.
1.3.11.9.8. As simulações devem ser estendidas por um período mínimo de 8 segundos, no qual o crescimento das tensões é observado em função das sobrevelocidades dos geradores. Assim,
os reguladores de velocidade devem ser representados e ajustados para obter a velocidade máxima das turbinas.
1.3.11.9.9. Nos estudos de rejeição de carga, são consideradas as configurações resultantes de contingências que sejam visualizadas como as mais severas para o sistema em estudo, simulando
um tempo da ordem de 0,5 segundo.
1.3.11.9.10. Não deve ser considerada a suportabilidade dos para-raios, que deve ser objeto de estudos específicos, conforme descrito no item 2.5.
2.4.6.2.
Critérios
1.3.11.10.1. Para contornar os riscos de autoexcitação, pode-se optar por:
implantar reforço na compensação indutiva;
alterar parte dos bancos de capacitores previstos por compensação estática controlável; ou
dotar o sistema de excitação da máquina com capacidade de corrente de campo negativa, a ser acordado entre o ONS e os agentes envolvidos.
1.3.11.10.2. Nos estudos de rejeição de carga, a compensação reativa global, capacitiva e indutiva, deve ser dimensionada para que o sistema suporte, sem violação dos critérios, a ocorrência dos
seguintes eventos:
rejeição de carga simples, direta e inversa, esta última consistindo na abertura de um único terminal de linha;
rejeição múltipla, caracterizada pela abertura dos terminais de circuitos distintos na mesma extremidade simultaneamente por causa comum, tal como um curto-circuito no barramento seguido
de abertura dos disjuntores da linha;
curto-circuito fase-terra seguido de rejeição de carga, exceto nos casos em que as máquinas diretamente envolvidas são do tipo regulador estático e ceiling variável com tensão terminal (bus fed),
onde deve ser considerada somente a rejeição de carga; e
perda não simultânea do compensador síncrono, estático, reator, transformador ou consumidor de grande porte.
1.3.11.10.3. Os valores máximos admissíveis para as sobretensões dinâmicas são determinados a partir da curva de suportabilidade de sobretensão, a 60Hz, dos equipamentos e da tensão
admissível para abertura de linhas em vazio.
1.3.11.10.4. Os valores máximos admissíveis devem ser fornecidos pelos agentes e na ausência desses valores, devem ser utilizados os limites máximos de tensão indicados na Tabela 3 e Tabela
4.
1.3.11.10.5. Os valores máximos de tensão admissíveis nos estudos de energização a 60Hz de linhas de transmissão devem ser fornecidos pelos agentes e na ausência desses valores devem ser
considerados os seguintes aspectos:
os níveis de tensão em regime permanente no terminal emissor antes e depois da energização não devem exceder os valores máximos apresentados na Tabela 1;
os níveis de tensão depois da manobra no terminal aberto da linha de transmissão não devem exceder os valores de máxima tensão sustentada em vazio durante 1 hora, conforme apresentado na
Tabela 3 e Tabela 4.

Estudos de estabilidade eletromecânica após religamento automático de linhas de transmissão
2.4.7.1.
Premissas
1.3.12.1.1. Os estudos de religamento automático de linhas de transmissão no SIN tem os seguintes objetivos:
garantir a manutenção da estabilidade eletromecânica das máquinas síncronas presentes no sistema;
permitir a automação do retorno da linha de transmissão ao serviço em tempo inferior ao do religamento manual; e
avaliar, por meio de simulações dinâmicas:
(1) se os valores das sobretensões, resultantes da manobra, estão de acordo com os critérios adotados para garantir a integridade dos equipamentos.
(2) os efeitos dos religamentos sobre as unidades geradoras, no sentido de evitar esforços mecânicos excessivos em seus eixos, considerando as condições de operação e as diferentes topologias de
rede.
(3) as perspectivas de sucesso do religamento, considerando o tempo morto necessário para a extinção do arco secundário definido nos estudos de transitórios eletromagnéticos.
1.3.12.1.2. Os religamentos podem ser tripolares e/ou monopolares, dependendo dos equipamentos disponíveis e do esquema utilizado.
1.3.12.1.3. O religamento monopolar é o menos severo sob o ponto de vista dinâmico e em relação aos esforços nas unidades geradoras e sobretensões dinâmicas associadas.
1.3.12.1.4. A potência acelerante das usinas eletricamente próximas às subestações onde são feitas as manobras e a diferença angular da tensão no terminal seguidor, no caso do religamento
automático tripolar, devem ser investigadas nos estudos de estabilidade eletromecânica.
1.3.12.1.5. A possibilidade de atuação da proteção de sobretensão a 60 Hz, em função dos valores observados na simulação e do ajuste dos relés, deve ser considerada.
1.3.12.1.6. Em linhas de transmissão equipadas com bancos de capacitores série, a ação de by-pass automático dos bancos e a sua reinserção automática após religamento com sucesso da linha
deve ser representada, caso essa estratégia seja adotada.
1.3.12.1.7. A simulação de religamentos automáticos considera os seguintes tempos:
tempo de abertura do disjuntor na 1ª extremidade da linha a ser aberta pela atuação da proteção;
tempo de abertura do disjuntor na 2ª extremidade da linha a ser aberta pela atuação da proteção;
(1) No caso de comando de abertura por transferência de disparo, deve ser adicionado o tempo de transmissão do comando a esse tempo de abertura.
(2) O tempo de transferência de disparo pode ser adotado como 20 ms.
tempo morto necessário para extinção do arco secundário;
(1) Como referência, devem ser considerados os estudos de transitórios eletromagnéticos (religamento monopolar) e de estabilidade eletromecânica (religamento tripolar).
tempo de religamento do terminal líder; e
tempo de religamento do terminal seguidor:
(1) Caso se utilize controle de fechamento por relé de verificação de sincronismo, deve ser adicionada uma previsão de tempo para sua permissão de fechamento a esse tempo de religamento.
(2) O tempo de verificação de sincronismo poder ser adotado como 300 ms.
1.3.12.1.8. Para os tempos de abertura dos disjuntores, devem ser considerados os valores informados pelos agentes e na ausência desses valores, devem ser utilizados os valores indicativos da
Tabela 2.
2.4.7.2.
Critérios
1.3.12.2.1. Nos estudos de religamento automático, o fator relevante para unidades termoelétricas é a fadiga cíclica, decorrente dos esforços torcionais a que o material do eixo do turbo-gerador
é submetido.
1.3.12.2.2. Para as unidades hidroelétricas, a perda de vida útil causada pela fadiga cíclica a que o eixo é submetido é considerada normalmente irrelevante. No entanto, outras restrições
informadas pelos agentes podem ser relevantes.
1.3.12.2.3. A avaliação do esforço a que o gerador é submetido quando do religamento automático é realizada com base na variação percentual instantânea da potência ativa gerada pela unidade,
conforme Equação (2):
(2) P = Pele(t=0-) - Pele(t=0+)
sendo,
P: percentual instantâneo da potência ativa gerada pela unidade geradora no religamento automático;
Pele(t=0-): potência ativa gerada imediatamente antes do religamento automático; e
Pele(t=0+): potência ativa gerada imediatamente após o religamento automático.
1.3.12.2.4. A avaliação dos efeitos do religamento automático deve considerar os seguintes critérios:
(a) se P ≤ 50% da potência nominal aparente da unidade geradora: o religamento automático é permitido para unidades hidroelétricas e termoelétricas; e
(b) se P > 50% da potência nominal aparente da unidade geradora: o agente deve ser consultado sobre a possibilidade de haver danos nos componentes da máquina, decorrentes do impacto mecânico
a que esses componentes são submetidos.
(1) Para máquinas hidráulicas, o valor de P pode ser superior a 50%, caso não haja outras restrições por parte do agente.
(2) Para máquinas térmicas, o fechamento do anel só é permitido se a perda de vida útil for inferior a 0,01% ou a outro limite informado pelo agente ao ONS com base em estudos específicos.
1.3.12.2.5. As contingências devem ser estudadas nos estudos de religamento automático de linhas de transmissão para verificar a condição mais crítica para o religamento, considerando os
seguintes aspectos:
as contingências relacionadas à perda de carga total ou parcial, à perda de geração ou ao desligamento de circuitos;
o desligamento de circuitos com reflexos na redução da potência de curto-circuito no barramento onde se realiza a manobra e na distribuição dos impactos de potência, ao passo que a perda de
carga total ou parcial se relaciona com a redução dos amortecimentos; e
o ajuste máximo do ângulo da proteção de verificação de sincronismo que deve ser compatível com o valor limite de estabilidade relativo ao defeito mais severo selecionado pelo religamento.
Estudos de estabilidade eletromecânica de alívio de carga por subfrequência
2.4.8.1. Premissas
1.3.12.2.6. Os estudos de alívio de carga por subfrequência devem incluir:
análise de contingências, considerando todas as condições de carga e de potência sincronizada nas condições de intercâmbios e de cargas estudadas;
análise de contingências com perdas de grandes blocos de geração ou de interligações elétricas, considerando a operação das interligações nas condições de intercâmbios máximos, para se obter: