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
2.1.8. No caso de intervenções programadas que implicam corte de carga, risco de corte de carga ou transferência de carga, não havendo – em função da antecedência da solicitação – tempo hábil
para informar essas implicações ao agente de distribuição ou consumidor livre, de acordo com os prazos constantes no Submódulo 4.2 – Programação de intervenções em instalações da Rede de
Operação, o ONS deve reprogramar a intervenção.
2.1.9. As intervenções são consideradas não compatíveis quando a análise indica que sua realização simultânea, em qualquer período de carga, leva à violação de qualquer dos critérios
apresentados no item 5.3.1.1, violação essa que pode ser eliminada ou minimizada se as intervenções forem não coincidentes.
2.1.10. São consideradas incompatíveis, as intervenções cuja simultaneidade implicar:
aumento das restrições de intercâmbio entre submercados de energia; e
restrições de despacho mais severas do que seriam se as intervenções fossem não coincidentes, quando se tratar de usinas despachadas centralizadamente.
4.2. Critérios para programação de intervenções
Critérios para aprovação de solicitações de intervenções
2.2.1.1. Uma solicitação de intervenção deve ser aprovada quando atender aos seguintes requisitos:
a intervenção não deve acarretar a interrupção das cargas em regime normal de operação;
o sistema deve suportar dinamicamente contingências definidas no item 2.1.4. , mesmo sendo necessária a atuação dos SEP existentes ou de esquemas que possam ser implantados
temporariamente durante a intervenção, com exceção do ERAC e de outros esquemas que impliquem corte de carga;
o sistema deve suportar qualquer contingência, de acordo com os critérios do item 2.1.4. , sem perda de carga, considerando os Esquemas de Controle de Emergência (ECE) existentes ou esquemas
que possam ser implantados temporariamente durante a intervenção;
não podem ocorrer violações, em regime, de limites operativos definidos para condição normal de operação em qualquer elemento na Rede de Operação; e
na perda de um único elemento do sistema elétrico (linha de transmissão, transformador ou outro equipamento), não podem ocorrer violações dos limites operativos definidos para condição de
emergência em qualquer elemento na Rede de Operação.
2.2.1.2. As intervenções que levem a violações dos requisitos definidos no item anterior 2.2.1.1. , devem ser programadas de modo a incluir o maior número de horas possível de períodos de carga
leve e mínima ou finais de semana ou feriados, minimizando a perda de carga e o tempo de exposição do sistema ao risco.
2.2.1.3. A realização de uma intervenção não poderá inviabilizar a recomposição do sistema, na eventualidade de uma perturbação.
2.2.1.3.1.
As intervenções de caráter inadiável, quando for caracterizado o risco de acidente com pessoas, de danificação de equipamentos ou instalações ou ainda risco iminente de desligamento
intempestivo do equipamento, poderão ser autorizadas ainda que inviabilizem a recomposição do sistema. Neste caso, o ONS deverá definir, na maior brevidade possível, procedimentos alternativos
que permitirão a recomposição do sistema de forma coordenada, já considerando a indisponibilidade do equipamento objeto da intervenção.
2.2.1.3.2.
Quando, em função das características da rede, a indisponibilidade de um único elemento inviabilizar a recomposição de uma área, não havendo alternativas para recomposição,
intervenções envolvendo essa indisponibilidade devem ser programadas, de modo a incluir o maior número de horas possível de períodos de carga leve e mínima.
2.2.1.4. As intervenções de urgência podem ser realizadas em qualquer período de carga, mas deve-se buscar realizar essas intervenções no período mais favorável para o sistema.
2.2.1.5. As intervenções que impliquem restrições de despacho de usinas em relação à programação sem restrições elétricas devem ser programadas para dias e horários em que seja minimizado
o afastamento em relação às metas energéticas. Caso essa condição não seja atendida na solicitação original, cabe ao ONS propor ao agente períodos alternativos para realização do serviço.
2.2.1.6. Deve ser considerado o despacho de usinas térmicas quando o despacho for justificado por um dos seguintes critérios:
evitar ou minimizar sobrecarga em equipamento da Rede de Operação, em regime normal de operação;
evitar ou minimizar corte de carga em regime normal de operação;
evitar ou minimizar níveis de tensão inadmissíveis em regime normal de operação;
evitar o risco de sobrecarga inadmissível em equipamentos da Rede de Operação, em contingência, que possam levar a sua danificação antes que haja tempo hábil para a adoção de medidas
operativas; ou
evitar interrupção de carga nas contingências definidas no item 2.1.4. deste submódulo.
Critérios para aprovação de solicitações de intervenções em instalações estratégicas
2.2.2.1. Em relação às instalações estratégicas classificadas como Tipos E1, E2 e E3, conforme Submódulo 2.2, deve-se limitar o número de vãos incompletos, para atender intervenções com
desligamento em instalações com arranjo de disjuntor e meio, aos seguintes valores:
instalação com até 5 vãos, com máximo de 1 vão incompleto;
instalação com mais de 5 e até 10 vãos, com máximo de 2 vãos incompletos; e
instalação com mais de 10 vãos, com máximo de 3 vãos incompletos.
(1) Podem ser aprovadas intervenções que impliquem, forçosamente, operação em configurações que violem o critério acima, se a intervenção for imprescindível para o serviço a ser executado e não
for possível a programação de intervenções distintas em períodos não coincidentes.
(2) Os critérios acima poderão ser flexibilizados, por indicação do ONS, quando a análise para liberação da intervenção indicar a abertura de outro disjuntor para minimizar as consequências para o
SIN nas contingências consideradas.
5.
PREMISSAS E CRITÉRIOS ESPECÍFICOS PARA ANÁLISE DE PROJETO BÁSICO
5.1. Estudos de fluxo de potência em sistemas CA em regime permanente
3.1.1. Em estudos para dimensionamento de equipamentos de compensação reativa, o chaveamento de reatores ou capacitores não deve provocar variações de tensão superiores a 5% da tensão
nominal de operação.
5.2. Estudos para dimensionamento das instalações em sistemas CC
Estudos de definição dos parâmetros do circuito principal
3.2.1.1. Esses estudos tem por finalidade demonstrar que é possível, em regime permanente, transmitir os valores de potência determinados pela especificação técnica, desde a potência mínima
até a potência máxima, para as condições de frequência e de tensão CA nas extremidades retificadora e inversora, dentro das faixas operativas da Rede Básica, com a potência de curto-circuito nas
estações terminais dentro da faixa especificada e a tensão nominal CC dentro da tolerância prevista. Essa demonstração compreende a operação em todos os modos operativos descritos no
Submódulo 2.8.
3.2.1.2. Os estudos, ao considerar as variações possíveis dos parâmetros e dos dados de entrada, determinam a faixa de tapes necessária para os transformadores conversores e definem as tensões
e correntes máximas as quais ficam submetidas as válvulas e os demais equipamentos.
3.2.1.3. Considera-se como dados de entrada: a resistência total máxima da linha de transmissão CC especificada, corrigida pela transmissora para a temperatura de operação do elo CC e as
resistências das linhas do eletrodo e do eletrodo em cada uma das estações terminais, retificadora ou inversora.
3.2.1.4. Os seguintes parâmetros de controle devem ser considerados: os valores de ângulo de disparo (nominal, máximo e mínimo), os valores de ângulo de extinção (nominal, máximo e mínimo)
e o valor percentual permitido para variação da tensão CC polo-terra no inversor, para cada tape do transformador da conversora.
3.2.1.5. Devem ser consideradas as tolerâncias de projeto/fabricação dos transformadores conversores, On Load Tap Changers (OLTC), que se refletem no valor da reatância de comutação (∆dx em
%), a tolerância de medição de tensão (∆Ud em % de Ud medido), o erro de medição do ângulo de disparo (graus elétricos), o erro de medição do ângulo de extinção (graus elétricos) e o erro de
medição no transformador de potencial da barra CA (% de UdioN).
3.2.1.6. Deve ser considerada a eventual necessidade de utilização de filtros Power Line Carrier (PLC), que pode afetar o valor a ser especificado para a reatância de comutação (dxn).
3.2.1.7. Devem ser apresentadas tabelas para variações de potência no retificador (Pd), em degraus de 10%, com as seguintes informações:
corrente CC (Id -A);
tensão CC no retificador (UdR-kV);
tensão CC no inversor (UdI-kV);
tensão em vazio ideal no retificador por ponte de seis pulsos (Udi0R-kV);
tensão em vazio ideal no inversor por ponte de seis pulsos (Udi0I-kV);
potência CC no retificador (PdR-MW);
consumo de reativos no retificador (QR-Mvar);
ângulo de disparo (α-grau);
ângulo de extinção (ɣ-grau);
ângulo de comutação no retificador (µR-grau);
ângulo de comutação no inversor (µI-grau);
potência CC no inversor (Pdl-MW);
consumo de reativos no inversor (Ql-Mvar); e
consumo dos tapes dos transformadores conversores no retificador e inversor.
3.2.1.8. Caso utilizado tecnologias não convencionais, deve ser disponibilizado ao ONS, em conjunto com o relatório de circuito principal, uma ferramenta computacional (programa ou planilha)
que possa ser utilizada para verificação do cálculo dos parâmetros do circuito principal.
Estudo de balanço de potência reativa
3.2.2.1. Esse estudo tem por finalidade demonstrar o atendimento aos requisitos estabelecido Submódulo 2.8.
3.2.2.2. Os resultados do estudo devem indicar a estratégia e a modularização dos bancos e sub-bancos dos filtros, capacitores e reatores a serem utilizadas para controlar o intercâmbio de reativos
com o sistema CA, considerando o consumo de reativos pela estação conversora e o esquema de chaveamento dos equipamentos de compensação reativa, durante o ciclo diário de carga, para
toda a faixa de potência operativa, incluindo sobrecarga de qualquer natureza, e para todos os modos de operação estabelecidos no Submódulo 2.8.
3.2.2.3. Deve ser demonstrado que não ocorrem variações de tensão no sistema CA superiores a 3,0% como consequência de chaveamentos, considerando as configurações da rede completa ou
incompleta, atuais ou futuras, para todos os níveis de carga e todos os cenários de fluxo de potência, e que a perda intempestiva do maior banco não causa falha de comutação, em especial no
lado inversor.
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