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

1.6.3.2. No dimensionamento dos requisitos de compensação capacitiva em derivação, deve-se atender aos níveis de tensão especificados na Tabela 1 e os valores de fator de potência por nível
de tensão nos pontos de conexão devem atender aos requisitos descritos no Submódulo 2.10.
1.6.3.3. A modulação dos bancos de capacitores é definida em função da máxima flutuação de tensão causada pelo chaveamento de cada estágio.
1.6.3.4. Admite-se como limite uma variação de tensão de 5% na energização e no desligamento dos estágios.
Critério para indicação e dimensionamento da compensação de potência reativa capacitiva série
1.6.4.1. O grau de compensação de potência reativa capacitiva série deve ser estabelecido de tal modo que o sistema apresente desempenho adequado em regimes permanente e transitório,
durante condição normal de operação e sob contingências.
1.6.4.2. A corrente nominal dos capacitores série deve ser determinada considerando a contingência que provoque o maior carregamento na linha de transmissão compensada e a tensão mínima
de operação do sistema.
1.6.4.2.1. De forma a reduzir o custo dos capacitores, pode-se considerar como critério alternativo para o estabelecimento dessa corrente a seguinte capacidade de sobrecarga:
50% durante 10 minutos em um período de 2 horas;
35% durante 30 minutos em um período de 6 horas; e
10% durante 8 horas em um período de 12 horas.
1.6.4.3. O risco de ressonância subsíncrona no sistema de transmissão deve ser avaliado para o grau de compensação de potência reativa capacitiva série determinado, e caso se verifique tal
possibilidade, deve-se tomar medidas para eliminar o problema.
3.5. Premissas para estudos de estabilidade eletromecânica
1.7.1. Os estudos de estabilidade eletromecânica, em regime dinâmico e em frequência industrial, visam verificar se o sistema de transmissão atinge um ponto de operação satisfatório e se as
máquinas síncronas se mantêm em sincronismo durante a transição de uma condição operativa para outra, causada por alguma perturbação.
1.7.2. A estabilidade transitória é analisada para pequenas perturbações como variações de carga, e para grandes perturbações como contingências de elementos da rede (carga, gerador, linha de
transmissão ou transformador).
1.7.3. A estabilidade dinâmica analisa o amortecimento das oscilações do sistema.
1.7.4. Em função da contingência analisada, a atuação e aplicação dos sistemas de proteção e SEP relevantes para o desempenho do sistema elétrico deve ser definida no escopo do estudo.
1.7.5. Nas análises de sensibilidades específicas para determinação dos limites de intercâmbio, as simulações de perda dupla dos circuitos e de perdas múltiplas em troncos de transmissão, descritas
nos itens 2.2.2.4 e 2.2.3.1.4, devem considerar:
faltas fase-terra em linhas de transmissão próximas à barra, com atuação correta da proteção após os tempos de eliminação dos defeitos (tempo de atuação do relé mais tempo de abertura do
disjuntor) indicados na Tabela 2; e
abertura simultânea dos circuitos envolvidos.
3.6. Premissas para os estudos de energização
1.8.1. Nos estudos de energização de linhas em regime permanente, são consideradas as configurações que resultem nas solicitações mais severas para o sistema, considerando sempre, para
verificação da capacidade de absorção de potência reativa nos geradores e compensadores síncronos, o menor número possível de unidades geradoras em cada situação.
1.8.2. Para verificar a viabilidade de implementação da compensação de potência reativa em derivação convencional, predefinida nas análises de fluxo de potência em carga leve e pesada como
tipo fixo, devem ser simuladas manobras de energização de linha de transmissão em regime permanente, a partir da subestação onde se propõe o reforço de compensação.
1.8.3. Para o dimensionamento da compensação de potência reativa indutiva, deve ser adotada a máxima tensão possível em regime contínuo no barramento de partida da linha a ser energizada.
1.8.4. A energização de uma linha de transmissão é efetuada em ambos os sentidos, de modo a se determinar o disjuntor que deve ser fechado em primeiro lugar.
3.7. Critérios para análise de superação de equipamentos
1.9.1. Os critérios acordados entre os agentes e ONS para as análises de superação de disjuntores, chaves secionadoras, transformadores de corrente, bobinas de bloqueio e barramentos estão
descritos em detalhes na referência [14].
1.9.2. A aplicabilidade dos critérios adotados para cada tipo de equipamento sob análise é definida na Tabela 7.
Tabela 7 – Critérios para análise de superação de equipamentos de alta tensão
Critério
Disjuntor
Secionador
TC
Bob. de Bloqueio
Barramento
1 Corrente de curto-circuito nominal
X
X
X
X
X
2 Crista da corrente de curto-circuito
X
X
X
X

3 Corrente nominal
X
X
X
X
X
4 Constante de tempo (X/R)
X

5 TRT
X

1.9.3. A análise de superação de equipamentos de alta tensão é iniciada por meio da comparação das características nominais dos equipamentos com as solicitações de rede a elas relacionadas,
conforme descrito a seguir:
corrente de curto-circuito nominal versus corrente de curto-circuito passante no equipamento, obtida pelo programa de cálculo de curto-circuito;
valor de crista da corrente suportável versus máxima crista da corrente de curto-circuito passante pelo equipamento;
corrente nominal do equipamento versus carregamento máximo que o equipamento é submetido na rede;
para os disjuntores são aplicáveis os seguintes critérios adicionais:
(1) constante de tempo (X/R) especificada para o disjuntor versus constante de tempo determinada para a barra da rede à qual o disjuntor está conectado.
(2) em casos específicos onde há evidências operacionais de superação por TRT, a envoltória especificada para o disjuntor deve ser comparada com a TRT obtida por simulação para condição de falta
terminal trifásica para o disjuntor analisado.
para transformadores de corrente (TC), o critério aplicável é a análise da saturação de núcleos de TC de proteção na condição de corrente de falta passante de máxima assimetria; e
para os barramentos das subestações:
(1) as correntes de carga máximas através dos mesmos deverão ser obtidas através de estudos de fluxos de potência em barramentos e comparadas com a capacidade nominal de projeto, em condição
normal e sob contingência;
(2) a superação por curto-circuito de barramentos deve ser verificada, comparando-se a corrente máxima de curto-circuito calculada com a capacidade nominal de curto-circuito do barramento.
1.9.4. As premissas e critérios para realização dos estudos de transitórios eletromagnéticos para análise de superação de equipamentos se encontram nos itens 2.5 e 2.6 deste submódulo.
4.
PREMISSAS E CRITÉRIOS ESPECÍFICOS PARA PROGRAMAÇÃO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA
4.1. Premissas para programação de intervenções
2.1.1. O Os estudos para a programação de intervenções devem adotar os critérios gerais constantes do item 2 a menos que se apliquem os critérios específicos tratados neste item.
2.1.2. No caso de intervenções em equipamentos ou linhas de transmissão nas quais, em função do próprio serviço a ser executado, se caracterizem riscos elevados de desligamentos acidentais,
a análise deve considerar essa possibilidade.
2.1.3. No caso de intervenções com desligamento, deve-se verificar se, em função de fatores ambientais ou sazonais, tais como, chuva, frio, período de queimadas ou incêndios, poluição salina,
existem riscos excepcionalmente elevados de desligamento intempestivo de outros elementos de transmissão, com repercussões mais severas em função da indisponibilidade do equipamento.
2.1.4. Na análise de intervenções, devem ser consideradas as seguintes contingências:
perdas simples e duplas de equipamentos (linha de transmissão, transformador ou outro equipamento), conforme item 2.2.4.1.2;
perda de seção de barra nas subestações envolvidas na intervenção, perda simples de linha de transmissão, transformador ou outro equipamento principal, seguida de falha de disjuntor, quando
a contingência ocasionar, pelo menos, uma das consequências apontadas a seguir:
(1) Instabilidade de potência, frequência ou tensão numa região geográfica (Norte, Nordeste, Sul, Sudeste e Centro-Oeste).
(2) Interrupção de carga superior a 300 MW ou 30% da carga de áreas metropolitanas de capitais ou 25% da carga de um estado da federação.
(3) atuação do ERAC.
2.1.5. Durante a realização de eventos de grande relevância, acontecimentos ou datas comemorativas de grande repercussão pública, de abrangência nacional, regional ou local, conforme [1],
deverão ser adotados critérios diferenciados para a análise de intervenções que possam ter reflexo no atendimento dos estados ou municípios envolvidos.
2.1.6. De modo a minimizar o risco de perturbações afetando os locais dos eventos, deverão ser consideradas, no mínimo, as seguintes contingências:
perda de um único elemento do sistema elétrico (linha de transmissão, transformador ou outro equipamento);
perda simultânea dos dois circuitos das linhas de transmissão que compartilham as mesmas torres (circuito duplo);
perda de seções de barras; e
perdas múltiplas de linhas de transmissão ou de equipamentos principais, quando for identificado o risco de desligamento simultâneo dessas linhas ou equipamentos; por exemplo, devido à perda
simples de linha de transmissão, transformador ou outro equipamento principal, seguida de falha de disjuntor.
2.1.6.1. Sendo identificado risco de interrupção de carga nessas contingências, a intervenção só poderá ser aprovada se for caracterizado risco de acidente com pessoas, de danificação de
equipamentos ou instalações ou ainda risco iminente de desligamento intempestivo do equipamento.
2.1.7. Quando da ocorrência recente de perturbações de grande porte envolvendo determinada área, capital ou centro de carga, intervenções envolvendo linhas de transmissão ou subestações
que atendam a mesma área programadas para os dias subsequentes deverão ser reprogramadas, devendo-se aguardar a conclusão da análise da ocorrência.