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

6.3.
Critérios para sistemas CA
4.3.1. As faixas operativas mais adequadas de tensão (diretrizes operativas) devem observar os limites da Tabela 1 e respeitar as limitações específicas informadas pelos agentes.
4.3.2. Os estudos devem registrar eventuais violações das faixas operativas mais adequadas de tensão e, nos casos em que a violação levar a um desempenho inadequado da rede, devem ser
definidas medidas operativas visando melhorar esse desempenho.
6.4.
Estudos de transitórios eletromagnéticos
4.4.1. As premissas e os critérios para realização destes estudos se encontram nos itens 2.5 e 2.6.
7.
PREMISSAS E CRITÉRIOS PARA ANÁLISE DE SEGURANÇA OPERACIONAL
7.1. Estudos de reserva de potência operativa

Premissas
7.1.1.1. Tratamento da carga
5.1.1.1.1.
As cargas globais de cada área são consideradas com uma distribuição normal, com um desvio padrão igual a 1/3 do erro de previsão de carga, admitido como igual a 5%. Está
englobada nesse total a ponta instantânea dentro da demanda horária integralizada, considerando-se a ponta com uma duração de 2 horas.
7.1.1.2.
Risco de não atendimento à carga
5.1.1.2.1.
Considera-se como risco de não atendimento a carga a probabilidade de o sistema apresentar, no período de ponta, uma disponibilidade de geração sincronizada inferior à carga
verificada nesse mesmo período.
7.1.1.3. Taxas de desligamento forçado das unidades geradoras
5.1.1.3.1.
Para efeito de determinação da reserva de potência operativa, o cálculo das taxas de desligamento forçado das unidades geradoras deve ser efetuado de acordo com a formulação
definida no Submódulo 9.2 – Indicadores de desempenho de equipamentos e linhas de transmissão e das funções transmissão e geração. A consistência e classificação dos dados deverá ser
realizada conforme a rotina operacional no Submódulo 5.13 – Rotinas Operacionais.
5.1.1.3.2.
As unidades geradoras eólicas são consideradas com taxa de desligamento forçado nulo, face ao seu porte extremamente reduzido.
7.1.1.4.
Repartição, alocação e utilização da reserva de potência operativa
5.1.1.4.1.
A reserva de potência operativa do sistema (RPO sistema), calculada probabilisticamente, é repartida entre as áreas de controle do sistema, de tal modo que caiba a cada uma delas
um montante de reserva calculado pela Equação (4):
(4) 𝑅𝑃𝑂𝑖 = 𝑅1𝑖 + 𝑅2𝑖 + 𝑅3𝑖
sendo,
(5) 𝑅1𝑖 = 1% 𝑅𝐺𝐴𝑖
(6) 𝑅2𝑖 = 4% 𝐶𝑖 + 𝑅𝑒𝑜𝑙𝑖
(7) 𝑅2𝑒𝑖 = 4% 𝐶𝑖 + 𝑅𝑒𝑜𝑙𝑖
(8) 𝑅2𝑟𝑖 = 2,5% 𝐶𝑖 + 𝑅𝑒𝑜𝑙𝑖
(9) 𝑅3𝑖 = 𝑀𝑀𝑖 × 𝑅𝐺𝐴𝑖
∑𝑀𝑀𝑖 × 𝑅𝐺𝐴𝑖 × 𝑀𝑀𝑝𝑟𝑜𝑏
(10) 𝑅𝐺𝐴𝑖 = 𝐶𝑖 + 𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐â𝑚𝑏𝑖𝑜 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑔𝑟𝑎𝑚𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑓𝑜𝑟𝑛𝑒𝑐𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑎 á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒 𝑖
(11) 𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑐â𝑚𝑏𝑖𝑜 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑔𝑟𝑎𝑚𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑓𝑜𝑟𝑛𝑒𝑐𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 = ∑ 𝐼𝑃𝑟𝑜𝑔.𝐹𝑜𝑟𝑛𝑒𝑐𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 − ∑ 𝐼𝑃𝑟𝑜𝑔.𝑅𝑒𝑐𝑒𝑏𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜
(12) 𝑀𝑀𝑝𝑟𝑜𝑏 = 𝑅𝑃𝑂𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 − 5% 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎
(13) 𝑅𝑒𝑜𝑙𝑁𝐸 = 6% 𝑑𝑎 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 𝑒ó𝑙𝑖𝑐𝑎 𝑝𝑟𝑒𝑣𝑖𝑠𝑡𝑎 𝑛𝑎 á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒 𝑑𝑎 𝑟𝑒𝑔𝑖ã𝑜 𝑁𝑜𝑟𝑑𝑒𝑠𝑡𝑒
(14) 𝑅𝑒𝑜𝑙𝑆𝑢𝑙 = 15% 𝑑𝑎 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 𝑒ó𝑙𝑖𝑐𝑎 𝑝𝑟𝑒𝑣𝑖𝑠𝑡𝑎 𝑛𝑎 á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒 𝑑𝑎 𝑟𝑒𝑔𝑖ã𝑜 𝑆𝑢𝑙
sendo,
R1: reserva de potência para controle primário
R2: reserva de potência para controle secundário
R3: reserva de potência terciária
RGAi: responsabilidade própria de geração da área de controle i;
Ci: carga da área de controle i, incluindo os consumidores livres que mantenham contrato de conexão com os agentes da área i;
MMi: maior máquina da área de controle i;
Reoli: parcela para fazer face à variabilidade da geração eólica (para as áreas de controle i das regiões Nordeste e Sul)
R2ei: reserva secundária para elevação da geração de responsabilidade da área de controle i
R2ri: reserva secundária para redução da geração de responsabilidade da área de controle i
5.1.1.4.2.
A reserva R1 deve ser necessariamente alocada na própria área de controle, entre o limite máximo de geração das unidades geradoras e a geração efetivamente realizada. Em cada
área de controle do SIN, essa reserva deve ser distribuída por todas as unidades geradoras com regulador de velocidade desbloqueado e que não estejam com geração maximizada.
5.1.1.4.3.
A utilização da reserva R1 é feita automaticamente pelos reguladores de velocidade das unidades geradoras, não sendo, portanto, necessário estabelecer critérios para a sua utilização.
5.1.1.4.4.
No caso de Itaipu Binacional, a reserva R1 será alocada conforme Equação (15) e (16):

(15) 𝑅1(50𝐻𝑧) = 𝑅1(𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢) ×
𝑁(50𝐻𝑧)
𝑁(50𝐻𝑧)+𝑁(60𝐻𝑧)

(16) 𝑅1(60𝐻𝑧) = 𝑅1(𝐼𝑡𝑎𝑖𝑝𝑢) ×
𝑁(60𝐻𝑧)
𝑁(50𝐻𝑧)+𝑁(60𝐻𝑧)
sendo,
N(50 Hz): número de unidades geradoras sincronizadas de 50 Hz
N(60 Hz): número de unidades geradoras sincronizadas de 60 Hz
5.1.1.4.5.
A reserva secundária para elevação da geração (R2e) deve ser constituída de reserva girante, sendo obrigatoriamente alocada em unidades sob o controle do Controle Automátigo de
Geração (CAG), entre o limite máximo de geração das unidades geradoras e a geração efetivamente realizada.
5.1.1.4.6.
A reserva secundária para redução da geração (R2r) deve ser constituída de reserva girante, sendo obrigatoriamente alocada em unidades sob o controle do CAG, entre a geração
efetivamente realizada e o limite inferior de geração definido pela zona proibitiva de operação por problemas de cavitação.
5.1.1.4.7.
Em cada área de controle, devem ser alocados os valores correspondentes às R2e e R2r da respectiva área de controle.
5.1.1.4.8.
Na Itaipu Binacional, a R2e ficará alocada no setor de 60Hz, enquanto essa usina estiver sob o controle do CAG do Centro de Operação Sudeste – COSR-SE, conforme a seguir:
(a) R2e (Setor 60Hz) = R2e (ITAIPU) - 2,5% INTERCÂMBIO ITAIPU/ANDE; e
(b) R2e (Setor 50Hz) = 2,5% INTERCÂMBIO ITAIPU/ANDE + R2e (ANDE).
5.1.1.4.9.
Por necessidade do sistema, o Centro Nacional de Operação do Sistema (CNOS) poderá alocar a reserva R2e (Setor 60 Hz - total ou em parte) nas unidades sob controle do Centro
Regional de Operação do Sistema do Sudeste (COSR-SE). Na situação em que ITAIPU - 60Hz estiver fora do CAG do COSR-SE, a reserva R2e (Setor 60Hz) deve ser alocada nas usinas da área de
controle do COSR-SE sob CAG.
5.1.1.4.10. A utilização da reserva R2 é feita automaticamente pelos CAG, não sendo, portanto, necessário estabelecer critérios para sua utilização.
5.1.1.4.11.
A reserva R3 deve ser girante, preferencialmente alocada em unidades sob o controle do CAG da área de controle correspondente, entre o limite máximo de geração das unidades
geradoras e a geração efetivamente realizada. Pode ser alocada em unidades não ligadas a um CAG no caso de restrições operativas, faixas de operação de máquinas, limites de transmissão etc.
5.1.1.4.12.
No caso de Itaipu Binacional, sua reserva R3 será alocada de acordo com o estabelecido no Programa Mensal de Operação Energética (PMO).
5.1.1.4.13. A reserva R3 é utilizada para complementar a reserva de potência, calculada deterministicamente, de modo a cobrir variações de carga e saídas não programadas de unidades
geradoras, provocadas por defeitos em quaisquer dos equipamentos que a compõem (caldeira, turbina, serviços auxiliares, gerador, sistema de excitação, sistema de adução etc.), inclusive no
elevador. Devem ser também consideradas as reduções de disponibilidade por defeito nesses equipamentos.
5.1.2. Critério
5.1.2.1. Se a reserva de potência global do sistema, calculada probabilisticamente, for inferior ou igual a 5% da carga do sistema, ela será considerada igual a 5% da carga do sistema (MMprob = 0)
e, consequentemente, a reserva terciária (R3) será igual a zero, conforme Equação (9).
5.1.2.2. A ferramenta computacional utilizada nesses estudos – Modelo para cálculo da reserva de potência girante probabilística – está apresentada no documento de metodologia deste
submódulo.
7.2.
Estudos de controle carga-frequência

Premissas
5.2.1.1. As seguintes situações devem ser simuladas nos estudos de controle carga-frequência:
(a) as perdas das unidades geradoras e os impactos naturais de carga em cada área de controle, ocorrendo simultaneamente; e
(b) a perda das maiores máquinas de cada subsistema geoelétrico com seus despachos maximizados
5.2.1.2. A estratégia de controle adotada deve ser tal que não introduza no sistema qualquer tendência de instabilidade.
5.2.1.3. As áreas de regulação devem dispor de reserva de potência suficiente e adequadamente locada para que possam absorver suas próprias variações de carga e de geração.
5.2.1.4. A ferramenta computacional utilizada nesses estudos – Modelo para análise de estabilidade eletromecânica – está apresentada no documento de metodologia deste submódulo.

Critérios
5.2.2.1. Os erros de controle devem ser minimizados para serem evitados acúmulos indevidos de intercâmbios involuntários e erros de tempo. Para tanto, os erros de controle das áreas de
regulação devem cortar o zero em até 10 minutos.
5.2.2.2. O desempenho do sistema de CAG de uma área de regulação não deve trazer prejuízo ao desempenho de outras áreas.