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
Tensão nominal
de operação (1)
TENSÃO DINÂMICA
Mínimo
Máximo
(1) Valor eficaz de tensão pelo qual o sistema é designado.
5.3.3.6. No fechamento de paralelos ou de anéis, conforme itens 2.4.4 e 2.4.5, devem ser investigadas as sobretensões dinâmicas e verificado o atendimento ao critério da máxima variação
instantânea da potência acelerante das máquinas e a manutenção da estabilidade eletromecânica do sistema.
5.3.3.7. Em áreas geoelétricas definidas com mais de uma usina de autorrestabelecimento na fase fluente, o controle de frequência deve ser feito por apenas uma delas. As demais usinas ficam
com a responsabilidade de assumir carga, de forma a garantir uma folga de geração na usina que controla a frequência para possibilitar a continuação do processo de tomada de carga e controle
da frequência.
5.3.3.8. Para avaliação da possibilidade de autoexcitação das unidades geradoras, deve ser verificado a tendência de crescimento descontrolado da tensão terminal das máquinas síncronas após a
ocorrência de rejeição de carga, observando os ajustes de proteção de sobretensão das máquinas.
5.3.3.8.1.
Esse fenômeno pode ocorrer em função dos parâmetros elétricos da máquina, de seus reguladores de tensão e de velocidade, das características da rede à qual a máquina está
conectada e dos montantes de rejeição de carga impostos à máquina.
5.3.3.9. A tomada do montante máximo de carga prioritária estabelecido para fase fluente deve ser realizado em degraus. Cada degrau de tomada fluente da carga deve ter variação de tensão
igual ou inferior a 5% da tensão nominal de operação e sem variação de frequência além das faixas estabelecidas na Tabela 9, em função das características da área em recomposição.
5.3.3.10. A situação ideal é a tomada fluente da carga em degraus com valores máximos de 20 a 50% da potência inicialmente disponibilizada.
5.3.3.11. O intervalo de tempo entre tomadas fluentes de carga consecutivas, em uma mesma área de autorrestabelecimento, é um parâmetro importante à segurança do processo de recomposição
e do restabelecimento das cargas prioritárias na fase fluente.
5.3.3.11.1. As tomadas fluentes de carga consecutivas não devem ser feitas em intervalo de tempo inferior a 1 minuto, para possibilitar a estabilização das oscilações de tensão e de frequência
decorrentes da tomada do último degrau de carga pelos reguladores automáticos de tensão e de velocidade das unidades geradoras nas usinas de autorrestabelecimento.
5.3.3.12. De acordo com a configuração do sistema em recomposição, pode ser necessário definir valores limite de transmissão com a rede ainda reduzida.
5.3.3.12.1. Esses valores limites são importantes para evitar situações de tomada de carga que podem resultar em situações de colapso de tensão no sistema. Deve ser determinado o valor
máximo de carga que não pode ser ultrapassado para uma configuração específica, durante o processo de recomposição.
Estudos de transitórios eletromagnéticos
5.3.4.1. As premissas e os critérios para realização destes estudos se encontram nos itens 2.5 e 2.6.
8.
PREMISSAS E CRITÉRIOS PARA ESTUDOS DE SEGURANÇA DE TENSÃO
8.1. Considerações Gerais
6.1.1. As premissas e os critérios apresentados nos itens 2.2.2 e 2.2.4 e complementados neste item para os estudos de segurança de tensão são aplicados a estudos específicos descritos no
Submódulo 3.1, Submódulo 3.2 – Modernização de instalações, Submódulo 3.4, Submódulo 4.1, Submódulo 3.10 e Submódulo 3.11 – Análise técnica dos serviços ancilares de suporte de reativos,
controle secundário de frequência e autorrestabelecimento integral.
6.1.2. As ferramentas computacionais utilizadas nesses estudos – Modelo para análise de redes em regime permanente, Modelo de fluxo de potência ótimo e Modelo para análise de estabilidade
eletromecânica – estão apresentadas no documento de metodologia deste submódulo.
8.2. Premissas
6.2.1. As modelagens de carga nas análises estática e dinâmica devem estar em conformidade com as definidas nos itens 2.2 e 2.4.
6.2.2. O fator de potência deve ser mantido constante durante o processo de incremento de carga de uma determinada área em estudo. O redespacho necessário é escolhido, para fazer frente ao
incremento de carga, em grupos de geradores que provoquem carregamento mais crítico no sistema .
6.2.3. A carga do tipo motor de indução deve ser representada nas análises estática e dinâmica de segurança de tensão. Na impossibilidade dessa modelagem, o percentual da barra de carga,
estimado como motor de indução, deve ter suas parcelas de carga ativa e reativa representadas, respectivamente, com corrente e impedância constantes.
6.2.4. Os estudos de planejamento da operação devem definir limites operativos e avaliar a necessidade de SEP, a fim de garantir a segurança de tensão.
6.2.5. A avaliação de segurança de tensão em tempo real deve cobrir situações não previstas na fase de planejamento da operação e evitar a operação na região onde esquemas de controle de
emergência precisem ser ativados.
6.2.6. No âmbito do planejamento da operação, os estudos de segurança de tensão, quando pertinentes, devem determinar margens de segurança considerando rede completa e Rede Incompleta,
seja pelas incertezas presentes nesses horizontes, seja pela necessidade de previsão de manutenção de elementos ou recursos importantes da rede. Em tempo real, uma vez que o estado e a
topologia do sistema são conhecidos, pode ser necessário um número menor de cenários e menor margem de segurança de tensão (MST).
6.2.6.1. A margem de segurança de tensão (MST) é definida como a distância mínima para um ponto de operação do sistema onde há risco de instabilidade de tensão.
6.2.7. Na impossibilidade de avaliação da segurança de tensão em tempo real, as margens de segurança e as recomendações dos estudos de planejamento da operação devem ser adotadas, por
meio de instruções de operação, a fim de possibilitar uma segura monitoração por parte dos operadores do sistema.
8.3. Critérios
6.3.1. Um sistema elétrico é considerado seguro em relação à tensão quando, para uma dada condição operativa, a MST e os níveis de tensão pré-contingência e pós-contingência encontram-se
em conformidade com os critérios estabelecidos.
6.3.2. A consistência entre critérios e métodos da avaliação de segurança de tensão, nas áreas de planejamento da operação e de tempo real deve ser observada. Enquanto as duas áreas podem
examinar diferentes cenários e requerer diferentes margens de segurança, é importante que os procedimentos e modelos estejam consolidados para que os resultados obtidos possam ser
comparados.
6.3.3. As diferentes características de suprimento, de modelagem e de recursos entre as áreas do SIN podem implicar necessidades que justifiquem a adoção de critério particular para a definição
de margens mais seguras nos estudos de segurança de tensão.
6.3.4. As margens de segurança de tensão para os estudos de planejamento da operação são de 7% e 4%, nas análises com rede completa e incompleta, respectivamente. Em tempo real, uma
margem de 4% deve ser considerada.
6.3.5. Os critérios para níveis e variações de tensão em pré-contingência e pós-contingência são os mesmos estabelecidos nos itens 2.2. e 2.4.
9.
REFERÊNCIAS
[1] Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE, Resolução nº 01, de 25 de janeiro de 2005.
[2] ANEEL. Resolução Normativa nº 905, de 8 de dezembro de 2020. Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional. Módulo 3 - Instalações e Equipamentos de
Transmissão.
[3] ANEEL. Resolução Normativa nº 905, de 8 de dezembro de 2020. Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional. Módulo 4 - Prestação dos Serviços.
[4] Nota Técnica DSE.T.033.84. Simulação de capacitores série em estudos de estabilidade. Rio de Janeiro: Furnas Centrais Elétricas, dez. 1984.
[5] ABNT, Equipamentos de Alta Tensão – Parte 100: Disjuntores de Alta Tensão de Corrente Alternada, NBR IEC 62271-100, 04/01/2007.
[6] CIGRE Working Group. Controlled switching of HVAC circuit breakers: guide for application: lines, reactors, capacitors and transformers – 1st Part, CIGRE Working Group 13.07, ELECTRA no. 183,
April/1999.
[7] CIGRE Working Group. Controlled switching of HVAC circuit breakers: guide for application: lines, reactors, capacitors and transformers – 2nd Part, CIGRE Working Group 13.07, ELECTRA no. 185,
August/1999.
[8] IEEE. Subsynchronous Resonance Working Group of the System Dynamic Performance Subcommittee. Terms, definitions and symbols for subsyncronous oscillations. IEEE Transactions on Power
Apparatus and Systems, Vol. PAS-104, No. 6, June 1985.
[9] Internacional Electrotechnical Commission. IEC 62271-100 – High-voltage switchgear and controlgear.
[10] Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS. “Diretrizes para a Elaboração de Projetos Básicos para Empreendimentos de Transmissão”, disponibilizado no site do ONS.
[11] IEEE. Standard C50.12-1989 – Requirement for salient-pole synchronous generators and generator motors for hydraulic-turbine applications.
[12] Balossi, A., Malaguti, M., Ostano, P., Laboratory full-scale tests for determination of the secondary arc extinction time in high-speed reclosing, IEEE Summer Power Meeting, New Orleans, July 10-
15, 1966.
[13] Haubrich, H.-J., Hosemann, G., Thomas, R., Single-phase auto-reclosing in EHV Systems, CIGRE 1974, paper 31-09, Paris, 1974.
[14] Operador Nacional do Sistema Elétrico. Nota Técnica ONS nº 48/2014 e suas revisões – Critérios para Análise de Superação de Equipamentos e Instalações de Alta Tensão, disponibilizado no site do
ONS.
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