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

subtensão e sobretensão.
(c) a reconexão automática do ESP deve ser feita quando as condições de bloqueio não mais existirem;
(d) deve prever um algoritmo para estimação da velocidade do rotor do gerador para utilização dessa grandeza no canal de frequência do ESP; e
(e) a saída do ESP deve ter limites mínimo e máximo ajustáveis.
4.3.3.3. O sistema de excitação deve ser capaz de manter a tensão do gerador dentro da sua faixa operativa, com o regulador de tensão operando em modo automático e com umidade relativa
do ar a 100% e temperatura na faixa de - 5o C a 50 o C.
4.3.3.4. A tensão terminal do gerador, quando da operação em regime estável de carga e frequência, deve ser mantida na faixa de ± 0,5% do valor ajustado para qualquer ponto de operação
dentro da faixa de operação permitida pela sua curva de capabilidade.
4.3.3.5. A tensão terminal do gerador deve ser mantida na faixa de  0,5% do valor ajustado quando em operação em vazio e velocidade constante, para qualquer valor de velocidade.
4.3.3.6. Em caso de rejeição de carga nos terminais do gerador operando dentro de sua curva de capabilidade, a tensão terminal:
(a) deve ser rapidamente reestabelecida para um valor compreendido entre ± 5% do valor ajustado, em um tempo inferior a 0,5 s após a ocorrência da rejeição; e
(b) ao atingir o regime permanente, deve estabilizar-se dentro da faixa de ± 0,5%, mantendo-se nessa faixa durante todo o período de sobrevelocidade.
4.3.3.7. O desempenho dinâmico do regulador de tensão, para um degrau de ± 2% na referência de tensão operando em vazio, deve atender os seguintes critérios:
(a) sobressinal (overshoot) menor ou igual a 10%; e
(b) tempo de estabilização menor ou igual a 1,0 s. O tempo de estabilização é definido como o tempo necessário para que a resposta da tensão terminal alcance e permaneça na faixa de ± 2% do valor
final;
4.3.3.8. Sensibilidade: com o gerador operando nas suas condições nominais de potência ativa, potência reativa, tensão terminal e fator de potência, o regulador de tensão deve permitir ajustes
no controle automático para a tensão de teto ser atingida, quando houver variação, em degrau, de ± 2% na referência de tensão.
4.3.3.9. Nas condições de defeito no lado de alta tensão do transformador elevador, considerando uma redução da tensão terminal de até 35% do seu valor nominal, a tensão de excitação deve
ser mantida em valor superior a 80% do seu valor a plena carga, por um período de até 0,25 s, e sem a atuação dos limitadores de máxima corrente do estator ou de excitação pelo regulador de
tensão.
4.4.
Regulação primária de frequência

Geral
4.4.1.1. A regulação primária de frequência é a capacidade das unidades geradoras contribuírem com potência ativa em situações de desvios de frequência da rede na operação interligada ao SIN
e, também, de regular a frequência da rede em uma operação isolada.
4.4.1.2. Todo regulador de velocidade deve possuir sensibilidade a frequência da rede na operação interligada ao SIN, de forma a contribuir com a regulação primária de frequência.
4.4.1.3. Os requisitos técnicos de regulação primária aplicam-se à instalação como um todo no caso de usinas termoelétricas que operam em ciclo combinado.
4.4.1.4. Admite-se um modo de controle diferenciado do regulador de velocidade na operação em vazio.
4.4.1.5. A unidade geradora deve ser capaz de controlar a velocidade em caso de rejeição total de carga, evitando seu desligamento por sobrevelocidade.

Desempenho da regulação primária
4.4.2.1. O desempenho da regulação primária de frequência deve ser adequado ao projeto do conjunto turbina-gerador, e deve possuir as seguintes características:
(a) estatismo permanente: deve permitir um ajuste entre 2% e 8% na base nominal do gerador em MVA, devendo ser ajustado em 5% por padrão. Caso necessário, o ONS poderá indicar a necessidade
da alteração deste ajuste; e
(b) banda morta de frequência: ajustado em um valor menor ou igual a ± 0,04 Hz.
4.4.2.2. O desempenho dinâmico da regulação primária de frequência deve ser avaliado na simulação de rede isolada da unidade geradora, para um degrau de ± 2% na referência de velocidade,
atendendo aos seguintes critérios:
(a) tempo de estabilização menor que 60 s. É definido como o tempo necessário, após a aplicação do degrau, para a velocidade da unidade geradora permanecer na faixa de ± 5% do valor final;
(b) tempo de resposta menor que 9 s. É definido como o tempo necessário, após a aplicação do degrau, para a velocidade da unidade geradora atingir 90% do valor final.
4.4.2.2.1. A Figura 4 apresenta a resposta decorrente de um degrau de velocidade na referência do regulador de velocidade na simulação da operação em rede isolada.

Figura 4 – Características da resposta esperada da frequência na operação em rede isolada – simulação de um degrau de velocidade.
4.5.
Regulação secundária de frequência
4.5.1. O controle secundário de frequência é executado pelas usinas participantes do Controle Automático de Geração (CAG), as quais são determinadas pela ANEEL com respaldo dado pelo ONS
de acordo com Submódulo 2.3.
4.5.1.1. Estão sujeitas a participar do CAG todas as usinas hidroelétricas e termoelétricas com potência instalada igual ou superior a 400 MW, com exceção das:
(a) usinas localizadas em circuitos radiais distantes eletricamente dos centros de carga;
(b) usinas termoelétricas nucleares;
(c) usinas termoelétricas a gás em ciclo simples ou combinado; e
(d) usinas termoelétricas a carvão.
4.5.2. As usinas que participam do CAG devem ser dotadas dos recursos necessários à sua integração com o sistema de supervisão e controle, conforme o estabelecido no Submódulo 2.12.
4.6.
Sistema de proteção para as unidades geradoras
4.6.1. As unidades geradoras devem dispor dos seguintes conjuntos de proteção, além dos conjuntos de proteção intrínseca recomendados pelo fabricante:
(a) proteção unitária; e
(b) proteção de retaguarda.
4.6.2. O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas pela proteção unitária, incluindo o tempo de abertura de todos os disjuntores da unidade geradora, não deve exceder:
(a) 100 ms para unidades geradoras que acessam a Rede Básica com conexão às instalações sob responsabilidade do agente de transmissão em nível de tensão superior a 230 kV; e
(b) 150 ms para unidades geradoras que acessam a Rede Básica com conexão às instalações sob responsabilidade do agente de transmissão em nível de tensão igual ou inferior a 230 kV.
4.6.3. As proteções da unidade geradora devem ser capazes de:
(a) realizar, individual ou simultaneamente, para as funções específicas a eliminação de falhas internas à unidade geradora que provoquem valores elevados de corrente de curto-circuito;
(b) detectar todas as condições anormais de operação, em função das características de suportabilidade da unidade geradora e da sua transformação elevadora; e
(c) para as funções de ambas as proteções que possam atuar para falhas externas à unidade geradora, assegurar a seletividade destas atuações.
4.6.4. Desempenho fora das condições nominais de frequência: o regulador de velocidade deve obedecer aos requisitos acima, dentro das faixas de variação de frequência relacionadas no item
4.2 admitidas para o conjunto gerador - turbina.
4.7.
Sistema de registro de perturbação para as unidades geradoras
4.7.1. As unidades geradoras devem ter sistemas para registro de perturbações, que podem ser constituídos por funções integradas aos sistemas de proteção, atendendo aos seguintes requisitos:
(a) os registros de oscilografia devem ser armazenados pelo acessante e fornecidos ao ONS e/ou agente de transmissão, quando solicitados, conforme estabelecido no Submódulo 6.3; e
(b) os registros devem ser disponibilizados ao ONS no formato de dados especificado no Submódulo 7.10.
4.7.2. Devem ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas:
(a) correntes das três fases;
(b) tensões das três fases;
(c) corrente de neutro, no caso de gerador aterrado por baixa impedância; e
(d) tensão de neutro, no caso de gerador aterrado por alta impedância.
4.7.3. Devem ser supervisionadas as seguintes grandezas digitais:
(a) desligamento pela proteção unitária;
(b) desligamento pela proteção de retaguarda;
(c) desligamento pelas demais proteções utilizadas; e
(d) desligamento pelas proteções intrínsecas.
4.8.
Serviços auxiliares para as usinas geradoras