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
4.8.1. Os serviços auxiliares em corrente alternada (CA) e em corrente contínua (CC) da usina devem ser especificados de modo a garantir, durante a ocorrência de distúrbios que causem variações
extremas de tensão e de frequência, o funcionamento da usina e das suas instalações de transmissão de interesse restrito na faixa operativa do gerador.
4.8.2. Para as usinas definidas pelo ONS como de autorrestabelecimento, deve-se atender:
(a) a fonte de alimentação autônoma deve ter capacidade suficiente para partida de, no mínimo, uma unidade geradora da instalação; e
(b) a usina deve ser capaz de partir pelo menos uma das suas unidades geradoras, independentemente da indisponibilidade de unidades geradoras na sua instalação.
4.8.2.1. Estão sujeitas a serem classificadas como de autorrestabelecimento todas as usinas, independentemente da potência instalada que, a critério do ONS, venham a agregar maior agilidade
e confiabilidade ao processo de recomposição, tanto em função de sua localização geoelétrica, quanto em relação à sua influência no sistema da região de interesse.
4.8.3. Na concepção dos sistemas de alimentação CC e CA, deve ser considerada disponibilidade geral dos serviços auxiliares de 99,98%, tendo como valor de referência o somatório dos últimos
12 meses. Isso implica numa indisponibilidade máxima, em um período de 12 meses, de 1 hora e 45 minutos, garantidos pelo agente de geração.
4.8.4. Para a programação de manutenção e testes dos serviços auxiliares CC e CA, o agente de geração deve considerar os requisitos de testes estabelecidos no Submódulo 2.16 – Requisitos
operacionais para centros de operação e instalações da Rede de Operação.
4.9.
Solicitações de curto-circuito
4.9.1. O agente de geração que vai se conectar à rede elétrica deve respeitar o limite de contribuição aos níveis de corrente de curto-circuito das subestações limitantes, independentemente do
nível de tensão ou de localização dessas subestações.
4.9.1.1. Define-se como subestação limitante aquela cujos equipamentos não podem ser substituídos por questões tecnológicas e aquela cujo seccionamento de barramento(s) ou recapacitação
pode trazer prejuízo significativo para a segurança, continuidade de suprimento ou confiabilidade da rede associada.
4.9.1.1.1. Cabe ao ONS e ao agente de transmissão acessado definir as subestações limitantes na Rede Básica, nas instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações
internacionais conectadas à Rede Básica, nas ICG e nas DIT e aos agentes de distribuição e de transmissão estabelecer quais são as subestações limitantes na Rede Complementar.
4.9.1.1.2. Cabe ao ONS ou ao agente de distribuição verificar quais subestações limitantes estão incluídas na área de influência do acesso.
4.9.1.2. Entende-se por limite de contribuição de corrente de curto-circuito o valor percentual, em relação a capacidade de interrupção dos disjuntores da subestação limitante, da diferença entre
esta capacidade e o maior nível de curto-circuito atual nessa subestação.
4.9.1.2.1.
Esse percentual, estipulado em 30% como referência inicial, deve ser confirmado pelo ONS por ocasião da solicitação de acesso ou pode ser fixado em outro valor em função dos
acessos em curso na região ou de expansões previstas na rede elétrica.
4.9.1.3. Entende-se por nível de corrente de curto-circuito atual o valor calculado para a data da solicitação de acesso, considerados os acessos já contratados e as solicitações de acesso em curso.
4.9.2. O acessante deve avaliar sua conexão na configuração de longo prazo da Empresa de Pesquisa Energética – EPE para dimensionamento da corrente máxima de curto-circuito no seu ponto
de conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão. Essa corrente máxima de longo prazo deve constar do Parecer de Acesso.
4.9.3. O valor adotado para o limite de contribuição de corrente de curto-circuito deve levar em conta as capacidades de interrupção nominal de curto-circuito dos disjuntores das subestações
limitantes, considerada uma margem de segurança de 10%. Essa margem pode ser flexibilizada na medida em que:
(a) durante o seu processo de acesso, o agente demonstre com base em estudos detalhados que o efeito da variação da relação X/R não ocasiona violação das capacidades de interrupção nominais
de curto-circuito desses disjuntores;
(b) o agente demonstre que não ocorrem solicitações não cobertas pelas normas que embasaram a especificação dos disjuntores, tais como Tensão de Restabelecimento Transitória (TRT); e
(c) os estudos detalhados sejam feitos com base no critério de superação de disjuntores, estabelecido no Submódulo 2.3.
4.9.4. Além dos disjuntores, deve ser preservada a suportabilidade de todos os equipamentos das subestações limitantes, tais como chaves, transformadores de corrente, filtros de onda,
barramentos e malha de terra.
4.9.5. Nos casos em que a conexão da usina ocasione em superação de equipamentos na Rede Básica, nas instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais
conectadas à Rede Básica, nas ICG ou nas DIT, o agente acessante deve demonstrar, por meio de avaliação técnico-econômica, sujeita à apreciação do ONS, que a alternativa de conexão proposta
é a de mínimo custo global, considerando que:
(a) essa avaliação deve contemplar a utilização na usina de equipamentos de limitação de curto-circuito;
(b) a análise econômica das alternativas deve basear-se em custos padrão reconhecidos pela ANEEL; e
(c) as medidas implementadas pelo agente de geração não devem provocar a desconexão da sua usina em condições de curto-circuito, a menos que o curto ocorra nas instalações da própria usina
ou nas instalações de seu uso exclusivo.
4.9.5.1. Nesse caso, a usina pode ficar sujeita a restrições até que seja implantada solução para o problema, indicada no Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo do SIN (PAR/PEL).
4.9.5.2. Cabe ao agente de geração arcar com os custos de aquisição e de instalação na sua usina dos equipamentos de limitação de curto-circuito, quando necessário.
5.
CONEXÃO DE CENTRAIS GERADORAS EÓLICAS E FOTOVOLTAICAS
5.1.
Aspectos gerais
5.1.1. Os requisitos técnicos mínimos para conexão de centrais geradores eólicas e fotovoltaicas devem ser atendidos pelos agentes de geração acessantes responsáveis por:
(a) centrais geradoras eólicas e centrais geradoras fotovoltaicas com conexão à Rede Básica, às instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais conectadas à
Rede Básica ou às ICG, de forma individual ou compartilhada; e
(b) centrais geradoras eólicas e as centrais geradoras fotovoltaicas classificadas na modalidade de operação Tipo I com conexão às DIT ou às instalações sob responsabilidade de agente de distribuição,
de forma individual ou compartilhada.
5.1.2. As centrais geradoras eólicas e as centrais geradoras fotovoltaicas classificadas nas modalidades de operação Tipo II-B, Tipo II-C ou Tipo III com conexão às DIT ou às instalações sob
responsabilidade de agente de distribuição em tensão superior a 69 kV devem atender:
(a) aos requisitos técnicos gerais para operação em regime de frequência não nominal, indicados no item 5.2.1. deste submódulo;
(b) aos requisitos de suportabilidade a subtensões e sobretensões, indicados no item 5.7 (fault ride-through) deste submódulo; e
(c) aos demais requisitos gerais quando o ONS avaliar necessário, informado durante a solicitação de acesso, nos casos de:
centrais geradoras eólicas e centrais geradoras fotovoltaicas com capacidade instalada total superior a 30 MW; ou
grupos de centrais geradoras eólicas e/ou grupos de centrais geradoras fotovoltaicas, em uma mesma área geoelétrica, com capacidade instalada total superior a 50 MW.
5.1.2.1. Para as centrais geradoras classificada na modalidade de operação Tipo III com conexão às instalações sob responsabilidade de agente de distribuição, as tratativas com os agentes de
geração, bem como a avaliação do atendimento dos requisitos é de responsabilidade da distribuidora acessada.
5.1.2.2. As funções de proteção de frequência das unidades geradoras ou do ponto de acoplamento comum com a rede da distribuidora, como por exemplo as funções de proteção anti-ilhamento,
devem possuir ajustes coordenados com tais requisitos.
5.1.3. A operação de centrais geradoras eólicas ou de centrais geradoras fotovoltaicas, conectadas às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, devem atender os limites
individuais dos indicadores de desempenho quanto a QEE, conforme definido no Submódulo 9.7 e Submódulo 7.8 – Avaliação do impacto do acesso ou integração à Rede Básica de instalações que
contenham elementos não lineares ou especiais.
5.1.4. Para avaliações de desempenho harmônico, a norma [1] oferece subsídios quanto à combinação dos efeitos do conjunto de aerogeradores integrantes da central geradora eólica ou de
inversores integrantes da central geradora fotovoltaica.
5.1.5. As centrais geradoras eólicas e/ou as centrais geradoras fotovoltaicas que compartilharem instalações de transmissão de interesse restrito que não estão sob responsabilidade de agente
de transmissão são consideradas como uma única instalação no que diz respeito ao atendimento dos requisitos técnicos gerais, listados no item 5.2, e também no tocante à avaliação de
desempenho harmônico nas análises de QEE.
5.1.6. As centrais geradoras eólicas e as centrais geradoras fotovoltaicas não podem reduzir a flexibilidade de recomposição da rede elétrica, seja em função de limitações dos equipamentos, seja
em função do tempo de recomposição.
5.1.7. O acessante deve avaliar se há superação da capacidade de equipamentos ou necessidade de reajustes de parâmetros de proteção e controle, decorrentes da sua conexão, abrangendo o
ponto de conexão da usina às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão ou de distribuição e a área de influência da central geradora, por meio da análise de:
(a) curto-circuito;
(b) capacidades de disjuntores, barramentos, equipamentos terminais (por exemplo, transformadores de corrente, bobinas de bloqueio) e malhas de terra; e
(c) adequação dos sistemas de proteção e controle relacionados à integração da central geradora e revisão dos ajustes relativos à central geradora.
5.1.8. As ações e os custos decorrentes das ações necessárias para o atendimento dos requisitos técnicos mínimos relacionados neste item 5 deste submódulo são de responsabilidade do agente
de geração.
5.2.
Requisitos técnicos gerais
5.2.1. Em operação em regime de frequência não nominal, deve-se atender às seguintes condições:
(a) desligamento instantâneo permitido para operação abaixo de 56 Hz;
(b) operação abaixo de 58,5 Hz por período de tempo mínimo de 20 s;
(c) operação entre 58,5 e 62,5 Hz por tempo ilimitado;
(d) operação acima de 62,5 Hz por período de tempo mínimo de 10 s, sendo a temporização da proteção de desligamento por sobrefrequência é definida com base em avaliação do desempenho
dinâmico, para garantir a segurança operativa do SIN; e
(e) desligamento instantâneo permitido para operação acima de 63 Hz.
5.2.1.1. A Figura 5 resume as condições e faixas de operação da central geradora em regime de frequência não nominal.
Figura 5 - Faixas de operação da central geradora em regime de frequência não nominal.
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