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
(a) viabilize a evolução para o arranjo de barramento definido no item 3.1.1 do Submódulo 2.6 e possível futura expansão; e
(b) as conexões não comprometam o desempenho sistêmico da Rede Básica, limitem a operação da Rede Básica ou das instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações
internacionais conectadas à Rede Básica, tampouco imponham restrições às instalações a elas conectadas.
10.2.4. Arranjos de barramentos alternativos com outras tecnologias de isolamento (SF6, por exemplo) podem ser propostos, em conformidade com os itens 3.1.2 e 3.1.3 do Submódulo 2.6.
10.2.5. Caso seja verificado nos estudos definidos pelo ONS ou pela EPE a necessidade de evolução dos arranjos de barramento da subestação de uso exclusivo no horizonte de 5 (cinco) anos
para aqueles definidos no item 3.1.1 do Submódulo 2.6, a subestação deve ser implementada em seu arranjo final.
11. ÁREA DA SUBESTAÇÃO
11.1.
Acesso às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão
11.1.1. No caso de acesso às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão por agente de geração, de distribuição, de importação/exportação ou consumidor, para
conexão por meio de seccionamento de LT, a subestação com isolamento a ar deve ter pelo menos a área mínima, observado o maior nível de tensão da subestação (Vmax):
(a) Vmax < 88 kV: 8.000 m2;
(b) 88 kV ≤ Vmax ≤ 138 kV: 15.000 m2;
(c) 138 kV < Vmax ≤ 230 kV: 25.000 m2;
(d) 230 kV < Vmax ≤ 345 kV: 100.000 m2; ou
(e) Vmax ≥ 440 kV: 140.000 m2.
11.2.
Subestações de uso exclusivo de agente de geração, de importação/exportação ou consumidor com conexão às instalações de transmissão
11.2.1. Caso seja verificado nos estudos definidos pelo ONS ou pela EPE a necessidade de especificação de área mínima, a subestação deve ser implementada com a área mínima especificada.
12. REFERÊNCIAS
[1]
IEC. Electromagnetic Compatibility (EMC) – Part 3-6: Limits – Assessment of emission limits for the connection of distorting installations to MV, HV and EHV power systems. IEC/TR 61000-3-6.
[2]
ANEEL. Resolução Normativa nº 954, de 30 de novembro de 2021.
[3]
ANEEL. Resolução Normativa nº 1.055, de 29 de dezembro de 2022. Regras dos Serviços de Transmissão de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional. Módulo 5 – Acesso ao Sistema.
[4]
Relatório ONS RE 3/0081/2015 – Filosofias de Proteção das Unidades Geradoras.
Submódulo 3.1
Planejamento da operação elétrica de médio prazo
1. PLANO DA OPERAÇÃO ELÉTRICA DE MÉDIO PRAZO DO SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (PAR/PEL) E PLANO DE OUTORGAS DE TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – MELHORIAS DE
GRANDE PORTE E REFORÇOS DE PEQUENO PORTE (POTEE)
Visão Geral
O Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo do Sistema Interligado Nacional (PAR/PEL) possui dois enfoques: estruturante e conjuntural. O PAR/PEL com enfoque estruturante abrange os
três últimos anos do horizonte de cinco anos que é o de adequar a cronologia do plano de expansão da transmissão estabelecido pelos condicionantes de curto prazo determinados pelas solicitações
de acesso, ampliações, reforços e melhorias, bem como às variações nas previsões de carga que não tenham sido consideradas pelo planejamento da expansão de geração e transmissão pela
Empresa de Pesquisa Energética – EPE. Além disso, procura eliminar possíveis restrições ou estrangulamentos de transmissão observados na operação em tempo real e nos estudos de planejamento
de operação.
O PAR/PEL com enfoque conjuntural abrange os dois primeiros anos que é o de apresentar as recomendações operativas que contornam os problemas identificados até que a solução
estrutural esteja disponível, com base na avaliação do desempenho do Sistema Interligado Nacional (SIN) sob o ponto de vista do atendimento aos critérios e padrões estabelecidos nos
Procedimentos de Rede.
Adicionalmente, o PAR/PEL apresenta os limites de intercâmbio entre regiões do SIN e os despachos de geração térmica para atendimento à segurança elétrica, ambos insumos para o
planejamento energético e com o objetivo de compatibilizar as restrições elétricas com as políticas energéticas que visam a assegurar o menor custo da operação.
O Plano de Outorgas de Transmissão de Energia Elétrica (POTEE) apresenta três volumes com diferentes tipos de obras, a saber, um contém as ampliações e reforços de grande porte, cuja
emissão é de responsabilidade do Ministério de Minas e Energia – MME e os outros dois contêm as melhorias de grande porte e os reforços de pequeno porte, respectivamente, cuja emissão é de
responsabilidade do ONS [4].
Obtenção e consolidação dos dados
O ONS solicita aos agentes os dados e as informações referentes às alterações do sistema existente e/ou incorporação de novas instalações.
O agente de transmissão cadastra as proposições de melhorias de grande porte e de reforços de pequeno porte relativos às instalações sob sua responsabilidade no sistema computacional
do ONS.
Quando houver substituição de equipamentos existentes que devam compor a Base de Dados das Instalações de Transmissão (BDIT), descrita no Submódulo 7.3 – Verificação da
conformidade das instalações de transmissão aos requisitos, o cadastro deve incluir as informações do equipamento conforme a BDIT e não deve haver pendências nas informações desses
equipamentos na BDIT.
Os agentes de transmissão cadastram as obras respeitando os critérios, parâmetros e requisitos definidos pela ANEEL [5].
O agente fornece ao ONS e mantém atualizados os dados descritos no ANEXO A deste submódulo, os dados de carga descritos no Submódulo 3.5 – Consolidação da previsão de carga para
planejamento da operação eletroenergética e os dados descritos a seguir:
(a) Agentes de transmissão:
(1) configuração das instalações de transmissão existentes;
(2) configuração da expansão das instalações de transmissão sob sua responsabilidade para o horizonte de estudos do Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo (PAR/PEL);
(3) parâmetros elétricos dos equipamentos de sua propriedade existentes na Rede de Simulação;
(4) características dos seus sistemas de controle dos equipamentos de compensação de potência reativa variável, dos elos de corrente contínua em alta tensão e dos dispositivos para tornar flexíveis
os sistemas de transmissão em corrente alternada (Flexible Alternating Current Transmission System [FACTS]);
(5) cronograma e acompanhamento das obras do PAR/PEL nas conexões, inclusive das instalações fora da Rede Básica, e das obras sob sua responsabilidade a serem integradas à Rede Básica para o
horizonte de estudo do PAR/PEL;
(6)
diagramas eletro-geográficos do sistema elétrico de sua propriedade;
(7)
equipamentos de compensação reativa e filtragem de harmônicos – reatores, capacitores, compensadores estáticos ou síncronos – conectados à Rede de Simulação, com indicação dos que
são manobráveis e a especificação da potência de cada módulo que compõe a compensação informada;
(8) limites de carregamento e restrições operativas em seus equipamentos representados na Rede de Simulação, em condições normais e de emergência em períodos contínuos e em períodos de curta
e longa duração, de 30 minutos e de 4 horas, com indicação dos fatores limitantes e dos equipamentos restritivos, para os dois primeiros anos de horizonte do estudo do PAR/PEL;
(9) proposições de melhorias de grande porte e de reforços de pequeno porte, conforme estabelecido em regulamentação [1].
(b) Agentes de geração detentores de usinas classificadas como Tipo I:
(1) características técnicas das suas unidades geradoras;
(2) características dos sistemas de controle das suas unidades geradoras;
(3) cronograma e parâmetros elétricos dos equipamentos de conexão na Rede de Simulação;
(4) restrições operativas existentes em suas unidades geradoras, com indicação das causas;
(5) informações adicionais sobre as características da usina e seu regime de operação;
(6) usinas com despacho mínimo obrigatório por restrições resultantes do uso múltiplo da água e;
(c) Agentes de geração detentores de usinas classificadas como Tipo II-A e Tipo II-B, conectadas à Rede Básica ou às instalações de transmissão classificadas como de Interesse Exclusivo de Centrais de
Geração para Conexão Compartilhada (ICG):
(1) disponibilidade e limites de geração de potência ativa (MW) individualizados por usina;
(2) limites de absorção e de geração de potência reativa (Mvar) individualizados por usina;
(3) restrições operativas existentes em unidades geradoras, com indicação das causas; e
(4) informações adicionais sobre as características da usina e seu regime de operação.
(d) Agentes de geração detentor de usinas classificadas como Tipo II-B não conectadas à Rede Básica ou em ICG:
(1) informações adicionais sobre as características da usina e seu regime de operação, quando solicitado; e
(2) restrições operativas existentes em unidades geradoras, com indicação das causas, quando solicitado.
(e) Agentes de geração detentores de usinas classificadas como Tipo II-C, por meio do respectivo representante do conjunto de usinas a que pertencem:
(1)
parâmetros elétricos de equipamentos e instalações de sua propriedade, que fazem parte de um conjunto de usinas representado na Rede de Simulação;
(2)
cronogramas e parâmetros elétricos das novas instalações previstas para o horizonte de estudo conforme acompanhamento da ANEEL;
(3) disponibilidade e limites de geração de potência ativa (MW) individualizados por usina que faz parte do conjunto;
(4) limites de absorção e de geração de potência reativa (Mvar) individualizados por usina que faz parte do conjunto;
(5) características dos sistemas de controle das unidades geradoras;
(6) restrições operativas existentes em unidades geradoras, com indicação das causas; e
(7) informações adicionais sobre as características da usina e seu regime de operação, quando solicitado.
(8)
usinas com despacho mínimo obrigatório por restrições resultantes do uso múltiplo da água, quando for o caso e;
(f)
Agentes de distribuição:
(1) configuração do sistema de distribuição existente e planejado representado na Rede de Simulação, modelada, conforme o programa de obras para o horizonte de estudo do PAR/PEL;
(2) cronograma e parâmetros elétricos dos equipamentos existentes e planejados do sistema de distribuição representado na Rede de Simulação, para o horizonte de estudo do PAR/PEL;
(3)
diagrama eletro-geográfico do sistema elétrico de sua propriedade;
(4) equipamentos de compensação reativa e filtragem de harmônicos – reatores, capacitores, compensadores estáticos ou síncronos – conectados à Rede de Simulação, com a indicação dos que são
manobráveis, a especificação da potência de cada módulo que compõe a compensação informada e adicionalmente, as informações do sistema de controle;
(5) limites de carregamento e restrições operativas em seus equipamentos representados na Rede de Simulação, em condições normais e de emergência em períodos contínuos e em períodos de curta
e longa duração, de 30 minutos e de 4 horas, com indicação dos fatores limitantes e dos equipamentos restritivos, para os dois primeiros anos do horizonte de estudo do PAR/PEL;
(6) os seguintes dados das usinas classificadas como Tipo II-A e Tipo II-B, conectadas na sua área de concessão e não conectadas à Rede Básica ou às instalações de transmissão classificadas como ICG:
(i)
previsão de despacho de geração e limites de geração de potência ativa (MW) individualizados por usina;
(ii) limites de absorção e de geração de potência reativa (Mvar) individualizados por usina;
(iii) restrições operativas existentes em unidades geradoras, com indicação das causas; e
(iv) informações adicionais sobre as características da usina e seu regime de operação.
(g) Consumidores livres ou potencialmente livres:
(1) Parâmetros elétricos dos equipamentos de conexão;
(2) ajustes dos equipamentos de proteção como relés de subtensão, de sobretensão, de subfrequência, de sobrefrequência etc.;
(3) equipamentos de compensação reativa e de filtragem de harmônicos da instalação, com a indicação dos que são manobráveis.
O agente envia ao ONS, acompanhadas do cronograma das novas obras, as configurações descritas no item 1.2.3. .3 compatíveis com a Rede de Simulação utilizada no fornecimento dos
dados de carga, em concordância com as configurações anuais representadas nos estudos do PAR/PEL.
O ONS realiza a consolidação dos dados e informações enviadas pelos agentes de operação e caso seja identificada alguma inconsistência nos dados fornecidos pelos agentes, o ONS comunica
imediatamente ao responsável pela informação para eventual retificação do dado.
O ONS obtém as informações, nos termos previstos no Submódulo 7.1 – Acesso às instalações de transmissão, relativas aos agentes de distribuição, consumidores livres, agentes de geração
e agentes de importação e exportação que tenham solicitado acesso à Rede Básica e às Demais Instalações de Transmissão (DIT).
No caso de dados de unidades geradoras futuras, o ONS utiliza os informados pelos agentes acessantes que já tenham apresentado solicitação de acesso ou recebido autorização ou
concessão. Na ausência de dados, podem ser utilizados dados típicos, desde que destacados como tais em seus respectivos arquivos.
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