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Submódulo 2.
Requisitos mínimos para
subestações e seus equipamentos
Rev. Nº. Motivo da revisão Data e instrumento de aprovação pela ANEEL 2.0 Versão decorrente da Audiência Pública nº 002/2011.
Resolução Normativa nº 461/
Versão decorrente da Audiência Pública nº 020/2015.
Resolução Normativa nº 756/
Versão decorrente da Consulta Pública nº 041/2019.
Resolução Normativa nº 884/
Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência
REQUISITOS MÍNIMOS PARA SUBESTAÇÕES E
- 2.3 2020.06 01/07/ SEUS EQUIPAMENTOS
- 1 INTRODUÇÃO .................................................................................................................................
- 2 OBJETIVO .......................................................................................................................................
- 3 ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO ..................................................................................................
- 4 RESPONSABILIDADES ..................................................................................................................
- 4.1 DO OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS ..............................................................
- 4.2 DOS AGENTES DE TRANSMISSÃO ...................................................................................................
- 4.3 DOS AGENTES DE GERAÇÃO, DE DISTRIBUIÇÃO, DE IMPORTAÇÃO/EXPORTAÇÃO E CONSUMIDORES....
- 5 PRINCÍPIOS BÁSICOS ...................................................................................................................
- 6 NORMAS TÉCNICAS APLICÁVEIS ...............................................................................................
- 7 SUBESTAÇÃO ................................................................................................................................
- 7.1 ARRANJO DE BARRAMENTO E ÁREA DA SUBESTAÇÃO ......................................................................
- 7.2 CORRENTE EM REGIME PERMANENTE ............................................................................................
- 7.3 ATERRAMENTO.............................................................................................................................
- 7.4 CAPACIDADE DE CURTO-CIRCUITO .................................................................................................
- 7.5 COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO ...................................................................................................
- 7.6 EMISSÃO ELETROMAGNÉTICA ........................................................................................................
- 8 EQUIPAMENTOS DA SUBESTAÇÃO ..........................................................................................
- 8.1 UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA. .............................................................................
- 8.2 EQUIPAMENTOS DE COMPENSAÇÃO REATIVA CONVENCIONAL ........................................................
- 8.3 COMPENSADOR ESTÁTICO DE POTÊNCIA REATIVA .......................................................................
- 8.4 UNIDADES FACTS .....................................................................................................................
- 8.5 DISJUNTORES ............................................................................................................................
- 8.6 SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO ..............................................
- 8.7 PARA-RAIOS ...............................................................................................................................
- 8.8 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL ............................................................................................
- 8.9 TRANSFORMADORES DE CORRENTE ............................................................................................
- DAS SUBESTAÇÕES........................................................................................................................... 8.10 REQUISITOS PARA OS SERVIÇOS AUXILIARES DE CORRENTE CONTÍNUA E DE CORRENTE ALTERNADA
Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência REQUISITOS MÍNIMOS PARA SUBESTAÇÕES E SEUS EQUIPAMENTOS
equipamentos terminais das FTLT das instalações de transmissão integrantes ou que venham a integrar a Rede Básica ou as instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais conectadas à Rede Básica e os requisitos mínimos aplicáveis aos agentes de geração, de distribuição, de importação/exportação e consumidores responsáveis por subestações com conexão às instalações sob responsabilidade de concessionária de transmissão. 3 ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO 3.1 Revisão em função das adequações dos requisitos mínimos para os serviços auxiliares de corrente alternada das subestações e inclusão do acompanhamento dos casos excepcionais que serão analisados pelo ONS. 4 RESPONSABILIDADES 4.1 Do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS (a) Propor os requisitos mínimos a serem atendidos por subestações e seus equipamentos. 4.2 Dos agentes de transmissão (a) Atender aos requisitos estabelecidos nos Procedimentos de Rede. (b) Projetar e implantar as instalações sob sua responsabilidade, e respectivas adequações necessárias, atendendo aos requisitos mínimos estabelecidos neste submódulo. 4.3 Dos agentes de geração, de distribuição, de importação/exportação e consumidores (a) Atender aos requisitos estabelecidos nos Procedimentos de Rede para conexão de suas instalações às instalações sob responsabilidade de transmissora. (b) Projetar e implantar as instalações sob sua responsabilidade, e respectivas adequações necessárias, atendendo aos requisitos mínimos estabelecidos neste submódulo. (c) Fornecer ao ONS as informações que possam comprovar o atendimento das instalações de transmissão sob sua responsabilidade aos requisitos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede. 5 PRINCÍPIOS BÁSICOS 5.1 Os equipamentos e instalações não podem comprometer o desempenho sistêmico da Rede Básica, limitar a operação da Rede Básica ou das instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais conectadas à Rede Básica, nem tampouco impor restrições às instalações a elas conectadas. 5.2 Deve haver uma coordenação e compatibilização entre as capacidades nominais e de sobrecargas de todos os equipamentos de uma mesma FT. 6 NORMAS TÉCNICAS APLICÁVEIS 6.1 As instalações referidas nos itens 1.4 e 1.5 deste submódulo devem atender às prescrições para projeto, fabricação, manutenção e operação das Normas Técnicas da Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT e, no caso de essas não serem aplicáveis parcial ou integralmente, às da
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International Electrotechnical Commission – IEC, American National Standards Institute – ANSI, American Society for Testing and Materials – ASTM ou National Electrical Safety Code – NESC, nessa ordem de preferência, a não ser que se indique expressamente de outra forma. 7 SUBESTAÇÃO 7.1 Arranjo de barramento e área da subestação 7.1.1 Condições básicas 7.1.1.1 Os arranjos de barramento para subestações com isolamento a ar são diferenciados por classe de tensão, nos seguintes termos: (a) Barramentos de tensão igual a 230 kV: arranjo barra dupla com disjuntor simples a quatro chaves; (b) Barramentos de tensão igual ou superior a 345 kV: arranjo barra dupla com disjuntor e meio. 7.1.2 Condições especiais 7.1.2.1 Arranjos de barramento alternativos podem ser utilizados, inclusive os de tecnologia com isolamento em SF-6, desde que apresentem desempenho igual ou superior ao dos arranjos estabelecidos no item 7.1.1.1 deste submódulo, o que deve ser comprovado pelo agente por meio de estudos de confiabilidade, flexibilidade operativa e disponibilidade (saída forçada e programada). Além disso, esses arranjos devem atender ao que estabelece o item 5.1 deste submódulo. 7.1.2.2 Os arranjos de barramento alternativos referidos no item 7.1.2.1 deste submódulo devem ser submetidos à aprovação do ONS, que fará análise e encaminhará proposta de tratamento à ANEEL. 7.1.2.3 Os requisitos de arranjo de barramento para subestações são estabelecidos para a etapa final da instalação. Para a etapa inicial, podem ser aceitas variantes que permitam evoluir para os requisitos listados no item 7.1.1.1 deste submódulo desde que essas variantes atendam aos requisitos estabelecidos no Submódulo 2.6. O ONS, considerando os aspectos de segurança e de flexibilidade operativa, bem como de desempenho da Rede Básica definirá o estágio da subestação a partir do qual deve ocorrer a evolução para os arranjos de barramento estabelecidos no item 7.1.1.1 deste submódulo. 7.1.2.4 Para os barramentos com tensão igual ou superior a 345 kV, é permitida a adoção inicial de arranjo de barramento em anel simples, desde que o arranjo físico dos barramentos da subestação seja projetado conforme estabelecido no item 7.1.1.1 deste submódulo. 7.1.2.5 Para os barramentos de 230 kV, cujas subestações constituam sistemas radiais simples, é permitida a adoção de arranjo de barramento em barra principal e transferência, desde que o arranjo físico desse barramento seja projetado de forma a permitir a evolução para o arranjo estabelecido no item 7.1.1.1 deste submódulo. 7.1.2.6 No caso de acesso à Rede Básica por agente de geração, de distribuição, de importação/exportação, ou consumidor, os arranjos de barramento devem observar: (a) Para conexão em uma subestação da Rede Básica ou das instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais conectadas à Rede Básica, o acessante deve seguir o arranjo de barramento da referida subestação. Caso o arranjo da subestação não atenda aos requisitos do item 7.1.1.1 deste submódulo, o acessante deve adequar sua conexão quando da adequação da subestação a esses requisitos. Essa
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(b) Barramentos de tensão igual a 230 kV: arranjo barra principal e transferência, com possibilidade de evolução para arranjo barra dupla com disjuntor simples a quatro chaves; ou arranjo barra dupla com disjuntor simples a quatro chaves; (c) Barramentos de tensão igual ou superior a 345 kV: arranjo em anel para subestações com até 6 (seis) conexões de LT e/ou equipamentos, com possibilidade de evolução para arranjo barra dupla com disjuntor e meio; ou arranjo barra dupla com disjuntor e meio para subestações com número de conexões superior a 6 (seis). 7.1.3.2 O vão de entrada de linha na subestação sob sua responsabilidade deve ser concebido e operado com uso de disjuntor. 7.1.3.3 O arranjo físico do barramento das subestações com isolamento a ar deve ser projetado de forma a viabilizar a evolução para o arranjo de barramento definido no item 7.1.1.1 deste submódulo e possível futura expansão, e as conexões devem atender ao disposto no item 5.1 deste submódulo. 7.1.3.4 Arranjos de barramentos alternativos com outras tecnologias de isolamento (SF6, etc.) podem ser propostos, em conformidade com o disposto nos itens 7.1.2.1 e 7.1.2.2 deste submódulo. 7.1.3.5 Caso seja verificado nos estudos definidos pelo ONS ou pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE, a necessidade de especificação de área mínima ou de evolução dos arranjos de barramento da subestação de uso exclusivo no horizonte de 5 (cinco) anos para aqueles definidos no item 7.1.1.1 deste submódulo, a subestação deve ser implementada em seu arranjo final e com a área mínima especificada. 7.2 Corrente em regime permanente 7.2.1 Os barramentos devem suportar tanto os valores de corrente em regime permanente definidos pelos estudos com horizonte de operação (Plano de ampliações e reforços – PAR), quanto pelos de longo prazo, elaborados pela EPE, nos quais devem ser consideradas as possíveis futuras expansões das subestações para o período de concessão da instalação. 7.2.2 Os equipamentos das conexões mencionados nos itens 1.5 (b) a 1.5 (f) deste submódulo devem suportar tantos os valores de corrente em regime permanente definidos pelos estudos com horizonte de operação (PAR), quanto pelos estudos de longo prazo elaborados pela EPE, nos quais devem ser consideradas as possíveis expansões, durante o período de concessão da instalação. Ao valor de corrente devem ser acrescentadas margens de segurança em função da circulação de correntes harmônicas e de sobrecargas definidas nas normas aplicáveis. 7.2.3 Os equipamentos de conexão em série com LT devem atender aos requisitos de capacidade de corrente estabelecidos no Submódulo 2.4, para o período de concessão da instalação. 7.2.4 Os barramentos e demais equipamentos referidos nos itens 7.2.2 e 7.2.3 deste submódulo devem ser dimensionados considerando a indisponibilidade de elementos na subestação. 7.3 Aterramento 7.3.1 As instalações de transmissão devem ser solidamente aterradas, atendendo às relações X0/X1 3 e R0/X1 1. Esse requisito deve contemplar a etapa final de evolução da instalação, conforme previsto pelos estudos de planejamento da expansão da transmissão. 7.4 Capacidade de curto-circuito 7.4.1 Os barramentos, a malha de terra e os equipamentos devem suportar as máximas correntes de curto-circuito, simétricas e assimétricas, definidas tanto pelos estudos de operação (PAR) quanto pelos de longo prazo elaborados pela EPE, considerando os tempos máximos de eliminação de defeito adotados no Submódulo 2.6, para o período de concessão da instalação. Para fins de
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padronização, os requisitos mínimos para correntes de curto-circuito nominais para os equipamentos (excetuando-se os transformadores de corrente) e instalações são, em função de sua classe de tensão: (a) Igual ou superior a 345 kV: 50 kA; (b) 230 kV: 40 kA. 7.4.2 Para o cálculo das tensões de passo, toque e gradiente de potencial, deve-se observar o disposto no item 7.4.1 deste submódulo. 7.5 Coordenação de isolamento 7.5.1 Tensão em regime permanente (a) Os barramentos e os equipamentos devem suportar, para a condição de operação em regime permanente nas barras com carga, o valor máximo de tensão estabelecido na Tabela 1. Tabela 1 – Tensão máxima em regime permanente TENSÃO NOMINAL DO SISTEMA (kV)
TENSÃO MÁXIMA
(kV fase-fase, eficaz) 13,8 14, 34,5 36, 69 72, 88 92, 138 145 230 242 345 362 440 460 500 ou 525 550 765 800 7.5.2 Equipamentos localizados nos terminais de uma LT que possam ficar energizados após a manobra da LT, tais como reatores de linha, disjuntores, secionadores, transformadores de potencial, devem suportar, no terminal em vazio, por uma hora as sobretensões à frequência industrial estabelecidas na Tabela 2. Tabela 2 – Sobretensões sustentadas admissíveis a 60 Hz por 1 hora em terminais de LT a vazio Tensão nominal de operação Máxima tensão sustentada fase- fase, eficaz, por 1 hora, em terminais de LT a vazio (kV) (kV fase-fase, eficaz) (pu) (1) 138 152 1, 230 253 1, 345 398 1, 440 506 1, 500 600 1, 525 600 1, 765 800 1, (1) Valores em pu tendo como base a tensão nominal de operação.
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8 EQUIPAMENTOS DA SUBESTAÇÃO
8.1 Unidades transformadoras de potência. 8.1.1 Energização das unidades transformadoras de potência 8.1.1.1 As unidades transformadoras devem ser dimensionadas de forma a permitir a sua energização tanto pelo enrolamento primário quanto pelo enrolamento secundário, para toda a faixa de tensão operativa, sem ocasionar restrições de operação. 8.1.1.2 Quando da especificação das características básicas das unidades transformadoras, a transmissora deverá avaliar o impacto que os valores adotados, para a reatância de núcleo de ar (Xac) e para o nível do joelho da curva de saturação, possam causar ao Sistema Interligado Nacional
- SIN, em função das sobretensões de manobra e correntes de inrush advindas de sua energização. 8.1.1.3 Os disjuntores das unidades transformadoras devem atender ao disposto no item 8.5. deste submódulo. 8.1.2 Enrolamentos Terciários 8.1.2.1 A necessidade dos enrolamentos terciários deve, mediante estudos, ser determinada pelos condicionamentos sistêmicos listados a seguir: (a) instalação de suporte de reativo; (b) atenuação de fatores de sobretensões; e (c) absorção de harmônico de tensão de terceira ordem. 8.1.3 Comutação de derivação em carga 8.1.3.1 O comutador de derivação em carga deve estar de acordo com a publicação IEC-214 On Load Tap Changers e as Normas Técnicas ABNT, observado o disposto no item 6.1 deste submódulo. 8.1.3.2 Para unidade transformadora de potência, o quantitativo e a faixa de derivações, assim como o enrolamento onde deve ser instalado o comutador em carga, são os definidos nos estudos sistêmicos, exceto quando a unidade transformadora de potência for instalada em paralelo a outra existente, situação na qual o comutador em carga deve ter as mesmas características de derivações e de locação da unidade transformadora de potência existente. 8.1.4 Condições operativas 8.1.4.1 As unidades transformadoras de potência devem ser capazes de operar com as suas potências nominais, em regime permanente, para toda a faixa operativa de tensão definida na Tabela 1 do Submódulo 23.3, tanto no primário quanto no secundário. Caso possuam comutadores de derivação, sejam eles em carga ou não, a referida faixa operativa deverá ser atendida para todas as posições desses comutadores. 8.1.4.2 As unidades transformadoras de potência devem ser especificadas e dimensionadas para vida útil estabelecida em regulamento da ANEEL. 8.1.4.3 A unidade transformadora de potência deve ser dimensionada para três situações distintas: carregamento em condição normal de operação, carregamento em condição de emergência de curta duração e carregamento em condição de emergência de longa duração. 8.1.4.4 A transmissora deve garantir que, em condição normal de operação, a unidade transformadora possa operar continuamente desde sua entrada em operação e ao longo de toda a vida útil com carregamento de 100% da potência nominal.
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8.1.4.5 A transmissora deve garantir que, em condição de emergência de curta duração e de longa duração, a unidade transformadora possa operar sempre que solicitada pelo ONS desde sua entrada em operação e ao longo de toda a vida útil nas condições operativas descritas a seguir: (a) Carregamento de 120% da potência nominal por período de 4 (quatro) horas do seu ciclo diário de carga para a expectativa de perda de vida útil normal estabelecida nas normas técnicas de carregamento de transformadores. A referida sobrecarga de 20% deve poder ser alcançada para qualquer condição prévia de carregamento do transformador no seu ciclo diário de carga; (b) Carregamento de 140% da potência nominal por período de 30 (trinta) minutos do seu ciclo diário de carga para a expectativa de perda de vida útil normal estabelecida nas normas técnicas de carregamento de transformadores. A referida sobrecarga de 40% deve poder ser alcançada para qualquer condição prévia de carregamento do transformador no seu ciclo diário de carga, inclusive para a condição ilustrada na Figura 1; e (c) Os carregamentos de 120% e 140% podem ocorrer dentro do mesmo ciclo diário. Figura 1 – Ciclo de carga diário. 8.1.4.6 É atribuição da transmissora a especificação para fabricação da unidade transformadora, de forma que sejam atendidos os requisitos funcionais constantes no item 8.1.4 deste submódulo. A especificação para fabricação deve levar em conta, entre outros, os seguintes aspectos: (a) temperatura do local de implantação da unidade transformadora, conforme Norma Técnica ABNT, observado o disposto no item 6.1 deste submódulo; e (b) a quantidade total de unidades transformadoras em paralelo no mesmo barramento para o horizonte de planejamento da subestação. 8.1.4.7 É responsabilidade da transmissora a gestão da unidade transformadora, do ponto de vista de rotinas de manutenção, de forma a possibilitar o atendimento aos requisitos funcionais constantes no item 8.1.4 deste submódulo. 8.1.4.8 As unidades transformadoras de potência devem ser adequadas para operação em paralelo nos terminais a serem conectadas. Caso seja detectada alguma situação sistêmica em que uma
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(a) No caso de transformadores trifásicos ou monofásicos de potência trifásica nominal superior a 5 MVA, com tensão nominal do enrolamento de alta tensão igual ou superior a 230 kV, as perdas máximas entre o primário e o secundário devem atender à Tabela 5, para operação nas condições nominais de potência, frequência, tensões e tapes. Tabela 5 – Perdas para transformadores, em percentagem de sua potência trifásica nominal à tensão e frequência nominais. Potência Trifásica Nominal (Pn(1)) Perdas Máximas 5 < Pn < 30 MVA 0,70 % 30 Pn < 50 MVA 0,60 % 50 Pn < 100 MVA 0,50 % 100 Pn < 200 MVA 0,40 % Pn 200 MVA 0,30 % Nota: (1) Pn: potência trifásica nominal no último estágio de refrigeração. (b) Os valores de perdas definidos no item 8.1.6 deste submódulo não são aplicáveis para os transformadores utilizados nos compensadores estáticos. 8.1.7 Nível de ruído 8.1.7.1 O nível máximo de ruído audível emitido pelas unidades transformadoras de potência deve estar em conformidade com a Norma Técnica ABNT, observado o disposto no item 6.1 deste submódulo. 8.2 Equipamentos de compensação reativa convencional 8.2.1 Banco de capacitores em derivação 8.2.1.1 Conexão (a) É permitida a ligação de mais de um banco de capacitores em derivação ao barramento através de uma única conexão, desde que cada banco de capacitor seja protegido e manobrado de modo independente e que tal configuração não comprometa o desempenho do sistema. 8.2.1.2 Tolerâncias (a) São admitidas as seguintes tolerâncias para os valores de capacitância do banco: 2,0% por fase em relação ao valor especificado. Nenhum valor medido de quaisquer das três fases deve afastar-se mais de 1% do valor médio medido das três fases. 8.2.1.3 Perdas dielétricas (a) O valor médio das perdas dielétricas de cada unidade capacitiva à tensão e frequência nominais, com resistor de descargas e à temperatura de 20 ºC, deve ser de, no máximo, 0,12 W/kvar, para capacitores sem fusíveis internos, e 0,16 W/kvar, para capacitores com fusíveis internos. 8.2.1.4 Capacidade de curto-circuito (a) A máxima corrente de descarga dos capacitores provocada por curtos-circuitos internos na subestação, acrescida da contribuição de curto-circuito proveniente da rede, não deve exceder a suportabilidade dos equipamentos da subestação. 8.2.1.5 Energização
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(a) As correntes e tensões transitórias provenientes da energização do banco, isoladamente ou na condição back-to-back, não devem submeter os equipamentos e dispositivos das instalações de transmissão a solicitações acima de suas suportabilidades. Na condição de back-to-back devem ser tomadas precauções que evitem elevação transitória de potencial de terra que possa infringir os critérios de segurança pessoal ou causar interferências eletromagnéticas que causem o funcionamento indevido dos circuitos de comando, controle e proteção. 8.2.2 Reatores em derivação 8.2.2.1 Tensão nominal (a) Os reatores em derivação devem ser especificados com uma tensão nominal que atenda aos seguintes requisitos: (1) Ser no mínimo igual ao valor mediano da faixa de valores de tensão estabelecidos na Tabela 1 do Submódulo 23.3 para a condição operativa normal. (2) Nas situações em que o reator está instalado nas proximidades de um banco de capacitores série, atender às solicitações determinadas pelos estudos de fluxo de potência, que podem levar, no ponto de instalação do reator, a valores de tensão superiores à tensão máxima operativa do sistema. (b) O dimensionamento do reator, do ponto de vista das temperaturas máximas possíveis de serem atingidas, deve ser feito para a tensão máxima operativa, como estabelecido na Tabela 1 do Submódulo 23.3 , ou para a tensão determinada pelos estudos de fluxo de potência nas situações em que a tensão nominal seja superior à máxima tensão operativa do sistema. (c) Deve atender às características de temperatura conforme as Normas Técnicas ABNT. (d) A operação na tensão nominal deve ser possível por toda a vida útil do reator. 8.2.2.2 Tolerâncias (a) São admitidas as seguintes tolerâncias para a reatância: 2,0% por fase em relação ao valor especificado. Nenhum valor medido de quaisquer das três fases deve afastar-se mais de 1% do valor médio medido das três fases. 8.2.2.3 Esquemas de aterramento (a) Os reatores podem considerar os seguintes esquemas de aterramento: (1) estrela solidamente aterrada; (2) estrela aterrada através de impedância. (b) A necessidade de adoção de reator de neutro deverá ser identificada nos estudos de religamento monopolar, considerando a frequência da rede entre 56 Hz e 66 Hz. Caso seja necessário o uso de impedância de aterramento, o isolamento do neutro do reator deve ser dimensionado considerando esse equipamento. 8.2.2.4 Regime de operação (a) Os reatores em derivação devem ser especificados para operar continuamente na tensão nominal definida no item 8.2.2.1 durante toda a sua vida útil. (b) Os reatores manobráveis devem ser especificados para suportar os transitórios devido às manobras de abertura e fechamento diária de seus disjuntores durante toda a sua vida útil.
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(a) O valor médio das perdas dielétricas de cada unidade capacitiva à tensão e frequência nominais, com resistor de descargas e à temperatura de 20º C deve ser de, no máximo, 0,12 W/kvar, para capacitores sem fusíveis internos, e 0,16 W/kvar, para capacitores com fusíveis internos. 8.2.3.3 Capacidade de sobrecarga (a) A capacidade de sobrecarga deve atender, no mínimo, aos valores de sobrecarga discriminados na Tabela 7.
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Tabela 7 – Sobrecarga dos bancos de capacitores série fixos Corrente (pu) Duração Em um período de 1,10 8 horas 12 horas 1,35 30 minutos 6 horas 1,50 10 minutos 2 horas (b) Deverão ser especificados valores de sobrecarga superiores aos mencionados no item 8.2.3.3 (a) deste submódulo, caso os estudos de planejamento da expansão indiquem esta necessidade. 8.2.3.4 By-pass do banco de capacitores série (a) Não é permitida a atuação de dispositivos de proteção dos varistores do banco de capacitores série para faltas externas à LT na qual o banco está instalado, à exceção dos seguintes casos específicos: (1) Faltas externas que sejam eliminadas em tempo superior ao tempo máximo de eliminação de defeito tm (100 ms para VN 345 kV e 150 ms para VN< 345 kV). Nesse caso, o dispositivo de proteção dos varistores só pode atuar tm milissegundos após a detecção da falta. O banco de capacitores série deve ser reinserido em até 300 ms após a eliminação da falta. (2) Faltas externas trifásicas eliminadas em até tm milissegundos, com religamento mal sucedido após 500 ms de tempo morto. Nesse caso, o dispositivo de proteção dos varistores só pode atuar após tm milissegundos da tentativa mal sucedida de religamento. 8.2.3.5 Dispositivos de proteção dos equipamentos de compensação série que utilizem varistores devem ser dimensionados considerando os varistores à base de óxido metálico. 8.2.3.6 Os requisitos de energia dos varistores devem ser definidos levando-se em consideração todos os cenários e intercâmbios previstos no sistema de transmissão, bem como todos os tipos de falta. Esses cenários devem abranger desde a configuração inicial até a do ano horizonte de planejamento. Os requisitos devem ser definidos para a condição de falta externa mais crítica, inclusive para a possibilidade de linha paralela fora de serviço. 8.2.3.7 O dimensionamento dos bancos de capacitores série deverá levar em consideração a máxima corrente de swing identificada pelos estudos de sistema. 8.2.3.8 Os bancos de capacitores série devem ser dotados de mecanismos que possibilitem a identificação e a adoção de medidas mitigadoras para as configurações operativas que possam propiciar o surgimento de ressonâncias subsíncronas. 8.2.3.9 Os equipamentos adjacentes aos bancos de capacitores série e conectados à linha de transmissão, tais como reatores em derivação, transformadores de corrente, transformadores de potencial e para-raios, deverão ser especificados para a máxima tensão em regime permanente associada à elevação de tensão causada pelo fluxo de corrente através do banco de capacitores série. O valor da corrente a ser considerado é a máxima corrente especificada para o referido banco de capacitores série.
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(m) Deve ser fornecida ao ONS a memória de cálculo com o dimensionamento do circuito principal do CER. (n) Deve ser disponibilizado ao ONS os modelos computacionais para simulações de regime permanente, transitórios eletromecânicos (estudos dinâmicos) e de transitórios eletromagnéticos. Esses modelos devem ser entregues devidamente aferidos e documentados. 8.3.2 Ajuste do sistema de controle 8.3.2.1 Deve-se levar em conta a potência de curto-circuito trifásica máxima no barramento de conexão à Rede Básica ou às instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais conectadas à Rede Básica no ano de entrada em operação do CER e a potência de curto-circuito mínima para o mesmo ano em condição de rede degradada. Essa informação tem a finalidade de permitir um ajuste inicial adequado do sistema de controle do CER. 8.3.2.2 Os valores de pré-ajustes devem ser informados ao ONS, antes dos estudos pré- operacionais, de forma a fornecer elementos para a otimização do desempenho dinâmico do equipamento durante o desenvolvimento desses estudos. 8.3.2.3 Os valores destes pré-ajustes devem estar baseados em estudos de Real Time Digital Simulator – RTDS, no qual o sistema de transmissão associado esteja representado. Os equivalentes de curto-circuito devem estar localizados pelo menos a duas barras (segunda vizinhança) do ponto de acoplamento comum do CER. 8.3.3 Tempos de eliminação de defeito 8.3.3.1 O projeto do CER deve considerar os tempos de eliminação de faltas apresentados na Tabela 8: Tabela 8 – Tempo de eliminação de faltas Tensão(kV) Tempo de eliminação de faltas (ms) Sem falha de disjuntor Com falha de disjuntor 765 80 200 525 e 500 100 250 440 100 250 345 100 400 230 150 500 138 150 500 138 () 450 750 88 () 450 750 69 () 800 1000 Nota: () sem teleproteção. 8.3.4 Frequência 8.3.4.1 O CER deve ser dimensionado para operar nas seguintes condições de frequência: (a) Faixa de Frequência em Regime Permanente: 60 Hz ± 0,2 Hz (b) Faixa de Variação Transitória de Frequência (1) 56 a 59,8 Hz por 20 segundos; (2) 60,2 a 66 Hz por 20 segundos.
Assunto Submódulo Revisão Data de Vigência REQUISITOS MÍNIMOS PARA SUBESTAÇÕES E SEUS EQUIPAMENTOS
8.3.4.2 A faixa de operação em regime permanente deve ser utilizada para cálculos de desempenho de equipamentos e as faixas de operação transitória para o cálculo dos valores de capacidade (rating). 8.3.5 Ciclo de Sobrecarga 8.3.5.1 O CER deve ser capaz de suportar as condições de operação em sobrecarga de acordo com a envoltória de sobretensões definida pelos estudos de planejamento. Essa envoltória deve contemplar as sobretensões de manobra de elementos da rede, sejam unidades transformadoras de potência, LT ou outros, situados eletricamente próximos e que possam submeter o ponto onde o CER está conectado a sobretensões transitórias significativas. Essas manobras devem considerar também topologias degradadas da rede. 8.3.5.2 Na indisponibilidade da envoltória de sobretensões definida pelos estudos de planejamento, o CER deve ser capaz, no mínimo, de suportar as condições de operação em sobrecarga apresentadas na Tabela 9. Tabela 9 – Envoltória de sobretensões para operação em sobrecarga Tensão (pu) Duração mínima da sobrecarga 1,80 50 ms 1,40 200 ms 1,30 1 s 1,20 10 s 1,05(1)^ Continuamente Nota (1): Para as tensões de operação de 500 ou 525 kV, o ciclo deve prever a operação contínua para 550 kV (1,10 pu de 500 kV). 8.3.5.3 O CER deve suportar o ciclo de sobretensão/sobrecarga indutiva, a partir do regime permanente, totalmente indutivo, observando ainda as seguintes condições: (a) sem que haja disparo protetivo da válvula de tiristores produzido pelas sobretensões de bloqueio dos tiristores (turn-off overshoot); (b) sem que a temperatura de junção dos tiristores supere a máxima temperatura de junção admitida no projeto; (c) sem que haja limitação no ângulo de disparo dos reatores controlados a tiristores – TCR. 8.3.6 Desempenho do CER 8.3.6.1 O CER deve apresentar, no mínimo, o desempenho definido pelo instrumento técnico do seu processo de licitação ou autorização. 8.3.6.2 O CER deve apresentar resposta, no mínimo, conforme os parâmetros indicados na Tabela
Tabela 10 – Resposta do CER Parâmetros Valor Response time (rise time): 90% do valor final 33 ms Settling time: ±5% do valor final 100 ms Overshoot: 30% 8.3.6.3 Esse padrão de resposta, constituído pelos três parâmetros definidos na Tabela 10, deve ser atingido para qualquer tensão dentro da faixa operativa e para qualquer condição da rede
