Requisitos Técnicos Mínimos para Conexão às Instalações de Transmissão - Prof. Ferreira Vi, Notas de aula de Energia

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Revisão Motivo da revisão Data de aprovação

2020.12 Resolução Normativa nº 903/2020 08/12/

Requisitos

Submódulo 2.

Requisitos técnicos mínimos para a

conexão às instalações de transmissão

Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência

Requisitos técnicos mínimos para a conexão às

Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência Requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de transmissão 2.10 Requisitos 2020.12 01/01/

1. OBJETIVO

1.1. Estabelecer os requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, com o propósito de:

(a) balizar as ações do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS relativas à proposição das ampliações, reforços e melhorias nas instalações sob responsabilidade de agente de transmissão; (b) fornecer aos novos usuários das instalações sob responsabilidade de agente de transmissão as informações necessárias para a elaboração do projeto do ponto de conexão e das instalações de transmissão de uso exclusivo/restrito; e (c) fornecer aos usuários já conectados às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, que requeiram acesso e/ou contratação, as informações necessárias para atualização/adequação do projeto do ponto de conexão e das instalações de transmissão de uso exclusivo/restrito.

1.1.1. Os requisitos aplicam-se à conexão à Rede Básica, às Demais Instalações de Transmissão (DIT), às instalações de transmissão de interesse exclusivo de centrais de geração para conexão compartilhada (ICG) e às instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais conectadas à Rede Básica.

1.2. Este submódulo também tem como objetivo apresentar os requisitos técnicos mínimos para a conexão de centrais de geração às instalações sob responsabilidade de distribuidora em nível de tensão superior a 69 kV.

2. REQUISITOS GERAIS

2.1. A conexão às instalações de transmissão deve atender aos padrões de desempenho definidos no Módulo 9 – Indicadores.

2.1.1. É de responsabilidade de todos os agentes envolvidos garantir que na fronteira com as instalações sob responsabilidade de agente de transmissão sejam atendidos os limites dos indicadores de desempenho e os requisitos técnicos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede.

2.1.2. Os indicadores de desempenho das instalações de transmissão quanto à Qualidade da Energia Elétrica (QEE) têm limites globais, de caráter sistêmico, e limites individuais, relativos a cada acessante.

2.1.2.1. Os indicadores de caráter individual devem ser obtidos por meio de medição, conforme estabelecido no Submódulo 2.9 – Requisitos mínimos de qualidade de energia elétrica para acesso ou integração à Rede Básica, e de estudos, conforme descrito no Submódulo 2.3 – Premissas, critérios e metodologia para estudos elétricos.

2.1.2.2. Os indicadores de caráter global devem ser obtidos por meio de campanhas de medição, conforme estabelecido no Submódulo 2.9.

2.2. Quando houver compartilhamento de instalações de interesse restrito para a conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão ou de distribuição, os requisitos técnicos mínimos devem ser atendidos por todos os usuários do compartilhamento na conexão das instalações compartilhadas às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão ou de distribuição.

2.3. Os requisitos técnicos mínimos aplicáveis às instalações de conexão às DIT devem atender os padrões técnicos da concessionária de transmissão detentora da instalação acessada e às normas e padrões técnicos da concessionária ou permissionária de distribuição, quando houver transferência de instalações.

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2.4. Por princípio, os requisitos técnicos mínimos das instalações de conexão do acessante devem estar em conformidade com as normas técnicas da Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT, no que for aplicável e, complementados, com as normas técnicas da International Electrotechnical Commission – IEC e American National Standards Institute – ANSI.

2.4.1. Quando nenhuma das normas anteriores atenderem aos requisitos exigidos e com a anuência prévia pelo Operador, as recomendações do Institute of Electrical and Electronics Engineers – IEEE podem ser seguidas.

2.5. O ONS, a seu critério, pode propor à Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL a adequação de instalação de conexão existente devido ao não atendimento aos requisitos técnicos estabelecidos neste submódulo, decorrente da evolução do Sistema Interligado Nacional (SIN).

2.6. O acessante é responsável por avaliar qualquer efeito que o SIN possa provocar sobre suas instalações e por tomar as ações corretivas que lhe são cabíveis.

2.6.1. Todos os estudos necessários à avaliação do impacto da usina no SIN devem ser realizados pelo acessante e disponibilizados seus resultados e as bases de dados utilizadas.

3. SISTEMAS DE PROTEÇÃO, SUPERVISÃO E CONTROLE, MEDIÇÃO, TELECOMUNICAÇÕES E CONTROLE

DAS INSTALAÇÕES DE CONEXÃO

3.1. Sistemas de proteção, de registro de perturbações e de telecomunicações para teleproteção

3.1.1. Aspectos gerais

3.1.1.1. Os requisitos técnicos gerais para os sistemas de proteção, de registro de perturbações e de telecomunicações para teleproteção estão descritos no Submódulo 2.11 – Requisitos mínimos para os sistemas de proteção, de registro de perturbações e de teleproteção.

3.1.2. Sistemas de proteção de linhas de transmissão

3.1.2.1. Linhas radiais de uso exclusivo do acessante podem dispensar a utilização de esquemas de teleproteção mediante avaliação técnica do ONS.

3.1.3. Sistemas de registro de perturbações

3.1.3.1. Os sistemas de registro de perturbações das instalações do acessante podem ser constituídos por funções integradas nos sistemas de proteção dessas instalações.

3.1.3.2. Os registros de oscilografia devem ser armazenados pelo acessante e fornecidos ao ONS e ao agente de transmissão acessado, quando solicitado, conforme estabelecido no Submódulo 6.3 – Análise de perturbação.

3.1.3.3. Esses registros devem ser disponibilizados ao ONS no formato de dados especificado no Submódulo 7.10 – Implantação do sistema de registro de perturbações.

3.1.4. Sistemas Especiais de Proteção (SEP)

3.1.4.1. Quando solicitado pelo ONS, após a elaboração de estudos com a participação dos agentes envolvidos, o agente de transmissão acessado e o acessante devem instalar/adequar/desinstalar SEP, conforme estabelecido no Submódulo 7.5 – Implantação de Sistemas Especiais de Proteção.

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(b) unidades geradoras das usinas hidroelétricas e termoelétricas com conexão às instalações sob responsabilidade de agente de distribuição e classificadas na modalidade de operação Tipo I, conforme Submódulo 7.2 – Classificação da modalidade de operação de usinas.

4.1.1.1. As usinas hidroelétricas classificadas na modalidade de operação Tipo II-A podem ter alguns de seus requisitos técnicos mínimos flexibilizados.

4.1.2. As unidades geradoras das usinas hidroelétricas e termoelétricas com potência total inferior ou igual a 30 MW com conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, de forma individual ou compartilhada, devem atender:

(a) aos requisitos técnicos gerais para operação em regime de frequência não nominal indicados nos itens 4.2.1. e 4.2.2. deste submódulo; e (b) aos demais requisitos gerais, caso o ONS identifique a necessidade desses requisitos após avaliação levando em consideração a potência total da usina e a sua localização no sistema elétrico.

4.1.3. As unidades geradoras das usinas hidroelétricas e termoelétricas classificadas nas modalidades de operação Tipo II-A, 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 nos itens 4.2.1. e 4.2.2. deste submódulo; e (b) aos demais requisitos gerais, no caso de usinas com capacidade instalada total superior a 30 MW ou por grupos de usinas, em uma mesma área geoelétrica, com capacidade instalada total superior a 50 MW, se o ONS avaliar necessário.

4.1.4. Os acessos de usinas devem atender na conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão os limites dos indicadores de desempenho definidos no Submódulo 9.7 – Indicadores de qualidade de energia elétrica da Rede Básica.

4.1.5. As usinas não podem reduzir a flexibilidade de recomposição da rede elétrica, seja em função de limitações dos seus equipamentos, seja em função de tempo de recomposição, salvo em situações críticas de esvaziamento de reservatório.

4.1.6. Para o ponto de conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão e para a área de influência da usina devem ser feitas avaliações para verificar se há superação da capacidade de equipamentos ou necessidade de reajustes de parâmetros de proteção, supervisão e controle. Para tal, devem ser realizados estudos relativos:

(a) ao nível de curto-circuito com a presença da usina; (b) à capacidade de disjuntores, barramentos, transformadores de corrente e malhas de terra, verificando inclusive a possibilidade de saturação de transformadores de corrente; (c) à adequação e ao ajuste dos sistemas de proteção, supervisão e controle envolvidos com a integração da usina; (d) à avaliação paramétrica dos reguladores de tensão, de velocidade e dos sinais estabilizadores; e (e) à avaliação dos sistemas de partida das unidades geradoras termoelétricas quanto aos indicadores de variação de tensão de curta duração estabelecidos no Submódulo 9.7 – Indicadores de qualidade de energia elétrica da Rede Básica.

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4.1.7. O agente de geração responsável por usina termoelétrica, com a finalidade de subsidiar as especificações técnicas da usina, deve analisar os modos de oscilação subsíncrona de seus equipamentos quanto a possíveis interações com os controles de conversora de corrente contínua (CCAT), controlador FACTS e banco de capacitores série próximos à usina termoelétrica.

4.1.8. Sempre que necessário, equipamentos para o amortecimento adequado de tais oscilações devem ser instalados pelo acessante antes do início da operação da usina.

4.1.9. Cada unidade geradora a ser interligada ao SIN deve ser especificada para suportar esforços torcionais sobre os conjuntos turbina-gerador provenientes de manobras, curtos-circuitos e religamentos.

4.1.9.1. Aplica-se particularmente diante de possíveis interações torcionais com os controles de conversora de corrente contínua (CCAT), controlador FACTS e banco de capacitores série próximos à usina, mesmo que as oscilações subsíncronas decorrentes de tais interações sejam adequadamente amortecidas.

4.1.10. Mediante solicitação do agente, o ONS deve avaliar a possibilidade de tomar providências visando reduzir os esforços oriundos de religamento de linha de transmissão (LT). Para tal, o agente deve apresentar ao ONS:

(a) os resultados de estudos – com explicitação da modelagem e da metodologia de cálculo utilizadas – que demonstrem a necessidade de tais providências; (b) os valores de suportabilidade máxima admissível dos eixos de seus equipamentos; e (c) demais características do conjunto turbina-gerador necessárias para a caracterização das interações torcionais.

4.1.11. As ações e os custos decorrentes da aplicação dos requisitos técnicos mínimos descritos nesta seção 4 são de responsabilidade do agente de geração.

4.2. Requisitos técnicos gerais

4.2.1. Na operação em regime de frequência não nominal para unidades geradoras hidroelétricas, deve-se atender às seguintes condições:

(a) operação entre 56 e 66 Hz sem atuação dos relés de subfrequência e sobrefrequência instantâneos; (b) operação abaixo de 58,5 Hz por período de tempo mínimo de 20 segundos; (c) operação entre 58,5 e 63 Hz sem atuação dos relés de subfrequência e sobrefrequência temporizados; e (d) operação acima de 63 Hz por período de tempo mínimo de 10 segundos.

4.2.2. Na operação em regime de frequência não nominal para unidades geradoras termoelétricas, deve-se atender às seguintes condições:

(a) operação entre 57 e 63 Hz sem atuação dos relés de subfrequência e sobrefrequência instantâneos; (b) operação abaixo de 57,5 Hz por período de tempo mínimo de 5 segundos; (c) operação abaixo de 58,5 Hz por período de tempo mínimo de 10 segundos; (d) operação entre 58,5 e 61,5 Hz sem atuação dos relés de subfrequência e sobrefrequência temporizados; e

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4.2.7. Desempenho durante curto-circuito assimétrico (corrente de sequência inversa):

(a) Cada unidade geradora deve suportar a circulação da corrente de sequência inversa correspondente a uma falta assimétrica, definida por sua característica I 22 t = K, durante o tempo decorrido desde o início da falta até a atuação da última proteção de retaguarda.

4.2.8. Operação ilhada com seus serviços auxiliares (exceto para usinas a carvão e usinas nucleares):

(a) quando as variações de tensão e/ou frequência na rede excederem os seus limites, a usina deve passar com segurança para a operação ilhada com seus serviços auxiliares e ter a possibilidade de se manter nessa condição por pelo menos 1 hora.

4.3. Sistema de excitação

4.3.1. Geral

4.3.1.1. As características e o desempenho do sistema de excitação devem estar perfeitamente adequados ao projeto do gerador.

4.3.1.2. O sistema de excitação deve conter, no mínimo, os seguintes recursos:

(a) controle automático da tensão terminal no gerador ou da tensão da barra de alta da usina, mediante controle conjunto das unidades; (b) controle manual da excitação do gerador; (c) transição suave de controle automático para controle manual e vice-versa; (d) compensação de corrente reativa; (e) estabilizador de sistemas de potência (sinal adicional estabilizante); (f) rápida desexcitação do campo do gerador; (g) polarização do campo para a elevação inicial da tensão do gerador (excitação inicial); (h) limitação automática da relação Volt/Hertz; (i) limitação automática da excitação em valores máximo e mínimo (Efdmáx e Efdmín); (j) capacidade transitória de tensão negativa; e (k) desempenho automático das funções que são requeridas pelas sequências de controle automático de partida e parada, do grupo turbina-gerador.

4.3.2. Excitatriz da unidade geradora

4.3.2.1. Capacidade nominal de excitação:

(a) A capacidade de condução de corrente contínua (CC) não deve ser inferior a 110% da corrente de excitação necessária para manter o gerador operando com potência máxima e 105% de tensão nominal.

4.3.2.2. A tensão de teto deve obedecer:

(a) teto positivo: não menor que 2,5 vezes a tensão de campo nominal (nas condições nominais de potência ativa, tensão e fator de potência); e (b) teto negativo: não menor que 80% do teto positivo.

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4.3.2.2.1. O valor 1,0 pu de tensão corresponde à tensão de campo necessária para gerar a tensão nominal na linha do entreferro a vazio.

4.3.2.3. O tempo de resposta de tensão de campo deve ser menor ou igual a 0,1 s.

4.3.2.3.1. Define-se o tempo de resposta de tensão de campo como o tempo necessário para a tensão de campo atingir 95% da diferença entre a tensão de teto e a tensão de campo a plena carga, sob as seguintes condições:

(a) máquina a vazio; (b) desconectada da rede; (c) operando à tensão de campo nominal; e (d) aplicando um degrau na referência do regulador de tensão para levar o sistema de excitação à tensão de teto no menor tempo possível.

4.3.2.4. O máximo valor da curva de resposta da tensão terminal ( overshoot ) deve ser menor ou igual a 10%.

4.3.2.5. O tempo de estabilização da tensão terminal deve ser menor ou igual a 1 s.

4.3.2.5.1. Define-se o tempo de estabilização da tensão terminal como o tempo necessário para que a resposta da tensão terminal ao ensaio de degrau na referência do regulador de tensão com a máquina em vazio alcance e permaneça dentro da faixa de ± 2% do valor final.

4.3.2.6. A capacidade contínua do transformador de excitação não deve ser menor que o requerido quando a excitatriz estiver operando continuamente.

4.3.2.7. O sistema de excitação de cada gerador deve ser totalmente independente, ou seja, não deve depender de outro gerador nem de alimentação auxiliar externa em corrente alternada (CA), exceto para:

(a) a excitação inicial do campo; (b) os serviços auxiliares que sejam essenciais à partida do gerador ou não a limitem; e (c) os ensaios.

4.3.3. Regulador de tensão da unidade geradora

4.3.3.1. Controle de tensão:

(a) O sistema de excitação deve ser capaz de manter a tensão do gerador dentro dos limites especificados, 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. (b) A tensão nas 3 fases do gerador, quando da operação em regime estável de carga e frequência, deve ser mantida na faixa de  0,5% do valor ajustado para: (1) qualquer valor de corrente de carga e de excitação dentro da faixa de operação do gerador; (2) qualquer valor de tensão terminal do gerador compreendida entre 90 a 110% da tensão nominal, quando o gerador estiver sem carga; e (3) qualquer frequência na faixa de  5% do valor nominal; (c) Em caso de rejeição de carga nos terminais do gerador que estiver operando dentro de sua curva de capabilidade, a tensão terminal: (1) não deve exceder o valor máximo de 120% do valor ajustado;

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(2) excitação máxima: limita automaticamente a corrente de campo a um valor máximo permitido para o sistema de excitação e enrolamento de campo. Sua atuação deve ter um retardo para permitir sobrecargas transitórias, desde que não sejam atingidos os valores de projeto do enrolamento de campo ou valores limites para proteção das pontes de tiristores; e (3) limitador Volt/Hertz: evita sobrefluxo no gerador, transformador elevador e transformador de excitação, causado por subfrequência e sobretensão. (b) A atuação desses limitadores deve ser estável, instantânea, normalmente com faixa ajustável entre 1,0 e 1,3 p.u. com um amortecimento e pequeno tempo de estabilização e deve ser coordenada dinamicamente com a atuação do sistema de proteção.

4.3.4.5. Compensador de corrente ou potência reativa: deve haver uma função de compensação de potência reativa com o objetivo de melhorar a regulação do barramento de alta tensão da usina. O grau de compensação deve ser de 0 a 10%, positiva ou negativa.

4.3.4.6. Sinal adicional estabilizante (SAE):

(a) A estrutura ideal para o SAE deve ser baseada na integral de potência acelerante, com rastreador de rampa capaz de propriciar um bom amortecimento na faixa de 0,2 a 2,0 Hz. (b) Deve prever um algoritmo de bloqueio automático por: (1) nível de potência; (2) desvio de frequência; (3) estado do disjuntor da máquina; e (4) sobretensão. (c) A reconexão automática do SAE deve ser feita quando as condições de bloqueio não mais existirem. (d) A saída do SAE deve ter limites ajustáveis.

4.3.4.7. Função seguidor ( follow up ): deve haver uma função de acompanhamento que ajuste continuamente a posição do módulo de ajuste de referência manual, para garantir a transição suave do controle de excitação do modo automático para o manual.

4.4. Regulação primária de frequência

4.4.1. O controle primário de frequência, que é executado pelos reguladores automáticos de velocidade das unidades geradoras, deve limitar a variação de frequência quando da ocorrência de desequilíbrio entre carga e geração.

4.4.2. No caso de usinas termoelétricas que operam em ciclo combinado, os requisitos técnicos aplicam-se à instalação como um todo.

4.4.3. As características e o desempenho do sistema de regulação primária de frequência devem ser adequados ao projeto do gerador, conforme requisitos técnicos de desempenho e operacionais listados a seguir:

(a) Estatismo permanente: ajustável entre 2 e 8%; (b) Estatismo transitório: ajustável entre 10 e 500%; (c) Banda morta: menor ou igual a ± 0,04 Hz;

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(d) Tempo de estabilização na operação em rede isolada das unidades: menor que 60 s. (1) É definido como o tempo necessário para a velocidade da unidade geradora permanecer acima de 95% e abaixo de 105% de seu valor final. (e) Tempo de resposta na operação em rede isolada: menor que 9 s. (1) É definido como o tempo necessário para a velocidade da unidade geradora atingir 90% do valor final, quando sujeita a um degrau de variação de frequência na referência de velocidade do regulador de velocidade com a malha de frequência aberta. (i) Esse requisito geralmente é verificado por meio de simulações, por ser difícil estabelecer condições operativas isoladas. (ii) A Figura 2 apresenta a resposta geral esperada decorrente da ação do regulador.

Figura 2 – Resposta esperada da ação do regulador

(f) Ajuste do regulador de velocidade na condição de operação interligada: o tempo de resposta e estabilização deve satisfazer também a condição de operação isolada. (g) Ajuste do regulador de velocidade na condição de operação em vazio: admite-se um ajuste diferenciado do regulador de velocidade para a operação em vazio, uma vez que é possível determinar tal condição por meio da posição de chaves e disjuntores. Por outro lado, a condição de operação isolada não pode ser detectada facilmente. (h) Desempenho fora das condições nominais de tensão e frequência: o sistema de regulação da frequência deve obedecer aos requisitos acima, dentro das faixas de variação de frequência relacionadas no item 4.2 e de tensão admitidas para o gerador. (i) Controle conjunto de potência, caso exista: deve ter a capacidade de equalizar a geração entre as unidades sob controle. (j) Desempenho em condições de rejeição de carga: deve ser capaz de controlar a velocidade da unidade geradora, em caso de rejeição total de carga, para evitar seu desligamento por sobrevelocidade.

4.5. Regulação secundária de frequência

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(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

4.8.1. Os serviços auxiliares em corrente alternada (CA) e em corrente contínua (CC) da usina definida pelo ONS como de interesse para os corredores de restabelecimento do SIN devem ser especificados de modo a garantir o suprimento das cargas essenciais, para manter o seu funcionamento e das suas instalações de transmissão de interesse restrito durante a ocorrência de distúrbios que causem variações extremas de tensão e de frequência.

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:

(a) todas as usinas hidroelétricas com potência instalada igual ou superior a 400 MW; e (b) a critério do ONS, usinas hidroelétricas com potência inferior a 400 MW ou termoelétricas, em função de sua localização geoelétrica e influência no sistema da região de interesse.

4.8.3. Na concepção dos sistemas de alimentação CC e CA, deve ser considerada a disponibilidade geral dos serviços auxiliares de 99,98%, tendo como valor de referência o somatório dos últimos 12 meses. Isso implica em uma 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.

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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

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5.1.4.1. Para avaliações preliminares, a norma [1] oferece subsídios quanto à combinação dos efeitos do conjunto de aerogeradores integrantes da central geradora eólica.

5.1.5. As centrais geradoras eólicas e/ou as centrais geradoras fotovoltaicas que compartilharem instalações de conexão de uso 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 à avaliação de desempenho quanto a 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 3 resume as condições e faixas de operação da central geradora em regime de frequência não nominal.

Figura 3 - Faixas de operação da central geradora em regime de frequência não nominal

5.2.2. Geração/absorção de potência reativa: na conexão da central geradora às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, a central geradora deve propiciar os recursos necessários para,

Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência Requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de transmissão 2.10 Requisitos 2020.12 01/01/

em regime permanente, operar com fator de potência indutivo ou capacitivo em qualquer ponto da área indicada na Figura 4.

Figura 4 - Faixa de geração/absorção de potência reativa no ponto de conexão da central geradora

5.2.2.1. Nas condições em que os geradores não estejam produzindo potência ativa, a central de geração eólica ou fotovoltaica deve ter recursos de controle para disponibilizar ao SIN sua capacidade de geração/absorção de potência reativa, observando o requisito de propiciar injeção/absorção nula no ponto de conexão, como indicado na Figura 4.

5.2.3. A central geradora deve ser capaz de operar em três modos de controle distintos de operação:

(a) controle de tensão (b) controle de potência reativa; e (c) controle do fator de potência.

5.2.3.1. O modo de controle normal é o modo de controle de tensão no barramento coletor dos aerogeradores, visando contribuir com a manutenção do perfil de tensão do sistema dentro das faixas aceitáveis em condições normais ou de emergência.

5.2.3.2. Em função das necessidades do sistema, a central geradora pode ser solicitada pelo ONS a operar no modo de controle de potência reativa ou no modo de controle de fator de potência no seu ponto de conexão às instalações sob responsabilidade do agente de transmissão ou distribuição, em quaisquer dos pontos indicados no item 5.2.2.

5.2.3.3. Quando operando em modo de controle de tensão, a central de geração deve ser capaz de prover controle contínuo da tensão no barramento coletor dos aerogeradores com:

(a) tensão de referência ajustável entre 95% e 105% da tensão nominal; e (b) estatismo ( droop ) ajustável em uma faixa entre 2% e 7% na base da potência reativa nominal da central geradora (com uma resolução de 0,5%), obtida com potência ativa nominal e fator de potência igual a 0,95.

5.2.3.3.1. O barramento coletor dos aerogeradores consta no Parecer de Acesso da central geradora eólica.

5.2.3.3.2. A Figura 5 indica esquematicamente o perfil de controle de tensão da central geradora eólica.