Conexão à Rede Básica
Rev.N.º
Motivo da Revisão Data de
Aprovação pelo CA
Data e Instrumento de Aprovação pela
ANEEL 0 Este documento foi motivado pela criação do
Operador Nacional do Sistema Elétrico. 12/04/1999 ____ 1 Adequação à Resolução ANEEL n.º 281 de 01 de
outubro de 1999. 17/01/2000
31/10/2000 Resolução nº 420/00 2 Compatibilização com os demais módulos aprovados
pelo Conselho de Administração (CA). 27/04/2001
25/03/2002 Resolução nº 140/02
ÍNDICE
1 OBJETIVO ... 4
2 ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO... 4
3 ABRANGÊNCIA E DISPOSIÇÕES TRANSITÓRIAS ... 6
4 PRINCÍPIOS BÁSICOS E RESPONSABILIDADES... 7
5 REQUISITOS TÉCNICOS DE PROTEÇÃO, MEDIÇÃO, TELECOMUNICAÇÃO E CONTROLE PARA AS INSTALAÇÕES DE CONEXÃO À REDE BÁSICA... 7
5.1 SISTEMAS DE PROTEÇÃO... 7
5.2 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE EM TEMPO REAL... 9
5.3 SISTEMAS DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO... 9
5.4 SISTEMAS DE TELECOMUNICAÇÃO... 9
5.5 SISTEMAS DE CONTROLE...10
6 REQUISITOS TÉCNICOS PARA CONEXÃO DE GERADORES ...10
6.1 ASPECTOS GERAIS...10
6.2 REQUISITOS TÉCNICOS GERAIS...10
6.3 REQUISITOS PARA O SISTEMA DE EXCITAÇÃO [10][11]...12
6.4 REQUISITOS ESPECÍFICOS PARA O SISTEMA DE PROTEÇÃO DO GERADOR...16
6.5 REQUISITOS PARA OS SERVIÇOS AUXILIARES...17
7 REQUISITOS TÉCNICOS PARA CONEXÃO DE CONSUMIDORES LIVRES E DE AGENTES DISTRIBUIDORES ...17
7.1 ASPECTOS GERAIS...17
7.2 CONDIÇÕES DE CONEXÃO...17
7.3 FATOR DE POTÊNCIA DAS INSTALAÇÕES...18
7.4 DESEQUILÍBRIO DE TENSÃO...18
7.5 FLUTUAÇÃO DE TENSÃO...19
7.6 DISTORÇÃO HARMÔNICA ...19
7.7 VARIAÇÃO DE TENSÃO DE CURTA DURAÇÃO...21
8 REQUISITOS TÉCNICOS PARA A CONEXÃO DE INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS À REDE BÁSICA...21
8.1 ASPECTOS GERAIS...21
8.2 CAPACIDADE DE TRANSMISSÃO E DO SUPRIMENTO DE POTÊNCIA REATIVA ÀS INSTALAÇÕES CONVERSORAS...21
8.3 DESEMPENHO DINÂMICO...21
8.4 CONTROLE DE TENSÃO...22
8.5 INTERFERÊNCIA HARMÔNICA...22
8.6 OPERAÇÃO MONOPOLAR COM RETORNO PELA TERRA...22
8.7 OUTROS ASPECTOS...22
9 REQUISITOS TÉCNICOS PARA CONEXÃO EM DERIVAÇÃO (TAPE) ...22
9.1 CONDIÇÕES GERAIS...22
9.2 CONDIÇÕES DE APLICAÇÃO...23
9.3 REQUISITOS MÍNIMOS PARA AS INSTALAÇÕES DE CONEXÃO...25
10 REQUISITOS TÉCNICOS PARA CONFIGURAÇÃO DE BARRAS DAS SUBESTAÇÕES INTEGRANTES DAS INSTALAÇÕES DE CONEXÃO...26 11 REFERÊNCIAS...26
1 OBJETIVO
1.1 Este submódulo integrante do Módulo 3 – ACESSO AOS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO – dos Procedimentos de Rede define os requisitos técnicos mínimos para a conexão de Agentes à Rede Básica, com o propósito de :
(a) balizar as ações do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, visando a proposição das ampliações, reforços e melhorias na Rede Básica, bem como a coordenação do processo de acesso à Rede Básica;
(b) subsidiar os usuários conectados, ou que requeiram conexão, à Rede Básica com as informações necessárias para o desenvolvimento ou atualização do projeto da conexão. Os requisitos técnicos mínimos associados às instalações de conexão, estabelecidos neste Submódulo 3.8, são considerados parte integrante dos contratos de conexão; e (c) fornecer subsídios para o projeto das instalações de transmissão de uso
exclusivo/restrito.
1.2 Os padrões de desempenho da Rede Básica e os requisitos mínimos para as suas instalações estão estabelecidos no Módulo 2 dos Procedimentos de Rede.
1.3 Os requisitos técnicos mínimos serão revistos, ampliados e modificados, periodicamente, com base na experiência de planejamento, projeto e operação dos sistemas. Além disso, não se pretende que sejam abrangentes de forma a incluir todas as particularidades existentes no sistema de transmissão. Dessa forma, situações especiais ou que envolvam características locais, que não foram vislumbradas neste documento, poderão ter um tratamento particular.
1.4 Por princípio, os requisitos técnicos das instalações de conexão devem estar em conformidade com as Normas Técnicas da ABTN no que for aplicável e, na sua falta, com as Normas Técnicas da IEC e ANSI, nesta ordem de preferência.
1.5 Todos os Agentes envolvidos devem agir para assegurar que na fronteira com a Rede Básica sejam observados os padrões de desempenho e os requisitos técnicos especificados nos Procedimentos de Rede.
1.6 O ONS poderá, dependendo do ponto de conexão e das condições do sistema, desde que devidamente justificado, definir requisitos especiais a serem atendidos pelos Acessantes para a sua conexão à Rede Básica, não cobertos pelos Procedimentos de Rede e que eventualmente venham a se mostrar necessários para garantir a segurança do sistema, conforme o Módulo 2 – PADRÕES DE DESEMPENHO DA REDE BÁSICA E REQUISITOS MÍNIMOS PARA SUAS INSTALAÇÕES – dos Procedimentos de Rede.
1.7 O CCT estabelece as penalidades associadas à não observância destes requisitos e à violação dos limites especificados.
2 ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO
2.1 No título do submódulo, substituição do termo “Requisitos Técnicos” por “Requisitos Mínimos”.
2.2 No item 1.1:
(a) alínea (a), substituição do termo “e reforços da” por “, reforços e melhorias na”; (b) alínea (b), inclusão do termo “associados às instalações de conexão”;
(c) alínea(c), substituição do termo “aos Agentes Transmissores para o projeto das instalações de transmissão” por “para o projeto das instalações de transmissão de uso exclusivo/restrito”.
2.3 No antigo item 1.5, atual item 1.4, substituição do termo “aqui estabelecidos devem observar no mínimo as especificações constantes nas Normas Técnicas nacionais e, na sua falta, nas internacionais” por “das instalações de conexão devem estar em conformidade com as
Normas Técnicas da ABTN no que for aplicável e, na sua falta, com as Normas Técnicas da IEC e ANSI, nesta ordem de preferência”.
2.4 Eliminação dos antigos itens 1.3, 1.6 e 3.3.
2.5 Inclusão do novo item 1.5, baseado nas alíneas (a) e (b) do antigo item 1.6. 2.6 Reformulação do item 4.1 para adequá-lo ao Submódulo 2.1.
2.7 No item 4.2, inclusão do termo “necessários”.
2.8 No item 5 , substituição do termo “OPERAÇÃO E CONEXÃO” por “AS INSTALAÇÕES DE CONEXÃO”.
2.9 No item 5.1.1, substituição do termo “não depender de proteção” por “não depender, em condições normais, de proteção”.
2.10 No item 5.1.2, inclusão do termo “para cada proteção” e conseqüente eliminação das alíneas (a) e (b).
2.11 Inclusão do novo item 5.1.2.1.
2.12 No antigo item 5.1.2.1, atual item 5.1.2.2, substituição do termo “superior a 230 kV” por “igual ou inferior a 230 kV”.
2.13 No antigo item 5.1.2.2, atual item 5.1.2.3, substituição do termo “ou com uma função” por “ou como uma função”.
2.14 Eliminação do antigo item 5.1.6. 2.15 No atual item 5.1.7, antigo item 5.1.8:
(a) substituição do termo “preferencialmente fornecidos por fabricantes diferentes (de modo a minimizar a probabilidade de ocorrência de falhas de modo comum)” por “utilizando preferencialmente meios de comunicação distintos”;
(b) substituição do termo “terminal oposto” por “terminal oposto, quando necessário”; (c) eliminação do termo “Onde houver disponibilidade de comunicação adequada, as filosofias de teleproteção deverão ser distintas para maximizar a confiabilidade; por exemplo: proteção primária diferencial e proteção alternada de distância e direcional de sobrecorrente residual com uma ou mesmo duas lógicas de teleproteção”.
2.16 Eliminação do antigo item 5.1.10.
2.17 No atual item 5.1.11, antigo item 5.1.13, substituição do termo “Todos os barramentos” por “Todos os disjuntores”.
2.18 No atual item 5.1.13, antigo item 5.1.15, eliminação do termo “No caso particular dos autotransformadores, a utilização de proteção de sobrecorrente de seqüência zero apenas no neutro deverá ser justificada pela comprovação de sensibilidade para defeitos à terra nos componentes adjacentes ao lado de alta tensão”.
2.19 Inserção do novo item 5.2, com a conseqüente eliminação do item 6.6. 2.20 No antigo item 5.2, atual item 5.3, inclusão do termo “para faturamento”.
2.21 No antigo item 5.2.1, atual item 5.3.1, eliminação do termo “incluindo os aspectos relativos à monitoração da qualidade de energia elétrica”.
2.22 No item 6.1.5, substituição do termo “desempenho da operação do gerador conectado ao” por “impacto do gerador no”.
2.23 Desmembramento do antigo item 6.1.7 nos itens 6.1.7 e 6.1.8:
(a) No atual item 6.1.7, substituição do termo “centralmente despachado” por “com capacidade instalada igual ou superior a 50 MW”.
(b) No novo item 6.1.8, substituição do termo “não classificados como centralmente despachados” por “com capacidade instalada inferior a 50 MW”.
2.24 No item 6.2.1, alteração dos requisitos de operação em regime freqüência não nominal, diferenciando usinas hidrelétricas e usinas termelétricas.
2.25 Alteração do item 6.2.1.1 para compatibilizá-lo ao item 6.2.1.
2.26 No item 6.2.1.2, substituição do termo “do ONS aprovar a conexão da central de geração” por “da central termelétrica ser integrada ao sistema elétrico”.
2.27 No item 6.3.1, alínea (e), eliminação do termo “derivado da potência acelerante com rastreador de rampa (capaz de propiciar um com amortecimento na faixa de 0,2 a 2,0 Hz)” que passa a constar no item 6 da Tabela 4.
2.28 No item 6 da Tabela 4, alínea (a), substituição do termo “da potência acelerante sendo esta derivada da potência elétrica e da velocidade” por “baseada na integral de potência acelerante, sendo esta função da potência elétrica e da velocidade, com rastreador de rampa (capaz de propiciar um bom amortecimento na faixa de 0,2 a 2,0 Hz)”.
2.29 Eliminação do antigo item 6.4.2.
2.30 No item 7.2.1, alínea (a), substituição do termo “norma da ABNT e/ou as normas internacionais (nos casos não cobertos pela ABNT” por “Normas Técnicas da ABNT no que for aplicável e, na falta destas, as normas Técnicas da IEC e ANSI, nesta ordem de preferência”. 2.31 Reformulação do item 7.5 para adequá-lo ao item 9 – Flutuação de Tensão – do Submódulo 2.2.
2.32 Inclusão dos novos itens 7.6.1.1, 7.6.2 e 7.6.2.1.
2.33 Reformulação do item 7.7 para adequá-lo ao item 12 – Variação de Tensão de Curta Duração – do Submódulo 2.2.
2.34 Reformulação do item 10 , flexibilizando o arranjo de subestações de uso exclusivo/restrito em que há conexão somente de consumidores.
2.35 Inclusão da Referência [13].
3 ABRANGÊNCIA E DISPOSIÇÕES TRANSITÓRIAS
3.1 Os requisitos técnicos estabelecidos neste módulo dos Procedimentos de Rede, são aplicáveis às novas conexões à Rede Básica, bem como às instalações de transmissão associadas.
3.2 Para as conexões e instalações de transmissão existentes, deverá ser adotado o seguinte procedimento:
(a) com autorização da ANEEL, o ONS coordena a realização de medições e estudos para elaboração de diagnóstico das condições atuais da Rede Básica;
(b) com base no diagnóstico elaborado e numa análise de benefício/custo, o ONS propõe à ANEEL as ações para a adequação de conexões e instalações de transmissão aos requisitos técnicos definidos neste módulo dos Procedimentos de Rede;
(c) a ANEEL estabelece os prazos para o cumprimento das ações que venha a aprovar; (d) a metodologia, dados e resultados de estudos e medições a serem realizados pelo ONS
com o objetivo descrito neste item, são submetidos à ANEEL e disponibilizados aos Agentes.
4 PRINCÍPIOS BÁSICOS E RESPONSABILIDADES
4.1 Os padrões de desempenho da Rede Básica têm seus limites caracterizados por níveis globais, de caráter sistêmico, e individuais, associados a cada Acessante.
4.1.1 Devem ser respeitados os limites globais, definidos no Módulo 2 – PADRÕES DE
DESEMPENHO DA REDE BÁSICA E REQUISITOS MÍNIMOS PARA SUAS INSTALAÇÕES – dos Procedimentos de Rede;
4.1.2 Devem ser respeitados os limites individuais, estabelecidos neste submódulo. 4.2 Cabe ao ONS a responsabilidade pela preservação dos limites globais, de caráter sistêmico, bem como pela especificação dos equipamentos de correção necessários e pela elaboração de proposta a ser encaminhada à aprovação da ANEEL, referente à instalação dos mesmos.
4.3 Cabe ao Acessante a responsabilidade pela preservação dos limites individuais, bem como a pré-especificação dos equipamentos de correção necessários e pelos custos referentes à instalação dos mesmos.
5 REQUISITOS TÉCNICOS DE PROTEÇÃO, MEDIÇÃO, TELECOMUNICAÇÃO E CONTROLE PARA AS INSTALAÇÕES DE CONEXÃO À REDE BÁSICA
5.1 Sistemas de Proteção
5.1.1 As proteções de geradores, linhas de transmissão, barramentos, transformadores e equipamentos de compensação reativa devem ser concebidas de maneira a não depender, em condições normais, de proteção de retaguarda remota no sistema de transmissão.
5.1.2 Os circuitos de alimentação em corrente contínua devem ser independentes para cada proteção.
5.1.2.1 Nas instalações de tensão superior a 230 kV deve ser utilizado mais de um conjunto de banco de baterias e retificador.
5.1.2.2 Nas instalações de tensão igual ou inferior a 230 kV deve ser feita uma avaliação benefício/custo para determinar a conveniência de utilização de mais de um conjunto de banco de baterias e retificador.
5.1.2.3 Nas instalações de tensão igual ou superior a 138 kV devem existir equipamentos de oscilografia , independentes ou como uma função incorporada ao sistema de proteção, para as linhas de transmissão e, onde houver disponibilidade, em transformadores e barramentos para o registro adequado das perturbações e condições operacionais do sistema. Adicionalmente, deve ser avaliada a necessidade da instalação de equipamentos de supervisão da qualidade de energia (qualímetros), através da identificação de pontos ou locais que demandem tais
equipamentos. Este requisito é extensivo aos barramentos de interligação de 69 kV entre Agentes Transmissores e Agentes Distribuidores.
5.1.3 Os disjuntores de tensão igual ou superior a 230 kV devem ter dois circuitos de disparo independentes, lógicas de detecção de discrepância de pólos, acionamento monopolar e tripolar, bem como ciclo de operação compatível com a utilização de esquemas de religamento automático monopolar e tripolar com uma única tentativa.
5.1.4 Os disjuntores de tensão igual a 138 kV devem ter dois circuitos de disparo independentes, sobre os quais atuarão todas as funções de proteção dos componentes
adjacentes. Todos os disjuntores devem ser dotados de lógicas de detecção de discrepância de pólos. Os disjuntores das linhas de transmissão aéreas de tensão igual a 138 kV devem ter acionamento tripolar, bem como ciclo de operação compatível com a utilização de esquemas de religamento automático tripolar com uma única tentativa.
5.1.5 As linhas de transmissão não radiais de tensão igual ou superior a 138 kV devem ser dotadas de um esquema de teleproteção, uma proteção de retaguarda local e esquemas para falha dos disjuntores, de modo a buscar a eliminação de todos os tipos de curtos-circuitos shunt (monofásicos, bifásicos, bifásicos à terra e trifásicos) em tempos compatíveis com os admitidos pelo sistema do Agente Transmissor. Com a teleproteção em serviço, o tempo total de eliminação de faltas não deverá exceder a 100 ms. Com a teleproteção fora de serviço, os tempos de
eliminação de faltas em todos os terminais devem assegurar coordenação com os tempos de atuação das proteções dos terminais adjacentes.
5.1.6 As linhas de transmissão de conexão à Rede Básica com tensão igual a 69 kV podem ser dotadas de proteção de sobrecorrente ou direcional de fase e neutro, desde que sejam capazes de eliminar curtos-circuitos internos em tempos compatíveis com as necessidades de coordenação, sem provocar rejeições naturais de carga elevadas por afundamento de tensão. Caso isto venha a ocorrer, os sistemas de proteção para o sistema conectado à Rede Básica deverão ser redefinidos para agregar características de eliminação de defeitos compatíveis com as limitações do sistema.
5.1.7 As linhas de transmissão de tensão igual ou superior a 345 kV devem ser dotadas de sistemas de teleproteção duplicados, utilizando preferencialmente meios de comunicação distintos, com (alimentação) informações de corrente e potencial oriundas de enrolamentos distintos de TC e TP, bem como esquemas para falha de disjuntor com transferência de disparo para o terminal oposto, quando necessário.
5.1.8 No caso do meio de comunicação economicamente recomendável para a teleproteção vir a ser Power Line Carrier, a definição da(s) freqüência(s) será feita pelo Agente Transmissor. 5.1.9 As linhas de transmissão aéreas com tensão igual ou superior a 230 kV devem ser dotadas de esquemas de religamento automático para atuação exclusiva após a eliminação rápida de faltas. Os esquemas devem realizar uma tentativa de religamento automático tripolar e/ou monopolar. Os esquemas de religamento automático tripolar devem ser dotados de função de verificação de sincronismo para fechamento do segundo terminal da linha. Nos casos em que houver necessidade de religamento monopolar, as proteções devem ter esquemas de seleção de fase adequados a cada aplicação para prover a adequada abertura monopolar para os defeitos monofásicos internos. Durante o tempo morto de religamento monopolar devem ser bloqueadas as funções direcionais de sobrecorrente de seqüências negativa e zero de alta sensibilidade
associadas a esquemas de teleproteção baseados em lógicas de sobrealcance, inclusive de linhas paralelas, caso existam.
5.1.10 Os barramentos de tensão igual ou superior a 230 kV devem ser dotados de proteção local, por exemplo diferencial, que deve eliminar defeitos no tempo máximo de 100 ms, desligando os disjuntores conectados à seção defeituosa do barramento. No caso de barramentos de
configurações, de modo a desconectar apenas a seção defeituosa. Neste caso, os esquemas para falha de disjuntores devem utilizar os mesmos meios para obter atuação seletiva.
5.1.11 Todos os disjuntores de tensão igual ou superior a 138 kV devem ser dotados de esquemas para falha de disjuntor com tempo máximo de operação de 250 ms. Os esquemas devem incluir contatos do disjuntor quando houver associação a equipamentos suscetíveis a faltas incipientes. Nos barramentos isolados a gás e nos de tensão igual ou superior a 345 kV, os esquemas para falha de disjuntor devem ser acrescidos de transferência de disparo para os terminais opostos das linhas de transmissão adjacentes, de modo a apressar a eliminação de faltas.
5.1.12 Associado a cada transformador e reator shunt, de linha ou de barra, deve existir um sistema de proteção diferencial de alta velocidade para eliminação de defeitos internos no tempo máximo de 100ms. Nos transformadores de potência igual ou superior a 100 MVA, devem ser instaladas duas proteções diferenciais:
(a) uma utilizando os transformadores de corrente localizados nas buchas; e
(b) outra utilizando TCs externos e se superpondo com as proteções dos barramentos adjacentes.
5.1.13 Além das proteções intrínsecas e das diferenciais, os transformadores e reatores shunt devem ser dotados de proteções de sobrecorrente (de fase e de neutro ou residual) e de
sobretemperatura. No caso dos transformadores, tais proteções devem ser capazes de atender à política de atuação por sobrecarga a ser estabelecida pelo ONS.
5.1.14 Sob coordenação do ONS, o Agente Transmissor e o Acessante devem adotar, se necessário, Sistemas Especiais de Proteção – SEP (sistemas de proteção adicionais de tensão, freqüência, fuga de sincronismo, esquemas de controle de emergência (ECE), esquemas regionais de alívio de carga (ERAC), etc.).
5.1.15 Os ajustes de sensibilidade e tempo de atuação das proteções gradativas (irrestritas) de equipamentos (geradores, transformadores, reatores, capacitores, etc.) devem ser determinados a partir de características de suportabilidade (grandeza de interesse versus tempo) fornecidas pelo fabricante especificamente para o equipamento em questão, de modo a assegurar o máximo benefício para o sistema elétrico sem riscos para o componente protegido.
5.1.16 As proteções dos Acessantes devem atender aos requisitos de sensibilidade,
seletividade, rapidez e confiabilidade operativa de tal forma a não deteriorar o desempenho do sistema elétrico durante as condições de regime e de distúrbios no mesmo.
5.2 Sistemas de Supervisão e Controle em Tempo Real
5.2.1 Os requisitos técnicos que devem ser atendidos no que diz respeito à supervisão e controle estão descritos no Submódulo 10.19 – Requisitos para os Recursos de Supervisão e Controle em Tempo Real – do Módulo 10 – MANUAL DE PROCEDIMENTOS DA OPERAÇÃO – dos Procedimentos de Rede.
5.3 Sistemas de Medição para Faturamento
5.3.1 Os padrões e procedimentos referentes aos sistemas de medição são estabelecidos no Módulo 12 – MEDIÇÕES PARA FATURAMENTO – dos Procedimentos de Rede.
5.4 Sistemas de Telecomunicação
5.4.1 Os padrões e procedimentos referentes aos sistemas de telecomunicação são definidos no Módulo 13 – TELECOMUNICAÇÕES – dos Procedimentos de Rede.
5.5 Sistemas de Controle
5.5.1 Os requisitos técnicos de controle para a conexão de geradores estão relacionados no item 6 . Para as instalações que requeiram sistemas de controle específicos, tais como estações conversoras de freqüência, sistemas de transmissão em corrente contínua, equipamentos FACTS, compensadores estáticos, etc., os requisitos serão definidos, caso a caso, pelo ONS, com vistas a garantir os padrões de desempenho da Rede Básica.
6 REQUISITOS TÉCNICOS PARA CONEXÃO DE GERADORES 6.1 Aspectos Gerais
6.1.1 As centrais de geração devem preservar os padrões de desempenho definidos no Módulo 2 – PADRÕES DE DESEMPENHO DA REDE BÁSICA E REQUISITOS MÍNIMOS PARA SUAS INSTALAÇÕES – dos Procedimentos de Rede.
6.1.2 As centrais de geração não podem reduzir a flexibilidade de recomposição da rede elétrica, seja em função de limitações dos equipamentos ou por tempo de recomposição.
6.1.3 Devem ser considerados os seguintes reflexos tanto no ponto de conexão como na área de influência do gerador, inclusive com impactos do tipo superação da capacidade de
equipamentos ou necessidade de reajustes de parâmetros de proteção e controle: (a) avaliação do nível de curto-circuito com a presença da central geradora; (b) avaliação da capacidade de disjuntores, barramentos, TCs e malhas de terra; (c) avaliação da adequação dos sistemas de proteção envolvidos com a integração do
gerador e revisão dos ajustes associados aos mesmos; e
(d) avaliação paramétrica dos reguladores de tensão, de velocidade e dos sinais estabilizadores.
6.1.4 As especificações das usinas termelétricas devem ser precedidas de análises dos modos de oscilação subsíncrona. Os equipamentos para o amortecimento de tais oscilações, função das características de impedância do sistema de transmissão, deverão ser incorporados pelos Acessantes já no início da operação da usina.
6.1.5 Todos os estudos necessários à avaliação do impacto do gerador no Sistema interligado brasileiro devem ser realizados pelo Acessante.
6.1.6 As ações e os custos decorrentes dos requisitos mínimos abaixo descritos são de responsabilidade do Agente Gerador.
6.1.7 Salvo exceções indicadas no texto, para geradores com capacidade instalada igual ou superior a 50 MW conectados fora da Rede Básica [12] valem os mesmos requisitos aplicáveis à conexão de geradores à Rede Básica.
6.1.8 Os geradores com capacidade instalada inferior a 50 MW devem cumprir os requisitos que os respectivos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST) determinem como aplicáveis.
6.2 Requisitos Técnicos Gerais
Tabela 1 – Requisitos técnicos gerais
Requisitos Descrição Benefício
1. Operação em Regime de Freqüência não Nominal para Usinas Hidrelétricas
(a) Operação entre 56,5 e 66 Hz sem atuação dos relés de sub e sobre-freqüência instantâneos;
(b) Operação abaixo de 58,5 Hz por até 20 segundos;
(c) Operação entre 58,5 e 63 Hz sem atuação dos relés de sub e sobre-freqüência temporizados;
(d) Operação acima de 63 Hz por até 10 segundos.
Evitar o desligamento dos geradores quando de déficit de geração.
2. Operação em Regime de Freqüência não Nominal para Usinas Termelétricas
(a) Operação entre 57 e 63 Hz sem atuação dos relés de sub e sobre-freqüência instantâneos;
(b) Operação abaixo de 57,5 Hz por até 5 segundos;
(c) Operação abaixo de 58,5 Hz por até 10 segundos;
(d) Operação entre 58,5 e 61,5 Hz sem atuação dos relés de sub e sobre-freqüência temporizados;
(e) Operação acima de 61,5 Hz por até 10 segundos.
Evitar o desligamento dos geradores quando de déficit de geração, antes que o Esquema de Alívio de Carga atue completamente ou em condições de sobrefreqüência controláveis.
3. Regulação Primária da Freqüência
(a) Estatismo ajustável entre 4 e 8%; (b) Banda morta ≤ 0,1 %;
(c) Tempo de estabilização, necessário para entrar na faixa de ± 10% do valor final do laço de regulação de
velocidade da ordem de 60 segundos.
Permitir a participação da usina no controle transitório da freqüência.
4. Regulação Secundária da Freqüência
Recursos necessários para a integração com o sistema de supervisão e controle visando participação no Controle Automático de Geração - CAG.
Permitir a participação da usina no controle automático da freqüência e intercâmbio entre áreas.
5. Participação em Sistemas Especiais de Proteção (SEP)
Possibilidade para desconexão automática de geração, para atender esquemas de ilhamento da usina.
Minimizar conseqüências de perturbações no sistema.
6. Geração/Absorção de Reativos
Em plena carga a máquina deve ser capaz de operar com:
(a) Fator de potência mínimo de 0,90 (sobreexcitado);
(b) Fator de potência mínimo de 0,95 (subexcitado).
Participação efetiva no controle da tensão, com conseqüente melhorias nas margens de estabilidade de tensão.
7. Desempenho durante Curto-Circuito (corrente de Seqüência Inversa)
Cada gerador deve suportar a circulação da corrente de seqüência inversa
correspondente a uma falta assimétrica próxima à usina durante o tempo decorrido desde o início da falta até a atuação da última proteção de retaguarda.
Garantir que as máquinas não sejam desligadas durante curtos-circuitos.
6.2.1.1 Em casos excepcionais, a operação de central termelétrica em condições diferentes daquelas estabelecidas no item 2 da Tabela 1 pode ser proposta pelo Agente Gerador para análise do ONS desde que:
(a) atenda obrigatoriamente o requisito 2(d) dessa tabela;
(b) em condições de subfreqüência seja tecnicamente viável o ilhamento da usina com carga local, com a garantia do perfeito funcionamento do Sistema Especial de Proteção (SEP) associado;
(c) em condições de sobrefreqüência, as unidades geradoras sejam desligadas por proteção ou esquema específico, com ajustes de freqüência e temporização estabelecidos pelo ONS;
(d) os custos decorrentes da implantação dos esquemas de proteção necessários bem como oriundos da operação inadequada dos mesmos fiquem a cargo do Agente Gerador.
6.2.1.2 O fato da central termelétrica ser integrada ao sistema elétrico nas condições
estabelecidas pelo item 6.2.1.1 não exime o Agente Gerador de atender os requisitos do item 2 da Tabela 1 em situações de falha ou ineficácia do esquema de ilhamento proposto ou em
necessidades provocadas por algum tipo de alteração nas condições do sistema. Cabe, portanto, ao Agente Gerador o ônus, o risco e, por conseqüência, as penalidades decorrentes da decisão de não se adequar à totalidade dos requisitos do item 2 da Tabela 1.
6.3 Requisitos para o Sistema de Excitação [10][11]
6.3.1 As características e o desempenho do sistema de excitação devem estar perfeitamente adequados ao projeto do gerador. O sistema de excitação deve conter pelo menos os seguintes recursos:
(a) controle automático da tensão terminal no gerador; (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 do sistema 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 Efdmin);
(j) capacidade transitória da tensão negativa;
(k) desempenho automático das funções requeridas pelas seqüências de controle automático de partida e parada do grupo turbina-gerador.
6.3.2 A Tabela 2 apresenta os requisitos mínimos para o sistema de excitação da unidade geradora.
Tabela 2 – Requisitos mínimos para o sistema de excitação
Requisito técnico mínimo Características
1. Capacidade Nominal de Excitação
A capacidade de condução de corrente contínua não deve ser inferior a 110% da corrente de excitação necessária para manter o gerador operando com potência máxima e 105% de tensão nominal e temperatura do enrolamento de campo de 100º C. 2. Tensão de Teto (a) Teto positivo: não menor que 5,0 pu;
(b) Teto negativo: não menor que 4,0 pu.
Obs.: 1,0 pu de tensão corresponde à tensão de campo necessária para gerar a tensão nominal na linha do entreferro a vazio.
3. Tempo de resposta Inferior a 0,1 s. 4. Capacidade Contínua do
Transformador de Excitação
Não deve ser menor que o requerido quando a excitatriz estiver operando continuamente.
5. Alimentação (a) sistema de excitação de cada gerador deve ser totalmente independente, não dependendo de outro gerador nem de alimentação auxiliar externa em corrente alternada. (b) A exceção é para:
(1) excitação inicial do campo;
(2) serviços auxiliares que não limitam ou sejam essenciais à partida do gerador;
6.3.3 A Tabela 3 apresenta os requisitos de desempenho para o sistema de excitação da unidade geradora.
Tabela 3 – Requisitos de desempenho para o sistema de excitação
Requisitos de Desempenho Descrição
1. Controle de Tensão (a) O sistema de excitação deve ser capaz de manter a tensão do gerador dentro de limites especificados, estando o regulador de tensão operando em modo automático, com umidade relativa do ar a 100% e temperatura na faixa de –5ºC a 50ºC; (b) A tensão nas 3 fases do gerador, quando da operação em
regime estável de carga e freqüência, 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) a vazio, para qualquer valor de tensão terminal do gerador compreendida na faixa de 80 a 110% da tensão nominal; (3) qualquer freqüência na faixa de ± 5% do valor nominal; (c) Em caso de rejeição de carga nos terminais do gerador, estando
o gerador operando dentro de sua curva de capabilidade, a tensão terminal do mesmo, deve:
(1) não exceder ao valor máximo de 120% do valor ajustado; (2) ser rapidamente restabelecida para um valor compreendido
entre ± 5% do valor ajustado, num tempo inferior a 0,5 s após a ocorrência da rejeição;
(3) ao atingir o regime permanente, estabilizar-se dentro da faixa de ± 0,5 %, mantendo-se nesta faixa durante todo o período de sobrevelocidade, com a velocidade máxima igual à sobrevelocidade admissível do conjunto gerador turbina;
(d) Ser mantida nas 3 fases do gerador na faixa de ± 0,5 %, do valor ajustado, quando em operação a vazio e velocidade constante, para qualquer valor de velocidade.
2. Tensão de Teto sob condições de defeitos
A tensão de campo deve ser mantida em valor superior à tensão de campo à carga nominal, durante defeitos do lado de alta tensão do transformador elevador, supondo-se que a tensão terminal tenha sido reduzida a 35% da tensão nominal, por um período de 15 ciclos. 3. Sensibilidade A tensão de teto deve ser atingida quando de variação em degrau de
2% na tensão de referência do regulador, estando o gerador operando à freqüência nominal, tensão e corrente nominais.
6.3.4 A Tabela 4 apresenta os requisitos relacionados aos equipamentos do sistema de excitação da unidade geradora.
Tabela 4 – Requisitos de equipamento do sistema de excitação
Equipamento e/ou Função Descrição
1. Excitação Inicial Cada sistema de excitação deve contar com um conjunto independente de equipamentos destinados à excitação inicial dos geradores, atendendo as seguintes exigências:
(a) permitam a ligação da excitação inicial do campo bem como o seu desligamento automático quando a tensão de estator tiver atingido um nível adequado;
(b) os equipamentos deverão incluir no mínimo: (1) Dispositivo limitador de corrente; (2) Dispositivo de proteção do circuito.
2. Ponte Retificadora A configuração completa deve ser constituída de módulos de ponte retificadora trifásica, conectados em paralelo, de modo a atender no mínimo às seguintes exigências operacionais:
(a) A corrente deve ser dividida equitativamente nos vários tiristores em paralelo em cada ramo da ponte.
(b) Se (N) módulos conectados em paralelo são necessários para suprir a capacidade nominal contínua e satisfazer os requisitos do ciclo de operação do sistema de excitação, então (N+1) módulos deverão ser fornecidos.
3. Circuitos de Controle Em termos de circuitos de controle devem ser previstos 2 canais independentes:
(a) canal manual – que permite o controle manual da excitação. (b) canal automático – que efetua a regulação automática da tensão
terminal do gerador. 4. Controle Manual da Excitação e
Regulação Automática de Tensão
O regulador automático de tensão deverá ser equipado, no mínimo, com os seguintes limitadores de ação contínua:
(a) excitação mínima – que atua sempre que a corrente de campo atinja valores abaixo dos quais a máquina possa perder o sincronismo;
(b) excitação máxima – que limite automaticamente a corrente de campo a um valor máximo permitido para o sistema de excitação e enrolamento de campo. Sua atuação deverá 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. (c) limitador Volt/Hertz – para evitar sobrefluxo no gerador,
transformador elevador e transformador de excitação, causado por subfreqüência e sobretensão.
(d) a atuação deverá ser instantânea, normalmente ajustável entre 1,0 e 1,3 pu.
A atuação destes limitadores deve ser estável, com um bom amortecimento e pequeno tempo de estabilização, e deve ser coordenada dinamicamente com a atuação do sistema de proteção.
Tabela 4 – Requisitos de equipamento do sistema de excitação (continuação)
Equipamento e/ou Função Descrição
5. Compensador de Corrente Reativa
Deve haver uma função de compensação de reativos com o objetivo de melhorar a regulação do barramento de Alta Tensão da Usina. O grau de compensação deverá ser de 0 a 10%, positiva ou negativa. 6. Sinal Adicional Estabilizante
(SAE)
(a) A estrutura ideal para o SAE deve ser baseada na integral de potência acelerante, sendo esta função da potência elétrica e da velocidade, com rastreador de rampa (capaz de propiciar um bom amortecimento na faixa de 0,2 a 2,0 Hz);
(b) No caso da utilização de freqüência ao invés da velocidade, a freqüência deve ser tomada em barra virtual, sintetizada através das tensões e correntes terminais, que emulam a tensão interna da máquina;
(c) Deve ser também previsto um algorítmo de bloqueio automático por:
(1) nível de potência; (2) desvio de freqüência;
(3) estado do disjuntor da máquina; (4) sobretensão;
(d) A reconexão automática do SAE será feita quando as condições de bloqueio não mais existirem;
(e) A saída do SAE deverá possuir limites ajustáveis. 7. Função seguidor
(follow up)
Deve haver uma função de acompanhamento que ajuste
continuamente a posição do módulo de ajuste de freqüência manual, de modo a garantir a transição suave do controle de excitação do modo automático para o manual.
6.4 Requisitos Específicos para o Sistema de Proteção do Gerador
6.4.1 Além das proteções intrínsecas para problemas mecânicos e das proteções inerentes aos sistemas periféricos (como sistema de excitação e serviços auxiliares), as unidades geradoras deverão ser dotadas das funções de proteção para defeitos elétricos preconizadas na referência [9].
6.4.2 Os disjuntores principais das unidades geradoras deverão ter dois circuitos de disparo independentes para acionamento exclusivamente tripolar, sobre os quais atuarão todas as funções de proteção.
6.4.3 As atuações das funções de proteção sobre os circuitos de disparo do(s) disjuntor(es) principal(is) e do disjuntor de campo e sobre o circuito de parada da turbina deverão ser feitas por relés auxiliares de bloqueio e relés de disparo de alta velocidade, baseando-se em critérios como os preconizados na referência [9].
6.4.4 Os ajustes das proteções das unidades geradoras deverão ser calculados pelos Agentes Geradores, com a participação dos Agentes Transmissores, de maneira a impor coordenação com as proteções do sistema de transmissão e com os limitadores das próprias unidades geradoras, de modo a assegurar atuações seletivas e não deteriorar o desempenho sistêmico.
6.5 Requisitos para os Serviços Auxiliares
6.5.1 Os serviços auxiliares das usinas devem ser projetados considerando redundâncias de forma a garantir a confiabilidade da instalação de geração.
6.5.2 Os serviços auxiliares, em corrente alternada e contínua, deverão ser especificados de modo a garantir o suprimento aos aparatos essenciais, a fim de manter em funcionamento as unidades geradoras com potência superior a 100 MVA durante a ocorrência de distúrbios que causem variações extremas de tensão e de freqüência.
7 REQUISITOS TÉCNICOS PARA CONEXÃO DE CONSUMIDORES LIVRES E DE AGENTES DISTRIBUIDORES
7.1 Aspectos Gerais
7.1.1 Neste item são estabelecidos os requisitos técnicos mínimos que os Consumidores Livres e Distribuidores de Energia Elétrica devem atender nas instalações conectadas à Rede Básica.
7.1.2 Os condicionantes apresentados representam as condições típicas do comportamento das cargas dos Consumidores Livres e Distribuidores de Energia Elétrica necessárias à
preservação dos padrões de qualidade e desempenho da operação da Rede Básica. Condições particulares do comportamento da carga, a critério do ONS, poderão ser admitidas desde que não prejudiquem, sob qualquer hipótese, a operação dos outros Agentes conectados à rede.
7.2 Condições de Conexão
7.2.1 Os Agentes Distribuidores e os Consumidores Livres, ao se conectarem à Rede Básica, devem assegurar que :
(a) suas instalações atendam as Normas Técnicas da ABNT no que for aplicável e, na falta destas, as normas Técnicas da IEC e ANSI, nesta ordem de preferência;
(b) os disjuntores de fronteira sejam capazes de extinguir, sem risco para o sistema, as correntes de curto-circuito no ponto de conexão;
(c) seus equipamentos sejam capazes de operar satisfatoriamente, sem danificação ou perda de vida útil, com os níveis de tensão, à freqüência fundamental, dentro da faixa de variação definida no Módulo 2 – PADRÕES DE DESEMPENHO DA REDE BÁSICA E REQUISITOS MÍNIMOS PARA SUAS INSTALAÇÕES;
(d) os sistemas de proteção de suas instalações eliminem os defeitos dentro do período de tempo especificado, operando com efetividade e segurança, e em coordenação com as proteções do sistema de transmissão; e
(e) sua carga seja adequadamente distribuída entre as fases.
7.2.2 Identificada a presença de cargas de natureza poluidora, deverão ser feitas pelo Acessante análises específicas para se avaliar o grau de perturbação. Dependendo da situação, são requeridos estudos de proteção, cintilação, penetração harmônica, estabilidade
eletromecânica, etc. Durante essas análises, deve-se avaliar a necessidade de instalação de equipamentos de correção/proteção, considerando-se os seguintes aspectos:
(a) comprometimento da segurança do sistema (contribuições para falta na rede não percebidas pela proteção instalada; por exemplo); e
(b) violação de limites para índices de qualidade de fornecimento de energia definidos nos Procedimentos de Rede.
7.2.3 Caso o Acessante requeira um desempenho diferenciado dos padrões estabelecidos no Módulo 2 e o ONS considere aceitável tal solicitação, o Acessante deverá arcar com os custos adicionais necessários para a adequação da rede ao seu nível de exigência. A adequação requerida deverá estar embasada por estudos de viabilidade técnica e os respectivos custos devem ser previstos especificamente no contrato de conexão (CCT).
7.3 Fator de Potência das Instalações
7.3.1 O Fator de Potência para efeito de tarifação é, por definição, a faixa limite sem ônus a ser observada em cada ponto de conexão, devendo ser oportunamente regulamentado pela ANEEL.
7.3.2 Por Fator de Potência Operacional entende-se a faixa de fator de potência para a qual os níveis de desempenho do sistema são garantidos, conforme o Módulo 2 – PADRÕES DE
DESEMPENHO DA REDE BÁSICA E REQUISITOS MÍNIMOS PARA SUAS INSTALAÇÕES, dos Procedimentos de Rede.
7.3.3 Nos pontos de conexão à Rede Básica, os Agentes Distribuidores e os Consumidores Livres, devem assegurar que o fator de potência se situe dentro das faixas especificadas na Tabela 5. Deve-se ressaltar que, mesmo nesta faixa, poderá haver tarifação de serviço ancilar.
Tabela 5 – Fator de Potência Operacional nos pontos de conexão Tensão nominal do
ponto de conexão Faixa de fator de potência Vn ≥ 230 kV 0,98 indutivo a 0,98 capacitivo 69 kV ≤ Vn < 230 kV 0,95 indutivo a 0,95 capacitivo Vn < 69 kV 0,92 indutivo a 0,92 capacitivo
7.3.4 A operação dos bancos de capacitores instalados para correção de fator de potência não deve provocar transitórios, ou ressonâncias, que prejudiquem o desempenho do sistema ou de Agentes conectados à Rede Básica. Desta forma, devem ser realizados estudos específicos complementares que avaliem o impacto destas manobras nos padrões de desempenho da Rede Básica.
7.4 Desequilíbrio de Tensão
7.4.1 Os Agentes Distribuidores e os Consumidores Livres devem manter as cargas
balanceadas de forma que o desequilíbrio da tensão, nos pontos de conexão, não exceda o limite de [4]:
k
≤≤ 1,5 %
100
x
1 2V
V
K
=
V2 = tensão de sequência negativa V1 = tensão de seqüência positiva7.4.2 Caso as tensões de seqüência negativa variem de forma intermitente e repetitiva, será permitido que os limites especificados sejam ultrapassados em até o dobro, desde que a duração cumulativa das tensões de seqüência negativa acima dos limites contínuos estabelecidos não ultrapasse 5% do período de monitoração.
7.4.3 Os procedimentos para medição de desequilíbrio de tensão estão descritos em [5]
7.5 Flutuação de Tensão
7.5.1 Os Agentes Distribuidores e os Consumidores Livres devem adotar todas as medidas necessárias para que a flutuação de tensão decorrente da operação de suas cargas atenda, nos barramentos da Rede Básica, o Limite Global inferior estabelecido na Tabela 3 (Limites Globais) do item 9 – Flutuação de Tensão – do Submódulo 2.2 do Módulo 2 – PADRÕES DE
DESEMPENHO DA REDE BÁSICA E REQUISITOS MÍNIMOS PARA SUAS INSTALAÇÕES – dos Procedimentos de Rede.
7.5.1.1 Os indicadores de severidade de cintilação adotados como representativos da flutuação de tensão num dado barramento da Rede Básica são:
(a) PstD95%: valor do indicador Pst que foi superado em apenas 5 % dos registros obtidos no período de 1 dia (24 horas);
(b) PltS95%: valor do indicador Plt que foi superado em apenas 5 % dos registros obtidos no período de uma semana, 7 (sete) dias completos e consecutivos.
7.5.2 Cabe ao ONS zelar para que os indicadores Pst e Plt permaneçam inferiores aos limites globais estabelecidos na Rede Básica. Para tal, deve agir de forma articulada com os Agentes Transmissores e Distribuidores.
7.5.3 Em caso de violação dos padrões de desempenho estabelecidos, o ONS deve tomar as providências cabíveis para a apuração de responsabilidades. Caso os motivos da violação sejam atribuídos a um determinado Acessante, cabe a este a responsabilidade pela preservação dos limites individuais, através de iniciativas como:
(a) instalação de equipamentos necessários à adequação dos indicadores aos seus padrões;
(b) adoção de medidas operativas, etc.
7.5.4 Os limites de flutuação de tensão estabelecidos neste item, como forma de limitar os efeitos individuais provocados por Acessantes, estão sendo avaliados no âmbito do Grupo de Trabalho Especial de Qualidade da Energia Elétrica do ONS. O resultado de tal avaliação poderá levar à adoção de valores mais conservativos que os acima em uma próxima revisão deste submódulo.
7.6 Distorção Harmônica
7.6.1 Os Acessantes devem assegurar que a operação de seus equipamentos, quando existirem cargas não lineares, bem como outros efeitos dentro de suas instalações, incluindo ressonâncias, não causem distorções harmônicas no ponto de conexão acima dos limites individuais [4], apresentados na Tabela 6.
7.6.1.1 A distorção de tensão harmônica é o indicador para a avaliação do desempenho individual.
7.6.1.2 Entende-se por Distorção de Tensão Harmônica Total (D) a raiz quadrada do somatório quadrático das tensões harmônicas normalizadas de ordens 2 a 50. Esse conceito procura
quantificar o teor de poluição harmônica total existente em um determinado ponto do sistema e é expresso pela fórmula:
∑
=
2 hV
D
(em %) onde: 1 h hv
v
100
V
=
⇒ tensão harmônica de ordem h em porcentagem da fundamental;h
v
⇒ tensão harmônica de ordem h em Volts;1
v
⇒ tensão fundamental nominal em Volts.7.6.2 Os limites individuais de tensões harmônicas de ordens 2 a 50 bem como o limite para a Distorção de Tensão Harmônica Total (D) são apresentados na Tabela 6.
7.6.2.1 Entende-se por limites individuais os máximos valores que podem ser atingidos no ponto de conexão em virtude da contribuição de um Acessante, segundo um critério de apuração.
Tabela 6 – Limites individuais expressos em porcentagem da tensão fundamental 13,8 kV ≤≤ V << 69 kV V ≥≥ 69 kV
ÍMPARES PARES ÍMPARES PARES
ORDEM VALOR(%) ORDEM VALOR(%) ORDEM VALOR(%) ORDEM VALOR(%)
3 a 25 1,5% 3 a 25 0,6%
todos 0,6% todos 0,3%
≥27 0,7% ≥27 0,4%
D = 3% D = 1,5%
D - distorção harmônica total
7.6.3 No caso em que determinadas ordens de tensão harmônica e/ou a distorção harmônica total variem de forma intermitente e repetitiva, os limites especificados poderão ser ultrapassados momentaneamente, sendo permitido atingir até o dobro, desde que a duração cumulativa acima dos limites contínuos estabelecidos não ultrapasse 5% do período de monitoração.
7.6.4 Os procedimentos para medição de harmônicos estão descritos na referência [5]. 7.6.5 O indicador Distorção de Tensão Harmônica associado aos limites estabelecidos neste item, como forma de limitar os efeitos individuais provocados por Acessantes que disponham em suas instalações de cargas não lineares, está sendo avaliado no âmbito do Grupo de Trabalho Especial de Qualidade da Energia Elétrica do ONS. O resultado de tal avaliação poderá levar à
adoção de limites associados com a injeção de corrente harmônica na Rede Básica em uma próxima revisão deste submódulo.
7.7 Variação de Tensão de Curta Duração
7.7.1 Entende-se por Variação de Tensão de Curta Duração um desvio significativo da amplitude da tensão por um curto intervalo de tempo.
7.7.2 A amplitude da Variação de Tensão de Curta Duração é definida pelo valor extremo do valor eficaz (média quadrática) da tensão em relação à tensão nominal do sistema no ponto considerado, enquanto perdurar o evento.
7.7.3 A duração da Variação de Tensão de Curta Duração é definida pelo intervalo de tempo decorrido entre o instante em que o valor eficaz da tensão em relação à tensão nominal do
sistema no ponto considerado ultrapassa determinado limite e o instante em que a mesma variável volta a cruzar este limite.
7.7.4 Os Agentes Distribuidores e os Consumidores Livres devem adotar todas as medidas necessárias para que os efeitos decorrentes das variações de tensão de curta duração sejam compatíveis com os padrões a serem estabelecidos, de acordo com o tratamento apresentado no item 12 do Submódulo 2.2 do Módulo 2 – PADRÕES DE DESEMPENHO DA REDE BÁSICA E REQUISITOS MÍNIMOS PARA SUAS INSTALAÇÕES – dos Procedimentos de Rede.
8 REQUISITOS TÉCNICOS PARA A CONEXÃO DE INTERLIGAÇÕES INTERNACIONAIS À REDE BÁSICA
8.1 Aspectos Gerais
8.1.1 Tendo em vista que a grande maioria dos países que mantém fronteira com o Brasil opera na freqüência de 50 Hz, as interligações entre os sistemas elétricos do Brasil e destes países envolverão conversoras de freqüência associadas ou não a linhas de corrente alternada em 60 Hz e/ou elos em corrente contínua. Neste item, os principais aspectos que norteiam a operação deste tipo de interligação são abordados.
8.2 Capacidade de Transmissão e do Suprimento de Potência Reativa às Instalações Conversoras
8.2.1 Deverá ser analisada a conveniência da interligação poder operar com fluxo de potência ativa em ambos os sentidos. Neste caso, deverá ser definido o nível previsto de potência ativa para cada sentido;
8.2.2 A(s) conversoras conectadas ao Sistema Interligado Brasileiro deve(m) ser auto-suficiente(s) em termos de suporte de potência reativa;
8.2.3 No caso de interligações que envolvam linhas em corrente alternada, deve-se estabelecer, em contrato, um limite para o intercâmbio de potência reativa entre o ponto de conexão e a interligação propriamente dita. Este limite deverá ser definido de modo que sejam preservados os sistemas das partes envolvidas.
8.3 Desempenho Dinâmico
8.3.1 A introdução de qualquer interligação não poderá vir a degradar o desempenho dinâmico do sistema existente. O ajuste do sistema de controle da interligação não poderá reduzir o grau de amortecimento dos modos de oscilação de potência do sistema, durante contingências;
8.3.2 A critério do ONS, a implementação de métodos para a melhoria do desempenho dinâmico do sistema existente, através dos sistemas de controle da interligação em corrente contínua (por exemplo a modulação da potência CC), deve ser acordada com o Agente detentor da interligação desde que, reconhecidamente, não traga prejuízos à interligação.
8.4 Controle de Tensão
8.4.1 A operação da interligação não deverá ocasionar no ponto de conexão com a concessionária variações de tensão que excedam os limites admissíveis, seja em operação normal ou durante distúrbios.
8.5 Interferência Harmônica
8.5.1 A operação da interligação não deverá ocasionar, no ponto de conexão com a Rede Básica, distorção da forma de onda de tensão que excedam os limites especificados neste submódulo.
8.6 Operação Monopolar com Retorno pela Terra
8.6.1 A operação monopolar com retorno pela terra, admitida em condições especiais, não poderá ocasionar nenhum dano ou mal funcionamento nos equipamentos ou instalações existentes na região próxima às linhas de corrente contínua.
8.7 Outros Aspectos
8.7.1 Tendo em vista a otimização da expansão da Rede Básica, o ONS poderá:
(a) definir pontos de passagem na rota da linha de corrente alternada, quando cabível; (b) indicar a localização da subestação conversora em território brasileiro.
9 REQUISITOS TÉCNICOS PARA CONEXÃO EM DERIVAÇÃO (TAPE) 9.1 Condições Gerais
9.1.1 São admitidas conexões em derivação (tapes) em linhas de transmissão integrantes da Rede Básica com tensão menor ou igual a 230 kV, desde que:
(a) atendam os requisitos técnicos estabelecidos neste Submódulo 3.8 dos Procedimentos de Rede;
(b) não comprometam a segurança do sistema segundo o Módulo 2 – PADRÕES DE DESEMPENHO DA REDE BÁSICA E REQUISITOS MÍNIMOS PARA SUAS INSTALAÇÕES – dos Procedimentos de Rede; e
(c) não sejam em instalações onde a confiabilidade é essencial como, por exemplo, interligações inter-regionais, internacionais, entre submercados, etc.
9.1.2 Não são admitidas conexões em derivação (tapes) em linhas de transmissão integrantes da Rede Básica com tensão superior a 230 kV.
9.1.2.1 Quanto às conexões em derivação existentes nas condições do item 9.1.2, deve-se observar o seguinte procedimento:
(a) com base na experiência operativa e numa análise de benefício/custo, o ONS propõe à ANEEL a programação de obras para a adequação dessas conexões;
(b) a ANEEL estabelece os prazos para o cumprimento das ações que venha a aprovar;
9.2 Condições de Aplicação
9.2.1 Quanto à continuidade de suprimento ao Acessante:
(a) A conexão em tape poderá ser utilizada em casos especiais quando o Acessante admitir uma menor confiabilidade de suprimento;
(b) Em função deste tipo de conexão, as eventuais perdas de suprimento por
indisponibilidade programada ou não da LT, serão assumidas como de responsabilidade do Acessante.
9.2.2 O Acessante deverá arcar com os custos associados à substituição dos sistemas de proteção das linha da Rede Básica ou à instalação de esquemas de proteção adicional, decorrentes da conexão em derivação.
9.2.3 Quanto à configuração interna do sistema do Acessante:
(a) a subestação do Acessante somente poderá ser alimentada com conexão em derivação quando a configuração for estritamente radial, com o(s) transformador(es) não
aterrado(s) no lado de alta tensão e sem geradores de energia elétrica ou motores síncronos de grande porte operando sincronizados ao sistema do Acessante. Sendo assim, não existirá a possibilidade de:
(1) fechamento de alguma forma de anel, através dessa subestação, com o sistema de transmissão interligado;
(2) inversão do sentido das correntes elétricas, mesmo em condições transitórias de curto-circuito, provocadas por unidades síncronas conectadas à rede do
Acessante;
(b) Casos excepcionais poderão ser permitidos quando as contribuições de corrente de curto-circuito proporcionadas pelo sistema do Acessante a faltas na rede de transmissão forem suficientemente pequenas para não comprometer a seletividade do sistema de proteção da rede principal, sendo ainda garantida a eliminação das faltas pelo sistema de proteção do Acessante num tempo inferior a 100 ms.
9.2.4 Quanto à configuração do ramal:
(a) a escolha da configuração do ramal em Tape Simples (Figura 1), Tape Duplo Normal-Reserva (Figura 2) ou Tape Duplo Normal-Normal (Figura 3), deverá ser feita
objetivando adequar o impacto desta configuração na evolução dos carregamentos dos circuitos já existentes, como também na confiabilidade do sistema de transmissão; (b) sob o ponto de vista de carregamento, sempre será analisado a possibilidade do Tape
Duplo Normal-Normal, por permitir uma melhor distribuição de fluxos na rede de transmissão, desde que a magnitude da demanda requerida pelo Acessante cause impacto suficiente nos fluxos previstos para o sistema de transmissão. Esta
configuração, portanto, deverá ser a evolução natural da ligação de Acessantes em tape, que venham a apresentar razoáveis crescimentos de demanda;
(c) para demandas de menor monta será viável a utilização dos outros dois tipos de tape, Tape Simples e Tape Duplo Normal-Reserva, a serem selecionados pelo critério de confiabilidade e de continuidade requerido pelo Acessante;
(d) sob o ponto de vista de confiabilidade do sistema de transmissão, o comprimento do ramal de conexão não pode ser excessivo em comparação ao comprimento da linha de transmissão acessada, de modo a não comprometer sua frequência e duração de interrupção e também o tempo global de manutenção;
(e) A conexão em derivação deverá ser obrigatoriamente trifásica.
SISTEMA DE TRANSMISSÃO EXISTENTE
SUBESTAÇÃO DO ACESSANTE
Figura 1 – Conexão em Tape Simples
SISTEMA DE TRANSMISSÃO EXISTENTE SUBESTAÇÃO DO ACESSANTE Disjuntor normalmente aberto Disjuntor normalmente fechado
SISTEMA DE TRANSMISSÃO EXISTENTE SUBESTAÇÃO DO ACESSANTE Disjuntores normalmente fechados
Figura 3 – Conexão em Tape Duplo Normal-Normal
9.3 Requisitos Mínimos para as Instalações de Conexão
9.3.1 O projeto do ramal de ligação em tape deverá ser concebido de forma a não afetar a confiabilidade do sistema de transmissão e sendo assim o projeto e construção destas derivações deverão atender as seguintes condições mínimas de projeto:
(a) O trajeto e a topografia do ramal de ligação, assim como o arranjo de torres, a
configuração de condutores por fase, deverão ser submetidos à aprovação dos Agentes Transmissores, devendo, à princípio, ser utilizados critérios no mínimo iguais aos da linha de transmissão onde será construída a derivação. Em casos específicos poderão ser exigidos critérios de projeto mais rígidos, caso seja identificado que as condições de construção (topografia, atividades urbanas, pecuárias ou agrícolas, agressividade natural ou industrial, etc. no trajeto) do ramal proposto pelo consumidor são mais desfavoráveis que as da linha de transmissão existente;
(b) Os pontos de derivação (fly-tap) deverão ser construídos com estruturas do tipo auto-portante;
(c) Os ramais deverão ser portados de cabos pára-raios que proporcionem um padrão de proteção contra descargas atmosféricas igual ao utilizado no sistema de transmissão. 9.3.2 O arranjo da subestação do Acessante deverá ser concebido de forma a não interferir com a confiabilidade do sistema de transmissão nos períodos de operação normal ,saída forçada e também nas programadas para manutenção.
9.3.3 O arranjo deverá possuir chaves secionadoras capazes de isolar a subestação da linha de transmissão.
9.3.4 O projeto da subestação deverá atender aos critérios do Agente Transmissor devendo ser submetido, para aprovação, àqueles envolvidos na conexão do Acessante.
9.4 Requisitos Mínimos de Proteção
9.4.1 A proteção dos componentes da subestação do Acessante deverá assegurar eliminação sem retardo intencional de todos os curtos-circuitos internos detectáveis pela proteção de
9.4.2 O Acessante deverá providenciar os meios locais para compatibilizar o esquema de teleproteção instalado na linha de transmissão com a adição de mais um terminal. Isto inclui equipamentos como filtros de onda, transformadores de corrente e dispositivos capacitivos de potencial, bem como relés de proteção específicos e equipamentos de comunicação e teleproteção.
9.4.3 No caso da conexão inviabilizar a aplicação do esquema de teleproteção instalado, como ocorre com proteções baseadas em ondas trafegantes e pode ocorrer com certos esquemas diferenciais longitudinais e com algumas lógicas de teleproteção, caberá ao Acessante custear a substituição do esquema de teleproteção vigente.
9.4.4 Algumas conexões poderão requerer também a troca do meio de comunicação, por exemplo de power line carrier para microondas ou fibra ótica, cabendo os respectivos custos ao Acessante.
9.4.5 A conexão não poderá inviabilizar a utilização do tipo de religamento automático empregado na linha de transmissão.
10 REQUISITOS TÉCNICOS PARA CONFIGURAÇÃO DE BARRAS DAS SUBESTAÇÕES INTEGRANTES DAS INSTALAÇÕES DE CONEXÃO
10.1 Para os pátios das subestações integrantes das instalações de conexão, com isolamento a ar, no mínimo devem ser adotadas as seguintes configurações, sempre considerando o
estabelecido no item 1.6:
(a) subestações em que há conexão de Agentes Geradores e Agentes Importadores/Exportadores:
(1) inferior a 88 kV – de comum acordo com o concessionário envolvido; (2) 88 kV, 138 kV e 230 kV – Barra principal e transferência;
(3) 345 kV – Barra dupla com disjuntor simples;
(4) 440 kV e superior – Barra dupla com disjuntor e meio.
(b) subestações em que há conexão somente de consumidores: de comum acordo com o concessionário envolvido.
10.1.1 Para o pátio de subestações integrantes de instalações de conexão compartilhadas por diversos Agentes, no mínimo deve ser adotado a configuração de mais alta ordem, em
conformidade com o item 10.1.
10.1.2 Configurações e blindagens distintas podem ser propostas pelo(s) Acessante(s) desde que sejam garantidos, no mínimo, os níveis de confiabilidade das configurações com isolamento a ar estabelecidas no item 10.1.
11 REFERÊNCIAS
[1] Lei no 9.074 de 07 de julho de 1995. [2] Lei no 9.648 de 27 de maio de 1998. [3] Decreto no 2.655 de 02 de julho de 1998.
[4] “Critérios e Procedimentos para o Atendimento a Consumidores com Cargas Especiais-Revisão 1” ; Nov/97; GGOI/SCEL e GCPS/CTST.
[5] “Procedimentos de Medição para Aferição da Qualidade da Onda de Tensão Quanto ao Aspecto de Conformidade (distorção harmônica, flutuação e desequilíbrio de tensão)” ; Nov/97; GGOI/SCEL e GCPS/CTST.
[6] “Documento Básico de Critérios e Procedimentos “; GCPS/CTST/GTCP.
[7] “Critérios e Procedimentos a serem considerados nos estudos de planejamento da operação elétrica no âmbito do GCOI“; Mar/1985; GCOI/SCEL/GTEE.
[8] “Critérios, Filosofia e Procedimentos utilizados nos estudos do GTPO“; Abr/1996; GCOI/SCEL/GTPO.
[9] “IEEE Tutorial on the Protection of Synchronous Generators”, 95 TP 102 IEEE.
[10] P. Gomes, J.W.M. Lima, N. Martins, M.T. Schilling, M.G. Santos, J.C.F. Luz, “Características Mínimas de Projeto para Usinas Termelétricas para o Atendimento às Necessidades do Sistema”, VIII ERLAC, Ciudad del Este, Paraguay, maio de 1999.
[11] P. Gomes – Proposta de Defesa de Tese de Doutorado – Escola Federal de Engenharia de Itajubá (EFEI) – 1999.
[12] Resolução ANEEL no 281 de 01 de outubro de 1999.
[13] “Requisitos Mínimos de Freqüência para novos Geradores – Revisão dos Procedimentos de Rede face às Características das Novas Unidades Térmicas”; Dez/00; ONS RE-3/081/2000.
