Submódulo 2.3 Requisitos mínimos para transformadores e para subestações e seus equipamentos Rev. Nº. Motivo da revisão Data de aprovação pelo ONS Data e instrumento de aprovação pela ANEEL 0.0 0. 0.2.0 Este documento foi motivado pela criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico. Adequação à Resolução nº 40/02 - ANEEL de 25/03/2002 Atendimento à Resolução Normativa ANEEL n o 5, de 29 de novembro de 2004. Versão decorrente da Audiência Pública nº 049/2008, submetida para aprovação em caráter definitivo pela ANEEL. 09/0/2000 09/05/2002 0/0/2005 7/06/2009 24/2/2002 Resolução nº 79/02 07/07/2008 Resolução Autorizativa nº 436/08 05/08/2009 Resolução Normativa nº 372/09. Atendimento às Resoluções Normativas ANEEL nº 32/08, de 06 de maio de 2008, e nº 395/09, de 5 de dezembro de 2009. 8/06/200 5/09/200 Despacho SRT/ANEEL nº 2744/0 2.0 Versão decorrente da Audiência Pública nº 002/20. 0/2/200 09//20 Resolução Normativa nº 46/ 202. Revisão Anual 202 Endereço na Internet: http://www.ons.org.br
2.3 2.0202. //20 INTRODUÇÃO... 3 2 OBJETIVO... 4 3 ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO... 4 4 PRINCÍPIOS BÁSICOS... 5 5 NORMAS TÉCNICAS APLICÁVEIS... 5 6 INSTALAÇÕES DA SUBESTAÇÃO... 5 6. ARRANJO DE BARRAMENTO... 5 6.2 CORRENTE EM REGIME PERMANENTE... 7 6.3 ATERRAMENTO... 8 6.4 CAPACIDADE DE CURTO-CIRCUITO... 8 6.5 COORDENAÇÃO DE ISOLAMENTO... 8 6.6 EMISSÃO ELETROMAGNÉTICA... 7 EQUIPAMENTOS DA SUBESTAÇÃO... 3 7. UNIDADES TRANSFORMADORAS DE POTÊNCIA... 3 7.2 EQUIPAMENTOS DE COMPENSAÇÃO REATIVA CONVENCIONAL... 9 7.3 COMPENSADOR ESTÁTICO DE REATIVO (CER)... 23 7.4 UNIDADES FACTS... 27 7.5 DISJUNTORES CONECTADOS À REDE BÁSICA... 28 7.6 SECCIONADORAS, LÂMINAS DE TERRA E CHAVES DE ATERRAMENTO CONECTADAS À REDE BÁSICA... 29 7.7 PÁRA-RAIOS CONECTADOS À REDE BÁSICA... 30 7.8 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL CONECTADOS À REDE BÁSICA... 30 7.9 TRANSFORMADORES DE CORRENTE CONECTADOS À REDE BÁSICA... 30 7.0 REQUISITOS PARA OS SERVIÇOS AUXILIARES DE CORRENTE CONTÍNUA E DE CORRENTE ALTERNADA PARA SUBESTAÇÕES DA REDE BÁSICA COM TENSÃO NOMINAL IGUAL OU SUPERIOR A 230 KV... 30 Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 2/32
2.3 2.0202. //20 INTRODUÇÃO. Para assegurar que as instalações de transmissão tenham o atendam aos indicadores de desempenho adequadoestabelecidos no Módulo 25 Apuração de dados, relatórios da operação do Sistema Interligado Nacional e indicadores de desempenho, faz-se necessário um conjunto de requisitos técnicos para assegurar o desempenho de cada um dos elementos funcionais de transmissão, quais sejam, linhas de transmissão (LT), transformadores, compensadores reativos, dentre outros..2 Esse conjunto de requisitos técnicos de natureza sistêmica, elétrica ou mecânica compreende os requisitos mínimos para as instalações de transmissão integrantes da rede básica..3 O atendimento a esses requisitos mínimos por parte das instalações de transmissãointegrantes da rede básica deve ocorrer já na etapa de concepção dessas instalações, quando são estabelecidas as características básicas dos equipamentos, em conformidade com o processo de integração de instalações de transmissão e de acompanhamento estabelecido no Submódulo 2.2 Verificação da conformidade das novas instalações de transmissão aos requisitos mínimos. Todos os componentes integrantes dos elementos funcionais devem atender a esses requisitos..4 Este submódulo se aplica à Função Transmissão Transformação FTTR, à Função Transmissão Controle de Reativo FTCR, à Função Transmissão Módulo Geral FTMG e a parte da Função Transmissão Linha de Transmissão FTLT (equipamentos terminais da LT). Essas funções encontram-se definidas no Módulo 20 Glossário de termos técnicos..5 Os requisitos estabelecidos neste submódulo são insumos dos processos descritos no Submódulo 2.2..6 Seguem-se alguns termos de especial relevância para este submódulo, cuja definição está detalhada no Módulo 20 Glossário de termos técnicos: (a) Unidade transformadora de potência. (b) Unidade de compensação reativa convencional. (c) Unidade FACTS (Flexible AC Transmission Systems)..7.6 Os requisitos apresentados neste submódulo referem-se à unidade transformadora de potência, à unidade de compensação reativa convencional, ao banco de capacitores série fixos, às unidades FACTS (Flexible AC Transmission Systems) e barramentos, bem como aos seguintes equipamentos que compõem as Funções Transmissão FT da rede básica: (a) módulo de entrada de LT; (b) módulo de conexão de unidade transformadora de potência; (c) módulo de conexão de unidade de compensação reativa convencional; (d) módulo de conexão de banco de capacitores série fixos; (e) módulo de conexão de unidades FACTS; e (f) módulo de interligação de barras..8.7 Os requisitos desse submódulo se aplicam diretamente às novas instalações de transmissão integrantes da rede básica e são referências para possíveis adequações de instalações de transmissão existentes, conforme descrito no item do Submódulo 2. Requisitos mínimos para instalações de transmissão e gerenciamento de indicadores de desempenho: visão geral..9.8 Os módulos e submódulos aqui mencionados são: Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 3/32
2.3 2.0202. //20 (a) Módulo 2 Requisitos mínimos para instalações de transmissão e gerenciamento de indicadores de desempenho; (b) Submódulo 2. Requisitos mínimos para instalações de transmissão e gerenciamento de indicadores de desempenho: visão geral; (c)(a) Submódulo 2.2 Verificação da conformidade das novas instalações de transmissão aos requisitos mínimos; (d)(b) Submódulo 2.4 Requisitos mínimos para linhas de transmissão aéreas; (e)(c) Submódulo 2.6 Requisitos mínimos para os sistemas de proteção e de telecomunicações; (f)(d) Submódulo 2.7 Requisitos de telessupervisão para a operação; (e) Submódulo 2.8 Gerenciamento dos indicadores de desempenho do sistema e das instalações de transmissão; (g)(f) Submódulo 0.4 Requisitos operacionais especiais para os centros de operação, subestações e usinas da rede de operação; (h) Submódulo 4.3 Metodologia para elaboração das propostas de ampliações e reforços; (i)(g) Módulo 2 Medição para faturamento; e (j) Módulo 20 Glossário de ternos técnicos; (h) Submódulo 23.3 Diretrizes e Ccritérios para estudos elétricos. (a), e (b) Módulo 25 Apuração de dados, relatórios da operação do Sistema Interligado Nacional e indicadores de desempenho. 2 OBJETIVO 2. O objetivo deste submódulo é estabelecer os requisitos mínimos para as FT transformação, controle de reativo, módulo geral e parte da FTLT integrantes das instalações de transmissão da rede básica e para os componentes integrantes dessas funções. 3 ALTERAÇÕES DESTA REVISÃO 3. A Revisão Anual de 202 com adequações nos requisitos de: carregamento em transformadores de potência; perdas de reatores; e filosofia de serviços auxiliares para sistemas de proteção, controle e telecomunicação;; e Alterações decorrentes de adequações de requisitos técnicos para arranjos de barramentos das subestações de uso exclusivo de agente gerador, consumidor livre e exportador/importador conectado à rede básica e às Demais Instalações de Transmissão DIT e de carregamentos em transformadores de potência. inclusão de requisitos depara: ensaio de elevação de temperatura em transformadores de potência e compensadores estáticos. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 4/32
2.3 2.0202. //20 4 PRINCÍPIOS BÁSICOS 4. Os novos equipamentos e instalações não podem comprometer o desempenho sistêmico da rede básica, limitar a operação das instalações existentes, nem tampouco impor restrições às instalações da rede básica e demais instalações a elas conectadas. 4.2 Deve haver uma coordenação e compatibilização entre as capacidades nominais e de sobrecargas de todos os equipamentos de uma mesma FT da rede básica. 5 NORMAS TÉCNICAS APLICÁVEIS 5. As instalações referidas no item.7 deste submódulo devem atender às prescrições das Normas Técnicas da Associação Brasileira de Normas Técnicas ABNT e, no caso dessas não serem aplicáveis parcial ou integralmente, às da International Electrotechnical Commission IEC, American National Standards Institute ANSI, ASTM ou National Electrical Safety Code NESC, nessa ordem de preferência, salvo onde expressamente indicado. 5.2 Esse atendimento compreende projeto, fabricação, manutenção e operação das instalações referidas no item.7 deste submódulo. 6 INSTALAÇÕES DA SUBESTAÇÃO 6. Arranjo de barramento 6.. Condições básicas 6... Os arranjos de barramentos para subestações com isolamento a ar do sistema de transmissão da rede básica são estabelecidos nos grupos abaixo, diferenciados por classe de tensão: (a) Barramentos de tensão igual ou superior a 345 kv: barra dupla com disjuntor e meio; e (b) Barramentos de 230 kv: barra dupla com disjuntor simples a quatro chaves. 6..2 Condições especiais 6..2. Arranjos de barramento alternativos podem ser utilizados, inclusive os de tecnologia com isolamento em SF-6, desde que apresentem desempenho igual ou superior ao dos arranjos estabelecidos no item 6... deste submódulo, o que deve ser comprovado pelo agente por meio de estudos de confiabilidade e disponibilidade (saída forçada e programada). Além disso, esses arranjos devem atender ao que estabelece o item 4. deste submódulo. 6..2.2 Os arranjos de barramento alternativos referidos no item 6..2. deste submódulo devem ser submetidos à aprovação do ONS que fará análise e encaminhará proposta de tratamento para a ANEEL. 6..2.3 Os requisitos de arranjo de barramento para subestações são estabelecidos para a etapa final da instalação. Para a etapa inicial, podem ser aceitas variantes que permitam evoluir para os requisitos listados em 6... deste submódulo desde que essas variantes atendam aos requisitos estabelecidos no Submódulo 2.6. O ONS, considerando os aspectos de segurança e de flexibilidade operativa, bem como de desempenho da rede básica definirá o estágio da subestação a partir do qual deve ocorrer a evolução para os arranjos de barramento estabelecidos no item 6... deste submódulo. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 5/32
2.3 2.0202. //20 6..2.4 Para os barramentos com tensão igual ou superior a 345 kv, é permitida a adoção inicial de arranjo de barramento em anel simples, desde que o arranjo físico dos barramentos da subestação seja projetado conforme estabelecido no item 6... deste submódulo. 6..2.5 Para subestações integrantes da rede básica, em tensão de 230 kv, que constituam sistemas radiais simples, é permitida a adoção de arranjo em barra principal e transferência, desde que o arranjo físico desse barramento seja projetado de forma a permitir a evolução para o arranjo estabelecido no item 6... deste submódulo. 6..2.6 No caso de acesso à rede básica por agente gerador, agente de distribuição, agente exportador/importador ou consumidor livre, os arranjos de barramento devem observar: (a) Para acesso por meio da conexão em uma subestação existente da rede básica, o acessante deve seguir o arranjo de barramento da referida subestação. Caso o arranjo da subestação existente não atenda aos requisitos do item 6... deste submódulo, o acessante deve adequar sua conexão quando da adequação da subestação a esses requisitos. Essa obrigação do acessante deve constar do respectivo Contrato de Conexão do Sistema de Transmissão CCT. (b) Para acesso por meio de seccionamento de LT da rede básica, o arranjo de barramento da nova subestação deve observar o disposto no item 6... deste submódulo e a área mínima deve ser a do item 6..3.2(c)a (e)em função da maior tensão da subestação. (b)(c) Para acesso por meio de seccionamento de LT da rede básica em tensão igual ou superior a 345 kv, os disjuntores vãos de entrada de linha associados ao seccionamento não devem ser instalados de forma a completar os vãos de um no mesmo módulo de infra-estrutura de manobra correspondente ao arranjo final da nova subestação em barra dupla com disjuntor e meio. A conexão pode ter configuração de barramento inicial em anel simples, até o limite de quatro conexões, considerando aquelas do seccionamento da linha. () O arranjo físico desse barramento deve ser projetado de forma a permitir a evolução para o estabelecido no item 6... deste submódulo, e as conexões devem atender ao disposto no item 4. deste submódulo. (2) No caso de compartilhamento entre agentes de geração, importadores/exportadores e/ou consumidores, os custos do disjuntor central do arranjo disjuntor e meio e demais equipamentos e instrumentos a ele associados devem ser igualmente divididos entre as partes. A responsabilidade pela operação do disjuntor central deve ser estabelecida no CCT. (3) Se o compartilhamento referido no item 6..2.6(c)(2)deste submódulo envolver uma transmissora, a responsabilidade do disjuntor e demais equipamentos e instrumentos a ele associados é da transmissora. Caso o disjuntor já exista, este deverá ser transferido, sem ônus, à transmissora. (4) O primeiro acessante deve adequar sua conexão quando da adequação da subestação aos requisitos do item 6... deste submódulo. (5) As obrigações dos agentes e/ou consumidores devem estar dispostas nos respectivos CCTs e/ou Contrato de Compartilhamento de Instalações CCIs. 6..3 Requisitos técnicos para arranjos de barramentos das subestações de uso exclusivo de agente gerador, consumidor livre e exportador/importador conectados às instalações sob responsabilidade das concessionárias de transmissão. 6..3. Subestações com isolamento a ar devem no mínimo adotar as seguintes configurações: Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 6/32
2.3 2.0202. //20 (a) Até 230 kv Barra simples com possibilidade de evolução para arranjo barra dupla com disjuntor simples a quatro chaves; (b) Igual ou superior a 345 kv Arranjo em anel para subestações com até 6 (seis) conexões de LT e/ou equipamentos com possibilidade de evolução para arranjo tipo barra dupla com disjuntor e meio, e barra dupla com disjuntor e meio para subestações com número de conexões superior a 6 (seis). (b)(c) No caso de agente gerador o vão de conexão da sua interligação à rede básica deve ser concebido e sempre operado com uso de disjuntor. Consumidor livre, sem geração própria local, conectado à rede básica por meio de uma conexão radial singela, a critério do ONS, pode dispensar a utilização do disjuntor de entrada na sua subestação. 6..3.2 As subestações de uso exclusivo de agente gerador, consumidor livre e exportador/importador conectado à rede básica devem prever uma área mínima de forma a viabilizar a evolução para o arranjo de barramento definido no item 6... deste submódulo e futura possível expansão. As subestações devem ser projetadas de forma a permitir a adequação de arranjo, considerando as áreas mínimas abaixo relacionadas, em função da maior tensão da subestação: (a) abaixo de 88 kv: 8.000 m2; (b) 88 ou 38 kv: 5.000 m2; (c) 230 kv: 25.000 m2; (d) 345 kv: 00.000 m2; (e) 440 ou 500 kv: 40.000 m2. 6..3.3 Arranjos de barramentos alternativos com outras tecnologias de isolamento (SF6, etc.) podem ser propostos, em conformidade com o disposto nos itens 6..2. e 6..2.2 deste submódulo, não sendo aplicáveis as áreas definidas no item 6..3.2 deste submódulo. 6..3.4 Caso seja verificado nos estudos definidos pelo ONS e pela Empresa de Pesquisa Energética EPE, a necessidade de evolução do arranjo de barramentos da subestação no horizonte de 5 (cinco) anos para aqueles definidos no item 6... deste submódulo, a subestação deve ser implementada em seu arranjo final. 6..3.4 6.2 Corrente em regime permanente 6.2. Os barramentos devem suportar tanto os valores de corrente em regime permanente definidos pelos estudos com horizonte de operação (Plano de ampliações e reforços na rede básica PAR e Plano anual de ampliações e reforços nas instalações de transmissão não integrantes da rede básica PAR-DIT), quanto pelos de longo prazo, elaborados pela EPE, nos quais devem ser consideradas as possíveis futuras expansões das subestações para o período de concessão da instalação. 6.2.2 Os equipamentos das conexões mencionados nos itens.6 (b).7(b) a.6(f).7(f) deste submódulo devem suportar tantos os valores de corrente em regime permanente definidos pelos estudos com horizonte de operação (PAR e PAR-DIT), quanto pelos estudos de longo prazo elaborados pela EPE, nos quais devem ser consideradas as possíveis expansões, durante o período de concessão da instalação. Ao valor de corrente devem ser acrescentadas margens de segurança em função da circulação de correntes harmônicas e de sobrecargas definidas nas normas aplicáveis. 6.2.3 Os equipamentos de conexão em série com LT devem atender os requisitos de capacidade de corrente estabelecidos no Submódulo 2.4, para o período de concessão da instalação. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 7/32
2.3 2.0202. //20 6.2.4 Os barramentos e demais equipamentos referidos nos itens 6.2.2 e 6.2.3 deste submódulo devem ser dimensionados considerando a indisponibilidade de elementos na subestação. 6.2 6.3 Aterramento 6.3. As instalações de transmissão da rede básica devem ser solidamente aterradas, atendendo as relações X0/X 3 e R0/X. Esse requisito deve contemplar a etapa final de evolução da instalação, conforme previsto pelos estudos de planejamento da expansão da transmissão. 6.3 6.4 Capacidade de curto-circuito 6.4. Os barramentos, a malha de terra e os equipamentos devem suportar as máximas correntes de curto-circuito, simétricas e assimétricas, definidas tanto pelos estudos de operação (PAR e PAR-DIT) quanto pelos de longo prazo elaborados pela EPE, para as instalações da rede básica, considerando os tempos máximos de eliminação de defeito adotados no Submódulo 2.6, para o período de concessão da instalação. Para fins de padronização das instalações da rede básica, os requisitos mínimos para correntes de curto-circuito nominais para os equipamentos e instalações são: (a) 345 kv e acima: 50 ka, (a)(b) 230 kv: 40 ka. 6.4 6.5 Coordenação de isolamento 6.4. 6.5. Tensão em regime permanente (a) Os barramentos e os equipamentos devem suportar, para a condição de operação em regime permanente nas barras com carga, o valor máximo de tensão estabelecido na Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 8/32
Tabela. 2.3 2.0202. //20 Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 9/32
2.3 2.0202. //20 Tabela Tensão máxima em regime permanente TENSÃO NOMINAL DO SISTEMA TENSÃO MÁXIMA (kv fase-fase, eficaz) 3,8 4,5 34,5 36,2 69 72,5 88 92,4 38 45 230 242 345 362 440 460 500 ou 525 550 765 800 6.5.2 Os equipamentos de terminais de linhas de transmissão devem suportar durante uma hora quando estas estiverem a vazio as tensões estabelecidas na Tabela 2Tabela 2. Tabela 2 - Sobretensões sustentadas admissíveis a 60 Hz por hora em terminais de linha de transmissão a vazio Tensão nominal de operação () Máxima tensão sustentada a vazio (kv) (kv) (pu) (2) 38 52,0 230 253,0 345 398,5 440 506,5 500 600,20 525 600,5 765 800,046 () Valor eficaz de tensão pelo qual o sistema é designado. (2) Valores em pu tendo como base a tensão nominal de operação. 6.4.2 Nas tensões nominais de sistema de 500 e 525 kv, oos equipamentos devem suportar, durante uma hora, 600 kv fase-fase eficaz, na condição em vazio, ou seja, sem carga as tensões estabelecidas na Tabela 4 do Submódulo 23.3 (para máxima tensão sustentada em vazio). 6.4.3 6.5.3 Isolamento sob poluição (a) As instalações devem ser isoladas de forma a atender, sob tensão operativa máxima, as características de poluição da região, conforme classificação contida na IEC 85. 6.4.4 6.5.4 Desempenho sob descargas atmosféricas Guide for the Selection of Insulators in Respect of Polluted Conditions. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 0/32
2.3 2.0202. //20 (a) O sistema de proteção contra descargas atmosféricas da subestação deve ser dimensionado de forma a assegurar um risco de falha menor ou igual a uma descarga por 50 (cinquenta) anos. (b) Além disso, deve-se assegurar que não haja falha de blindagem nas instalações para correntes superiores a 2 ka. 6.66.6 Emissão eletromagnética 6.4.5 6.6. Rádio interferência (a) O valor da tensão de rádio interferência externa à subestação não deve exceder 2.500 µv/m a.000 khz, com 0% da tensão nominal do sistema. 6.4.6 6.6.2 Efeito corona (a) As instalações das subestações, especialmente condutores e ferragens, não devem apresentar efeito corona visual em 90% do tempo para as condições atmosféricas predominantes na região da subestação. As tensões mínimas fase-terra eficaz para início e extinção de corona visual a serem consideradas no projeto são apresentadas na Tabela 3. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página /32
Tabela 2. 2.3 2.0202. //20 Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 2/32
2.3 2.0202. //20 6.6.3 Campo elétrico Tabela 3 Tensão mínima para início e extinção de corona visual Tensão nominal (kv) Tensão mínima (kv fase terra eficaz) 765 536 500 ou 525 350 440 308 345 242 230 6 38 97 (a) Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de março de 200. 6.6.4 Campo magnético (a) Devem ser atendidas as exigências da Resolução Normativa ANEEL nº 398, de 23 de março de 200. 67 EQUIPAMENTOS DA SUBESTAÇÃO 7. Unidades transformadoras de potência 7.. Energização das unidades transformadoras de potência 7... As unidades transformadoras devem ser dimensionadas de forma a permitir a sua energização tanto pelo enrolamento primário quanto pelo enrolamento secundário, sem ocasionar restrições de operação. 7...2 Quando da especificação das características básicas das unidades transformadoras, a TRANSMISSORA deverá avaliar o impacto que os valores adotados, para a reatância de núcleo de ar (Xac) e para o nível do joelho da curva de saturação, possam causar ao Sistema Interligado Nacional SIN, em função das sobretensões de manobra e correntes de inrush advindas de sua energização. 7...3 Os disjuntores das unidades transformadoras devem atender ao disposto no item 7.5.4deste submódulo. 7..2 Enrolamentos terciários 7..2. A necessidade dos enrolamentos terciários deve, mediante estudos, ser determinada sobretudo pelos condicionamentos sistêmicos listados a seguir: (a) instalação de suporte de reativo; (b) atenuar fatores de sobretensões; e (c) absorção de harmônico de tensão de terceira ordem. 7..3 Comutação de derivação em carga 7..3. O comutador de derivação em carga deve estar de acordo com a publicação IEC-24 On Load Tap Changers. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 3/32
2.3 2.0202. //20 7..3.2 Para subestações novas o quantitativo e a faixa de derivações, assim como o enrolamento onde deve ser instalado o comutador em carga, são os definidos nos estudos sistêmicos. 7..3.3 Para novas unidades transformadoras, em subestações existentes, o comutador em carga deve ter as mesmas características de derivações e de locação das unidades transformadoras de potência existentes. 7..4 Condições operativas 7..4. Unidades Os transformadoraes de potência devem ser capazes de operar com as suas potências nominais, em regime permanente, para toda a faixa operativa de tensão definida na Tabela do Submódulo 23.3, tanto no primário quanto no secundário. Caso os transformadores possuam comutadores de derivaçãoões, sejam eles em carga ou não, deve ser possível atender àa referida faixa operativa deverá também ser atendida para todas as posições desses comutadores. 7..4.2 As unidades transformadoras de potência devem ser especificadas e dimensionadas para vida útil de 4035 (quarentatrinta e cinco) anos, conforme Resolução Normativa ANEEL nº 474044/202999.Tal requisito deve ser levado em conta também na gestão da manutenção, atribuição da Transmissora. 7..4.3 Deve ser realizado ensaio de aquecimento em fábrica, conforme descrito no item 7..8 deste submódulo, para comprovar se a elevação de temperatura é compatível com o atendimento aos requisitos funcionais descritos no presente item 7..4 deste submódulo, com o regime de carregamento pretendido e com a expectativa de vida útil de 4035 (quarentatrinta e cinco) anos. 7..4.4 A unidade transformadora de potência deve ser dimensionada de para três situações distintas, como descritas na NBR 546: carregamento em condição normal de operação, carregamento em condição de emergência de longa duração e carregamento em condição de emergência de curta duração. 7..4.5 Em condição normal de operação, a Transmissora deve garantir a possibilidade de operação contínua com carregamento de 00% da potência nominal. 7..4.27..4.6 Independentemente da frequência de ocorrência da condição de emergência de longa duração, a Transmissora deve garantir a possibilidade de operação nas condições operativas descritas a seguir e ilustradas na Figura figura, desde sua entrada em operação e ao longo de toda a vida útil de 4035 (quarentatrinta e cinco) anos, sempre que solicitada pelo ONSAs unidades transformadoras devem ser especificadas para operar desde sua entrada em operação com: (a) Carregamento não inferior a 20% da potência nominal por período de 4 horas do seu ciclo diário de carga para a expectativa de perda de vida útil normal estabelecida nas normas técnicas de carregamento de transformadores. A sobrecarga de até 20% deve ser alcançada para qualquer condição de carregamento do transformador no seu ciclo diário de carga; Carregamento não inferior a 40% da potência nominal por período de 30 minutos do seu ciclo diário de carga para a expectativa de perda de vida útil normal estabelecida nas normas técnicas de carregamento de transformadores. A sobrecarga de até 40% deve ser Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 4/32
2.3 2.0202. //20 alcançada para qualquer condição de carregamento do transformador no seu ciclo diário de carga. Figura Requisito funcional de carregamentociclo de carga diário 7..4.7 Requisito funcional de carregamento (a) Carregamento de 20% da potência nominal por período de 4 (quatro) horas do seu ciclo diário de carga para a expectativa de perda de vida útil normal estabelecida nas normas técnicas de carregamento de transformadores. A referida sobrecarga de 20% deve poder ser alcançada para qualquer condição de carregamento do transformador no seu ciclo diário de carga; (b) Carregamento de 40% da potência nominal por período de 30 (trinta) minutos do seu ciclo diário de carga para a expectativa de perda de vida útil normal estabelecida nas normas técnicas de carregamento de transformadores. A referida sobrecarga de 40% deve poder ser alcançada para qualquer condição de carregamento do transformador no seu ciclo diário de carga. (b) 7..4.8 É atribuição da transmissora a especificação para fabricação da unidade transformadora, de forma que os requisitos funcionais constantes do presente item 7..4 deste submódulo sejam atendidos. A especificação para fabricação pode levar em conta, entre outros, os seguintes aspectos: (a) Temperatura ambiente do local de implantação da unidade transformadora; (b) Curva de carga; (c) Carregamento típico em regime permanente da unidade transformadora em questão, função da quantidade total de unidades transformadoras em paralelo no mesmo barramento até o horizonte de planejamento da subestação; 7..4.9 Para efeito de dimensionamento e especificação da unidade transformadora, a transmissora deve considerar a temperatura ambiente média máxima do ponto de instalaçãomáxima. 7..4.0 É responsabilidade da transmissora a gestão da unidade transformadora, do ponto de vista de rotinas de manutenção, de forma a possibilitar o atendimento aos requisitos funcionais constantes do presente item 7..4 deste submódulo. 7..4.3 As unidades transformadoras submetidas ao regime de carregamento dos itens 7..4.2(a) (b) deste submódulo devem ser especificadas para a expectativa de vida útil de 40 anos. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 5/32
2.3 2.0202. //20 7..4.47..4. As unidades transformadoras de potência devem ser adequadas para operação em paralelo nos terminais a serem conectadas. Caso seja detectada alguma situação sistêmica em que uma unidade transformadora limite a operação da capacidade de transformação do conjunto em paralelo, quer seja sob o ponto de vista da confiabilidade ou da flexibilidade operativa, o ONS, por iniciativa própria ou motivado por solicitação de uma Ttransmissora, deve avaliar e submeter à apreciação da ANEEL a possibilidade de seu recondicionamento ou recapacitação. 7..4.57..4.2 Para novas unidades transformadoras de potência, os procedimentos para aplicação de cargas devem atender à Norma Técnica NBR 546 da ABNT, além de serem especificadas para atender aos requisitos funcionais constantes do presente item 7..4 deste submóduloitem 7..4.2 deste submódulo. 7..4.67..4.3 Cada unidade transformadora de potência deve ser capaz de suportar o perfil de sobreexcitação em vazio a 60 Hz apresentado na Tabela 4Tabela 3. Tabela 4 Sobreexcitação em vazio a 60 Hz, em qualquer derivação de operação 7..5 Impedância Período Tensão (pu da tensão da derivação) 0 (dez) segundos,35 20 (vinte) segundos,25 (um) minuto,20 8 (oito) minutos,5 7..5. O valor da impedância entre o enrolamento primário e o secundário deve ser no máximo de 4% na base nominal das unidades transformadoras (com todo o sistema de refrigeração em operação). Impedâncias superiores a essa, só podem ser aceitas em situações especiais como, por exemplo, em caso de necessidade de limitação das correntes de curto-circuito. 7..5.2 Na definição do valor mínimo da impedância, devem-se considerar os máximos valores admissíveis de corrente de curto-circuito explicitados no item 6.4. deste submódulo. 7..5.3 Para as novas unidades transformadoras, em subestações existentes, os valores máximos e mínimos de impedância devem atender às condições de paralelismo. 7..6 Perdas 7..6. Autotransformadores (a) O valor das perdas máximas para autotransformadores monofásicos ou trifásicos de qualquer potência, de tensão nominal do enrolamento de alta tensão igual ou superior a 230 kv, deve ser inferior ou igual a 0,3% da potência nominal, para operação primáriosecundário nas condições nominais de potência, frequência, tensões e tapes. 7..6.2 Transformadores (a) No caso de transformadores trifásicos ou monofásicos de potência trifásica nominal superior a 5 MVA e de tensão nominal do enrolamento de alta tensão igual ou superior a 230 kv, as perdas máximas entre o primário e o secundário devem atender à Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 6/32
2.3 2.0202. //20 Tabela 5, para operação nas condições nominais de potência, frequência, tensões e tapes. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 7/32
2.3 2.0202. //20 Tabela 5 Perdas para transformadores trifásicos Perdas em porcentagem da potência nominal Potência Trifásica Nominal (Pn () ) Perdas Máximas 5 < Pn < 30 MVA 0,70 % 30 Pn < 50 MVA 0,60 % 50 Pn < 00 MVA 0,50 % 00 Pn < 200 MVA 0,40 % Pn 200 MVA 0,30 % Nota: ) Pn: potência nominal no último estágio de refrigeração. (b) (b) Os valores de perdas definidos neste item 7..6 não são aplicáveis para os transformadores utilizados nos compensadores estáticos. 7..7 Nível de ruído 7..7. O nível máximo de ruído audível emitido pelas unidades transformadoras de potência deve estar em conformidade com a Norma Técnica NBR 5356 da ABNT. 7..8 Ensaio de aquecimento 7..8. Objetivo (a) De forma que a Ttransmissora comprove o atendimento às condições operativas descritas no 7..4 deste submódulo ao longo da vida útil de 3540 (trinta e cincoquarenta) anos, unidades transformadoras de potência devem ser submetidas a ensaio de elevação de temperatura. O ensaio aqui descrito visa proporcionar uma base mínima homogênea para a especificação para fabricação, que é de responsabilidade da Ttransmissora. 7..8.2 Referências normativas (a) As principais referências normativas deste procedimento são a NBR 5356-2:2007 e a NBR 546:997, além das normas a que essas fazem referência. O ensaio descrito no item 7..8.4 deste submódulo deve seguir os procedimentos definidos na NBR 5356-2:2007, considerando o ciclo de carregamento descrito no item 7..4 7..4. deste submódulo. 7..8.3 Limites de elevação de temperatura (a) Os limites de elevação de temperatura do óleo e do enrolamento que devem ser atendidos pelos transformadores são os definidos na NBR 5356-2:2007, bem como na NBR 546:997. 7..8.4 Procedimento para o ensaio de elevação de temperatura (a) O ensaio de elevação de temperatura deve ser realizado conforme apresentado na NBR 5356-2:2007, porém com os procedimentos descritos abaixo, para que se possa testar o equipamento nas condições de carregamento descritas no item 7..4 7..4deste submódulo. (b) O ensaio deve ser realizado em três etapas sequenciais: Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 8/32
2.3 2.0202. //20 () com 00% da corrente nominal, exatamente como o ensaio previsto na NBR 5356-2:2007; (2) com 20% da corrente nominal, durante 4 (quatro) horas, após a estabilização da temperatura com 00% da corrente nominal; (3) com 40% da corrente nominal, durante 30 minutos, após a estabilização da temperatura com 00% da corrente nominal. (c) Na primeira etapa deverá ser realizado ensaio considerando carregamento de 00% da corrente nominal seguindo exatamente a NBR 5356-2:997, realizando todas as medições determinadas em norma e outras usualmente realizadas pelos fabricantes. (d) A segunda etapa se iniciará somente após o término das medições da etapa I e a estabilização da temperatura para a situação de 00% do carregamento nominal. Na sequência, deve ser aplicado o carregamento de 20% da corrente nominal pelo período de 4 (quatro) horas. Ao final deste período, devem ser realizadas todas as medições de quando da execução do ensaio com 00% da corrente nominal. (e) A terceira etapa, da mesma forma que a segunda, se iniciará somente após o término das medições da etapa II e a estabilização da temperatura para a situação de 00% do carregamento nominal. Na sequência, deve ser aplicado o carregamento de 40% da corrente nominal pelo período de 30 (trinta) minutos. Ao final deste período, devem ser realizadas todas as medições de quando da execução do ensaio com 00% da corrente nominal. (f) Basicamente os ensaios devem seguir as regras previstas na NBR 5356-2:2007, adaptadas aos carregamentos previstos no item 7..4 deste submódulo7..4. Sendo assim, todas as medições e análises realizadas no ensaio com 00% da corrente nominal continuam válidas e devem ser realizadas nas etapas II e III do ensaio. 7..8.5 Determinação das temperaturas do óleo e do enrolamento (a) Para a determinação das temperaturas do óleo e do enrolamento devem ser utilizados os procedimentos definidos na NBR 5356-2:2007. 7..8.6 Verificação matemática da adequação da vida útil esperada (a) Os valores obtidos no ensaio de elevação de temperatura devem ser avaliados utilizandose o equacionamento matemático apresentado no item 4. da NBR 546:997, para garantir que a perda de vida útil seja compatível com uma vida útil esperada de 3540 (trinta e cincoquarenta) anos, conforme definido no item 7..4.3 7..4.3 deste submódulo. 7.2 Equipamentos de compensação reativa convencional 7.2. Banco de capacitores em derivação conectados à rede básica 7.2.. Conexão (a) É permitida a ligação de mais de um banco de capacitores em derivação ao barramento através de uma única conexão, desde que cada banco de capacitor seja protegido e manobrado independentemente e que tal configuração não comprometa o desempenho do sistema. 7.2..2 Tolerâncias Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 9/32
2.3 2.0202. //20 (a) São admitidas as seguintes tolerâncias para os valores de capacitância do banco: ± 2,0% por fase em relação ao valor especificado e nenhum valor medido de quaisquer das três fases deve afastar-se mais de % do valor médio medido das três fases. 7.2..3 Perdas dielétricas (a) O valor médio das perdas dielétricas de cada unidade capacitiva à tensão e frequência nominais, com resistor de descargas e à temperatura de 20 o C, deve ser de, no máximo, 0,2 W/kvar, para capacitores sem fusíveis internos, e 0,6 W/kvar, para capacitores com fusíveis internos. 7.2..4 Capacidade de curto-circuito (a) A máxima corrente de descarga dos capacitores provocada por curtos-circuitos internos na subestação, acrescida da contribuição de curto-circuito proveniente da rede, não deve exceder a suportabilidade dos equipamentos da subestação. 7.2..5 Energização (a) As correntes e tensões transitórias provenientes da energização do banco, isoladamente ou na condição back-to-back, não devem submeter os equipamentos e dispositivos das instalações da rede básica a solicitações acima de suas suportabilidades. Na condição de back-to-back devem ser tomadas precauções que evitem elevação transitória de potencial de terra que possa infringir os critérios de segurança pessoal ou causar interferências eletromagnéticas que causem o funcionamento indevido dos circuitos de comando, controle e proteção. 7.2.2 Reatores em derivação conectados à rede básica 7.2.2. Tolerâncias (a) São admitidas as seguintes tolerâncias para a reatância: ± 2,0% por fase em relação ao valor especificado. Nenhum valor medido de quaisquer das três fases deve afastar-se mais de % do valor médio medido das três fases. 7.2.2.2 Esquemas de aterramento (a) Os reatores podem considerar os seguintes esquemas de aterramento: () estrela solidamente aterrada; (2) estrela aterrada através de impedância. (b) A necessidade de adoção de reator de neutro deverá ser identificada nos estudos de religamento monopolar, considerando a frequência da rede entre 56 Hz e 66 Hz. Caso seja necessário o uso de impedância de aterramento, o isolamento do neutro do reator deve ser dimensionado considerando esse equipamentoquando for utilizada a impedância de aterramento, a classe de isolamento do neutro do reator deve ser dimensionada em função desse equipamento. 7.2.2.3 Regime de operação (a) Os reatores em derivação devem ser especificados para operar continuamente na máxima tensão operativa da rede durante toda a sua vida útil. (b) Os reatores manobráveis devem ser especificados para suportar os transitórios devido às manobras de abertura e fechamento diária de seus disjuntores durante a vida útil estabelecida no item 7.2.2.4 (a) Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 20/32
2.3 2.0202. //20 (c) As manobras de abertura de reatores em derivação não devem provocar sobretensões inadmissíveis ou transitórios de frequência elevada que possam colocar em risco os demais equipamentos da subestação, nem o próprio reator manobrado. Deve ser também observado o disposto no item 7.5.3(b)deste submódulo. 7.2.2.4 Vida útil (a) Os reatores em derivação submetidos ao regime de operação definido no item 7.2.2.3 (a) devem ser especificados para a expectativa de vida útil de 36 anos, conforme Resolução Normativa ANEEL nº 474/202. 7.2.2.37.2.2.5 Perdas (a) Para reatores em derivação trifásicos ou monofásicos de potência nominal igual ou superior a 5 MVAvar e de tensão nominal do enrolamento de alta tensão igual ou superior a 230 kv, as perdas totais máximas, à tensão e frequência nominais, devem atender à Tabela 6 deste submódulotabela 5 abaixoo valor médio das perdas totais, à tensão e frequência nominais, deve ser inferior a 0,3% da potência nominal do reator. Tabela 6 Perdas para reatores em derivação trifásicos ou monofásicos Perdas totais máximas para reatores em derivação trifásicos ou monofásicos com tensão nominal 230 kv Perdas em porcentagem da potencia nominal Potência Nominal (Pn) Perdas Máximas 5 Pn < 0 Mvar 0,70 % 0 Pn < 5 Mvar 0,60 % 5 Pn < 20 Mvar 0,50 % 20 Pn < 30 Mvar 0,40 % Pn 30 Mvar 0,30 % Nota: Perdas totais na tensão e frequência nominais. 7.2.2.6 Para efeito de dimensionamento e especificação de reatores em derivação, a transmissora deve considerar a temperatura ambiente média máxima do ponto de instalação. 7.2.2.47.2.2.7 Os reatores de linha conectados a terminais de banco de capacitores série deverão observar o disposto no item 7.2.3.9 deste submódulo. 7.2.3 Banco de capacitores série fixos 7.2.3. Tolerâncias (a) Em relação à capacitância, são admitidas as seguintes tolerâncias nos bancos de capacitores: ± 2,0% por fase em relação ao valor especificado. Nenhum valor medido de quaisquer das três fases deve afastar-se mais de % do valor médio medido das três fases. 7.2.3.2 Perdas dielétricas Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 2/32
2.3 2.0202. //20 (a) O valor médio das perdas dielétricas de cada unidade capacitiva à tensão e frequência nominais, com resistor de descargas e à temperatura de 20º C deve ser de, no máximo, 0,2 W/kvar, para capacitores sem fusíveis internos, e 0,6 W/kvar, para capacitores com fusíveis internos. 7.2.3.3 Capacidade de sobrecarga (a) A capacidade de sobrecarga deve atender, no mínimo, aos valores de sobrecarga abaixo discriminados na Tabela 7: Tabela 7 Sobrecarga dos bancos de capacitores série Corrente (pu) Duração Num Período (horas)intervalo entre sobrecargas,0 8 horas 2 horas,35 30 minutos 6 horas,50 0 minutos 2 horas (b) Deverão ser especificados valores de sobrecarga superiores aos mencionados no item 7.2.3.3(a)deste submódulo, caso os estudos de planejamento da expansão indiquem esta necessidade. 7.2.3.4 By-pass do banco de capacitores série (a) Não é permitida a atuação de dispositivos de proteção dos varistores do banco série para faltas externas à LT na qual o banco está instalado, à exceção dos seguintes casos específicos: () Faltas externas que sejam eliminadas em tempo superior ao tempo máximo de eliminação de defeito em milissegundos t m (00 ms para V N 345 kv e 50 ms para V N < 345 kv). Nesse caso, o dispositivo de proteção dos varistores só pode atuar t m milissegundos após a detecção da falta. O banco de capacitores série deve ser reinserido em até 300 ms após a eliminação da falta. (2) Faltas externas trifásicas eliminadas em até t m milissegundos, com religamento mal sucedido após 500 ms de tempo morto. Nesse caso, o dispositivo de proteção dos varistores só pode atuar após t m milissegundos da tentativa mal sucedida de religamento. 7.2.3.5 Dispositivos de proteção dos equipamentos de compensação série que utilizem varistores devem ser dimensionados considerando os varistores à base de óxido metálico. 7.2.3.6 Os requisitos de energia dos varistores devem ser definidos levando-se em consideração todos os cenários e intercâmbios previstos no sistema de transmissão, bem como todos os tipos de falta. Esses cenários devem abranger desde a configuração inicial até a do ano horizonte de planejamento. Os requisitos devem ser definidos para a condição de falta externa mais crítica, inclusive para a possibilidade de linha paralela fora de serviço. 7.2.3.7 O dimensionamento dos bancos de capacitores série deverá levar em consideração a máxima corrente de swing identificada pelos estudos de sistema. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 22/32
2.3 2.0202. //20 7.2.3.8 Os bancos de capacitores série devem ser dotados de mecanismos que possibilitem a identificação e a adoção de medidas mitigadoras para as configurações operativas que possam propiciar o surgimento de ressonâncias subsíncronas. 7.2.3.9 Nos casos em que o banco de capacitores série estiver conectado à subestação terminal de LT, os equipamentos conectados ao terminal do banco no lado da LT, como reatores em derivação, transformadores de potencial, pára-raios, equipamentos de onda portadora, etc., deverão ser especificados para operar continuamente com a máxima tensão possível em regime permanente, a qual pode ser superior àquela indicada na Tabela 2Tabela 4 do Submódulo 23.3. A tensão do lado de linha do terminal do banco de capacitores deve ser calculada considerando a máxima tensão operativa no barramento da subestação terminal e a máxima corrente especificada para a operação do referido banco. 7.3 Compensador Estático de Reativo (CER) 7.3. Condições gerais (a) O sistema de controle do compensador estático não pode comprometer o desempenho do SIN, tanto em operação normal como sob contingências, emergências e operação degradada, para regimes permanente e transitório. (b) O compensador estático não deve propiciar o surgimento de condições de ferrorressonância, nem de saturação assimétrica de núcleos de transformadores. (c) Para qualquer cálculo de harmônicos e filtros devem ser consideradas as tolerâncias de fabricação das impedâncias dos transformadores elevadores dos CER, incluindo diferenças entre fases, bem como os valores especificados de tensão de sequencia negativa da rede e da faixa de variação da frequência fundamental. (d) O controle do CER deve ser concebido de forma a evitar hunting com controles de outros CER eletricamente próximos. As operações do sistema de controle de elementos manobráveis e/ou comutadores automáticos de transformadores (do compensador estático ou externos), não devem dar origem a oscilações intermitentes (huntings) entre estes elementos, nem entre nenhum deles e o controle do compensador. (e) O controle do compensador estático deve ser concebido de forma a contribuir para minimizar as perturbações no sistema elétrico, durante uma falta. O controle deve ser dimensionado considerando a necessidade de atuação do esquema de religamento monopolar. (f) O controle do CER deve permitir a entrada de sinais de grandezas elétricas adicionais (fluxo de potência ativa, frequência, etc.) com o objetivo de modular, se necessário, a potência reativa do CER no sentido de amortecer oscilações de tensão, oscilações de potência na rede elétrica e ressonâncias subsíncronas. (g) O controle do CER deve ser projetado de tal forma a não comprometer a estabilidade de tensão da rede elétrica. Para tanto, deve identificar a sensibilidade da tensão da rede elétrica à variação da susceptância do CER, e adotar medidas corretivas no sentido de evitar condições de instabilidade. (h) Deve ser demonstrado o desempenho do compensador estático para a operação em condições nominais e degradadas por meio de estudos, com programas de transitórios eletromagnéticos e de estabilidade transitória e dinâmica, a serem elaborados pelo agente transmissor. (i) Todos os equipamentos integrantes do CER deverão ser dimensionados para suportar solicitações de curto-circuito na barra de conexão da Rede Básica onde serão instalados. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 23/32
2.3 2.0202. //20 (j) Deve ser possível ajustar a inclinação da rampa do controle do CER de forma contínua dentro da faixa de tensão operativa em regime permanente para operação na rede básica, no ponto de conexão do CER. (k) Deverá ser fornecida a memória de cálculo com o dimensionamento do circuito principal do compensador estático. (l) Faz parte do fornecimento do CER a disponibilização, ao ONS, de modelos computacionais para simulações de regime permanente, transitórios eletromecânicos (estudos dinâmicos) e de transitórios eletromagnéticos. Estes modelos devem ser entregues devidamente aferidos e documentados. 7.3.2 Ajuste do sistema de controle 7.3.2. Deve-se levar em conta a potência de curto-circuito trifásica máxima no barramento de conexão a rede básica no ano de entrada em operação e a potência de curto-circuito mínima para o mesmo ano em condição de rede degradada. Essa informação tem a finalidade de permitir um ajuste inicial adequado do sistema de controle do compensador estático. 7.3.3 Tempos de eliminação de defeito 7.3.3. O projeto deve considerar os tempos (ms) de eliminação de falta conforme Tabela 8: Tabela 8 Tempo de eliminação de falta (ms) Tensão(kV) Sem falha de disjuntor Com falha de disjuntor 765 80 200 525 e 500 00 250 440 00 250 345 00 400 230 50 500 38 50 500 38 (*) 450 750 88 (*) 450 750 69 (*) 800 000 (*) sem teleproteção 7.3.4 Frequência 7.3.4. O CER deverá dimensionado para operar nas seguintes condições de frequência: Faixa de Frequência em Regime Permanente: 60 Hz ± 0,2 Hz Faixa de Variação Transitória de Frequência (a) 56 a 59,8 Hz por 20 segundos (b) 60,2 a 66 Hz por 20 segundos () A faixa de operação em regime permanente deverá ser utilizada para cálculos de desempenho de equipamentos e as faixas de operação transitória para o cálculo dos valores de capacidade (rating). Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 24/32
7.3.5 Ciclo de Sobrecarga 2.3 2.0202. //20 7.3.5. O CER deverá ser capaz de suportar as condições de operação em sobrecarga conforme Tabela 9 Tabela 9 Tensão x tempo Tensão (pu) Tempo,80 50 ms (Ind),40 200 ms (Ind),30 s (Ind),20 0 s (Ind),05 () Contínuamente (Cap/Ind) Nota : Para as tensões de operação de 500 ou 525 kv, o ciclo deverá prever a operação continua para 550 kv (,0 pu de 500 kv). 7.3.5.2 O CER deverá suportar o ciclo de sobretensão/sobrecarga indutiva, a partir do regime permanente, totalmente indutivo, observando ainda as seguintes condições: (a) sem que haja disparo protetivo da válvula de tiristores produzido pelas sobretensões de bloqueio dos tiristores ( turn-off overshoot ); (b) sem que a temperatura de junção dos tiristores supere a máxima temperatura de junção admitida no projeto; (c) sem que haja limitação no ângulo de disparo do(s) TCR(s) (reator controlado a tiristores). 7.3.6 Desempenho do CER 7.3.6. O CER deverá apresentar, no mínimo, o desempenho indicado na Tabela 0: Tabela 0 Resposta do CER Parâmetros Valor Response time (rise time): 90% do valor final 33 ms Settling time: ±5% do valor final 00 ms Overshoot: sem exceções 30% 7.3.6.2 Esta resposta deve ser atingida para qualquer tensão dentro da faixa operativa, para qualquer condição da rede externa ao CER. O tempo de resposta do controle do CER é avaliado considerando a variação da tensão medida do ponto de conexão do CER, após as filtragens, com o estatismo do controle ajustado em zero. 7.3.7 Perdas 7.3.7. O CER deve atender a perda máxima estabelecida no instrumento técnico de outorga. 7.3.7.2 Faz parte do fornecimento a entrega da memória de cálculo preliminar das perdas do CER bem como a execução de ensaios que comprovem o atendimento ao requisito estabelecido. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 25/32
7.3.8 Desempenho Harmônico 2.3 2.0202. //20 7.3.8. Definições: (a) Distorção de tensão harmônica individual D = V h (em %) (b) Distorção de tensão harmônica total (DTHT) é a raiz quadrada do somatório quadrático das tensões harmônicas de ordens 2 a 30: DTHT= v V 2 h (em %), onde: h V h = 00 tensão harmônica de ordem h em porcentagem da fundamental v v h tensão harmônica de ordem h (V) v tensão fundamental nominal (V) 7.3.9 Condições gerais para o desempenho harmônico. 7.3.9. Devem-se considerar, para a avaliação do desempenho harmônico do CER, as seguintes condições e requisitos: (a) A determinação do envelope de impedância harmônica da rede CA deve considerar os diversos cenários de evolução da rede ao longo do período de concessão, nas configurações relativas aos patamares de carga leve, média e pesada. Cargas poderão ser representadas, devendo-se entretanto demonstrar a adequação do modelo de carga adotado. Preferencialmente a carga deverá ser representada onde ela está concentrada, ou seja, principalmente na distribuição primária. O envelope total poderá ser subdividido em subenvelopes de harmônicos sucessivos. Além dos harmônicos do grupo deverão ser incluídos em cada subenvelope o harmônico imediatamente superior e imediatamente inferior as ordens harmônicas do grupo, com a finalidade de garantir a intersecção entre os conjuntos. (b) Deve ser considerada a necessidade de atendimento ao desempenho harmônico, para as configurações de rede completa e (n-) da rede CA. (c) Deve-se manter para todas as etapas de implementação do presente lote, o desempenho harmônico estabelecido no Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede, considerando as condições de máxima dessintonia dos filtros e às condições mais severas de geração de correntes harmônicas pelos TCRs. (d) Deve ser considerada a possibilidade de operação da rede CA com um desbalanço máximo de sequencia negativa de 2,0%. Nos casos de filtros ativos ou passivos de sintonia automática, devem ser considerados os erros de controle. (e) As instalações devem ter desempenho harmônico, do ponto de vista de distorção harmônica no ponto de acoplamento comum (PAC) com a rede básica, demonstrado por meio de estudos e de medições nos barramentos CA da rede básica conectados à subestação onde se localiza o CER, conforme estabelecido no Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 26/32
2.3 2.0202. //20 Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede. Esses estudos e medições são de responsabilidade do proprietário do ativo. As medições devem ser realizadas antes da entrada em operação do CER e imediatamente após a entrada em operação. Estes resultados deverão ser encaminhados ao ONS no prazo de 90 dias após a entrada em operação na forma de relatório e planilha. O agente deverá instalar um equipamento de monitoração contínua, que utilize métodos e equipamentos de medição autorizados pelo ONS. (f) As correntes harmônicas nas linhas CA conectadas ao CER, não devem produzir interferências nas linhas telefônicas em operação na data de comissionamento do CER, acima dos limites das normas correspondentes. 7.3.0 Avaliação da performance dos filtros 7.3.0. Os limites de distorção harmônica individual em porcentagem da tensão fundamental, na barra de conexão, considerando o CER como o único gerador de harmônicos estão definidos conforme Tabela 7 do Submódulo 2.8. 7.3. Avaliação do rating dos filtros 7.3.. Para a definição do rating dos elementos dos filtros, a transmissora devem avaliar as harmônicas externas ao seu CER (background harmonics), considerando os valores limites globais apresentados na Tabela 6 do Submódulo 2.8, que impliquem nos piores valores de corrente e tensão nos componentes dos filtros, respeitando o limite global de DTHT. 7.3.2.7.3..2 Os filtros deverão ser dimensionados para que não haja necessidade de desligamento por overrating em condições operativas normais e de contingências simples (n-) da rede externa, mesmo em caso de operação com indisponibilidade de um filtro. 7.3 7.4 Unidades FACTS...7.4. Aplicações...7.4.. A necessidade de utilização de dispositivos FACTS deve ser determinada mediante estudos de planejamento e determinada sobretudo pelos condicionamentos sistêmicos listados a seguir: (a) controle de tensão (potência reativa) local ou de uma rede elétrica; (b) controle do fluxo de potência, ou ângulo de fase, em um trecho da rede; (c) ajuste da impedância série em linhas de transmissão (compensação série); (d) aumento do grau de amortecimento dinâmico dos sistemas e/ou aumento das margens de estabilidade, tanto transitórias quanto dinâmicas. 7.3.. 7.4..2 A unidade FACTS não deve provocar interferências na operação de defasadores, comutadores em derivação, manobras em reatores, bancos de capacitores, saturação de núcleos de transformadores, ou na operação de qualquer outro tipo de equipamento, nem propiciar o surgimento de condições de ferrorressonância. 7.3..2 7.4..3 Devem ser respeitados os limites de distorções harmônicas estabelecidos no Submódulo 2.8. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 27/32
2.3 2.0202. //20 7.3..3 7.4..4 As operações do sistema de controle de elementos manobráveis e/ou comutadores automáticos de transformadores não devem dar origem a oscilações intermitentes (huntings), na potência ou frequência. 7.3..4 7.4..5 Durante uma falta, a potência ativa transmitida pelo dispositivo FACTS deve ser a maior possível, relativamente à potência antes da falta, de forma a minimizar as perturbações, por redução de potência, nos sistemas elétricos. A mesma condição se aplica durante a atuação do esquema de religamento monopolar. 7.3..5 7.4..6 Comportamento em regime dinâmico e transitório (a) Estabilidade transitória e dinâmica: a unidade FACTS não deve reduzir as margens de estabilidade e/ou o amortecimento do sistema, contribuindo de forma positiva para: () limites de estabilidade transitória, relativos à manutenção do sincronismo sob perturbações em condições de carregamento crítico e em condições de contingências; (2) manutenção das margens de estabilidade e amortecimento do Sistema Interligado Nacional SIN; e (3) amortecimento dos modos de ressonância subsíncrona preexistentes. (b) Ressonâncias subsíncronas: a unidade FACTS não deve provocar o surgimento de fenômeno de ressonância subsíncrona na região onde será instalado. (c) Transitórios eletromagnéticos: a unidade FACTS não deve submeter os equipamentos da rede básica a valores de tensão e corrente acima das suas suportabilidades. (d) Controle: o sistema de controle da unidade FACTS não pode comprometer o desempenho do SIN, tanto em operação normal como sob contingências, emergências e operação degradada. 7.3..6 7.4..7 Deve ser demonstrado o desempenho do dispositivo FACTS para a operação em condições nominais e degradadas por meio de estudos a serem elaborados pelo agente transmissor. 7.3..7 7.4..8 O dispositivo FACTS não pode ser considerado como desempenhando a sua função integral para o SIN se não tiver plena capacidade de regulação das grandezas especificadas no instrumento técnico de outorga de concessão ou de autorização. 7.3. 7.4.2 Eficiência 7.3..7.4.2. A eficiência da unidade FACTS deve ser maior ou igual àquela utilizada nos estudos de planejamento que definem a alternativa de menor custo global, à qual corresponde a soma do custo dos investimentos mais o custo das perdas. 7.4 7.5 Disjuntores conectados à rede básica 7.4. 7.5. Os disjuntores devem ter tempos máximos de interrupção de 2 ciclos para as classes de tensões de 800, 550, 460 e 362 kv e 3 ciclos para as tensões de 242 kv de 60 Hz. 7.4.2 7.5.2 O ciclo de operação com religamento rápido deve atender aos requisitos da norma NBR IEC 6227-00. 7.4.3 7.5.3 Os disjuntores devem ser capazes de efetuar, em função das características específicas de cada aplicação e dos requisitos sistêmicos, as seguintes operações: (a) Abertura de linhas em vazio com sobretensão de pré-manobra à frequência de 60 Hz, de acordo com os valores da Tabela 5 do ssubmódulo 23.3. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 28/32
2.3 2.0202. //20 Abertura de banco de capacitores: os disjuntores devem ser do tipo de baixíssima probabilidade de reacendimento de arco conforme designação da norma NBR IEC 6227-00. (b) Abertura de pequenas correntes indutivas, tal como na manobra de reatores em derivação, sem provocar reignições, reacendimentos, sobretensões inadmissíveis ou transitórios de frequência elevada que possam colocar em risco os equipamentos da subestação. (c) Abertura em oposição de fases. (d) Abertura de defeito trifásico não envolvendo terra, no barramento ou na saída de linha. (e) Abertura de defeito quilométrico. (f) Abertura da corrente de curto-circuito com a relação X/R do ponto do sistema onde será aplicado. 7.5.4 Os disjuntores das unidades transformadoras e dos bancos de capacitores em derivação, caso necessário, devem ser dotados de elementos ou sistemas que limitem os transitórios de energização das mesmas, com o intuito de não causar sobretensões, subtensões ou sobrecorrentes que afetem o desempenho da rede ou causem o funcionamento indevido dos sistemas de proteção e controle. 7.5.5 Os disjuntores dos bancos de capacitores devem ser do tipo de baixíssima probabilidade de reacendimento de arco conforme designação da norma NBR IEC 6227-00. 7.5.7.5.6 Os disjuntores dos bancos de reatores em derivação deverão ser monopolares e devem ser dotados de dispositivo de manobra controlada. 7.5.27.5.7 Para o dimensionamento dos disjuntores das conexões referidas no item.7 deste submódulo, deve ser considerada qualquer falha ou indisponibilidade de disjuntor pertencente à subestação que redunde em manobra de outro equipamento ou de LT. 7.5.37.5.8 Para o dimensionamento dos disjuntores das conexões referidas no item.7 deste submódulo deve ser considerada qualquer falha ou indisponibilidade de disjuntor pertencente a subestações adjacentes que redunde em manobra em conjunto com o(s) equipamento(s)/lt a elas conectadas. 7.5.47.5.9 Os disjuntores das conexões dos enrolamentos secundários das unidades transformadoras de potência devem ser adequados para abertura de defeito trifásico no barramento que não envolva terra. 7.5.0 Para fins de padronização das instalações da rede básica, os requisitos mínimos para a corrente nominal de disjuntores deve ser: (a) 345 kv e acima: 4000 A, (a)(b) 230 kv: 350 A. 7.5 7.6 Seccionadoras, lâminas de terra e chaves de aterramento conectadas à rede básica 7.5. 7.6. As lâminas de terras e chaves de aterramento das LT devem ser dimensionadas para suportar, na abertura, os valores máximos de tensão e de corrente induzidas pelos acoplamentos eletrostático e eletromagnético, valores esses determinados nos estudos de manobra de chaves. 7.5.2 7.6.2 Para dimensionar esses equipamentos deve-se considerar a relação X/R do ponto do sistema onde serão instalados. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 29/32
2.3 2.0202. //20 7.5.3 7.6.3 Esses equipamentos devem permitir manobras de fechamento e abertura nas condições mais severas de tensões induzidas de LT em paralelo, aí incluídas situações de ressonância e de carregamento máximo. 7.6 7.7 Pára-raios conectados à rede básica 7.6. 7.7. Devem ser instalados pára-raios nas entradas de LT, nas conexões de unidades transformadoras de potência, de reatores em derivação e de bancos de capacitores não autoprotegidos. 7.6.2 7.7.2 Os pára-raios devem ser do tipo estação, a óxido metálico, sem centelhador. 7.6.3 7.7.3 Para as conexões de LT em 230 kv pode ser proposto o uso de centelhadores nas subestações terminais, desde que: (a) Não exista e também não esteja prevista a instalação de bancos de capacitores série, em derivação ou unidades FACTS. (b) O proponente demonstre, por meio de estudos de coordenação de isolamento, que os equipamentos da subestação são protegidos adequadamente, ou seja, os equipamentos não são submetidos a riscos de falha superiores àqueles que utilizam pára-raios a óxido metálico. 7.7 7.8 Transformadores de potencial conectados à rede básica 7.7. 7.8. As características dos transformadores de potencial devem satisfazer às necessidades de diversos sistemas: de proteção (Submódulo 2.6), de medição de faturamento (Módulo 2) e de medição indicativa para controle da operação (Submódulo 2.7). 7.8 7.9 Transformadores de corrente conectados à rede básica 7.8. 7.9. As características dos transformadores de corrente devem satisfazer às necessidades de diversos sistemas: de proteção (Submódulo 2.6), de medição de faturamento (Módulo 2) e de medição indicativa para controle da operação (Submódulo 2.7). 7.8.2 7.9.2 Para a especificação dos núcleos de proteção dos transformadores de corrente com tensão nominal igual ou superior a 242 kv, deve-se considerar a relação X/R do ponto de instalação, para que esses núcleos não saturem durante curtos-circuitos e religamentos rápidos (IEEE 76 CH30-4 2 e CEI/IEC 44-6 3 ). 7.9 7.0 Requisitos para os serviços auxiliares de corrente contínua e de corrente alternada para subestações da rede básica com tensão nominal igual ou superior a 230 kv 7.9. 7.0. Alimentação em corrente contínua para os sistemas de proteção, supervisão e controle (a) Os serviços auxiliares de corrente contínua (CC) para alimentação dos sistemas de proteção, controle e supervisão devem ter dois conjuntos de bancos de baterias com retificadores independentes, alimentando cargas independentes, e cada conjunto deve ser dimensionado para suprir toda a carga prevista em regime contínuo. 2 Transient response of current transformers. 3 Instrument transformers - part 6: Requirements for protective current transformers for transient performance. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 30/32
2.3 2.0202. //20 (b) Os serviços auxiliares CC não podem, para o sistema de proteção e de supervisão e controle, em nenhuma condição, manterprever o paralelismo entre os conjuntos formados por banco de baterias e retificador, ou seja, os circuitos e cargas de cada conjunto devem operarser completamente independentes. É permitido o paralelismo entre os bancos de bateria momentaneamente, tempo suficiente apenas para não necessitar reinicializar os sistemas digitais ou computadorizados. (c) Em caso de falta de alimentação de corrente alternada (CA), os bancos de baterias devem ter autonomia para realizar as manobras de recomposição da subestação. Cada conjunto bateria-retificador deve atender a toda a carga prevista para regime contínuo pelo período mínimo de 5 (cinco) horas. (d) As unidades terminais remotas (UTR) ou unidades de aquisição e controle (UAC) dos sistemas de supervisão e controle devem ser equipadas com dupla alimentação CC, devendo ser alimentadas por circuitos independentes de cada um dos bancos de baterias. Na falta de uma das alimentações CC o automatismo de transferência se dará internamente sem que haja paralelismo dos bancos de baterias. (e)(d) Além disso, os serviços auxiliares CC devem atender aos critérios para alimentação dos sistemas de proteção estabelecidos no Submódulo 2.6 e suprir os circuitos de iluminação de emergência das subestações atendidas por operadores. 7.9.2 7.0.2 Alimentação em corrente contínua para os sistemas de telecomunicações (a) Os serviços auxiliares CC para alimentação dos sistemas de telecomunicação devem ter dois conjuntos de bancos de baterias com retificadores independentes, alimentando cargas independentes, e cada conjunto deve ser dimensionado para suprir a carga total imposta pelos equipamentos de telecomunicação da subestação (SE). (b) Em caso de falta de alimentação CA, cada banco de bateria deve ter autonomia de no mínimo 0 (dez) horas, para atender à carga total dos equipamentos de telecomunicação da SE. (c) Os equipamentos de telecomunicação devem ser alimentados por circuitos independentes de cada um dos bancos de baterias, para que, na falta de tensão em um dos circuitos, a alimentação seja transferida automaticamente para o outro circuito, sem manterocorrer o paralelismo dos bancos de baterias. É permitido o paralelismo entre os bancos de bateria momentaneamente, tempo suficiente apenas para não necessitar reinicializar os sistemas digitais ou computadorizados. (d) Os conjuntos de baterias/retificadores mencionados no item 7.0.deste submódulo devem ser independentes dos conjuntos mencionados no item 7.0.2deste submódulo. 7.9.3 7.0.3 Alimentação em corrente alternada (a) Os serviços auxiliares CA devem ter duas fontes de alimentação, sendo uma fonte externa local e outra do terciário da transformação da subestação. Caso a subestação não tenha transformação, as duas fontes de alimentação devem ser externas de subestações distintas. Casos excepcionais deverão ser submetidos pela TRANSMISSORA para análise e aprovação do ONS e da ANEEL. (b) Em caso de falta de tensão na fonte de alimentação em operação, deve ser previsto um sistema para realizar a transferência automática das cargas para a outra fonte, que deve estar operando normalmente. (c) Os serviços auxiliares CA devem ter para casos de falta de tensão nas duas fontes de alimentação CA preferenciais grupo motor-gerador com partida automática e capacidade para alimentação das cargas essenciais da SE. Cargas essenciais são aquelas Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 3/32
2.3 2.0202. //20 necessárias para iniciar o processo de recomposição da SE em caso de desligamento total ou parcial. 7.0.4 Testes de manutenção (a) Na programação de manutenção e testes dos serviços auxiliares, os agentes deverão considerar os requisitos mínimos de testes estabelecidos no Submódulo 0.4. Endereço na Internet: http://www.ons.org.br Página 32/32