DSP - DESPACHO 2852/2022
Tipo de documento: anexo
Ementa: Aprova a revisão 2022.10 dos documentos dos Submódulos 2.3, 2.9, 2.10, 2.12, 2.14, 7.1, 7.2, 7.13, 8.1 e 8.3 dos Procedimentos de Rede, conforme documentação constante nos autos e do sítio do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.
Assunto: Aprovação
Situação: NÃO CONSTA REVOGAÇÃO EXPRESSA
Publicação: 2022-10-05
Autor: SRT/SRG/ANEEL

Submódulo 2.10
Requisitos técnicos mínimos para a
conexão às instalações de transmissão
Requisitos

Revisão Motivo da revisão Data de aprovação
2022.10 Despacho ANEEL nº 2.852/2022 03/10/2022

Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência
Requisitos técnicos mínimos para a conexão às

2.10 Requisitos 2022.10 03/10/2022
instalações de transmissão
ÍNDICE
1. OBJETIVO ..................................................................................................................................... 5
2. REQUISITOS GERAIS ...................................................................................................................... 5
3. SISTEMAS DE PROTEÇÃO, SUPERVISÃO E CONTROLE, MEDIÇÃO, TELECOMUNICAÇÕES E CONTROLE
DAS INSTALAÇÕES DE CONEXÃO ................................................................................................... 6
3.1. Sistemas de proteção, de registro de perturbações e de telecomunicações para teleproteção .. 6
Aspectos gerais ............................................................................................................ 6
Sistemas de proteção de linhas de transmissão .......................................................... 6
Sistemas de registro de perturbações ......................................................................... 6
Sistemas Especiais de Proteção (SEP) .......................................................................... 6
Proteções de caráter sistêmico .................................................................................... 7
3.2. Sistemas de supervisão e controle para a operação ..................................................................... 7
3.3. Sistemas de medição para faturamento ........................................................................................ 7
3.4. Sistemas de telecomunicações ...................................................................................................... 7
3.5. Sistemas de controle ...................................................................................................................... 7
4. CONEXÃO DE USINAS HIDROELÉTRICAS E TERMOELÉTRICAS .......................................................... 7
4.1. Aspectos gerais .............................................................................................................................. 7
4.2. Requisitos técnicos gerais .............................................................................................................. 9
4.3. Sistema de excitação .................................................................................................................... 11
Geral ........................................................................................................................... 11
Excitatriz da unidade geradora .................................................................................. 11
Regulador de tensão da unidade geradora................................................................ 12
Equipamentos do sistema de excitação da unidade geradora .................................. 13
4.4. Regulação primária de frequência ............................................................................................... 14
4.5. Regulação secundária de frequência ........................................................................................... 16
4.6. Sistema de proteção para as unidades geradoras ....................................................................... 16
4.7. Sistema de registro de perturbação para as unidades geradoras ............................................... 17
4.8. Serviços auxiliares para as usinas geradoras ............................................................................... 17
4.9. Solicitações de curto-circuito ....................................................................................................... 18
5. CONEXÃO DE CENTRAIS GERADORAS EÓLICAS E FOTOVOLTAICAS................................................ 19
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Requisitos técnicos mínimos para a conexão às

2.10 Requisitos 2022.10 03/10/2022
instalações de transmissão
5.1. Aspectos gerais ............................................................................................................................ 19
5.2. Requisitos técnicos gerais ............................................................................................................ 20
5.3. Variação de tensão em regime permanente ............................................................................... 25
5.4. Instabilidade de tensão ................................................................................................................ 25
5.5. Sistema de proteção para centrais geradoras ............................................................................ 25
5.6. Sistema de registro de perturbações para centrais geradoras ................................................... 25
5.7. Suportabilidade a subtensões e sobretensões dinâmicas ........................................................... 25
5.8. Injeção de corrente reativa sob defeito ....................................................................................... 26
5.9. Tomada de carga .......................................................................................................................... 27
6. CONEXÃO DE CENTRAIS GERADORAS HÍBRIDAS (UGH) E CENTRAIS GERADORAS ASSOCIADAS ...... 27
6.1. Aspectos gerais ............................................................................................................................ 27
6.2. Requisitos técnicos gerais ............................................................................................................ 28
7. CONEXÃO DE CARGA .................................................................................................................. 30
7.1. Aspectos gerais ............................................................................................................................ 30
7.2. Condições de conexão ................................................................................................................. 30
7.3. Fator de potência ......................................................................................................................... 31
8. CONEXÃO DAS INSTALAÇÕES DE INTERESSE RESTRITO DE AGENTES DE IMPORTAÇÃO/EXPORTAÇÃO
PARA INTERLIGAÇÃO INTERNACIONAL ........................................................................................ 32
8.1. Capacidade de transmissão ......................................................................................................... 32
8.2. Desempenho dinâmico ................................................................................................................ 32
8.3. Controle de tensão ....................................................................................................................... 32
8.4. Interferência harmônica .............................................................................................................. 32
8.5. Operação monopolar com retorno pela terra ............................................................................. 32
8.6. Outros aspectos ........................................................................................................................... 32
9. CONEXÃO EM DERIVAÇÃO (TAPE) NA REDE BÁSICA ..................................................................... 33
9.1. Condições gerais .......................................................................................................................... 33
9.2. Instalações de conexão ................................................................................................................ 34
9.3. Sistemas de proteção ................................................................................................................... 34
10. ARRANJO DE BARRAMENTO ....................................................................................................... 35
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2.10 Requisitos 2022.10 03/10/2022
instalações de transmissão
10.1. Acesso às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão ............ 35
10.2. Subestações de uso exclusivo de agente de geração, de importação/exportação ou consumidor
com conexão às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão .. 36
11. ÁREA DA SUBESTAÇÃO ............................................................................................................... 36
11.1. Acesso às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão ............ 36
11.2. Subestações de uso exclusivo de agente de geração, de importação/exportação ou consumidor
com conexão às instalações de transmissão ............................................................................... 37
12. REFERÊNCIAS .............................................................................................................................. 37
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2.10 Requisitos 2022.10 03/10/2022
instalações de transmissão
1. OBJETIVO
1.1. Estabelecer os requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações sob responsabilidade de
agente de transmissão, com o propósito de:
(a) balizar as ações do Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS relativas à proposição das
ampliações, reforços e melhorias nas instalações sob responsabilidade de agente de transmissão;
(b) fornecer aos novos usuários das instalações sob responsabilidade de agente de transmissão as
informações necessárias para a elaboração do projeto do ponto de conexão e das instalações de
transmissão de uso exclusivo/restrito; e
(c) fornecer aos usuários já conectados às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão,
que requeiram acesso e/ou contratação, as informações necessárias para atualização/adequação do
projeto do ponto de conexão e das instalações de transmissão de uso exclusivo/restrito.
1.1.1. Os requisitos aplicam-se à conexão à Rede Básica, às Demais Instalações de Transmissão (DIT), às
instalações de transmissão de interesse exclusivo de centrais de geração para conexão compartilhada (ICG)
e às instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais conectadas à
Rede Básica.
1.2. Este submódulo também tem como objetivo apresentar os requisitos técnicos mínimos para a conexão
de centrais de geração às instalações sob responsabilidade de distribuidora em nível de tensão superior a 69
kV.
2. REQUISITOS GERAIS
2.1. A conexão às instalações de transmissão deve atender aos padrões de desempenho definidos no
Módulo 9 – Indicadores.
2.1.1. É de responsabilidade de todos os agentes envolvidos garantir que na fronteira com as instalações
sob responsabilidade de agente de transmissão sejam atendidos os limites dos indicadores de desempenho
e os requisitos técnicos mínimos estabelecidos nos Procedimentos de Rede.
2.1.2. Os indicadores de desempenho das instalações de transmissão quanto à Qualidade da Energia Elétrica
(QEE) têm limites globais, de caráter sistêmico, e limites individuais, relativos a cada acessante.
2.1.2.1. Os indicadores de caráter individual devem ser obtidos por meio de medição, conforme estabelecido
no Submódulo 2.9 – Requisitos mínimos de qualidade de energia elétrica para acesso ou integração à Rede
Básica, e de estudos, conforme descrito no Submódulo 2.3 – Premissas, critérios e metodologia para estudos
elétricos.
2.1.2.2. Os indicadores de caráter global devem ser obtidos por meio de campanhas de medição, conforme
estabelecido no Submódulo 2.9.
2.2. Quando houver compartilhamento de instalações de interesse restrito para a conexão às instalações
sob responsabilidade de agente de transmissão ou de distribuição, os requisitos técnicos mínimos devem ser
atendidos por todos os usuários do compartilhamento na conexão das instalações compartilhadas às
instalações sob responsabilidade de agente de transmissão ou de distribuição.
2.3. Os requisitos técnicos mínimos aplicáveis às instalações de conexão às DIT devem atender os padrões
técnicos da concessionária de transmissão detentora da instalação acessada e às normas e padrões técnicos
da concessionária ou permissionária de distribuição, quando houver transferência de instalações.
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Requisitos técnicos mínimos para a conexão às

2.10 Requisitos 2022.10 03/10/2022
instalações de transmissão
2.4. Por princípio, os requisitos técnicos mínimos das instalações de conexão do acessante devem estar em
conformidade com as normas técnicas da Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT, no que for
aplicável e, complementados, com as normas técnicas da International Electrotechnical Commission – IEC e
American National Standards Institute – ANSI.
2.4.1. Quando nenhuma das normas anteriores atenderem aos requisitos exigidos e com a anuência prévia
pelo Operador, as recomendações do Institute of Electrical and Electronics Engineers – IEEE podem ser
seguidas.
2.5. O ONS, a seu critério, pode propor à Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL a adequação de
instalação de conexão existente devido ao não atendimento aos requisitos técnicos estabelecidos neste
submódulo, decorrente da evolução do Sistema Interligado Nacional (SIN).
2.6. O acessante é responsável por avaliar qualquer efeito que o SIN possa provocar sobre suas instalações
e por tomar as ações corretivas que lhe são cabíveis.
2.6.1. Todos os estudos necessários à avaliação do impacto da usina no SIN devem ser realizados pelo
acessante e disponibilizados seus resultados e as bases de dados utilizadas.
3. SISTEMAS DE PROTEÇÃO, SUPERVISÃO E CONTROLE, MEDIÇÃO, TELECOMUNICAÇÕES E CONTROLE
DAS INSTALAÇÕES DE CONEXÃO
3.1. Sistemas de proteção, de registro de perturbações e de telecomunicações para teleproteção
Aspectos gerais
3.1.1.1. Os requisitos técnicos gerais para os sistemas de proteção, de registro de perturbações e de
telecomunicações para teleproteção estão descritos no Submódulo 2.11 – Requisitos mínimos para os
sistemas de proteção, de registro de perturbações e de teleproteção.
Sistemas de proteção de linhas de transmissão
3.1.2.1. Linhas radiais de uso exclusivo do acessante podem dispensar a utilização de esquemas de
teleproteção mediante avaliação técnica do ONS.
Sistemas de registro de perturbações
3.1.3.1. Os sistemas de registro de perturbações das instalações do acessante podem ser constituídos por
funções integradas nos sistemas de proteção dessas instalações.
3.1.3.2. Os registros de oscilografia devem ser armazenados pelo acessante e fornecidos ao ONS e ao agente
de transmissão acessado, quando solicitado, conforme estabelecido no Submódulo 6.3 – Análise de
perturbação.
3.1.3.3. Esses registros devem ser disponibilizados ao ONS no formato de dados especificado no Submódulo
7.10 – Implantação do sistema de registro de perturbações.
Sistemas Especiais de Proteção (SEP)
3.1.4.1. Quando solicitado pelo ONS, após a elaboração de estudos com a participação dos agentes
envolvidos, o agente de transmissão acessado e o acessante devem instalar/adequar/desinstalar SEP,
conforme estabelecido no Submódulo 7.5 – Implantação de Sistemas Especiais de Proteção.
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2.10 Requisitos 2022.10 03/10/2022
instalações de transmissão
Proteções de caráter sistêmico
3.1.5.1. Quando solicitado pelo ONS, o agente de transmissão acessado e o acessante devem
instalar/adequar proteções de caráter sistêmico, conforme estabelecido no Submódulo 7.6 – Implantação de
proteções de caráter sistêmico.
3.2. Sistemas de supervisão e controle para a operação
3.2.1. Os sistemas de supervisão e controle devem atender aos requisitos técnicos descritos no Submódulo
2.12 – Requisitos mínimos de supervisão e controle para a operação.
3.3. Sistemas de medição para faturamento
3.3.1. Os procedimentos e requisitos referentes aos sistemas de medição para faturamento estão
estabelecidos no Submódulo 2.14 – Requisitos mínimos para Sistemas de Medição para Faturamento, no
Submódulo 7.11 – Implantação do Sistema de Medição para Faturamento, no Submódulo 6.16 – Manutenção
do Sistema de Medição para Faturamento e no Submódulo 6.17 – Coleta de dados de medição para
faturamento.
3.4. Sistemas de telecomunicações
3.4.1. Os padrões e procedimentos referentes aos sistemas de telecomunicações estão estabelecidos no
Submódulo 2.15 – Requisitos mínimos para telecomunicações, no Submódulo 7.12 – Implantação dos
serviços de telecomunicações para atendimento às necessidades do Sistema Interligado Nacional, no
Submódulo 5.9 – Manutenção dos serviços de telecomunicações que atendem a Operação do SIN e no
Submódulo 6.10 – Avaliação do desempenho dos serviços de telecomunicações que atendem à Operação do
SIN.
3.5. Sistemas de controle
3.5.1. Os requisitos técnicos mínimos de controle para a conexão de usinas hidroelétricas e termoelétricas
estão relacionados no item 4 deste submódulo.
3.5.2. Os requisitos técnicos mínimos de controle para a conexão de centrais geradoras eólicas e
fotovoltaicas estão relacionados no item 5 deste submódulo.
3.5.3. Para as instalações que requerem sistemas de controle específicos, tais como estações conversoras
de frequência, sistemas de transmissão em corrente contínua (CC), equipamentos FACTS (Flexible AC
Transmission Systems) e compensadores estáticos, os requisitos devem ser definidos caso a caso pelo ONS,
com o objetivo de garantir o desempenho adequado das instalações de transmissão.
4. CONEXÃO DE USINAS HIDROELÉTRICAS E TERMOELÉTRICAS
4.1. Aspectos gerais
4.1.1. Os requisitos técnicos mínimos para conexão de usinas hidroelétricas e termoelétricas são aplicáveis
às:
(a) unidades geradoras das usinas hidroelétricas e termoelétricas com potência total superior a 30 MW
com conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, de forma individual ou
compartilhada; e
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Requisitos técnicos mínimos para a conexão às

2.10 Requisitos 2022.10 03/10/2022
instalações de transmissão
(b) unidades geradoras das usinas hidroelétricas e termoelétricas com conexão às instalações sob
responsabilidade de agente de distribuição e classificadas na modalidade de operação Tipo I,
conforme Submódulo 7.2 – Classificação da modalidade de operação de usinas.
4.1.1.1. As usinas hidroelétricas classificadas na modalidade de operação Tipo II-A podem ter alguns de seus
requisitos técnicos mínimos flexibilizados.
4.1.2. As unidades geradoras das usinas hidroelétricas e termoelétricas com potência total inferior ou igual
a 30 MW com conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, de forma individual ou
compartilhada, devem atender:
(a) aos requisitos técnicos gerais para operação em regime de frequência não nominal indicados nos itens
4.2.1. e 4.2.2. deste submódulo; e
(b) aos demais requisitos gerais, caso o ONS identifique a necessidade desses requisitos após avaliação
levando em consideração a potência total da usina e a sua localização no sistema elétrico.
4.1.3. As unidades geradoras das usinas hidroelétricas e termoelétricas classificadas nas modalidades de
operação Tipo II-A, Tipo II-B, Tipo II-C ou Tipo III com conexão às DIT ou às instalações sob responsabilidade
de agente de distribuição em tensão superior a 69 kV, devem atender:
(a) aos requisitos técnicos gerais para operação em regime de frequência não nominal indicados nos itens
4.2.1. e 4.2.2. deste submódulo; e
(b) aos demais requisitos gerais, no caso de usinas com capacidade instalada total superior a 30 MW ou
por grupos de usinas, em uma mesma área geoelétrica, com capacidade instalada total superior a 50
MW, se o ONS avaliar necessário.
4.1.4. Os acessos de usinas devem atender na conexão às instalações sob responsabilidade de agente de
transmissão os limites dos indicadores de desempenho definidos no Submódulo 9.7 – Indicadores de
qualidade de energia elétrica da Rede Básica.
4.1.5. As usinas não podem reduzir a flexibilidade de recomposição da rede elétrica, seja em função de
limitações dos seus equipamentos, seja em função de tempo de recomposição, salvo em situações críticas
de esvaziamento de reservatório.
4.1.6. Para o ponto de conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão e para a área
de influência da usina devem ser feitas avaliações para verificar se há superação da capacidade de
equipamentos ou necessidade de reajustes de parâmetros de proteção, supervisão e controle. Para tal,
devem ser realizados estudos relativos:
(a) ao nível de curto-circuito com a presença da usina;
(b) à capacidade de disjuntores, barramentos, transformadores de corrente e malhas de terra,
verificando inclusive a possibilidade de saturação de transformadores de corrente;
(c) à adequação e ao ajuste dos sistemas de proteção, supervisão e controle envolvidos com a integração
da usina;
(d) à avaliação paramétrica dos reguladores de tensão, de velocidade e dos sinais estabilizadores; e
(e) à avaliação dos sistemas de partida das unidades geradoras termoelétricas quanto aos indicadores de
variação de tensão de curta duração estabelecidos no Submódulo 9.7 – Indicadores de qualidade de
energia elétrica da Rede Básica.
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2.10 Requisitos 2022.10 03/10/2022
instalações de transmissão
4.1.7. O agente de geração responsável por usina termoelétrica, com a finalidade de subsidiar as
especificações técnicas da usina, deve analisar os modos de oscilação subsíncrona de seus equipamentos
quanto a possíveis interações com os controles de conversora de corrente contínua (CCAT), controlador
FACTS e banco de capacitores série próximos à usina termoelétrica.
4.1.8. Sempre que necessário, equipamentos para o amortecimento adequado de tais oscilações devem ser
instalados pelo acessante antes do início da operação da usina.
4.1.9. Cada unidade geradora a ser interligada ao SIN deve ser especificada para suportar esforços torcionais
sobre os conjuntos turbina-gerador provenientes de manobras, curtos-circuitos e religamentos.
4.1.9.1. Aplica-se particularmente diante de possíveis interações torcionais com os controles de conversora
de corrente contínua (CCAT), controlador FACTS e banco de capacitores série próximos à usina, mesmo que
as oscilações subsíncronas decorrentes de tais interações sejam adequadamente amortecidas.
4.1.10. Mediante solicitação do agente, o ONS deve avaliar a possibilidade de tomar providências visando
reduzir os esforços oriundos de religamento de linha de transmissão (LT). Para tal, o agente deve apresentar
ao ONS:
(a) os resultados de estudos – com explicitação da modelagem e da metodologia de cálculo utilizadas –
que demonstrem a necessidade de tais providências;
(b) os valores de suportabilidade máxima admissível dos eixos de seus equipamentos; e
(c) demais características do conjunto turbina-gerador necessárias para a caracterização das interações
torcionais.
4.1.11. As ações e os custos decorrentes da aplicação dos requisitos técnicos mínimos descritos nesta seção
4 são de responsabilidade do agente de geração.
4.2. Requisitos técnicos gerais
4.2.1. Na operação em regime de frequência não nominal para unidades geradoras hidroelétricas, deve-se
atender às seguintes condições:
(a) operação entre 56 e 66 Hz sem atuação dos relés de subfrequência e sobrefrequência instantâneos;
(b) operação abaixo de 58,5 Hz por período de tempo mínimo de 20 segundos;
(c) operação entre 58,5 e 63 Hz sem atuação dos relés de subfrequência e sobrefrequência temporizados;
e
(d) operação acima de 63 Hz por período de tempo mínimo de 10 segundos.
4.2.2. Na operação em regime de frequência não nominal para unidades geradoras termoelétricas, deve-se
atender às seguintes condições:
(a) operação entre 57 e 63 Hz sem atuação dos relés de subfrequência e sobrefrequência instantâneos;
(b) operação abaixo de 57,5 Hz por período de tempo mínimo de 5 segundos;
(c) operação abaixo de 58,5 Hz por período de tempo mínimo de 10 segundos;
(d) operação entre 58,5 e 61,5 Hz sem atuação dos relés de subfrequência e sobrefrequência
temporizados; e
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Requisitos técnicos mínimos para a conexão às

2.10 Requisitos 2022.10 03/10/2022
instalações de transmissão
(e) operação acima de 61,5 Hz por período de tempo mínimo de 10 segundos (a temporização da
proteção de desligamento por sobrefrequência é definida com base em avaliação do desempenho
dinâmico, para garantir a segurança operativa do SIN).
4.2.2.1. Em casos excepcionais, pode ser proposta pelo agente de geração, para análise do ONS, a operação
de usina termoelétrica em condições diferentes das acima estabelecidas, desde que:
(a) atenda obrigatoriamente ao requisito mencionado no item 4.2.2. (d);
(b) em condições de subfrequência, o ilhamento da usina seja tecnicamente viável, com a garantia do
perfeito funcionamento do SEP associado;
(c) em condições de sobrefrequência, as unidades geradoras sejam desligadas por proteção ou esquema
específico, com ajustes de frequência e temporização estabelecidos pelo ONS; e
(d) os custos decorrentes da implantação dos esquemas de proteção necessários, bem como os oriundos
da operação inadequada desses esquemas, fiquem a cargo do agente de geração.
4.2.3. Participação em Sistemas Especiais de Proteção (SEP):
(a) deve ser possível a desconexão automática de geração para atender aos esquemas de ilhamento da
usina, de modo a minimizar consequências de perturbações no sistema.
4.2.4. Geração/absorção de potência reativa:
(a) a unidade geradora deve ser capaz de operar com fator de potência dentro da faixa de 0,90 capacitivo
(sobreexcitado) a 0,95 indutivo (subexcitado), de modo a participar efetivamente no controle da
tensão do sistema, aumentando as margens de estabilidade de tensão.
4.2.5. Na operação em regime de tensão não nominal, deve-se atender à seguinte condição:
(a) operação entre 0,90 e 1,05 p.u. da tensão nominal no ponto de conexão da usina às instalações sob
responsabilidade de agente de transmissão ou de distribuição, sem atuação dos relés de subtensão e
sobretensão temporizados da usina.
4.2.6. Desempenho durante curto-circuito trifásico:
(a) cada unidade geradora e seus serviços auxiliares devem suportar, sem serem desligados, redução
instantânea para até 25% da tensão nominal de geração com duração de 0,20 s, seguida de um
aumento linear para 95% da tensão nominal de geração em 0,55 s, conforme Figura 1.
Figura 1 - Variação da tensão do gerador durante curtos-circuitos e afundamentos de tensão
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2.10 Requisitos 2022.10 03/10/2022
instalações de transmissão
4.2.7. Desempenho durante curto-circuito assimétrico (corrente de sequência inversa):
(a) cada unidade geradora deve suportar a circulação da corrente de sequência inversa correspondente
a uma falta assimétrica, definida por sua característica I22t = K, durante o tempo decorrido desde o
início da falta até a atuação da última proteção de retaguarda.
4.2.8. Operação ilhada com seus serviços auxiliares (exceto para usinas a carvão e usinas nucleares):
(a) quando as variações de tensão e/ou frequência na rede excederem os seus limites, a usina deve passar
com segurança para a operação ilhada com seus serviços auxiliares e ter a possibilidade de se manter
nessa condição por pelo menos 1 hora.
4.3. Sistema de excitação
Geral
4.3.1.1. As características e o desempenho do sistema de excitação devem estar perfeitamente adequados
ao projeto do gerador.
4.3.1.2. O sistema de excitação deve conter, no mínimo, os seguintes recursos:
(a) controle automático da tensão terminal no gerador ou da tensão da barra de alta da usina, mediante
controle conjunto das unidades;
(b) controle manual da excitação do gerador;
(c) transição suave de controle automático para controle manual e vice-versa;
(d) compensação de corrente reativa;
(e) estabilizador de sistemas de potência (sinal adicional estabilizante);
(f) rápida desexcitação do campo do gerador;
(g) polarização do campo para a elevação inicial da tensão do gerador (excitação inicial);
(h) limitação automática da relação Volt/Hertz;
(i) limitação automática da excitação em valores máximo e mínimo (Efdmáx e Efdmín);
(j) capacidade transitória de tensão negativa; e
(k) desempenho automático das funções que são requeridas pelas sequências de controle automático de
partida e parada, do grupo turbina-gerador.
Excitatriz da unidade geradora
4.3.2.1. Capacidade nominal de excitação:
(a) a capacidade de condução de corrente contínua (CC) não deve ser inferior a 110% da corrente de
excitação necessária para manter o gerador operando com potência máxima e 105% de tensão
nominal.
4.3.2.2. A tensão de teto deve obedecer:
(a) teto positivo: não menor que 2,5 vezes a tensão de campo nominal (nas condições nominais de
potência ativa, tensão e fator de potência); e
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Requisitos técnicos mínimos para a conexão às

2.10 Requisitos 2022.10 03/10/2022
instalações de transmissão
(b) teto negativo: não menor que 80% do teto positivo.
4.3.2.2.1. O valor 1,0 pu de tensão corresponde à tensão de campo necessária para gerar a tensão nominal
na linha do entreferro a vazio.
4.3.2.3. O tempo de resposta de tensão de campo deve ser menor ou igual a 0,1 s.
4.3.2.3.1. Define-se o tempo de resposta de tensão de campo como o tempo necessário para a tensão de
campo atingir 95% da diferença entre a tensão de teto e a tensão de campo a plena carga, sob as seguintes
condições:
(a) máquina a vazio;
(b) desconectada da rede;
(c) operando à tensão de campo nominal; e
(d) aplicando um degrau na referência do regulador de tensão para levar o sistema de excitação à tensão
de teto no menor tempo possível.
4.3.2.4. O máximo valor da curva de resposta da tensão terminal (overshoot) deve ser menor ou igual a 10%.
4.3.2.5. O tempo de estabilização da tensão terminal deve ser menor ou igual a 1 s.
4.3.2.5.1. Define-se o tempo de estabilização da tensão terminal como o tempo necessário para que a
resposta da tensão terminal ao ensaio de degrau na referência do regulador de tensão com a máquina em
vazio alcance e permaneça dentro da faixa de ± 2% do valor final.
4.3.2.6. A capacidade contínua do transformador de excitação não deve ser menor que o requerido quando
a excitatriz estiver operando continuamente.
4.3.2.7. O sistema de excitação de cada gerador deve ser totalmente independente, ou seja, não deve
depender de outro gerador nem de alimentação auxiliar externa em corrente alternada (CA), exceto para:
(a) a excitação inicial do campo;
(b) os serviços auxiliares que sejam essenciais à partida do gerador ou não a limitem; e
(c) os ensaios.
Regulador de tensão da unidade geradora
4.3.3.1. Controle de tensão:
(a) O sistema de excitação deve ser capaz de manter a tensão do gerador dentro dos limites
especificados, com o regulador de tensão operando em modo automático e com umidade relativa do
ar a 100% e temperatura na faixa de – 5o C a 50 o C.
(b) A tensão nas 3 fases do gerador, quando da operação em regime estável de carga e frequência, deve
ser mantida na faixa de  0,5% do valor ajustado para:
qualquer valor de corrente de carga e de excitação dentro da faixa de operação do gerador;
qualquer valor de tensão terminal do gerador compreendida entre 90 a 110% da tensão nominal,
quando o gerador estiver sem carga; e
qualquer frequência na faixa de  5% do valor nominal;
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(c) Em caso de rejeição de carga nos terminais do gerador que estiver operando dentro de sua curva de
capabilidade, a tensão terminal:
não deve exceder o valor máximo de 120% do valor ajustado;
deve ser rapidamente restabelecida para um valor compreendido entre  5% do valor ajustado,
em um tempo inferior a 0,5 s após a ocorrência da rejeição; e
ao atingir o regime permanente, deve estabilizar-se dentro da faixa de  0,5%, mantendo-se
nessa faixa durante todo o período de sobrevelocidade, com a velocidade máxima igual à
sobrevelocidade admissível do conjunto gerador turbina; e
(d) A tensão terminal nas três fases do gerador deve ser mantida na faixa de  0,5% do valor ajustado
quando em operação em vazio e velocidade constante, para qualquer valor de velocidade.
4.3.3.2. Tensão de teto sob condições de defeitos: a tensão de campo da excitatriz estática deve ser mantida
em valor superior a 80% da 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.
4.3.3.3. Sensibilidade: com o gerador operando à frequência, tensão e corrente nominais, o regulador de
tensão da excitatriz estática deve permitir ajustes para a tensão de teto ser atingida, quando houver variação,
em degrau, de 2% na tensão de referência do regulador.
Equipamentos do sistema de excitação da unidade geradora
4.3.4.1. Cada sistema de excitação deve contar com um conjunto independente de equipamentos
destinados à excitação inicial dos geradores que atenda às seguintes exigências:
(a) permita a ligação da excitação inicial do campo e o seu desligamento automático, quando a tensão
do estator tiver atingido um nível adequado; e
(b) os equipamentos devem, no mínimo, ter:
dispositivo limitador de corrente; e
dispositivo de proteção do circuito.
4.3.4.2. A configuração completa do sistema de excitação 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;
e
(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 devem ser
fornecidos.
4.3.4.3. Em termos de circuitos de controle, devem ser previstos os seguintes dois canais independentes:
(a) canal manual: permite o controle manual da excitação; e
(b) canal automático: efetua a regulação automática da tensão terminal do gerador.
4.3.4.4. Controle manual da excitação e regulação automática de tensão:
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(a) O regulador automático de tensão deve ser equipado, no mínimo, com os seguintes limitadores de
ação contínua:
excitação mínima: atua sempre que a corrente de campo atingir valores abaixo dos quais a
máquina possa perder o sincronismo.
excitação máxima: limita automaticamente a corrente de campo a um valor máximo permitido
para o sistema de excitação e enrolamento de campo. Sua atuação deve ter um retardo para
permitir sobrecargas transitórias, desde que não sejam atingidos os valores de projeto do
enrolamento de campo ou valores limites para proteção das pontes de tiristores; e
limitador Volt/Hertz: evita sobrefluxo no gerador, transformador elevador e transformador de
excitação, causado por subfrequência e sobretensão.
(b) A atuação desses limitadores deve ser estável, instantânea, normalmente com faixa ajustável entre
1,0 e 1,3 p.u. com um amortecimento e pequeno tempo de estabilização e deve ser coordenada
dinamicamente com a atuação do sistema de proteção.
4.3.4.5. Compensador de corrente ou potência reativa: deve haver uma função de compensação de potência
reativa com o objetivo de melhorar a regulação do barramento de alta tensão da usina. O grau de
compensação deve ser de 0 a 10%, positiva ou negativa.
4.3.4.6. Sinal adicional estabilizante (SAE):
(a) A estrutura ideal para o SAE deve ser baseada na integral de potência acelerante, com rastreador de
rampa capaz de propriciar um bom amortecimento na faixa de 0,2 a 2,0 Hz.
(b) Deve prever um algoritmo de bloqueio automático por:
nível de potência;
desvio de frequência;
estado do disjuntor da máquina; e
sobretensão.
(c) A reconexão automática do SAE deve ser feita quando as condições de bloqueio não mais existirem.
(d) A saída do SAE deve ter limites ajustáveis.
4.3.4.7. Função seguidor (follow up): deve haver uma função de acompanhamento que ajuste
continuamente a posição do módulo de ajuste de referência manual, para garantir a transição suave do
controle de excitação do modo automático para o manual.
4.4. Regulação primária de frequência
4.4.1. O controle primário de frequência, que é executado pelos reguladores automáticos de velocidade das
unidades geradoras, deve limitar a variação de frequência quando da ocorrência de desequilíbrio entre carga
e geração.
4.4.2. No caso de usinas termoelétricas que operam em ciclo combinado, os requisitos técnicos aplicam-se
à instalação como um todo.
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4.4.3. As características e o desempenho do sistema de regulação primária de frequência devem ser
adequados ao projeto do gerador, conforme requisitos técnicos de desempenho e operacionais listados a
seguir:
(a) Estatismo permanente: ajustável entre 2 e 8%;
(b) Estatismo transitório: ajustável entre 10 e 500%;
(c) Banda morta: menor ou igual a ± 0,04 Hz;
(d) Tempo de estabilização na operação em rede isolada das unidades: menor que 60 s.
É definido como o tempo necessário para a velocidade da unidade geradora permanecer acima
de 95% e abaixo de 105% de seu valor final.
(e) Tempo de resposta na operação em rede isolada: menor que 9 s.
É definido como o tempo necessário para a velocidade da unidade geradora atingir 90% do valor
final, quando sujeita a um degrau de variação de frequência na referência de velocidade do
regulador de velocidade com a malha de frequência aberta.
(i) Esse requisito geralmente é verificado por meio de simulações, por ser difícil estabelecer
condições operativas isoladas.
(ii) A Figura 2 apresenta a resposta geral esperada decorrente da ação do regulador.
Figura 2 – Resposta esperada da ação do regulador
(f) Ajuste do regulador de velocidade na condição de operação interligada: o tempo de resposta e
estabilização deve satisfazer também a condição de operação isolada.
(g) Ajuste do regulador de velocidade na condição de operação em vazio: admite-se um ajuste
diferenciado do regulador de velocidade para a operação em vazio, uma vez que é possível determinar
tal condição por meio da posição de chaves e disjuntores. Por outro lado, a condição de operação
isolada não pode ser detectada facilmente.
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(h) Desempenho fora das condições nominais de tensão e frequência: o sistema de regulação da
frequência deve obedecer aos requisitos acima, dentro das faixas de variação de frequência
relacionadas no item 4.2 e de tensão admitidas para o gerador.
(i) Controle conjunto de potência, caso exista: deve ter a capacidade de equalizar a geração entre as
unidades sob controle.
(j) Desempenho em condições de rejeição de carga: deve ser capaz de controlar a velocidade da unidade
geradora, em caso de rejeição total de carga, para evitar seu desligamento por sobrevelocidade.
4.5. Regulação secundária de frequência
4.5.1. O controle secundário de frequência é executado pelas usinas participantes do Controle Automático
de Geração (CAG), as quais são determinadas pela ANEEL com respaldo dado pelo ONS de acordo com
Submódulo 2.3.
4.5.1.1. Estão sujeitas a participar do CAG todas as usinas hidroelétricas e termoelétricas com potência
instalada igual ou superior a 400 MW, com exceção das:
(a) usinas localizadas em circuitos radiais distantes eletricamente dos centros de carga;
(b) usinas termoelétricas nucleares;
(c) usinas termoelétricas a gás em ciclo simples ou combinado; e
(d) usinas termoelétricas a carvão.
4.5.2. As usinas que participam do CAG devem ser dotadas dos recursos necessários à sua integração com o
sistema de supervisão e controle, conforme o estabelecido no Submódulo 2.12.
4.6. Sistema de proteção para as unidades geradoras
4.6.1. As unidades geradoras devem dispor dos seguintes conjuntos de proteção, além dos conjuntos de
proteção intrínseca recomendados pelo fabricante:
(a) proteção unitária; e
(b) proteção de retaguarda.
4.6.2. O tempo total de eliminação de todos os tipos de faltas pela proteção unitária, incluindo o tempo de
abertura de todos os disjuntores da unidade geradora, não deve exceder:
(a) 100 ms para unidades geradoras que acessam a Rede Básica com conexão às instalações sob
responsabilidade do agente de transmissão em nível de tensão superior a 230 kV; e
(b) 150 ms para unidades geradoras que acessam a Rede Básica com conexão às instalações sob
responsabilidade do agente de transmissão em nível de tensão igual ou inferior a 230 kV.
4.6.3. As proteções da unidade geradora devem ser capazes de:
(a) realizar, individual ou simultaneamente, para as funções específicas a eliminação de falhas internas à
unidade geradora que provoquem valores elevados de corrente de curto-circuito; e
(b) detectar todas as condições anormais de operação, em função das características de suportabilidade
da unidade geradora e da sua transformação elevadora.
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(c) para as funções de ambas as proteções que possam atuar para falhas externas à unidade geradora,
assegur a seletividade destas atuações.
4.7. Sistema de registro de perturbação para as unidades geradoras
4.7.1. As unidades geradoras devem ter sistemas para registro de perturbações, que podem ser constituídos
por funções integradas aos sistemas de proteção, atendendo aos seguintes requisitos:
(a) os registros de oscilografia devem ser armazenados pelo acessante e fornecidos ao ONS e/ou agente
de transmissão, quando solicitados, conforme estabelecido no Submódulo 6.3; e
(b) os registros devem ser disponibilizados ao ONS no formato de dados especificado no Submódulo 7.10.
4.7.2. Devem ser supervisionadas as seguintes grandezas analógicas:
(a) correntes das três fases;
(b) tensões das três fases;
(c) corrente de neutro, no caso de gerador aterrado por baixa impedância; e
(d) tensão de neutro, no caso de gerador aterrado por alta impedância.
4.7.3. Devem ser supervisionadas as seguintes grandezas digitais:
(a) desligamento pela proteção unitária;
(b) desligamento pela proteção de retaguarda;
(c) desligamento pelas demais proteções utilizadas; e
(d) desligamento pelas proteções intrínsecas.
4.8. Serviços auxiliares para as usinas geradoras
4.8.1. Os serviços auxiliares em corrente alternada (CA) e em corrente contínua (CC) da usina definida pelo
ONS como de interesse para os corredores de restabelecimento do SIN devem ser especificados de modo a
garantir o suprimento das cargas essenciais, para manter o seu funcionamento e das suas instalações de
transmissão de interesse restrito durante a ocorrência de distúrbios que causem variações extremas de
tensão e de frequência.
4.8.2. Para as usinas definidas pelo ONS como de autorrestabelecimento, deve-se atender:
(a) a fonte de alimentação autônoma deve ter capacidade suficiente para partida de, no mínimo, uma
unidade geradora da instalação; e
(b) a usina deve ser capaz de partir pelo menos uma das suas unidades geradoras, independentemente
da indisponibilidade de unidades geradoras na sua instalação.
4.8.2.1. Estão sujeitas a serem classificadas como de autorrestabelecimento:
(a) todas as usinas hidroelétricas com potência instalada igual ou superior a 400 MW; e
(b) a critério do ONS, usinas hidroelétricas com potência inferior a 400 MW ou termoelétricas, em função
de sua localização geoelétrica e influência no sistema da região de interesse.
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4.8.3. Na concepção dos sistemas de alimentação CC e CA, deve ser considerada disponibilidade geral dos
serviços auxiliares de 99,98%, tendo como valor de referência o somatório dos últimos 12 meses. Isso implica
numa indisponibilidade máxima, em um período de 12 meses, de 1 hora e 45 minutos, garantidos pelo agente
de geração.
4.8.4. Para a programação de manutenção e testes dos serviços auxiliares CC e CA, o agente de geração deve
considerar os requisitos de testes estabelecidos no Submódulo 2.16 – Requisitos operacionais para centros
de operação e instalações da Rede de Operação.
4.9. Solicitações de curto-circuito
4.9.1. O agente de geração que vai se conectar à rede elétrica deve respeitar o limite de contribuição aos
níveis de corrente de curto-circuito das subestações limitantes, independentemente do nível de tensão ou
de localização dessas subestações.
4.9.1.1. Define-se como subestação limitante aquela cujos equipamentos não podem ser substituídos por
questões tecnológicas e aquela cujo seccionamento de barramento(s) ou recapacitação pode trazer prejuízo
significativo para a segurança, continuidade de suprimento ou confiabilidade da rede associada.
4.9.1.1.1. Cabe ao ONS e ao agente de transmissão acessado definir as subestações limitantes na Rede
Básica, nas instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais
conectadas à Rede Básica, nas ICG e nas DIT e aos agentes de distribuição e de transmissão estabelecer quais
são as subestações limitantes na Rede Complementar.
4.9.1.1.2. Cabe ao ONS ou ao agente de distribuição verificar quais subestações limitantes estão incluídas na
área de influência do acesso.
4.9.1.2. Entende-se por limite de contribuição de corrente de curto-circuito o valor percentual, em relação
a capacidade de interrupção dos disjuntores da subestação limitante, da diferença entre esta capacidade e o
maior nível de curto-circuito atual nessa subestação.
4.9.1.2.1. Esse percentual, estipulado em 30% como referência inicial, deve ser confirmado pelo ONS por
ocasião da solicitação de acesso ou pode ser fixado em outro valor em função dos acessos em curso na região
ou de expansões previstas na rede elétrica.
4.9.1.3. Entende-se por nível de corrente de curto-circuito atual o valor calculado para a data da solicitação
de acesso, considerados os acessos já contratados e as solicitações de acesso em curso.
4.9.2. O acessante deve avaliar sua conexão na configuração de longo prazo da Empresa de Pesquisa
Energética – EPE para dimensionamento da corrente máxima de curto-circuito no seu ponto de conexão às
instalações sob responsabilidade de agente de transmissão. Essa corrente máxima de longo prazo deve
constar do Parecer de Acesso.
4.9.3. O valor adotado para o limite de contribuição de corrente de curto-circuito deve levar em conta as
capacidades de interrupção nominal de curto-circuito dos disjuntores das subestações limitantes,
considerada uma margem de segurança de 10%. Essa margem pode ser flexibilizada na medida em que:
(a) durante o seu processo de acesso, o agente demonstre com base em estudos detalhados que o efeito
da variação da relação X/R não ocasiona violação das capacidades de interrupção nominais de curtocircuito desses disjuntores;
(b) o agente demonstre que não ocorrem solicitações não cobertas pelas normas que embasaram a
especificação dos disjuntores, tais como Tensão de Restabelecimento Transitória (TRT); e
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(c) os estudos detalhados sejam feitos com base no critério de superação de disjuntores, estabelecido
no Submódulo 2.3.
4.9.4. Além dos disjuntores, deve ser preservada a suportabilidade de todos os equipamentos das
subestações limitantes, tais como chaves, transformadores de corrente, filtros de onda, barramentos e malha
de terra.
4.9.5. Nos casos em que a conexão da usina ocasione em superação de equipamentos na Rede Básica, nas
instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais conectadas à Rede
Básica, nas ICG ou nas DIT, o agente acessante deve demonstrar, por meio de avaliação técnico-econômica,
sujeita à apreciação do ONS, que a alternativa de conexão proposta é a de mínimo custo global, considerando
que:
(a) essa avaliação deve contemplar a utilização na usina de equipamentos de limitação de curto-circuito;
(b) a análise econômica das alternativas deve basear-se em custos padrão reconhecidos pela ANEEL; e
(c) as medidas implementadas pelo agente de geração não devem provocar a desconexão da sua usina
em condições de curto-circuito, a menos que o curto ocorra nas instalações da própria usina ou nas
instalações de seu uso exclusivo.
4.9.5.1. Nesse caso, a usina pode ficar sujeita a restrições até que seja implantada solução para o problema,
indicada no Plano da Operação Elétrica de Médio Prazo do SIN (PAR/PEL).
4.9.5.2. Cabe ao agente de geração arcar com os custos de aquisição e de instalação na sua usina dos
equipamentos de limitação de curto-circuito, quando necessário.
5. CONEXÃO DE CENTRAIS GERADORAS EÓLICAS E FOTOVOLTAICAS
5.1. Aspectos gerais
5.1.1. Os requisitos técnicos mínimos para conexão de centrais geradores eólicas e fotovoltaicas devem ser
atendidos pelos agente de geração acessantes responsáveis por:
(a) centrais geradoras eólicas e centrais geradoras fotovoltaicas com conexão à Rede Básica, às
instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais conectadas à
Rede Básica ou às ICG, de forma individual ou compartilhada; e
(b) centrais geradoras eólicas e as centrais geradoras fotovoltaicas classificadas na modalidade de
operação Tipo I com conexão às DIT ou às instalações sob responsabilidade de agente de distribuição,
de forma individual ou compartilhada.
5.1.2. As centrais geradoras eólicas e as centrais geradoras fotovoltaicas classificadas nas modalidades de
operação Tipo II-B, Tipo II-C ou Tipo III com conexão às DIT ou às instalações sob responsabilidade de agente
de distribuição em tensão superior a 69 kV devem atender:
(a) aos requisitos técnicos gerais para operação em regime de frequência não nominal, indicados no item
5.2.1. ;
(b) aos requisitos de suportabilidade a subtensões, indicados no item 5.7 (fault ride-through) deste
submódulo; e
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(c) aos demais requisitos gerais quando o ONS avaliar necessário, informado durante a solicitação de
acesso, nos casos de:
centrais geradoras eólicas e centrais geradoras fotovoltaicas com capacidade instalada total
superior a 30 MW; ou
grupos de centrais geradoras eólicas e/ou grupos de centrais geradoras fotovoltaicas, em uma
mesma área geoelétrica, com capacidade instalada total superior a 50 MW.
5.1.3. A operação de centrais geradoras eólicas ou de centrais geradoras fotovoltaicas, conectadas às
instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, devem atender os limites individuais dos
indicadores de desempenho quanto a QEE, conforme definido no Submódulo 9.7 e Submódulo 7.8 –
Avaliação do impacto do acesso ou integração à Rede Básica de instalações que contenham elementos não
lineares ou especiais.
5.1.4. Todas as condições inerentes à operação de centrais geradoras eólicas e de centrais geradoras
fotovoltaicas – operação em regime permanente, desligamento, conexão e transição (turbina com dois
aerogeradores para dupla velocidade, ou mudança do número de polos) – devem ser consideradas na
avaliação do seu desempenho quanto a QEE.
5.1.4.1. Para avaliações preliminares, a norma [1] oferece subsídios quanto à combinação dos efeitos do
conjunto de aerogeradores integrantes da central geradora eólica.
5.1.5. As centrais geradoras eólicas e/ou as centrais geradoras fotovoltaicas que compartilharem instalações
de conexão de uso restrito que não estão sob responsabilidade de agente de transmissão são consideradas
como uma única instalação no que diz respeito ao atendimento dos requisitos técnicos gerais, listados no
item 5.2, e à avaliação de desempenho quanto a QEE.
5.1.6. As centrais geradoras eólicas e as centrais geradoras fotovoltaicas não podem reduzir a flexibilidade
de recomposição da rede elétrica, seja em função de limitações dos equipamentos, seja em função do tempo
de recomposição.
5.1.7. O acessante deve avaliar se há superação da capacidade de equipamentos ou necessidade de
reajustes de parâmetros de proteção e controle, decorrentes da sua conexão, abrangendo o ponto de
conexão da usina às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão ou de distribuição e a área
de influência da central geradora, por meio da análise de:
(a) curto-circuito;
(b) capacidades de disjuntores, barramentos, equipamentos terminais (por exemplo, transformadores de
corrente, bobinas de bloqueio) e malhas de terra; e
(c) adequação dos sistemas de proteção e controle relacionados à integração da central geradora e
revisão dos ajustes relativos à central geradora.
5.1.8. As ações e os custos decorrentes das ações necessárias para o atendimento dos requisitos técnicos
mínimos relacionados neste item 5 deste submódulo são de responsabilidade do agente de geração.
5.2. Requisitos técnicos gerais
5.2.1. Em operação em regime de frequência não nominal, deve-se atender às seguintes condições:
(a) desligamento instantâneo permitido para operação abaixo de 56 Hz;
(b) operação abaixo de 58,5 Hz por período de tempo mínimo de 20 s;
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(c) operação entre 58,5 e 62,5 Hz por tempo ilimitado;
(d) operação acima de 62,5 Hz por período de tempo mínimo de 10 s, sendo a temporização da proteção
de desligamento por sobrefrequência é definida com base em avaliação do desempenho dinâmico,
para garantir a segurança operativa do SIN; e
(e) desligamento instantâneo permitido para operação acima de 63 Hz.
5.2.1.1. A Figura 3 resume as condições e faixas de operação da central geradora em regime de frequência
não nominal.
Figura 3 - Faixas de operação da central geradora em regime de frequência não nominal
5.2.2. Geração/absorção de potência reativa: na conexão da central geradora às instalações sob
responsabilidade de agente de transmissão, a central geradora deve propiciar os recursos necessários para,
em regime permanente, operar com fator de potência indutivo ou capacitivo em qualquer ponto da área
indicada na Figura 4.
Figura 4 - Faixa de geração/absorção de potência reativa no ponto de conexão da central geradora
5.2.2.1. Nas condições em que os geradores não estejam produzindo potência ativa, a central de geração
eólica ou fotovoltaica deve ter recursos de controle para disponibilizar ao SIN sua capacidade de
geração/absorção de potência reativa, observando o requisito de propiciar injeção/absorção nula no ponto
de conexão, como indicado na Figura 4.
5.2.3. A central geradora deve ser capaz de operar em três modos de controle distintos de operação:
(a) controle de tensão;
(b) controle de potência reativa; e
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(c) controle de fator de potência.
5.2.3.1. O modo de controle normal é o modo de controle de tensão no barramento coletor dos
aerogeradores, visando contribuir com a manutenção do perfil de tensão do sistema dentro das faixas
aceitáveis em condições normais ou de emergência.
5.2.3.2. Em função das necessidades do sistema, a central geradora pode ser solicitada pelo ONS a operar
no modo de controle de potência reativa ou no modo de controle de fator de potência no seu ponto de
conexão às instalações sob responsabilidade do agente de transmissão ou distribuição, em quaisquer dos
pontos indicados no item 5.2.2.
5.2.3.3. Quando operando em modo de controle de tensão, a central de geração deve ser capaz de prover
controle contínuo da tensão no barramento coletor dos aerogeradores com:
(a) tensão de referência ajustável entre 95% e 105% da tensão nominal; e
(b) estatismo (droop) ajustável numa faixa entre 2% e 7% na base da potência reativa nominal da
central geradora (com uma resolução de 0,5%), obtida com potência ativa nominal e fator de
potência igual a 0,95.
5.2.3.3.1. O barramento coletor dos aerogeradores consta no Parecer de Acesso da central geradora eólica.
5.2.3.3.2. A Figura 5 indica esquematicamente o perfil de controle de tensão da central geradora eólica.
Figura 5 - Perfil do controle de tensão da central geradora eólica
5.2.4. Na operação em regime de tensão não nominal, no ponto de conexão da central geradora às
instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, a central geradora deve ser capaz de operar:
(a) entre 0,90 e 1,10 p.u. da tensão nominal por período de tempo ilimitado;
(b) entre 0,85 e 0,90 p.u. da tensão nominal por período de tempo mínimo de 5 segundos; e
(c) entre 1,10 e 1,20 p.u. por período de tempo mínimo de 2,5 segundos.
5.2.5. Atendimento do fator de potência em regime de tensão não nominal (V-Q/Pmax): a injeção de
potência reativa em regime permanente, no ponto de conexão da central geradora às instalações sob
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responsabilidade do agente de transmissão ou distribuição, deve ser garantida numa dada faixa operativa de
tensões, conforme a característica definida na Figura 6, observando os limites de tensão entre fases
admissíveis a 60 Hz estabelecidos no Submódulo 2.3:
Figura 6 - Requisito para atendimento ao fator de potência na faixa operativa de tensão no ponto de conexão.
5.2.6. Participação em SEP: deve ser possível a desconexão automática ou redução de geração por ação do
controle de potência da central geradora.
5.2.7. Potência ativa de saída:
(a) A potência de saída da central geradora deve recuperar-se a 85% do valor pré-falta em até 4 segundos
após a recuperação da tensão a 85% da tensão nominal.
(b) Cabe ao ONS a responsabilidade de definir a rampa de recuperação da potência em função das
características do sistema onde as centrais serão inseridas.
(c) Não será admitida redução na potência de saída da central geradora para frequências na faixa entre
58,5 e 60,0 Hz e tensões entre 0,90 e 1,10 pu no ponto de conexão às instalações sob responsabilidade
do agente de transmissão.
(d) Para frequências na faixa entre 57 e 58,5 Hz é admitida redução na potência de saída de até 10%.
5.2.7.1. Os requisitos do item 5.2.7. aplicam-se em condições de operação de regime permanente quaseestáticas, caracterizadas por:
(a) gradientes de frequência  0,5 %/min; e
(b) gradientes de tensão  5 %/min.
5.2.8. Inércia sintética da central geradora eólica:
(a) Os aerogeradores de centrais com potência instalada superior a 10 MW devem dispor de
controladores sensíveis às variações de frequência, de modo a emular a inércia (inércia sintética)
através de modulação transitória da potência de saída.
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Esse mecanismo deve contribuir com, no mínimo, 10% de sua potência nominal, por um período
mínimo de 5 s em regime de subfrequência para desvios de frequência superiores a 0,2 Hz,
conforme Figura 7.
Figura 7 - Requisito para o mecanismo de inércia sintética
A retirada desta contribuição deve ser automaticamente efetuada caso a frequência retorne ao
seu valor nominal.
(b) A injeção inicial de potência ativa deve ser proporcional à variação da frequência, a uma taxa mínima
de 0,8 pu da potência nominal do aerogerador para cada Hertz de desvio da frequência.
(c) A provisão plena de inércia sintética deverá ser disponibilizada sempre que a potência ativa do
aerogerador for igual ou superior a 25% de sua potência nominal.
(d) Os tempos máximos de sustentação do adicional de potência de 10% para níveis de potência inferiores
a 25% da potência nominal do aerogerador devem ser informado ao ONS.
5.2.9. Participação no controle de sobrefrequência:
(a) As unidades geradoras de centrais geradoras com potência instalada superior a 10 MW devem dispor
de controladores sensíveis às variações de frequência do tipo proporcional com ganho de 3% / 0,1 Hz
na base da potência disponível no aerogerador para promover a redução da potência de saída em
regime de sobrefrequência entre 60,2 Hz a 62,5 Hz, conforme Figura 8.
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Figura 8 - Requisito para controle de sobrefrequência de aerogeradores
5.3. Variação de tensão em regime permanente
5.3.1. A central geradora não deve produzir variação de tensão superior a 5% no ponto de conexão às
instalações sob responsabilidade de agente de transmissão no caso de manobra parcial ou total, tempestiva
ou não, do parque gerador.
5.4. Instabilidade de tensão
5.4.1. A central geradora deve dispor de dispositivos de controle que evitem o seu desligamento por
instabilidade de tensão, conforme estabelecido no item 5.7 deste submódulo.
5.5. Sistema de proteção para centrais geradoras
5.5.1. Os requisitos de proteção das unidades geradoras da central geradora devem ser definidos pelos
respectivos fabricantes.
5.6. Sistema de registro de perturbações para centrais geradoras
5.6.1. Os requisitos específicos para o sistema de registro de perturbações das unidades geradoras da central
geradora devem ser definidos pelos respectivos fabricantes.
5.7. Suportabilidade a subtensões e sobretensões dinâmicas
5.7.1. Caso haja variações temporárias de tensão em uma ou mais fases no ponto de conexão da central
geradora às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão ou de distribuição, decorrentes de
distúrbios na Rede Básica, a central geradora deve continuar operando (sem desconexão) se a tensão nos
terminais dos aerogeradores ou inversores permanecer dentro da região indicada na Figura 9.
5.7.1.1. Esta característica aplica-se a qualquer tipo de distúrbio, sejam eles provocados por rejeição de
carga, defeitos simétricos ou assimétricos, devendo ser atendida pela tensão da fase que sofrer maior
variação.
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Figura 9 - Tensão nos terminais dos aerogeradores ou inversores da central geradora
5.8. Injeção de corrente reativa sob defeito
5.8.1. Quando de variações transitórias de tensão, conforme mostrado na Figura 10, as unidades geradoras
devem ser capazes de dar suporte de tensão à rede elétrica através da:
(a) injeção de corrente reativa adicional para tensões de sequência positiva inferiores a 85%; e
(b) absorção de corrente reativa adicional de sequência positiva para tensões acima de 110%.
5.8.2. As unidades geradoras devem ser capazes de iniciar o suprimento de corrente reativa em até 30 ms
após a detecção de falta (tempo de resposta do controle).
5.8.3. Cabe ao ONS instruir a ativação deste recurso e de definir o valor de K (inclinação da reta) a ser
utilizado, em função das características do sistema onde a central geradora será inserida.
Figura 10 - Requisito para injeção de corrente reativa sob defeito
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5.9. Tomada de carga
5.9.1. A central geradora deve ser dotada de recursos que permitam ajustar a taxa de tomada de carga da
central geradora. Os ajustes serão definidos pelo ONS.
6. CONEXÃO DE CENTRAIS GERADORAS HÍBRIDAS (UGH) E CENTRAIS GERADORAS ASSOCIADAS
6.1. Aspectos gerais
6.1.1. Os requisitos técnicos mínimos para conexão de centrais geradoras híbridas ou associadas devem ser
atendidos pelos agentes de geração acessantes responsáveis por:
(a) centrais geradoras híbridas ou associadas com conexão à Rede Básica, às instalações de transmissão
de energia elétrica destinadas a interligações internacionais conectadas à Rede Básica ou às ICG, de
forma individual ou compartilhada; e
(b) centrais geradoras híbridas ou associadas classificadas na modalidade de operação Tipo I com
conexão às DIT, de forma individual ou compartilhada.
6.1.2. As centrais geradoras híbridas ou associadas classificadas nas modalidades de operação Tipo II-A, Tipo
II-B, Tipo II-C ou Tipo III com conexão às DIT:
(a) os requisitos aplicáveis às diferentes tecnologias de geração pertencentes à central de geração híbrida
ou associada, conforme prescrições do item 6.1.3. ; e
(b) aos requisitos gerais do item 6, caso o ONS identifique a necessidade desses requisitos após avaliação
levando em consideração a potência total da usina e a sua localização no sistema elétrico.
6.1.3. Os requisitos mínimos para conexão de centrais geradoras híbridas ou associadas, em relação às
tecnologias de geração que a compõem, são:
(a) As tecnologias de geração hidroelétricas ou termoelétricas pertencentes a essas centrais devem
atender os requisitos indicados no item 4 deste submódulo, à exceção daqueles explicitamente
indicados no presente item 6; e
(b) As tecnologias de geração eólica ou fotovoltaica pertencentes a essas centrais devem atender os
requisitos indicados no item 5 deste submódulo, à exceção daqueles explicitamente indicados no
presente item 6.
6.1.4. Para fins de determinação dos requisitos dos itens 4 e 5 que são aplicáveis a cada fonte, deve-se tomar
como referência:
(a) A modalidade de operação e o ponto de conexão da central geradora híbrida ou associada; e
(b) A potência nominal da tecnologia de geração hidroelétrica, termoelétrica, eólica ou fotovoltaica.
6.1.5. As centrais geradoras híbridas ou associadas, compostas por instalações com tecnologias de geração
eólica e fotovoltaica, que compartilharem instalações de transmissão de interesse restrito que não estão sob
responsabilidade de agente de transmissão, são consideradas como uma única instalação no que diz respeito
ao atendimento dos requisitos técnicos gerais, listados no item 5.2, e também no tocante à avaliação de
desempenho harmônico nas análises de QEE.
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6.1.6. Os acessos de centrais híbridas ou associadas devem atender, na conexão às instalações sob
responsabilidade de agente de transmissão, os limites dos indicadores de desempenho definidos no
Submódulo 9.7 – Indicadores de qualidade de energia elétrica da Rede Básica.
6.1.7. As centrais híbridas ou associadas não podem reduzir a flexibilidade de recomposição da rede elétrica,
seja em função de limitações dos seus equipamentos, seja em função de tempo de recomposição, salvo em
situações críticas de armazenamento do reservatório.
6.1.8. Para o ponto de conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, e para a área
de influência das centrais geradoras híbridas ou associadas, devem ser feitas avaliações para verificar se há
superação da capacidade de equipamentos ou necessidade de reajustes de parâmetros de proteção,
supervisão e controle. Para tal, devem ser realizados estudos relativos:
(a) ao nível de curto-circuito com a presença da(s) central(is) geradora(s);
(b) à capacidade de disjuntores, barramentos, transformadores de corrente e malhas de terra,
verificando inclusive a possibilidade de saturação de transformadores de corrente;
(c) à adequação e ao ajuste dos sistemas de proteção, supervisão e controle envolvidos com a integração
da(s) central(is) geradora(s);
(d) adequação dos sistemas de proteção e controle relacionados à integração da(s) central(is) geradora(s)
e revisão dos ajustes relativos à(s) central(is) geradora(s);
(e) à avaliação paramétrica dos reguladores de tensão, de velocidade e dos sinais estabilizadores; e
(f) à avaliação dos sistemas de partida das unidades geradoras termoelétricas quanto aos indicadores de
variação de tensão de curta duração estabelecidos no Submódulo 9.7 – Indicadores de qualidade de
energia elétrica da Rede Básica.
6.1.9. As ações e os custos decorrentes das ações necessárias para o atendimento dos requisitos técnicos
mínimos descritos nesta seção 6 são de responsabilidade do agente de geração.
6.2. Requisitos técnicos gerais
6.2.1. As centrais geradoras associadas devem compartilhar fisicamente a infraestrutura de conexão ao
sistema de transmissão [2].
6.2.2. Controle centralizado
6.2.2.1. Adicionalmente aos controles já previstos para cada tecnologia de geração, as centrais geradoras
híbridas ou associadas devem dispor de controle centralizado capaz de controlar:
(a) Potência ativa, potência reativa e fator de potência no ponto de conexão das centrais geradoras às
instalações sob responsabilidade de agente de transmissão; e
(b) Tensão, sendo que o barramento de referência do controle é, preferencialmente, o barramento de
alta tensão da subestação coletora ou conforme definido no Parecer de Acesso.
6.2.2.2. Deve ser possível a comunicação e a coordenação entre o controle centralizado das centrais
geradoras híbridas ou associadas e os controladores de cada tecnologia de geração que a compõe, com
infraestrutura que propicie tempo de resposta compatível com os requisitos de controle das centrais
geradoras.
6.2.3. Geração/absorção de potência reativa e atendimento do fator de potência em regime de tensão nãonominal (V-Q/Pmax):
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6.2.3.1. A potência ativa máxima a ser considerada como referência, quando o requisito se aplicar ao ponto
de conexão da(s) central(is) geradora(s) às instalações sob responsabilidade do agente de transmissão, deve
ser o menor valor entre o Montante de Uso do Sistema de Transmissão (MUST) contratado no respectivo
ponto de conexão e o somatório das potências instaladas de todas as tecnologias de geração da(s) central(is)
geradora(s) híbrida(s) ou associada(s).
6.2.3.2. As centrais geradoras híbridas e associadas, independentemente das tecnologias de geração
envolvidas, devem:
(a) atender ao requisito apresentado no item 5.2.5. , referente ao fator de potência no ponto de conexão
às instalações sob responsabilidade do agente de transmissão; e
(b) ter a capacidade de operar com injeção/absorção de potência reativa nula no ponto de conexão com
as instalações sob responsabilidade de agente de transmissão, quando estiverem operando com
potência ativa nula.
6.2.3.3. As centrais geradoras híbridas e associadas compostas somente por tecnologias de geração eólica e
fotovoltaica deverão atender a todos os requisitos relativos ao atendimento de fator de potência e
geração/absorção de potência reativa, constantes no item 5.2, nos respectivos pontos de referência
determinados para cada requisito.
6.2.3.4. As centrais geradoras híbridas e associadas compostas somente por tecnologias de geração
hidroelétrica e termoelétrica deverão atender, além dos requisitos definidos no item 6.2.3.2. (a) e (b), os
requisitos relativos à geração/absorção de potência reativa necessários para unidades geradoras de usinas
hidroelétricas e termoelétricas, constantes no item 4.2.4. 4.2.
6.2.3.5. As centrais geradoras compostas por tecnologia(s) de geração eólica e/ou fotovoltaica,
combinada(s) com tecnologia(s) de geração hidroelétrica e/ou termoelétrica, deverão atender, além dos
requisitos definidos no item 6.2.3.2. (a) e (b), os seguintes requisitos:
(a) instalações com tecnologias de geração hidroelétrica e termoelétrica: os requisitos relativos à
geração/absorção de potência reativa, necessários para unidades geradoras de usinas hidroelétricas
e termoelétricas, constantes no item 4.2.4. ; e
(b) instalações com tecnologias de geração eólica e fotovoltaica: devem atender todos os requisitos
relativos ao atendimento de fator de potência e geração/absorção de potência reativa, necessários
para centrais geradoras eólicas e fotovoltaicas, constantes no item 5.2, com a ressalva que estes
requisitos devem ser referenciados ao ponto de fronteira em que a instalação com tecnologia de
geração eólica/fotovoltaica passa a compartilhar o sistema de transmissão de interesse restrito com
a instalação com tecnologia de geração hidroelétrica/termoelétrica, conforme esquema da Figura
11.
Figura 11 – Ponto de referência: fronteira entre o sistema exclusivo da central geradora eólica ou fotovoltaica e o
sistema de conexão compartilhado entre as usinas EOL ou UFV e UHE ou UTE
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7. CONEXÃO DE CARGA
7.1. Aspectos gerais
7.1.1. Os requisitos técnicos mínimos para conexão de carga devem ser atendidos por:
(a) consumidores ou autoprodutores de energia elétrica cuja carga máxima supere a geração própria,
com Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST); e
(b) agentes de distribuição que se conectam às instalações de transmissão sob responsabilidade de
agente de transmissão.
7.1.2. Mediante avaliação técnica do ONS, podem ser admitidas condições particulares do comportamento
da carga, desde que não prejudiquem, sob qualquer hipótese, a operação dos outros agentes conectados às
instalações de transmissão.
7.1.3. O acessante deve adotar as medidas necessárias para que, no ponto de conexão às instalações de
transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão, não haja ultrapassagem da faixa de fator de
potência estabelecida no item 7.3 deste submódulo, nem superação dos limites dos indicadores de QEE,
conforme estabelecido no Submódulo 2.9 e Submódulo 9.7.
7.1.3.1. Se os limites individuais de QEE, estabelecidos no Submódulo 2.9, forem superados por agente de
distribuição, a ação corretiva deve se basear em solução de mínimo custo global, consideradas as possíveis
obras nas instalações de transmissão e de distribuição.
7.2. Condições de conexão
7.2.1. Na conexão às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão, o acessante
deve assegurar que:
(a) suas instalações atendam às normas técnicas da ABNT no que for aplicável e, na sua falta, às normas
técnicas da IEC e ANSI, nessa ordem de preferência;
(b) os seus disjuntores de fronteira sejam capazes de interromper, sem risco para o sistema, as correntes
de curto-circuito no ponto de conexão às instalações sob responsabilidade de agente de transmissão;
(c) seus equipamentos sejam capazes de operar satisfatoriamente, sem danificação ou perda de vida útil,
com os níveis de tensão da Rede Básica na frequência fundamental dentro da faixa de variação
definida no Submódulo 2.3;
(d) os sistemas de proteção de suas instalações eliminem os defeitos, operando com efetividade e
segurança e em coordenação com as proteções das instalações de transmissão;
(e) sua carga seja adequadamente distribuída entre as fases; e
(f) a sua carga participe de medidas operativas para gerenciamento de cargas e de SEP, incluindo o
Esquema Regional de Alívio de Carga por Subfrequência (ERAC), nos montantes de cargas
disponibilizadas para corte e ajustes previamente definidos para cada estágio, conforme estabelecido
pelo ONS para a área geo-elétrica onde a conexão está inserida, conforme Submódulo 7.5 e
Submódulo 6.14 – Monitoramento dos Esquemas Regionais de Alívio de Carga.
7.2.2. Caso a carga do agente acessante tenha característica não linear ou especial, o acessante deve fazer
análises específicas para avaliação do grau de influência dessas cargas no desempenho das instalações de
transmissão.
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7.2.3. O acessante deve realizar, quando requeridos, estudos de proteção, flutuação de tensão, distorção
harmônica, estabilidade eletromecânica, curto-circuito mínimo, dentre outros para avaliar a necessidade de
instalação de equipamentos de correção/proteção, considerando-se os seguintes aspectos:
(a) comprometimento da segurança do sistema (por exemplo, contribuições para faltas no SIN não
percebidas pela proteção das instalações do acessante); e
(b) limites dos indicadores de desempenho quanto à QEE definidos nos Procedimentos de Rede,
conforme Submódulo 2.9, Submódulo 6.15, Submódulo 7.8 e Submódulo 9.7.
7.2.4. Se o acessante requerer desempenho diferenciado, relativamente aos limites globais dos indicadores
de desempenho estabelecidos no Submódulo 2.9, e o ONS aceitar tal solicitação, o acessante deve arcar com
os custos adicionais necessários para a adequação das instalações de transmissão sob responsabilidade de
agente de transmissão ao seu nível de exigência.
7.2.4.1. A adequação requerida deve estar embasada em estudos de viabilidade técnica e os respectivos
custos devem ser previstos especificadamente no Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão (CCT).
7.3. Fator de potência
7.3.1. No ponto de conexão às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão,
o acessante deve manter o fator de potência nas faixas especificadas na Tabela 1.
7.3.1.1. Os dados para o cálculo do fator de potência são fornecidos pelo Sistema de Medição para
Faturamento (SMF), conforme Submódulo 2.14 – Requisitos mínimos para Sistemas de Medição para
Faturamento.
Tabela 1 – Faixa de fator de potência no ponto de conexão às instalações sob responsabilidade de agente de
transmissão
Tensão nominal do ponto de
Faixa de fator de potência
conexão

Vn 345 kV 0,98 indutivo a 1,0
  0,95 indutivo a 1,0
69 kV Vn 345 kV
0,92 indutivo a 1,0

Vn 69 kV
0,92 capacitivo a 1,0
7.3.2. A operação de chaveamento de banco de capacitores instalado para correção de fator de potência
não deve provocar fenômenos transitórios ou ressonâncias que prejudiquem o desempenho das instalações
de transmissão ou de agentes nelas conectados.
7.3.2.1. O acessante deve realizar estudos específicos complementares que avaliem o impacto dessas
manobras no desempenho das instalações de transmissão e de seus usuários.
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8. CONEXÃO DAS INSTALAÇÕES DE INTERESSE RESTRITO DE AGENTES DE IMPORTAÇÃO/EXPORTAÇÃO
PARA INTERLIGAÇÃO INTERNACIONAL
8.1. Capacidade de transmissão
8.1.1. Deve ser analisada a conveniência da interligação operar com fluxo de potência ativa em ambos os
sentidos e definido o nível previsto de potência ativa para cada sentido.
8.1.2. As estações conversoras conectadas ao SIN devem ser autossuficientes em termos de potência
reativa.
8.1.3. No caso de interligações que envolvem linhas em CA, deve-se estabelecer, em contrato, um limite
para o intercâmbio de potência reativa entre o ponto de conexão às instalações sob responsabilidade de
agente de transmissão e a interligação propriamente dita. Esse limite deve ser definido de tal modo que
sejam preservados os sistemas das partes envolvidas.
8.2. Desempenho dinâmico
8.2.1. A introdução de qualquer interligação não pode degradar o desempenho dinâmico do sistema
existente.
8.2.2. O ajuste do sistema de controle da interligação não pode reduzir o grau de amortecimento dos modos
de oscilação de potência do sistema, durante contingências.
8.2.3. A critério do ONS, a implementação de métodos para a melhoria do desempenho dinâmico do sistema
existente, por meio de sistemas de controle da interligação em CC – como, por exemplo, a modulação da
potência CC –, deve ser acordada com o responsável pelas instalações de interligação internacional.
8.3. Controle de tensão
8.3.1. A operação da interligação não deve ocasionar no ponto de conexão às instalações sob
responsabilidade de agente de transmissão variações de tensão que excedam os limites admissíveis
estabelecidos no Submódulo 2.3, tanto em condição normal, como durante distúrbios.
8.4. Interferência harmônica
8.4.1. A operação da interligação não deve ocasionar no ponto de conexão às instalações sob
responsabilidade de agente de transmissão distorções de tensão harmônica individual e total que excedam
os limites especificados no Submódulo 2.9.
8.5. Operação monopolar com retorno pela terra
8.5.1. A operação monopolar com retorno pela terra, admitida em condições especiais, não pode ocasionar
nenhum dano ou mau funcionamento nos equipamentos ou instalações existentes na região próxima às
instalações de CC.
8.6. Outros aspectos
8.6.1. Quanto ao sistema de supervisão e controle, devem ser atendidos os requisitos estabelecidos no
Submódulo 2.12.
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Requisitos técnicos mínimos para a conexão às

2.10 Requisitos 2022.10 03/10/2022
instalações de transmissão
8.6.2. No que diz respeito às interligações internacionais em corrente contínua, com tecnologia LCC (Line
Commutaded Converter), devem ser atendidos os requisitos estabelecidos no Submódulo 2.8 – Requisitos
mínimos para elos em corrente contínua, observado o Submódulo 2.3.
8.6.3. Tendo em vista a otimização da expansão da Rede Básica, o ONS pode:
(a) definir pontos de passagem da linha CA; e
(b) indicar a localização da subestação conversora em território brasileiro.
9. CONEXÃO EM DERIVAÇÃO (TAPE) NA REDE BÁSICA
9.1. Condições gerais
9.1.1. São admitidas em caráter provisório, e para condições especiais, conexões em derivação em linha de
transmissão (LT) de 230 kV integrante da Rede Básica, desde que:
(a) não seja para conexão de central geradora;
(b) atendam aos requisitos técnicos mínimos estabelecidos neste submódulo;
(c) estejam em conformidade com o Módulo 2 – Critérios e Requisitos e não comprometam a segurança
do sistema;
(d) não sejam feitas em instalações onde a confiabilidade é crítica, como por exemplo, interligações interregionais, internacionais e entre submercados; e
(e) perdurem por um período máximo de 18 (dezoito) meses e estejam condicionadas à apresentação
pelo acessante do cronograma de implantação da conexão definitiva em seccionamento da LT
acessada.
9.1.1.1. Quanto à continuidade de suprimento ao acessante:
(a) a conexão em tape pode ser utilizada em casos especiais quando o acessante admitir menor
confiabilidade de suprimento e não comprometer a confiabilidade dos demais acessantes atendidos
pela LT; e
(b) em função desse tipo de conexão, as eventuais perdas de suprimento, por indisponibilidade
programada ou não da LT, são assumidas pelo acessante.
9.1.2. Deve ser verificado o impacto da conexão em derivação sobre os usuários da Rede Básica.
9.1.3. Não são admitidas conexões em derivação em LT integrante da Rede Básica em tensão superior a 230
kV.
9.1.4. Quanto às conexões em derivação existentes:
(a) o ONS pode propor à ANEEL, com base em diagnóstico e em análise de custo/benefício, ações para
adequação dessas conexões aos requisitos técnicos estabelecidos neste submódulo; e
(b) quando for o caso, a ANEEL estabelece os prazos para o cumprimento das ações aprovadas.
9.1.5. O acessante só pode ser conectado em derivação à Rede Básica se:
(a) a configuração da conexão for radial;
(b) o(s) transformador(es) não sejam aterrado(s) no lado de alta tensão;
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2.10 Requisitos 2022.10 03/10/2022
instalações de transmissão
(c) não houver motores síncronos de potência superior a 5.000 kW na instalação do acessante; e
(d) não houver geradores de energia elétrica operando sincronizados com o sistema do acessante.
9.1.5.1. Dessa forma, não deve haver a possibilidade de:
(a) fechamento de anel com o SIN.
(b) inversão do sentido das correntes elétricas, mesmo em condições transitórias de curto-circuito,
provocadas por unidades síncronas conectadas ao sistema do acessante.
9.2. Instalações de conexão
9.2.1. A configuração do ramal dependerá dos carregamentos dos circuitos existentes e da confiabilidade da
Rede Básica.
9.2.1.1. Sob o ponto de vista da confiabilidade da Rede Básica, deve ser detalhadamente analisada a questão
da proteção de LT, especialmente quanto ao comprimento do ramal de conexão em relação ao comprimento
da LT acessada.
9.2.2. A conexão em derivação deve ser obrigatoriamente trifásica.
9.2.3. O ramal de ligação em tape deve ser concebido de forma a não afetar a confiabilidade da Rede Básica.
9.2.4. O estudo de topografia e o trajeto do ramal de ligação, assim como o arranjo de torres e a configuração
de condutores por fase, devem ser submetidos à aprovação do agente de transmissão acessado e devem ser
utilizados critérios iguais aos utilizados para a LT onde será construída a derivação.
9.2.4.1. Podem ser exigidos critérios de projeto mais rígidos do que os da LT acessada, caso o trajeto do
ramal proposto pelo consumidor seja mais desfavorável em termos de topografia, atividades urbanas,
pecuárias ou agrícolas, agressividade natural ou industrial, etc.
9.2.5. Os pontos de derivação (fly-tap) devem ser construídos com estruturas autossustentadas.
9.2.6. Os ramais devem ser dotados de cabos para-raios que proporcionem padrão de proteção contra
descargas atmosféricas igual ao utilizado na LT acessada.
9.2.7. O arranjo da subestação do acessante deve ser concebido de forma a não comprometer a
confiabilidade da Rede Básica nos períodos de operação normal, saída forçada e também as programadas
para manutenção.
9.2.8. O arranjo deve ter chaves seccionadoras capazes de isolar a subestação da LT.
9.2.9. O projeto da subestação do acessante deve atender aos critérios do agente de transmissão acessado.
9.2.10. Para a fase definitiva do acesso com seccionamento de LT, cabe ao acessante adequar os sistemas
de medição para faturamento, proteção, telecomunicações e supervisão e controle, aos padrões e requisitos
estabelecidos nos Procedimentos de Rede.
9.3. Sistemas de proteção
9.3.1. O acessante deve arcar com os custos relativos à substituição dos sistemas de proteção das LT da Rede
Básica ou à instalação de esquemas de proteção adicionais, decorrentes da conexão em derivação.
9.3.2. A proteção dos componentes da subestação do acessante deve assegurar eliminação sem retardo
intencional de todos os curtos-circuitos internos detectáveis pela proteção de retaguarda remota dos
terminais originais da LT.
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2.10 Requisitos 2022.10 03/10/2022
instalações de transmissão
9.3.3. O acessante deve providenciar os meios locais para compatibilizar o esquema de teleproteção
instalado na LT com a adição de mais um terminal. Isso 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.
9.3.4. No caso da conexão inviabilizar a aplicação do esquema de teleproteção instalado, cabe ao acessante
custear a substituição do esquema de teleproteção existente, conforme requisitos e especificações do
acessado, inclusive com relação a fornecimento de sobressalente e ferramentas especiais.
9.3.4.1. A inviabilização ocorre, por exemplo, com proteções baseadas em ondas trafegantes e pode ocorrer
com certos esquemas diferenciais longitudinais e com algumas lógicas de teleproteção.
9.3.5. Algumas conexões podem requerer também a troca do meio de comunicação, por exemplo de onda
portadora para microondas ou fibra ótica, cabendo os respectivos custos ao acessante.
9.3.6. A conexão não pode inviabilizar a utilização do tipo de religamento automático empregado na LT.
10. ARRANJO DE BARRAMENTO
10.1. Acesso às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão
10.1.1. No caso de conexão em uma subestação sob responsabilidade de agente de transmissão, o acessante
deve seguir o arranjo de barramento da referida subestação.
10.1.1.1. Caso o arranjo da subestação acessada não atenda ao requisito definido no item 3.1.1 do
Submódulo 2.6 – Requisitos mínimos para subestações e seus equipamentos, o acessante deve adequar sua
conexão quando da adequação da subestação a esses requisitos. Essa obrigação do acessante deve constar
do respectivo CCT.
10.1.2. Para conexão por meio de seccionamento de LT da Rede Básica ou das instalações de transmissão de
energia elétrica destinadas a interligações internacionais conectadas à Rede Básica, o arranjo de barramento
da subestação a ser integrada deve observar o requisito definido no item 3.1.1 do Submódulo 2.6.
10.1.2.1. Em tensão igual ou superior a 345 kV, os vãos de entrada de linha associados ao seccionamento
devem ser instalados no mesmo módulo de infraestrutura de manobra correspondente ao arranjo final da
subestação do acessante.
10.1.2.2. A conexão pode ter arranjo de barramento inicial em anel simples, até o limite de quatro conexões,
considerando aquelas do seccionamento da LT, e deve-se atender aos seguintes pontos:
(a) o arranjo físico desse barramento deve ser projetado de forma a permitir a evolução para o arranjo
de barramento estabelecido no item 3.1.1 do Submódulo 2.6;
(b) as conexões não devem comprometer o desempenho sistêmico da Rede Básica, limitar a operação da
Rede Básica ou das instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações
internacionais conectadas à Rede Básica, tampouco impor restrições às instalações a elas conectadas;
(c) no caso de compartilhamento entre agentes de geração, de importação/exportação e/ou
consumidores, os custos do disjuntor central da subestação com arranjo de barramento disjuntor e
meio, e demais equipamentos e instrumentos a ele associados devem ser igualmente divididos entre
as partes, sendo responsabilidade pela operação do disjuntor central estabelecida no CCT;
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Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência
Requisitos técnicos mínimos para a conexão às

2.10 Requisitos 2022.10 03/10/2022
instalações de transmissão
se o referido compartilhamento envolver uma transmissora, a responsabilidade pelo disjuntor
compartilhado e demais equipamentos e instrumentos a ele associados é do agente de
transmissão e, caso o disjuntor já exista, este deve ser transferido, sem ônus, à transmissora;
(d) o primeiro acessante deve adequar sua conexão quando da adequação da subestação ao requisito
definido no item 3.1.1 do Submódulo 2.6; e
(e) as obrigações dos agentes e/ou consumidores devem estar dispostas nos respectivos CCT e/ou
Contrato de Compartilhamento de Instalações (CCI).
10.2. Subestações de uso exclusivo de agente de geração, de importação/exportação ou consumidor
com conexão às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão
10.2.1. Subestações com isolamento a ar devem adotar uma das seguintes configurações para os arranjos
de barramento, em função de sua classe de tensão:
(a) barramentos de tensão inferior a 230 kV: arranjo barra simples, com possibilidade de evolução para
arranjo barra principal e transferência, ou arranjo barra principal e transferência;
(b) barramentos de tensão igual a 230 kV: arranjo barra principal e transferência, com possibilidade de
evolução para arranjo barra dupla com disjuntor simples a quatro chaves, ou arranjo barra dupla com
disjuntor simples a quatro chaves; e
(c) barramentos de tensão igual ou superior a 345 kV: arranjo em anel para subestações com até 6 (seis)
conexões de LT e/ou equipamentos, com possibilidade de evolução para arranjo barra dupla com
disjuntor e meio, ou arranjo barra dupla com disjuntor e meio para subestações com número de
conexões superior a 6 (seis).
10.2.2. O vão de entrada de linha na subestação sob a responsabilidade do agente deve ser concebido e
operado com uso de disjuntor.
10.2.3. O arranjo físico do barramento das subestações com isolamento a ar deve ser projetado de forma
que:
(a) viabilize a evolução para o arranjo de barramento definido no item 3.1.1 do Submódulo 2.6 e possível
futura expansão; e
(b) as conexões não comprometam o desempenho sistêmico da Rede Básica, limitem a operação da Rede
Básica ou das instalações de transmissão de energia elétrica destinadas a interligações internacionais
conectadas à Rede Básica, tampouco imponham restrições às instalações a elas conectadas.
10.2.4. Arranjos de barramentos alternativos com outras tecnologias de isolamento (SF6, por exemplo)
podem ser propostos, em conformidade com os itens 3.1.2 e 3.1.3 do Submódulo 2.6.
10.2.5. Caso seja verificado nos estudos definidos pelo ONS ou pela EPE a necessidade de evolução dos
arranjos de barramento da subestação de uso exclusivo no horizonte de 5 (cinco) anos para aqueles definidos
no item 3.1.1 do Submódulo 2.6, a subestação deve ser implementada em seu arranjo final.
11. ÁREA DA SUBESTAÇÃO
11.1. Acesso às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão
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Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência
Requisitos técnicos mínimos para a conexão às

2.10 Requisitos 2022.10 03/10/2022
instalações de transmissão
11.1.1. No caso de acesso às instalações de transmissão sob responsabilidade de agente de transmissão por
agente de geração, de distribuição, de importação/exportação ou consumidor, para conexão por meio de
seccionamento de LT, a subestação com isolamento a ar deve ter pelo menos a área mínima, observado o
maior nível de tensão da subestação (Vmax):
(a) Vmax < 88 kV: 8.000 m2;
(b) 88 kV ≤ Vmax ≤ 138 kV: 15.000 m2;
(c) 138 kV < Vmax ≤ 230 kV: 25.000 m2;
(d) 230 kV < Vmax ≤ 345 kV: 100.000 m2; ou
(e) Vmax ≥ 440 kV: 140.000 m2.
11.2. Subestações de uso exclusivo de agente de geração, de importação/exportação ou consumidor
com conexão às instalações de transmissão
11.2.1. Caso seja verificado nos estudos definidos pelo ONS ou pela EPE a necessidade de especificação de
área mínima, a subestação deve ser implementada com a área mínima especificada.
12. REFERÊNCIAS
[1] IEC. Electromagnetic Compatibility (EMC) – Part 3-6: Limits – Assessment of emission limits for the
connection of distorting installations to MV, HV and EHV power systems. IEC/TR 61000-3-6
[2] ANEEL. Resolução Normativa nº 954, de 30 de novembro de 2021.
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