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 2.9
Requisitos mínimos de qualidade de
energia elétrica para acesso ou
integração à Rede Básica
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 mínimos de qualidade de energia

2.9 Requisitos 2022.10 03/10/2022
elétrica para acesso ou integração à Rede Básica
ÍNDICE
1. OBJETIVO ..................................................................................................................................... 3
2. REQUISITOS PARA OS EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO ..................................................................... 3
3. REQUISITOS DE DESEMPENHO QUANTO AOS INDICADORES DE QEE .............................................. 4
3.1. Indicadores de continuidade de serviço ........................................................................................ 4
3.2. Indicadores de frequência ............................................................................................................. 5
3.3. Indicadores de tensão de atendimento em regime permanente .................................................. 5
3.4. Indicadores de desempenho da flutuação, desequilíbrio e distorção harmônica de tensão ........ 6
Requisitos gerais .......................................................................................................... 6
Flutuação de tensão ..................................................................................................... 7
Desequilíbrio de Tensão ............................................................................................... 8
Distorção Harmônica de Tensão .................................................................................. 9
3.5. Indicadores de Variação de Tensão de Curta Duração – VTCD ................................................... 10
4. AVALIAÇÃO DO IMPACTO DE INSTALAÇÃO QUE CONTENHA ELEMENTO NÃO LINEAR OU ESPECIAL
EM PROCESSO DE ACESSO OU DE INTEGRAÇÃO À REDE BÁSICA QUANTO A QEE .......................... 11
4.1. Individualização de instalação não linear ou especial para avaliação de desempenho .............. 11
4.2. Estudos para avaliação de desempenho quanto a QEE ............................................................... 11
4.3. Campanha de medição para avaliação de desempenho quanto a QEE ...................................... 11
4.4. Sistema de monitoração contínua ............................................................................................... 13
4.5. Desempenho harmônico de elementos não lineares integrantes da Rede Básica, como
compensador estático (CER) ........................................................................................................ 13
Aspectos gerais .......................................................................................................... 13
Avaliação do desempenho harmônico ...................................................................... 14
Avaliação do rating dos filtros.................................................................................... 15
Critério N-1 para filtros .............................................................................................. 15
5. REFERÊNCIAS .............................................................................................................................. 15
Endereço na internet: http://www.ons.org.br 2 / 15

Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência
Requisitos mínimos de qualidade de energia

2.9 Requisitos 2022.10 03/10/2022
elétrica para acesso ou integração à Rede Básica
1. OBJETIVO
1.1. Apresentar os requisitos a serem atendidos por instalações que contenham elementos cujas
características não lineares ou especiais possam vir a ocasionar distorções relativas à Qualidade de Energia
Elétrica (QEE) na Rede Básica.
2. REQUISITOS PARA OS EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO
2.1. O desempenho do instrumento de medição utilizado no processo de apuração dos indicadores deve ser
compatível com equipamento classe A de norma IEC[1], bem como seguir o estabelecido nas publicações
listadas a seguir, o que deve ser comprovado segundo critérios a serem estabelecidos pelo Operador Nacional
do Sistema Elétrico – ONS:
(a) Flutuação de tensão: norma IEC [2]; e
(b) Distorção harmônica de tensão: norma IEC [3].
2.2. Não obstante o estabelecido no item 2 deste submódulo, a adequação do desempenho dos
equipamentos de medição e transdutores pode ser avaliada, a critério do ONS, por meio de testes em
laboratório. Além disso, os instrumentos a serem usados na campanha de medição devem estar calibrados,
sendo que o período entre a última calibração e a data da campanha de medição deverá ser inferior a dois
anos. O certificado de calibração deverá ser emitido por laboratório credenciado pelo INMETRO ou outro
órgão certificador internacional. O referido certificado deverá ser anexado ao relatório da medição.
2.3. Podem ser utilizados módulos específicos de QEE nos medidores do Sistema de Medição para
Faturamento (SMF), como estabelecido no Submódulo 2.14 – Requisitos mínimos para Sistemas de Medição
para Faturamento. Tais módulos devem registrar as grandezas elétricas necessárias para o cálculo dos
indicadores de QEE estabelecidos no presente submódulo relativos à tensão de atendimento em regime
permanente e Variação de Tensão de Curta Duração (VTCD). Podem ainda registrar as grandezas elétricas
necessárias para o cálculo dos indicadores de QEE estabelecidos no Submódulo 9.7 – Indicadores de
qualidade de energia elétrica da Rede Básica relativos à flutuação de tensão, desequilíbrio de tensão e
distorção harmônica de tensão.
2.3.1. A apuração dos valores dos indicadores se faz através de procedimentos e métodos de medição que
neste documento nomeia-se por "protocolos de medição". Dentre outros aspectos, os protocolos de medição
incluem parâmetros tais como: taxa de amostragem do sinal medido e a resolução da conversão
analógica/digital, tipo e intervalo de janela para cálculo de valores eficazes de tensão, critérios de
detecção/disparo (trigger) e reset para registro de VTCD.
2.3.2. Os agentes devem informar os protocolos de medição utilizados pelos equipamentos de medição
adotados.
2.3.3. Os arquivos de saída devem ser apresentados em linguagem XML com caracteres ASCII.
2.3.4. No que se refere à tensão de atendimento em regime permanente, deve ser disponibilizado o valor
da tensão eficaz, fase-neutro, para cada fase, em intervalos de integração programáveis de 5 (cinco) a 60
(sessenta) minutos. Esse valor deve resultar da média quadrática dos valores apurados a partir de janelas
consecutivas ao longo de todo esse intervalo.
2.3.5. No que se refere à monitoração de VTCD, devem ser disponibilizadas as seguintes informações:
instante de ocorrência do fenômeno, amplitude da tensão correspondente ao máximo desvio de cada fase e
valor instantâneo (forma de onda) das três tensões fase-neutro por um intervalo de tempo suficiente para
permitir a determinação da duração do fenômeno. A lógica de disparo para detecção deve ser baseada em
Endereço na internet: http://www.ons.org.br 3 / 15

Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência
Requisitos mínimos de qualidade de energia

2.9 Requisitos 2022.10 03/10/2022
elétrica para acesso ou integração à Rede Básica
limites configuráveis de amplitude de tensão (valor eficaz da tensão), em função de um valor de referência
fixo.
2.3.6. No que se refere à monitoração de flutuação de tensão, desequilíbrio de tensão e distorção harmônica
de tensão, devem ser disponibilizadas as informações especificadas pelo ONS para a campanha de medição.
2.3.7. Para atender aos requisitos para avaliação da QEE, os medidores devem apresentar taxa de
amostragem de pelo menos 16 amostras por ciclo e conversor A/D (Analógico/Digital) de pelo menos 12 bits.
2.3.8. Medidores específicos de QEE devem ser instalados em barramentos sob responsabilidade de
concessionárias de transmissão de energia elétrica indicados pelo ONS, desde que não haja SMF instalado
nesse barramento que contemple o indicador a ser monitorado. Caso o arranjo da subestação seja tal que
barramentos de mesmo nível de tensão possam operar, permanentemente, de forma independente, deverá
ser instalado um medidor de QEE em cada segmento de barramento correspondente.
3. REQUISITOS DE DESEMPENHO QUANTO AOS INDICADORES DE QEE
3.1. Indicadores de continuidade de serviço
3.1.1. A Qualidade de Energia Elétrica (QEE) quanto à continuidade do serviço, cujos requisitos estão
estabelecidos neste submódulo, é monitorada em pontos de controle e representada pelos indicadores DIPC,
FIPC, DMIPC e FMIPC definidos no Submódulo 9.7 e gerenciada conforme estabelecido no Submódulo 6.15 –
Gerenciamento da qualidade da energia elétrica da Rede Básica.
3.1.2. Os valores de referência dos indicadores de continuidade, são estabelecidos pelo ONS a partir de
cálculos preditivos de desempenho dos pontos de controle. Nesses cálculos preditivos, são considerados
diversos fatores de influência, entre os quais o tipo de arranjo de barramento, o tipo e o número de
instalações conectadas ao ponto de controle, as características da proteção efetivamente instalada, bem
como os valores históricos apurados para os indicadores.
3.1.3. A avaliação do desempenho de um determinado ponto de controle deve ser realizada através da
comparação dos indicadores de desempenho DIPC histórico e DIPC anual, FIPC histórico e FIPC anual, DMIPC
histórico e DMIPC anual com os valores de DIPC referência, FIPC referência e DMIPC referência,
respectivamente.
3.1.4. Os indicadores DIPC anual e FIPC anual, para cada ponto de controle, correspondem aos valores de
DIPC e FIPC acumulados em um período consecutivo de 12 (doze) meses no ponto de controle. O indicador
DMIPC anual, para cada ponto de controle, corresponde ao maior valor de DMIPC observado nesse período
consecutivo de 12 (doze) meses no ponto de controle. Esses indicadores avaliam a dinâmica evolutiva de
curto prazo do desempenho do ponto de controle.
3.1.5. Os indicadores DIPC histórico e FIPC histórico correspondem à média anualizada dos valores DIPC e
FIPC acumulados ao longo de todo o período de apuração do desempenho do ponto de controle. O indicador
DMIPC histórico corresponde à média anualizada dos maiores valores de DMIPC observados nesse período
de apuração do desempenho do ponto de controle. Esses indicadores retratam a dinâmica evolutiva de longo
prazo do desempenho do ponto de controle.
3.1.6. Os valores de DIPC referência, FIPC referência e DMIPC referência são determinados a partir de
simulação preditiva ou do desempenho histórico do ponto de controle. Na simulação, são considerados os
seguintes parâmetros que influenciam no desempenho do ponto de controle e são obtidos a partir de dados
apurados pelo ONS e/ou fornecidos pelos agentes:
(a) taxa de falha de equipamentos;
Endereço na internet: http://www.ons.org.br 4 / 15

Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência
Requisitos mínimos de qualidade de energia

2.9 Requisitos 2022.10 03/10/2022
elétrica para acesso ou integração à Rede Básica
(b) configuração de barra; e
(c) tempos de indisponibilidade para manobra e reparo de equipamentos.
3.1.7. Esses indicadores estabelecem o desempenho médio de longo prazo do ponto de controle e se
mantêm inalterados até que se altere algum parâmetro utilizado na sua determinação ou alguma
característica da instalação.
3.2. Indicadores de frequência
3.2.1. A QEE quanto à frequência, cujos requisitos estão estabelecidos no presente submódulo, é
representada pelos indicadores de frequência em regime permanente e durante distúrbios, DFP e DFD,
respectivamente, definidos no Submódulo 9.7, e gerenciada conforme estabelecido no Submódulo 6.15.
3.2.2. Em condições normais de variação de carga, em regime permanente, os desvios da frequência
instantânea (valores absolutos sem integralização) em relação ao valor nominal não poderão exceder a +/-
0,1 Hz.
3.2.3. O indicador DFP deve ser igual ou superior a 99% a cada dia, portanto não deve apresentar mais que
14 valores da integral do desvio de frequência superior a 0,1 Hz.min a cada dia (1% dos 1440 minutos do dia).
3.2.4. O indicador DFD deve ser contabilizado para o período de 1 (um) ano, e ser inferior ou igual aos limites
apresentados na Tabela 1.
Tabela 1– Limites para avaliação do desempenho da frequência durante distúrbios
Tempo acumulado máximo de
DFD
exposição a desvios de frequência (seg)
f > 66,0 Hz 0
 
63,5 Hz f 66,0 Hz 30,0
62,0 Hz  f  63,5 Hz 150,0
 
60,5 Hz f 62,0 Hz 270,0
 
58,5 Hz f 59,5 Hz 390,0
57,5 Hz  f  58,5 Hz 45,0
 
56,5 Hz f 57,5 Hz 15,0
f < 56,5 Hz 0
3.3. Indicadores de tensão de atendimento em regime permanente
3.3.1. A QEE quanto à tensão de atendimento em regime permanente, cujos requisitos são estabelecidos no
presente submódulo, é representada pelos indicadores DRP e DRC definidos no Submódulo 9.7 e gerenciada
conforme estabelecido no Submódulo 6.15.
3.3.2. O desempenho da tensão de atendimento em regime permanente em base mensal é avaliado a partir
da comparação dos indicadores DRP e DRC com os seguintes valores de referência:
(a) Duração Relativa da Transgressão Máxima de Tensão Precária (DRPM), estabelecida como 3%; e
Endereço na internet: http://www.ons.org.br 5 / 15

Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência
Requisitos mínimos de qualidade de energia

2.9 Requisitos 2022.10 03/10/2022
elétrica para acesso ou integração à Rede Básica
(b) Duração Relativa da Transgressão Máxima de Tensão Crítica (DRCM), estabelecida como 0,5%.
3.3.3. Deve ser classificado como crítico o desempenho no ponto de observação que apresentar,
simultaneamente, no período mensal, valores dos indicadores DRP e DRC superiores aos valores de
referência DRPM e DRCM, respectivamente.
3.4. Indicadores de desempenho da flutuação, desequilíbrio e distorção harmônica de tensão
Requisitos gerais
3.4.1.1. Em solicitações de acesso de agentes de geração, distribuição, importação/exportação e
consumidores, cujas instalações contenham elementos não lineares ou especiais que possam comprometer
o desempenho da Rede Básica, devem ser realizadas análises fundamentadas em indicadores de QEE. O
mesmo tratamento deve ser dado às integrações de novas instalações da Rede Básica que apresentem
característica não linear. Nesses casos, os fenômenos de flutuação, desequilíbrio e distorção harmônica de
tensão são os de maior interesse. Esse processo está detalhado no Submódulo 7.8 – Avaliação do impacto
do acesso ou integração à Rede Básica de instalações que contenham elementos não lineares ou especiais.
3.4.1.2. Deve ser realizado monitoramento contínuo ou por meio campanhas de medição, a partir de sistema
de medição instalado pelo agente.
3.4.1.3. Deve ser realizado monitoramento contínuo no Ponto de Acoplamento Comum (PAC) onde o
desempenho de elementos não lineares ou especiais implique a ocorrência de valores expressivos de
flutuação, desequilíbrio e distorção harmônica de tensão.
3.4.1.4. Os resultados da apuração devem ser apresentados ao ONS, em formato e prazo estabelecidos nos
Submódulos 6.15 e 7.8.
3.4.1.5. Os limites de desempenho estabelecidos neste submódulo devem ser obedecidos no PAC, tanto
pelas instalações que contenham elementos não lineares ou especiais dos agentes que se conectam às
instalações sob responsabilidade de concessionária de transmissão como pelas instalações de transmissão
com característica não linear. Tais limites devem ser respeitados em todos os modos de operação possíveis,
ou seja, tanto em operação normal como degradada. Como exemplo de operação degradada, pode-se citar,
no caso de instalações conversoras, a situação em que alguma ponte conversora do conjunto esteja fora de
serviço, seja por manutenção seja por defeito. Nesse caso, via de regra, perde-se a compensação entre
harmônicas resultantes de pontes alimentadas por tensões com diferentes ângulos de defasamento.
3.4.1.6. Para os agentes de distribuição, aplicam-se os requisitos de medição estabelecidos no item 4.3 deste
submódulo, com as seguintes particularidades:
(a) tais requisitos têm caráter obrigatório para cada agente de distribuição que se conecte a um
barramento localizado em uma subestação sob responsabilidade de concessionária de transmissão;
(b) nos demais casos, o ONS deve avaliar, com base nas peculiaridades de cada conexão, se há
necessidade de medição; e
(c) caso as medições indiquem violação dos limites globais, o ONS deve coordenar processo para
determinação das causas da violação por meio de estudos e/ou medições adicionais.
3.4.1.7. Para os agentes de geração, aplicam-se os requisitos de estudo e medição estabelecidos,
respectivamente, nos itens 4.2 e 4.3 deste submódulo, com as seguintes particularidades:
(a) tais requisitos têm caráter obrigatório para instalações de geração que:
(1) tenham unidade geradora do tipo eólica/solar fotovoltaica; ou
Endereço na internet: http://www.ons.org.br 6 / 15

Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência
Requisitos mínimos de qualidade de energia

2.9 Requisitos 2022.10 03/10/2022
elétrica para acesso ou integração à Rede Básica
(2) utilizem unidade cicloconversora auxiliar para partida da turbina.
(b) Nos demais casos, o ONS deve avaliar, com base nas peculiaridades de cada conexão, se há
necessidade de medição.
3.4.1.8. Para os agentes de transmissão, aplicam-se os requisitos de medição estabelecidos no item 4.3 deste
submódulo, com as seguintes particularidades:
(a) tais requisitos têm caráter obrigatório para instalações de transmissão que contenham elementos não
lineares como os compensadores estáticos e sistemas de corrente contínua em alta tensão.
3.4.1.9. Para a avaliação do desempenho da Rede Básica quanto aos fenômenos de flutuação, desequilíbrio
e distorção harmônica de tensão são dois os limites de desempenho global: limite global inferior e limite
global superior.
3.4.1.10. O limite de desempenho individual corresponde ao valor máximo de perturbação que pode ser
causado no sistema por um único agente.
3.4.1.11. A avaliação do desempenho global é realizada por meio da comparação dos valores dos indicadores
obtidos através de processo de apuração, por fase, com os valores dos limites globais inferior e superior
desses indicadores, quando aplicável. Para a avaliação do desempenho, adota-se o seguinte procedimento:
(a) quando o valor apurado do indicador for menor ou igual ao limite global inferior, o desempenho é
considerado adequado;
(b) quando o valor apurado do indicador encontra-se entre os limites globais inferior e superior, o
desempenho é considerado em estado de observação; e
(c) quando o valor apurado do indicador for maior que o limite global superior, o desempenho é
considerado inadequado.
3.4.1.12. A QEE quanto à flutuação, desequilíbrio e distorção harmônica, cujos requisitos estão
estabelecidos no presente submódulo, é representada por indicadores definidos no Submódulo 9.7 e
gerenciada conforme estabelecido no Submódulo 6.15.
Flutuação de tensão
3.4.2.1. Aspectos gerais
3.4.2.1.1. O desempenho da Rede Básica quanto à flutuação de tensão é avaliado a partir da comparação
dos indicadores PstD95% e PltS95% com os respectivos limites global e individual.
3.4.2.1.2. Os limites globais, obtidos por meio de campanhas de medição, aplicam-se ao PAC. Da mesma
forma, aplicam-se também ao PAC os limites individuais, os quais são determinados por meio de cálculos
específicos para cada instalação que contenha equipamentos com características não lineares ou especiais
que produzam tais efeitos.
3.4.2.2. Limites globais
3.4.2.2.1. Os limites globais inferior e superior, considerados para avaliar a qualidade da tensão quanto à
flutuação de tensão, estão apresentados na Tabela 2. Esses valores são expressos em função dos limites
globais para tensão secundária de distribuição (220 V ou 127 V) e da atenuação esperada quando a flutuação
de tensão se propaga para os barramentos da rede secundária de distribuição.
Endereço na internet: http://www.ons.org.br 7 / 15

Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência
Requisitos mínimos de qualidade de energia

2.9 Requisitos 2022.10 03/10/2022
elétrica para acesso ou integração à Rede Básica
3.4.2.2.2. FT é o fator de transferência aplicável entre o barramento sob responsabilidade de concessionária
de transmissão sob avaliação e o barramento da rede secundária de distribuição eletricamente mais próximo.
FT é calculado pela relação entre o valor do PltS95% do barramento sob avaliação e o valor do PltS95% do
barramento da rede secundária de distribuição. No caso de os FT entre os barramentos envolvidos não terem
sido medidos, os FT apresentados na Tabela 3 devem ser aplicados para a avaliação da flutuação de tensão
nos barramentos sob responsabilidade de concessionária de transmissão.
3.4.2.2.3. Os limites globais apresentados na Tabela 3 foram estabelecidos com a premissa de que o limite
global inferior para as tensões secundárias nos sistemas de distribuição (220 V ou 127V) é 1 pu. Caso esse
limite seja alterado, por determinação da ANEEL, os valores estabelecidos devem ser revisados.
Tabela 2 – Limites globais para os indicadores de flutuação de tensão

Limite PstD95% PltS95%
1 pu 8,0 pu
Limite global inferior FT FT
2 pu 6,1 pu
Limite global superior FT FT
Tabela 3 – Fatores de transferência, em função da tensão nominal de barramento sob responsabilidade de
concessionária de transmissão.
Tensão Nominal do barramento (kV) Fator de Transferência

Tensão Nominal 230 kV FT = 0,65
 
69 kV Tensão Nominal 230 kV FT = 0,8

Tensão Nominal 69 kV FT = 1,0
3.4.2.3. Limites individuais
3.4.2.3.1. Os limites individuais de flutuação de tensão, que consideram um nível de saturação de 80% dos
limites globais inferiores estabelecidos na Tabela 2, estão indicados na Tabela 4.
Tabela 4 – Limites individuais para os indicadores de flutuação de tensão
PstD95% PltS95%
8,0 pu 6,0 pu
FT FT
Desequilíbrio de Tensão
3.4.3.1. Aspectos gerais
Endereço na internet: http://www.ons.org.br 8 / 15

Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência
Requisitos mínimos de qualidade de energia

2.9 Requisitos 2022.10 03/10/2022
elétrica para acesso ou integração à Rede Básica
3.4.3.1.1. O desempenho da Rede Básica quanto ao desequilíbrio de tensão é avaliado a partir da
comparação do indicador KS95% com os limites global e individual.
3.4.3.1.2. Os limites globais, obtidos por meio de campanha de medição, aplicam-se ao PAC. Da mesma
forma, aplicam-se também ao PAC os limites individuais, determinados por meio de cálculos específicos para
cada instalação que contenha equipamentos com características que produzam tais efeitos.
3.4.3.1.3. Caso as tensões de sequência negativa variem de forma intermitente e repetitiva, é permitido
ultrapassar os limites especificados em até o dobro, desde que a duração cumulativa das tensões de
sequência negativa, acima dos limites contínuos estabelecidos, não ultrapasse 5% do período de
monitoração.
3.4.3.2. Limite global
3.4.3.2.1. O limite global é de:
KS95%
2%
3.4.3.3. Limite individual
3.4.3.3.1. O limite individual é de:
KS95% 1,5%
Distorção Harmônica de Tensão
3.4.4.1. Aspectos gerais
3.4.4.1.1. O desempenho da Rede Básica quanto à distorção harmônica de tensão é avaliado a partir da
comparação dos indicadores DTHI e DTHTS95% com os respectivos limites global e individual.
3.4.4.1.2. Os limites globais, obtidos por meio de campanhas de medição, aplicam-se ao PAC. Da mesma
forma, aplicam-se também ao PAC os limites individuais, determinados por meio de cálculos específicos para
cada instalação que contenha equipamentos com características que produzam tais efeitos.
3.4.4.2. Limites globais
3.4.4.2.1. Os limites globais inferiores para os indicadores DTHI e DTHTS95% estão apresentados na
3.4.4.2.2.
3.4.4.2.3.
3.4.4.2.4. Tabela 5.
3.4.4.2.5. Os limites globais superiores são determinados pela multiplicação dos limites globais inferiores
correspondentes pelo fator 4/3. Por exemplo, os limites globais superiores relativos aos indicadores

DTHTS95% para V< 69 kV e V 69 kV são, respectivamente, 8% e 4%.
3.4.4.2.6. Para cada ordem harmônica h, a tensão harmônica resultante em qualquer ponto do sistema é
obtida com a combinação dos efeitos provocados por diferentes agentes.
Endereço na internet: http://www.ons.org.br 9 / 15

Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência
Requisitos mínimos de qualidade de energia

2.9 Requisitos 2022.10 03/10/2022
elétrica para acesso ou integração à Rede Básica
Tabela 5 – Limites globais inferiores para os indicadores DTHI e DTHTS95%
V < 69 kV V  69 kV

DTHI, h ímpar DTHI, h par DTHI, h ímpar DTHI, h par
Valor

Ordem Valor (%) Ordem Ordem Valor (%) Ordem Valor (%)
(%)
3, 5, 7 5% 3, 5, 7 2%
2, 4, 6 2% 2, 4, 6 1%

9, 11, 13 3% 9, 11, 13 1,5%
8 8
1% 0,5%
15 a 25 2% 15 a 25 1%
27 27
1% 0,5%
DTHTS95% = 6% DTHTS95% = 3%
3.4.4.3. Limites individuais
3.4.4.3.1. Os limites individuais para os indicadores DTHI e DTHTS95% estão apresentados na Tabela 6.
Tabela 6 – Limites individuais para os indicadores DTHI e DTHTS95%
  
13,8 kV V 69 kV V 69 kV

| DTHI, h ímpar | DTHI, h par | DTHI, h ímpar | DTHI, h par |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Ordem | Valor (%) | Ordem | Valor (%) | Ordem | Valor (%) | Ordem | Valor (%) |
| 3 a 25 | 1,5% | 3 a 25 | 0,6% |  |  |  |  |
| todos | 0,6% | todos | 0,3% |  |  |  |  |
| 27 | 0,7% | 27 | 0,4% |  |  |  |  |

DTHTS95% = 3% DTHTS95% = 1,5%
3.5. Indicadores de Variação de Tensão de Curta Duração – VTCD
3.5.1. A esse fenômeno não são atribuídos limites de referência, de acordo com a experiência internacional.
O ONS, através de processo de apuração e gerenciamento, detalhado no Submódulo 6.15, acompanhará e
Endereço na internet: http://www.ons.org.br 10 / 15

Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência
Requisitos mínimos de qualidade de energia

2.9 Requisitos 2022.10 03/10/2022
elétrica para acesso ou integração à Rede Básica
divulgará o desempenho dos pontos de observação da tensão e dos barramentos sob responsabilidade de
concessionária de transmissão com base nos indicadores supracitados.
4. AVALIAÇÃO DO IMPACTO DE INSTALAÇÃO QUE CONTENHA ELEMENTO NÃO LINEAR OU ESPECIAL EM
PROCESSO DE ACESSO OU DE INTEGRAÇÃO À REDE BÁSICA QUANTO A QEE
4.1. Individualização de instalação não linear ou especial para avaliação de desempenho
4.1.1. As instalações que contenham elementos não lineares ou especiais, que se conectam às instalações
sob responsabilidade de concessionária de transmissão, diretamente ou através de um sistema de
transmissão de uso exclusivo, compartilhado ou não, devem ser tratadas de forma individual, no que diz
respeito à avaliação no PAC do seu desempenho quanto à QEE. No caso de expansão da instalação existente,
tanto os estudos como as campanhas de medição devem ser atualizados considerando a instalação como um
todo, ou seja, a instalação existente acrescida de sua expansão.
4.1.2. No caso em que centrais de geração eólica/solar fotovoltaica tenham obtido junto a ANEEL
autorização para compartilhamento de suas instalações de interesse restrito com outras centrais geradoras
de fontes iguais ou distintas, incluindo as centrais geradoras híbridas ou associadas, tais centrais serão
caracterizadas como uma única instalação individual, no que diz respeito à avaliação do seu desempenho
quanto à QEE. O mesmo se aplica a consumidores que venham a compartilhar instalações de interesse
restrito, como, por exemplo, subestação abaixadora.
4.2. Estudos para avaliação de desempenho quanto a QEE
4.2.1. Estudos de QEE tratam, em geral, das avaliações de desempenho quanto à flutuação, desequilíbrio e
distorção harmônica de tensão no PAC. Observa-se que, em função dos resultados obtidos pelos estudos,
podem ser solicitados procedimentos complementares de medição, durante as campanhas de medição
tratadas no item 4.3 deste submódulo.
4.2.2. Os requisitos de distorção harmônica de tensão devem ser atendidos para qualquer valor de
impedância que pertença ao Lugar Geométrico representativo da rede externa, como detalhado no
Submódulo 2.3 – Premissas, critérios e metodologias para estudos elétricos.
4.3. Campanha de medição para avaliação de desempenho quanto a QEE
4.3.1. As campanhas de medição de tensão têm por objetivo apurar os valores dos indicadores de flutuação,
desequilíbrio e distorção harmônica de tensão no PAC.
4.3.2. Dependendo das características da instalação e da sua conexão, também devem ser medidos valores
de correntes harmônicas obtidos através de campanha de corrente. Essas correntes harmônicas são obtidas
na saída dos aerogeradores e dos inversores das células fotovoltaicas, inclusive se essas fontes constituírem
centrais geradoras híbridas ou associadas. As medições de corrente, especificamente para parques eólicos e
solares fotovoltaicos deverão ser realizadas de acordo com os requisitos estabelecidos por norma IEC [4].
Quanto aos equipamentos elétricos com características não lineares dos consumidores livres, os valores de
correntes harmônicas podem ser obtidos para uma verificação de sobrecarga, por exemplo e, por
conseguinte, no dimensionamento final proposto para os filtros de correntes harmônicas do
empreendimento.
4.3.3. Uma campanha de medição de tensão deve ter duração de 7 (sete) dias consecutivos, de acordo com
protocolo de apuração estabelecido para o indicador em análise, considerando os valores dos indicadores
integralizados em intervalos de 10 (dez) minutos. Entretanto, quando a campanha de medição for realizada
Endereço na internet: http://www.ons.org.br 11 / 15

Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência
Requisitos mínimos de qualidade de energia

2.9 Requisitos 2022.10 03/10/2022
elétrica para acesso ou integração à Rede Básica
para a conexão de agente de geração, com fonte eólica/solar fotovoltaica, esse período pode ser estendido,
em função de sua característica de operação.
4.3.4. A campanha de corrente, por sua vez, tem por finalidade permitir reavaliar o estudo de desempenho
da instalação quanto à distorção harmônica de tensão e é realizada somente para parques eólicos e solares
fotovoltaicos, inclusive quando esses empreendimentos constituírem parte de centrais geradoras híbridas
ou associadas, com as seguintes particularidades:
(a) As correntes harmônicas no caso de parques eólicos devem ser medidas em uma unidade geradora
representativa de cada central geradora eólica; e
(b) As correntes harmônicas, no caso de parques solares fotovoltaicos, devem ser medidas em uma
unidade fotovoltaica (inversor alimentado por um conjunto de células fotovoltaicas) representativa
de cada usina geradora fotovoltaica.
4.3.5. Outra campanha a ser realizada para parques eólicos e solares fotovoltaicos, inclusive quando esses
empreendimentos constituírem parte de centrais geradoras híbridas ou associadas, é a de monitoramento
dos níveis de distorções harmônicas de tensão, enquanto o(s) filtro(s) proposto(s) para determinada
instalação ainda não tiver (tiverem) sido efetivamente instalado(s).
4.3.6. A campanha de monitoramento deve perdurar até a instalação definitiva do filtro ou até que seja
justificado por meio de um estudo revisado com as correntes medidas que a instalação do filtro pode ser
dispensada.
4.3.7. No caso de instalações que contenham elementos não lineares ou especiais com regime de operação
definido, como, por exemplo, mineradoras, siderúrgicas, compensadores estáticos etc., a campanha de
medição deve atender aos seguintes requisitos:
(a) ser realizada imediatamente antes (pré-tensão) e após a entrada (pós-tensão) em operação da
instalação e a cada implemento no patamar de demanda de carga da instalação por um período de 7
(sete) dias consecutivos, incluindo a apuração dos indicadores de tensão listados no item 4.3. deste
submódulo; e
(b) medir os valores de correntes harmônicas geradas pelos dispositivos não lineares da instalação com
maior capacidade de potência, por períodos que englobem o seu ciclo de regime de operação
nominal, quando da necessidade de realização de um estudo de desempenho harmônico.
4.3.8. No caso de instalação de geração eólica e solar fotovoltaica, inclusive quando essas centrais geradoras
pertencerem às centrais geradoras híbridas ou associadas, tendo em vista que o impacto da sua operação na
QEE do PAC depende do regime de ventos ou da irradiância solar da região onde se encontra instalada, a
campanha a ser realizada após a entrada em operação da instalação deve atender aos seguintes requisitos:
(a) a data de início da campanha de medição pós-tensão (após entrada em operação do complexo eólico
e/ou solar fotovoltaico) e a sua duração (mínima de 7 (sete) dias), poderão ser
postergadas/estendidas considerando os seguintes fatores:
(1) pelo menos noventa por cento das unidades geradoras que compõem o complexo eólico e/ou solar
fotovoltaico devem estar em operação ao longo de todo o período de medição; e
(2) a produção do complexo eólico e/ou solar fotovoltaico, durante o período de medição, deverá
corresponder, no mínimo, àquela estabelecida pelo seu fator de capacidade.
4.3.9. Esclarecimentos adicionais sobre os procedimentos de medição, tais como transdutores considerados
adequados pelo ONS para a realização das campanhas, local e período de medição, recomendações práticas,
Endereço na internet: http://www.ons.org.br 12 / 15

Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência
Requisitos mínimos de qualidade de energia

2.9 Requisitos 2022.10 03/10/2022
elétrica para acesso ou integração à Rede Básica
formato de relatório e de arquivo para informação dos resultados das campanhas de medição etc. podem
ser obtidos em [6].
4.4. Sistema de monitoração contínua
4.4.1. Caso nova instalação sob responsabilidade de concessionária de transmissão (sistemas CCAT,
compensadores estáticos etc.) ou instalação que se conecte às instalações sob responsabilidade de
concessionária de transmissão (parques eólicos, solares fotovoltaicos, cargas industriais, centrais geradoras
híbridas ou associadas, etc.) apresente equipamentos com característica elétrica não linear, o agente
responsável pela instalação que contenha elemento com característica não linear deve instalar sistema de
medição para monitorar de forma contínua os indicadores de flutuação, desequilíbrio e distorção harmônica
de tensão no PAC. Os equipamentos e métodos de medição devem estar de acordo com as diretrizes do ONS.
O agente deve disponibilizar esses dados ao ONS, quando solicitado.
4.4.2. Para a realização das campanhas de medição, algumas precauções devem ser observadas quanto ao
nível de precisão dos tipos de transdutores de tensão utilizados, conforme estabelecido em norma [5];
4.5. Desempenho harmônico de elementos não lineares integrantes da Rede Básica, como
compensador estático (CER)
Aspectos gerais
4.5.1.1. A determinação do envelope de impedância harmônica da rede de corrente alternada (CA) deve
considerar os diversos cenários de evolução da rede ao longo do período de concessão, nas configurações
relativas aos patamares de carga leve, média e pesada. Cargas podem ser representadas, devendo-se,
entretanto, demonstrar a adequação do modelo de carga adotado. A carga deve ser representada onde ela
está concentrada, principalmente na distribuição primária. O envelope total pode ser subdividido em
subenvelopes de harmônicos sucessivos. Além dos harmônicos do grupo, devem ser incluídos em cada
subenvelope o harmônico imediatamente superior e imediatamente inferior às ordens harmônicas do grupo,
com a finalidade de garantir a intersecção entre os conjuntos.
4.5.1.2. Os envelopes de impedância harmônica devem ser determinados considerando-se a metodologia
do setor circular (anular), ou seja, esses envelopes devem ser definidos pelos seus raios máximo e mínimo e
ângulos máximo e mínimo, conforme Figura 1. Esses lugares geométricos devem ser submetidos à aprovação
do ONS, antes de serem incluídos no contrato de fornecimento do CER, como forma de garantir que o projeto
dos filtros se baseie em envelopes válidos.
Endereço na internet: http://www.ons.org.br 13 / 15

Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência
Requisitos mínimos de qualidade de energia

2.9 Requisitos 2022.10 03/10/2022
elétrica para acesso ou integração à Rede Básica
Figura 1 – Setor circular (anular) – Plano de admitâncias, com os vetores representativos da rede interna (Yih), da
rede externa (Ybh) e do resultante Yhmin, visto do PAC
4.5.1.3. Deve ser considerada a necessidade de atendimento ao desempenho harmônico para as
configurações de rede completa e (N-1) da rede CA.
4.5.1.4. Os filtros devem ser dimensionados para que não haja necessidade de desligamento por overrating
em condições operativas normal e de contingências simples (N-1) da rede externa.
4.5.1.5. Deve-se manter, para todas as etapas de implementação do empreendimento do qual o CER faz
parte, o desempenho harmônico estabelecido no presente submódulo. Devem ser consideradas, para o
cálculo da distorção harmônica individual, as condições de máxima dessintonia dos filtros e as condições mais
severas de geração de correntes harmônicas pelos TCR, condições essas ilustradas na Figura 2 a seguir.
Figura 2 – Condições de máxima dessintonia dos filtros e condições mais severas de geração de correntes
harmônicas pelos TCR
4.5.1.6. Deve ser considerada a possibilidade de operação da rede CA com um desbalanço máximo de
sequência negativa de 2,0%. Nos casos de filtros ativos ou passivos de sintonia automática, devem ser
considerados os erros de controle.
4.5.1.7. As correntes harmônicas nas linhas CA conectadas ao CER não devem produzir interferências acima
dos limites das normas correspondentes nas linhas telefônicas que estejam em operação na data de
comissionamento do CER.
Avaliação do desempenho harmônico
Endereço na internet: http://www.ons.org.br 14 / 15

Nome Submódulo Tipo Revisão Vigência
Requisitos mínimos de qualidade de energia

2.9 Requisitos 2022.10 03/10/2022
elétrica para acesso ou integração à Rede Básica
4.5.2.1. Os limites individuais de distorção harmônica a serem atendidos na conexão do CER devem atender
aos limites individuais para Distorção de Tensão Harmônica Individual (DTHI) e Distorção de Tensão
Harmônica Total (DTHTS95%) definidos neste submódulo. A Tabela 6 define os limites individuais de
distorção harmônica a serem atendidos na conexão do CER, considerando o CER como o único gerador de
harmônicos no ponto de conexão.
Avaliação do rating dos filtros
4.5.3.1. Para a definição do rating dos elementos dos filtros, o agente de transmissão deve avaliar as tensões
harmônicas externas ao CER (background harmonics) que impliquem nos piores valores de corrente e tensão
nos componentes dos filtros, respeitado os seguintes limites globais de Distorção de Tensão Harmônica Total
(DTHT), com base nos valores limite globais apresentados na
4.5.3.2.
4.5.3.3.
4.5.3.4. Tabela 5:
(a) V < 69 kV: DTHTS95% ≤ 6%; ou
(b) V ≥ 69 kV: DTHTS95% ≤ 3%.
Critério N-1 para filtros
4.5.4.1. A necessidade de instalação de filtros harmônicos e o desempenho da instalação deve ser avaliada
por meio de estudos detalhados no Submódulo 2.3.
4.5.4.2. Caso o agente proprietário proponha ao ONS operar também em condição degradada, sem por
exemplo um dos filtros, o atendimento aos requisitos de desempenho harmônico no ponto de conexão nesta
situação continuará obrigatório.
5. REFERÊNCIAS
[1] IEC, "Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 4-30: Testing and measurement techniques -
Power quality measurement methods". IEC 61000-4-30.
[2] IEC, "Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 4-15: Testing and measurement techniques -
Flickermeter - Functional and design specifications". IEC 61000-4-15.
[3] IEC, "Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 4-7: Testing and measurement techniques –
General guide on harmonics and interharmonics measurements and instrumentation, for power
supply systems and equipment connected thereto". IEC 61000-4-7.
[4] IEC, "Wind turbines - Part 21: Measurement and assessment of power quality characteristics of grid
connected wind turbines". IEC 61400-21.
[5] IEC, "Instrument transformers - The use of instrument transformers for power quality
measurement". IEC/TR 61869-103.
[6] ONS, "Instruções para realização de estudos e medições de QEE relacionados aos acessos à Rede
Básica ou nos barramentos de fronteira com a Rede Básica para parques eólicos, solares,
consumidores livres e distribuidoras". ONS NT 009/2016-Rev. 02, março de 2018
Endereço na internet: http://www.ons.org.br 15 / 15