Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL
Em 23 de dezembro de 2014.
Processo n°: 48500.003282/2011-53.
Assunto: Revisão do regulamento que trata da
qualidade do produto conforme seção 8.1 do
PRODIST.
I. DO OBJETIVO
1.
O objetivo desta nota técnica é apresentar sugestões para o aperfeiçoamento da
regulamentação que trata da qualidade do produto constante na seção 8.1 do Módulo 8 dos Procedimentos
de Distribuição - PRODIST, de forma a possibilitar à ANEEL aprimorar a regulação da qualidade do produto
considerando os fenômenos: Distorções Harmônicas, Desequilíbrios de Tensão, Flutuações de Tensão e
Variações de Tensão de Curta Duração. Trata-se de uma proposta a ser submetida à discussão com a
sociedade por meio de Consulta Pública.
II. DOS FATOS
2.
Em 26/11/2001, a Resolução ANEEL nº 505 revogou a portaria DNAEE nº 47 de 1978 e
trouxe avanços sobre o acompanhamento da qualidade do produto, como a obrigatoriedade da medição
amostral pelas distribuidoras e os requisitos para a medição de tensão em regime permanente.
3.
Em 2008, os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional
– PRODIST incorporaram os dispositivos da Resolução nº 505 em seu Módulo 8, sendo definidos outros
fenômenos relativos à qualidade do produto e estabelecidos valores de referência. Também com a aprovação
do PRODIST ficou prevista a implantação de uma campanha de medição de forma a estabelecer limites para
os indicadores relativos à Desequilíbrio de Tensão, Harmônicos, Flutuação de Tensão e Variações de Tensão
de Curta Duração.
4.
Em 2011 foi aberta a Consulta Pública nº 005/2011 a fim de coletar subsídios para revisar o
regulamento que trata da qualidade do produto, conforme Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST. A conclusão
da Consulta foi que o assunto tratado era complexo e que havia necessidade de maior aprofundamento das
discussões sobre o tema. Ainda houve recomendação de realização de Audiência Pública com o objetivo de
aperfeiçoar a regulamentação sobre a qualidade do produto.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
48554.002552/2014-00
Fl. 2 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
5.
Em 8/11/2013 foi assinado contrato nº 179/2013-ANEEL com a Fundação de Apoio
Universitário - FAU1 para a prestação de serviços técnicos especializados de consultoria na regulamentação
de fenômenos relacionados à qualidade do produto na distribuição de energia elétrica. No contrato, o prazo
de execução dos serviços foi estabelecido de 11 de novembro de 2013 a 10 de julho de 2014. Toda a
documentação relacionada ao trabalho consta no Processo 48500.002517/2013-51.
6.
De forma a subsidiar os trabalhos da consultoria, em 13/02/2014 a SRD encaminhou o Ofício
Circular nº 007/2014-SRD/ANEEL solicitando a descrição dos procedimentos adotados pelas distribuidoras
quando da conexão de instalações com características potencialmente perturbadoras. Ademais, em
14/02/2014 foi realizada reunião técnica com representantes de fabricantes de medidores de modo a discutir
as especificações existentes nos atuais medidores de parâmetros de qualidade.
7.
Em 25/11/2014 foi realizada reunião técnica com representantes do Operador Nacional do
Sistema Elétrico – ONS de modo a discutir o trabalho realizado pela consultoria e obter contribuições acerca
dos aprimoramentos necessários no regulamento.
III. DA ANÁLISE
8.
Após a realização da Consulta Pública nº 005/2011, a presente Nota Técnica é considerada
como a segunda etapa do processo e discorre sobre o trabalho realizado pela consultoria, explicitando os
pontos considerados importantes para o andamento do processo. A terceira etapa será no âmbito de uma
Audiência Pública com apresentação da Análise de Impacto Regulatório – AIR em conjunto com o ato
normativo do regulamento proposto.
9.
A AIR é um procedimento que avalia a necessidade e as consequências de uma possível
nova regulação, verificando se os benefícios potenciais da medida excedem os custos estimados e se, entre
todas as alternativas consideradas para alcançar o objetivo da regulação proposta, a ação escolhida é a mais
benéfica para a sociedade. Considera-se que a segunda etapa é a oportunidade da Agência colher as
informações necessárias para elaboração da AIR; dessa forma, neste documento, também serão abordados
os aspectos que devem constar na futura AIR de modo a orientar as contribuições.
10.
O documento está divido em três partes. A primeira, Seção III.1, descreve questões
relevantes da regulamentação vigente. A segunda, que abrange as Seções III.2 e III.3, apresenta o trabalho
realizado pela consultoria, relata os pontos de maiores discussões durante a elaboração dos documentos e
evidencia os pontos passíveis de debate na Consulta2. A terceira, constante da Seção III.4, discorre sobre os
pontos que devem constar em uma futura AIR e os pontos considerados essenciais para contribuição.
Vencedora do Pregão Eletrônico nº 46/2013 que teve como objetivo contratar serviços técnicos especializados de consultoria para
atividade de suporte aos trabalhos da SRD de regulamentar os fenômenos relacionados à qualidade do produto na distribuição de
energia elétrica.
1
Ressalta-se que toda a documentação disponibilizada nesta Consulta Pública é passível de contribuição, apenas tentou-se focar
nos temas mais polêmicos ou frágeis do assunto em discussão.
2
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 3 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
III.1 REGULAMENTAÇÃO VIGENTE
11.
O Módulo 8 do PRODIST trata da qualidade da energia elétrica e em sua Seção 8.1 são
abordados os fenômenos relativos à qualidade do produto em regime permanente ou transitório.
12.
Apesar das inovações trazidas com a publicação da primeira versão do Módulo 8 do
PRODIST, alguns indicadores para esses fenômenos ainda necessitam de melhor definição. Também não foi
definido critério de medição, para que os distúrbios sejam apurados de maneira padronizada. Ademais, os
valores de referência definidos ainda são indicativos, não havendo disposições a seguir quando do
descumprimento dos mesmos.
13.
Para que eventuais penalidades sejam estabelecidas, faz-se necessária ainda a definição de
um protocolo de medição para cada fenômeno, para no momento seguinte se estabelecer a obrigatoriedade
de medições pelas distribuidoras, de forma a se obter uma base de dados consistente para a definição de
responsabilidades entre os agentes.
14.
Sabendo das lacunas existentes no regulamento, foram previstas na Seção 8.3 do Módulo 8
disposições transitórias com caráter indicativo para o processo de implantação dos indicadores de qualidade
do produto. A disposição transitória foi estabelecida desde a aprovação do PRODIST, em 2008, e sinalizou ao
setor que a ANEEL iria estabelecer um programa de medição de duração mínima de 3 anos e somente após
esse período seriam estabelecidos os limites e prazos para regularização.
15.
Outros módulos, por terem associação com o assunto, também poderão passar por revisão –
os Módulos 1, 3 e 6. O Módulo 1 apresenta os objetivos gerais, a legislação vigente que disciplina as
atividades de distribuição de energia elétrica e o glossário de termos técnicos necessário à plena
compreensão do PRODIST. O Módulo 3 trata do acesso ao Sistema de Distribuição e um dos pontos que
serão discutidos neste documento são os critérios de acesso de cargas potencialmente perturbadoras às
redes de distribuição. Já o Módulo 6 trata das Informações Requeridas e Obrigações.
III.2 TRABALHO REALIZADO PELA CONSULTORIA
16.
Os trabalhos referentes ao contrato ANEEL-FAU nº 179/2013 tiveram por objetivo a
realização de serviços técnicos de consultoria para suporte às ações da SRD/ANEEL na regulamentação dos
fenômenos relacionados à qualidade do produto nas redes de distribuição de energia elétrica.
17.
Os objetivos principais consistiram no fornecimento de subsídios para o aprimoramento dos
aspectos da qualidade do produto no âmbito do PRODIST, de forma a possibilitar à ANEEL acompanhar e
regular os fenômenos como distorções harmônicas, desequilíbrios de tensão, flutuações de tensão e
variações de tensão de curta duração. Os trabalhos realizados compreenderam os produtos apresentados na
Tabela 1.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 4 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
Produto
1
2
3
4
5
6
7
8
Tabela 1 – Descrição dos produtos elaborados pela consultoria.
Descrição
Revisão bibliográfica atualizada do tema
Definição dos indicadores para os fenômenos
Definição do procedimento de medição para cada um dos fenômenos
Definição dos padrões de referência para os fenômenos
Definição dos procedimentos para acompanhamento da qualidade do produto
Proposições para o estabelecimento dos critérios mínimos para regulamentação
dos padrões exigidos pelas distribuidoras quando da conexão de acessantes
potencialmente perturbadores ou de acessantes sensíveis a distúrbios na rede
Proposta de texto para a revisão dos módulos 1, 3, 6 e 8 do PRODIST
Apresentação dos resultados finais dos trabalhos desenvolvidos
18.
Pelos produtos entregues, pode-se constatar que o trabalho realizado foi completo, de forma
a atender ao disposto na Seção 8.3 do Módulo 8. Também foram entregues propostas de textos para os
Módulos 1, 3, 6 e 8 do PRODIST.
III.3 ANÁLISE DA PROPOSTA PARA OS MÓDULOS DO PRODIST
19.
Poder-se-ia apenas disponibilizar os produtos em Consulta Pública para obtenção de
contribuição dos agentes interessados. Porém, considerando que o objetivo da contratação da consultoria foi
obter a visão de especialistas sobre o assunto e que o trabalho expressa unicamente a opinião dos
consultores, nas subseções seguintes a SRD apresenta seu posicionamento sobre o trabalho recebido.
Também são relatados os principais pontos discutidos durante a realização dos trabalhos e descritos os
temas considerados mais polêmicos para a regulamentação dos produtos entregues. De forma a explicitar o
posicionamento da SRD, alguns itens nas minutas dos Módulos 1, 3, 6 e 8 entregues pela consultoria foram
modificados, o controle de alteração nos módulos indica as mudanças. E por fim, de forma a facilitar a
discussão sobre o assunto, alguns questionamentos são apresentados ao longo do texto.
III.3.1 INDICADORES DA QUALIDADE DO PRODUTO
20.
O Relatório 2 teve como objetivo apresentar os conceitos gerais associados à definição dos
indicadores, incluindo o aprimoramento ou inclusão de indicadores que possam ser utilizados para avaliação
da qualidade do produto no âmbito da distribuição de energia elétrica no Brasil. Nas subseções seguintes são
descritos os indicadores propostos para cada um dos fenômenos. Maiores detalhes sobre a proposta podem
ser obtidos no Relatório 2 e nas versões propostas dos Módulos 1 e 8.
III.3.1.1 DISTORÇÕES HARMÔNICAS
21.
A primeira análise realizada no documento foi em relação aos harmônicos, cujo termo
utilizado pela consultoria foi Distorções Harmônicas. Sobre as definições apresentadas no Módulo 1, pode-se
verificar o aprimoramento nas definições de Distorção Harmônica Individual, Distorção Harmônica Total e
Ordem Harmônica. Essas alterações estão em consonância com as contribuições recebidas na Consulta
Pública nº 005/2011, quando foi indicada a necessidade de revisão dessas definições.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 5 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
22.
A proposta da consultoria contém indicadores apenas para as distorções harmônicas de
tensão. Um ponto de discussão na Consulta Pública nº 005/2011 foi se haveria necessidade da criação de
indicadores para distorções harmônicas de corrente. Foram encaminhadas contribuições distintas.
23.
As justificativas para a criação do indicador versaram sobre a importância da apuração das
distorções harmônicas de corrente para (i) a correta identificação da origem de perturbações no sistema e (ii)
a padronização dos limites máximos de emissão dos equipamentos não lineares fabricados para utilização
nas instalações dos acessantes. Porém, até os que opinaram pela criação do indicador afirmam que em
função de dificuldades técnicas para definição de responsabilidades, não deveriam ser apresentados nem
mesmo valores de referência para esses novos indicadores. As contribuições para a não criação do indicador
são baseadas justamente na última justificativa e alegam que os harmônicos de corrente são responsáveis
pelos harmônicos de tensão e a regulamentação dos últimos de alguma forma já contempla os primeiros.
24.
Sobre as distorções harmônicas de corrente, a proposta apresentada pela consultoria da não
criação do indicador é considerada coerente devido ao aspecto da difícil identificação de responsabilidades.
Assim, nesta revisão proposta, considera-se que os indicadores de distorção harmônica de tensão já
possibilitarão um bom diagnóstico dos níveis de qualidade no Brasil.
25.
No âmbito das discussões com a Consultoria também foi avaliada a necessidade da definição
de inter-harmônica. Decidiu-se por não inserir a definição para o fenômeno, por considerar que as pesquisas
científicas são relativamente recentes e que o fenômeno já está, de certa forma, indiretamente considerado
nos indicadores de flutuação de tensão.
26.
Além da distorção harmônica total de tensão, verificam-se na atual versão do Módulo 8
valores de referência para as distorções harmônicas individuais até 25ª ordem. Com objetivo de simplificação
do processo de gestão dos indicadores foram propostos grupos de ordens harmônicas: as componentes
harmônicas de tensão de ordem par e não múltiplas de 3, as de ordem ímpar e não múltiplas de 3 e as
múltiplas de 3.
27.
Tal proposta difere do padrão mundial e do adotado pelos Procedimentos de Rede. Porém, a
proposta é baseada na necessidade de simplificação da quantidade de informação que será avaliada pela
ANEEL.
28.
Portanto, deve-se deixar claro que não se pretende excluir as distorções harmônicas
individuais de tensão; pelo contrário, elas são essenciais para os estudos da distribuidora. O que se propõe é
apenas que o Órgão Regulador acompanhe as distorções harmônicas por meio de indicadores que
possibilitarão uma visão geral do fenômeno, o detalhamento estará disponível nas informações armazenadas
da medição realizada. A ressalva da necessidade de armazenar as informações da medição por período
mínimo de 5 anos, para fins de fiscalização da ANEEL e consulta dos consumidores, é importante para
esclarecer que o detalhamento da medição estará disponível na distribuidora.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 6 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
29.
Por fim, no Módulo 8 foi proposto o aumento da ordem harmônica máxima, de 25 para 40. Tal
mudança está em consonância com a norma IEC 61000-3-6 e, segundo a opinião de fabricantes3, os
medidores atuais possuem uma taxa superior a 128 amostras/ciclo. Ressalta-se que a ordem máxima
prevista nos Procedimentos de Rede é de 50, porém estabelecer tal ordem pode inviabilizar a medição
através de medidores classe S.
III.3.1.2 DESEQUILÍBRIOS DE TENSÃO
30.
Não houve proposta de mudança no indicador existente no regulamento, e sim de aprimorar
as definições e estabelecer o Percentil 95% para o tratamento estatístico do conjunto de leituras para
obtenção do indicador.
31.
No âmbito da Consulta Pública nº 005/2011, a SRD questionou se a fórmula alternativa de
cálculo do desequilíbrio pelas tensões de linha (desenvolvida pelo CIGRÉ) deveria ser retirada do
regulamento. As respostas também foram divergentes. A retirada da fórmula foi justificada para manter a
mesma metodologia adotada pelos Procedimentos de Rede. Já a principal justificativa para mantê-la foi a
utilidade da fórmula para a medição da grandeza a partir de medidores convencionais, utilizados para
monitoração da tensão em regime permanente, amplamente disponíveis nas distribuidoras.
32.
No âmbito da Consultoria foram apresentados resultados de simulações4 em que o fator de
desequilíbrio foi calculado considerando várias metodologias. Como conclusão, verificou-se que os fatores
calculados pelas duas metodologias (componentes simétricas e CIGRÉ) apresentam resultados idênticos. Em
termos práticos, pode-se demonstrar analiticamente que ambas representam a mesma realidade físicoelétrica.
33.
Assim, considera-se prudente a manutenção da expressão sugerida pelo CIGRÉ de modo a
facilitar a medição do indicador.
34.
O último ponto sobre Desequilíbrios de Tensão é se há necessidade da criação de indicador
para o fator de desequilíbrio de sequência zero. Como resposta à Consulta Pública nº 005/2011, a maior parte
das contribuições não foi a favor da criação do indicador, justificada pela necessidade de utilização de
instrumentos de medição classe A, gerando impactos econômicos significativos na campanha de medição.
Ademais, as componentes de sequência zero não estão presentes nos circuitos AT e MT quando os
transformadores de Distribuição estão ligados em delta-estrela aterrado. A justificativa para a criação do
indicador é a de contemplar medições realizadas quando da reclamação do consumidor.
35.
Pelo exposto, considera-se que a proposta da consultoria em não propor um indicador para
desequilíbrio em sequência zero está aderente às contribuições advindas da Consulta Pública nº 005/2011 e
com o objetivo de estabelecer medições acessíveis às distribuidoras.
3
Foi realizada pesquisa com os principais fabricantes de medidores. Maiores detalhes constam no Relatório 3.
MACEDO Jr, José Rubens; GONDIM, I. N; BARBOSA Jr, João A. F; Arnaldo J. P. Rosentino Jr; TAVARES, C. E. “Practical
Aspects of Performance Tests on Power Quality Analyzers”. Renewable Energy & Power Quality Journal [RE&PQJ], v.10, p. 705705, 2012.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
4
Fl. 7 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
III.3.1.3 FLUTUAÇÕES DE TENSÃO
36.
Na Consulta Pública nº 005/2011 foi questionada a necessidade da regulamentação de
indicadores para análise da flutuação de tensão. Na época, as respostas foram praticamente unânimes em
relação à necessidade do acompanhamento desse fenômeno no âmbito da distribuição. A principal
justificativa foi a existência de cargas conectadas nos circuitos secundários de distribuição geradoras de
flutuação de tensão, como máquinas de solda e lâmpadas fluorescentes compactas. Também foi relatado que
as flutuações de tensão podem ocasionar oscilação de potência e torque em máquinas elétricas, queda de
rendimento em equipamentos e interferência em sistemas de proteção. Outros consideram que devido ao
custo elevado dos equipamentos de medição e a causa associada a cargas específicas, a apuração do
indicador deveria ser realizada apenas em regiões onde há indícios desse tipo de problema. Alguns agentes
informaram que não há reclamação de clientes por cintilação luminosa. Por outro lado, houve contribuição
informando que as reclamações dos consumidores de flutuação de tensão ficam registradas5 como “oscilação
de tensão” e, até mesmo, como problema de “tensão em regime permanente”.
37.
A proposta da Consultoria é a regulamentação de indicadores para a flutuação de tensão.
Entende-se que está coerente com o contexto atual, já que vários 6 estudos concluem que as lâmpadas
fluorescentes compactas são causadoras de flutuação de tensão e, adicionalmente, podem apresentar
cintilação luminosa.
38.
A nova redação para a descrição do fenômeno foi proposta de modo a considerar também as
variações do valor de pico da tensão instantânea. Tal proposta foi fundamentada em novos trabalhos e
pesquisas7 relacionados ao tema que esclarecem que o fenômeno aparece, para alguns tipos de lâmpadas,
mesmo quando não há variação do valor eficaz de tensão, mas apenas o seu valor de pico.
5
Seja por desconhecimento do assunto, tanto por parte do consumidor, quanto do atendente.
Redação de EM. “Dois olhares sobre harmônicas, inter-harmônicas e sua medição e análise”. Revista Eletricidade
Moderna, Outubro, 2008. Pág. 217.
MACEDO Jr, José Rubens, Simonetti, D. S. L. “Análise de desempenho do flickermeter IEC na presença de componentes interharmônicas”. IX Conferência Brasileira de Qualidade da Energia Elétrica. CBQEE 2011. Agosto de 2011. Cuiabá – Brasil. Pág. 836842. ISSN 2236-8531.
MACEDO Jr, José Rubens. “Uma contribuição à análise das componentes inter-harmônicas e seus efeitos nos indicadores de
flutuação de tensão”. Tese (doutorado) – Universidade Federal do Espírito Santo, Centro Tecnológico. Vitória-ES. 2009.
DRAPELA, J. et al. “Light flicker of fluorescent lamps with different types of ballasts caused by interharmonics”. IEEE
Power Tech, Russia, June 2005.
6
MACEDO Jr, José Rubens; SIMONETTI, Domingos S. L. Análise de desempenho do flickermeter na presença de componentes
inter-harmônicas. Controle & Automação (Impresso), v. 23, p. 508-519, 2012.
Frater, L.P; Watson, N. R. Light Flicker Sensitivity of High Efficiency Compact Fluorescent Lamps. Australasian Universities Power
Engineering Conference. Perth, WA, Australia, 2007.
kim T., Rylander M., Powers E. J., Grady W. M., Arapostathis A. Detection of Flicker Caused by Interharmonics. IEEE Transaction
on Instrumentation and Measurement, vol. 58, no. 1, pp. 152 – 160, Jan. 2009.
S. M. Halpin, R. Bergeron, T. M. Blooming, R. F. Burch, L. E. Conrad and T. S. Key. Voltage and Lamp Flicker Issues: Should the
IEEE Adopt the IEC Approach? IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 18, No. 3, July 2003.
7
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 8 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
39.
Outro ponto de mudança no regulamento foi o tratamento estatístico do conjunto de leituras
apenas para o Pst. O tratamento estatístico adotado para os indicadores é analisado na seção seguinte.
Neste momento, deseja-se justificar apenas a definição de limites para o Pst. O entendimento da Consultoria
é que a utilização do indicador Pst95% (sobre a base de 1.008 leituras válidas) já confere um indicador de
longa duração, ficando desnecessária a consideração do indicador Plt95% na mesma base. Todavia,
manteve-se o indicador Plt, assim como sua obrigatoriedade de medição, dessa forma, a memória de massa
dos medidores deverá registrar os valores de Pst e Plt e a informação estará disponível para análises mais
específicas.
40.
Uma última consideração a ser realizada sobre o indicador definido para caracterizar as
flutuações de tensão é a retirada do fator de transferência.
41.
Segundo a Consultoria, diferentemente dos sistemas de transmissão, a utilização do Fator de
Transferência nos sistemas de distribuição de energia elétrica não se apresenta como um procedimento
adequado. A explicação para essa afirmativa baseia-se na principal ferramenta utilizada pelas distribuidoras
de energia elétrica para melhoria da qualidade do serviço, ou seja, a transferência de carga. Essa ferramenta
é utilizada de tal forma, e com tanta frequência, que a topologia da rede verificada em um determinado
instante poderá estar fortemente alterada alguns minutos mais tarde, principalmente em dias com grande
incidência de chuvas e ventos. Dessa forma, não é possível definir com uma boa assertividade Fatores de
Transferência para as redes de distribuição de forma a quantificar corretamente as amplitudes associadas ao
fenômeno da flutuação de tensão.
42.
A Consultoria ainda ressaltou que as impedâncias verificadas nos sistemas de distribuição
são bastante distintas daquelas verificadas nos sistemas de transmissão, de tal forma que não seria possível
a utilização dos mesmos valores para os Fatores de Transferência em ambos os sistemas. Por fim, deve-se
considerar também que nos sistemas de distribuição de energia elétrica as fontes de flutuação de tensão
encontram-se não somente de forma centralizada (AT e MT), mas também (e principalmente) de forma
distribuída na BT, ou mesmo na MT.
43.
E como conclusão, os consultores consideram que dada facilidade e disponibilidade para
realização de medições em qualquer barramento do sistema torna desnecessária a adoção de Fatores de
Transferência entre barras, uma vez que as grandezas associadas poderão ser medidas diretamente nos
referidos barramentos.
III.3.1.4 TRATAMENTO ESTATÍSTICO
44.
Um aspecto relevante para os indicadores está relacionado ao mecanismo empregado para o
tratamento da massa de dados obtidos ao longo do período de medição. O tema diz respeito diretamente ao
procedimento a ser utilizado para, após a consolidação das medições, caracterizar um número que venha a
expressar a intensidade do fenômeno.
45.
As metodologias empregadas, independentemente dos processos utilizados na medição,
devem possuir meios para expurgar grandezas consideradas momentâneas e, por esse motivo, não
relevantes para a caracterização dos eventos de regime permanente.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 9 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
46.
Visando atender tais objetivos, podem-se ser identificadas as seguintes estratégias:
a)
b)
c)
Definição de percentis para os quais as grandezas encontradas possam ser
consideradas como valores limites (Exemplo: Percentil 95% ou Percentil 99%);
Utilização de expressões destinadas a quantificar, ao longo do período de observação,
as proporções que extrapolam os valores pré-definidos (Exemplo: Durações relativas de
transgressão de limites, a exemplo do DRP e do DRC);
Emprego de limites mínimos e máximos diretamente para as grandezas monitoradas.
47.
Fundamentalmente, as essências das metodologias indicadas nas duas primeiras estratégias
são similares, porém os meios matemáticos avaliativos são distintos. O emprego dos percentis tem sido
classicamente utilizado para a caracterização dos valores encontrados para os indicadores de desempenho.
Já a segunda estratégia é utilizada nos padrões definidos para as tensões eficazes de regime permanente.
Por fim, a utilização dos valores máximos e mínimos, embora aplicada, não oferece os mesmos atrativos que
o tratamento estatístico para a massa de dados obtida via medição.
48.
Para ilustração da questão, na Tabela 2 é apresentado um quadro comparativo das
estratégias utilizadas por diversos documentos para fins do tratamento do banco de dados obtidos para
medições de distorções harmônicas. Como pode ser observado, os tratamentos dados se apoiam nas
orientações da IEC 61000-3-6, a qual recomenda o emprego do percentil 95%.
Tabela 2 - Síntese de comparação dos índices de distorção harmônica de tensão entre
diferentes normas e documentos de referência.
INDICES
Normas/
Regulamentações
Documentos Internacionais
Normas e Regulamentações Nacional e Regional
Contrato Edf
Emeraude
Contrato
Premium de
Energia
IEC 61000-3-6
IEC 61000-4-30
EN 50160
IEEE 519
NRS048
Tipo
Norma
Internacional
Norma
Internacional
Norma Europeia
Recomendação
Pratica
Norma Nacional
Onde se aplica
Internacional
Internacional
Maioria dos países
da América
Países Sul
Africanos
França
Proposta
Níveis de
planejamento
indicados para
limites de
emissão
Metodologia de
Medição para QEE
Recomendação
pratica para limites de
emissão e valores de
projeto de sistemas
Regulamentação
mínima utilizada
pelo regulador
Características
da tensão de
fornecimento
Vh sh +DTT
Vh sh +DTT
95% semanal
95% semanal
Vh sh +DTT
Max
vs: 3s
Índices de
Avaliação
sh:
10min
Outro
Vh vs
95% diário
Vh sh
Max semanal
19 países
europeus
Características da
tensão de
fornecimento para
redes públicas BT e
MT
Vh vs
(X% conforme
acordado)
Vh sh
(X% conforme
acordado)
Não define índices
Vh vs
Max semanal
95% (P519A)
Período para
avaliação estatística
Mínimo de uma
semana
Ao menos uma
semana ou mais
conforme acordado
Uma semana
Não definido
Mínimo de uma
semana
Ao menos uma
semana ou mais
Metodologia para
medição
IEC 61000-4-7
IEC 61000-4-7
IEC 61000-4-7
Não especificado
Método de medição
específico
IEC 61000-4-7
Cobertura MT a
EAT
Índices propostos
conforme
recomendações para
aplicações
contratuais
Aplicado para BT e
MT
Aplicado para BT a
EAT
Aplicado para BT,
MT, AT, e EAT
Aplicado para
BT, MT, AT e
EAT
Comentários
Nota: vs: período muito curto (3s); sh: período curto (10min).
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 10 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
49.
A título de ilustração, a Figura 1 mostra o perfil do registro da distorção harmônica total de
tensão, em valores percentuais, ao longo de um período de medição de 7 (sete) dias consecutivos. Nessa
mesma figura encontram-se indicados valores limites (meramente ilustrativos) das faixas de conformidade
para o indicador DTT%, possibilitando o cálculo de indicadores relacionados com a duração relativa de
transgressão de limites.
Figura 1 – Exemplo de utilização dos índices para tratamento de massa de dados.
50.
Para efeito da análise da Figura 1, pode-se considerar (ainda que de forma preliminar) os
seguintes indicadores adicionais:
a)
Duração Relativa da Transgressão para Distorção Harmônica Total de Tensão Precária
𝑛𝑙𝑝
𝐷𝑅𝑃ℎ = 1008ℎ × 100
(1)
Onde nlph = número de leituras na faixa precária de DTT%.
b)
Duração Relativa da Transgressão para Distorção Harmônica Total de Tensão Crítica
𝑛𝑙𝑐
𝐷𝑅𝐶ℎ = 1008ℎ × 100
(2)
Onde nlch = número de leituras na faixa crítica de DTT%.
51.
Finalmente, empregando-se os conceitos matemáticos para a caracterização dos registros
obtidos via medição, nos termos anteriormente postos para o tratamento estatístico dos registros, resultam os
valores indicados na Tabela 3.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 11 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
Tabela 3 – Grandezas representativas para os métodos de tratamento dos registros de medição
(considerando o exemplo do registro de medição da Figura 1).
52.
Indicador Estatístico
Valor
DRPh (%)
DRCh (%)
Máximo DTT%
Mínimo DTT%
Percentil 95%
Percentil 99%
6,55 %
10,22 %
11,42 %
3,23 %
10,78 %
11,16 %
A interpretação a ser dada para os resultados obtidos compreende:



Durante o período de medição, contemplando 1.008 registros em 7 (sete) dias, obteve-se
6,55% dos registros situando-se na faixa precária e 10,22% na faixa crítica para DTT%;
Os valores máximos e mínimos encontrados podem ser prontamente identificados, os quais
resultaram Máx DTT% = 11,42% e Mín DTT% = 3,23%;
Para o indicador Percentil 95% obteve-se o valor de 10,78% e, ao mesmo tempo, obteve-se o
valor de 11,16% para o indicador estatístico Percentil 99%.
53.
As considerações realizadas foram no âmbito das distorções harmônicas. Porém,
consideram-se perfeitamente aplicáveis na definição de indicadores dos fenômenos de regime permanente
que se deseja regulamentar.
54.
Duas decisões precisam ser tomadas para o estabelecimento dos indicadores de regime
permanente. A primeira é a estratégia para eliminar as grandezas momentâneas. O emprego dos limites
mínimos e máximos pode ser descartado por não oferecer um tratamento estatístico das medições. Resta a
discussão do uso do percentil ou a utilização de faixas, denominadas de DRP e DRC.
55.
Como dito anteriormente, o DRP e DRC são utilizados na apuração da tensão em regime
permanente e possibilita a utilização de faixas de conformidade. Porém, precisam ser estabelecidos limites
para cada faixa.
56.
Com objetivo de utilizar a mesma estratégia adotada nos Procedimentos de Rede e por
normas internacionais, optou-se pelo critério do percentil para o tratamento estatístico das medições e
definição dos indicadores. As contribuições advindas da Consulta Pública nº 005/2011 convergiram para o
uso do percentil. Porém, em relação ao valor adotado, várias contribuições sugerem a definição do valor após
a realização de uma campanha de medição. Considerando que é preciso estabelecer os indicadores e que, a
depender das medições verificadas, os indicadores poderão ser aprimorados, o valor proposto foi o Percentil
95%.
57.
Ressalta-se que a regulamentação ainda está no âmbito de Consulta Pública e, a depender
das contribuições, pode vir a sofrer alterações, inclusive no critério estatístico proposto.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 12 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
58.
Outro ponto de decisão é da base de tempo a ser adotada, se diária ou semanal. Nos
Procedimentos de Rede é adotada a base diária para aplicação do Percentil 95 e o valor do indicador
corresponde ao maior dentre os sete valores obtidos da base diária.
59.
Na Consulta Pública nº 005/2011 foi encaminhada a contribuição para adotar o percentil
sobre todo o período semanal de monitoramento e não o máximo dentre os percentis diários, de forma a se
trabalhar melhor com o expurgo de eventos. Essa foi a proposta adotada pela Consultoria, sob a justificativa
que os expurgos para os indicadores de regime permanente conferem um grande complicador para a
definição dos indicadores diários. Assim, se a base diária for definida pelo calendário civil, terão registros
diários com quantidades diferentes de leituras de 10 minutos. Ao mesmo tempo, se a base diária for definida
por um conjunto de 144 leituras válidas de 10 minutos, a ideia de indicador diário perderá o sentido, pois
poderão existir registros de um dia da semana computados em um dia diferente. Assim, a utilização do
indicador Percentil 95% considerando-se as 1.008 leituras válidas resolve todos os problemas identificados,
além de tornar mais simples a consolidação dos referidos indicadores. Adicionalmente, cabe destacar que na
Rede Básica, as medições tendem a ser em menor quantidade e o volume de expurgos são muito menores
devido à menor incidência de VTCD nos sistemas de transmissão.
III.3.1.5 VARIAÇÕES DE TENSÃO DE CURTA DURAÇÃO
60.
As Variações de Tensão de Curta Duração causam inconvenientes principalmente em
processos produtivos que fazem uso de equipamentos com elevada sensibilidade a distúrbios na rede
elétrica. Apesar da importância do acompanhamento do fenômeno, poucos regulamentos tratam do assunto.
61.
No âmbito da Consulta Pública nº 005/2011, as contribuições convergiram na necessidade da
regulamentação do fenômeno. A contribuição da Abrace descreveu os inconvenientes nos processos
produtivos e os custos devidos a paradas de processos decorrentes de interrupções de curta duração.
62.
A Consultoria propôs uma inovação ao criar um indicador que possibilita o acompanhamento
das VTCDs nas redes de distribuição: o Fator de Impacto (FI). Devido à importância do indicador, nos
próximos parágrafos é feito um esclarecimento adicional à análise constante do Relatório 2.
63.
Os limites propostos para a avaliação das VTCDs, em função das regiões previamente
definidas, estão apresentados nas Tabelas 15 e 16 do Relatório 4. O número de eventos máximos no período
de um mês, por região, corresponde exatamente aos indicativos numéricos fornecidos. Tais limites merecem
uma análise aprofundada dos especialistas, já que serão a base para o indicador FI proposto. O mesmo
comentário é válido para os fatores de ponderação.
64.
Os indicadores DEC e FEC apuram a duração e a frequências das interrupções de longa
8
duração . Assim, as interrupções iguais a três minutos são contabilizadas nos indicadores DEC e FEC. Tal
consideração não foi adotada no texto do Relatório 2, porém foi aplicada na proposta disponibilizada do
Módulo 8.
Segundo o Módulo 1 do PRODIST as Interrupção de longa duração são definidas como: Toda interrupção do sistema elétrico com
duração maior ou igual a 3 (três) minutos.
8
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 13 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
65.
Aproveitando a discussão sobre a classificação das VTCDs, outro ponto é considerado
importante no âmbito desta Consulta Pública. Uma das contribuições da Abrace foi a criação de um novo
indicador para contabilizar a frequência das interrupções inferiores a 3 minutos. Considera-se que ao
regulamentar o indicador FI, a proposta da Abrace estaria contemplada. Porém, caso haja justificativas para o
acompanhamento mais específico da frequência das interrupções, é possível adequar o regulamento para a
criação de mais um indicador.
66.
Por fim, os fatores de ponderação utilizados no Módulo 8 são detalhados no Relatório 4
juntamente com a definição dos limites.
III.3.1.6 PONTOS PARA DISCUSSÃO
67.
Figura 2.
Em relação aos indicadores propostos foram listados os questionamentos apresentados na
1. Os indicadores propostos para o acompanhamento das distorções harmônicas estão
adequados?
2. A proposta de acompanhamento das flutuações de tensão através do Pst95% está
adequada?
3. A proposta de não considerar o fator de transferência no âmbito da distribuição
(tensões inferiores a 230 kV) está coerente?
4. Qual é o melhor critério para o tratamento da massa de dados obtidos ao longo do
período de medição dos fenômenos de regime permanente?
5. A aplicação do percentil 95% nas 1008 leituras válidas (agregação semanal) está
adequada à realidade da distribuição?
6. O indicador proposto para o acompanhamento das VTCDs está adequado ao
objetivo da análise da qualidade na distribuição? Quais seriam as opções alternativas?
7. Os valores máximos de frequência para cada região de sensibilidade das VTCDs
estão adequados?
8. Os fatores de ponderação do FI para cada região estão adequados?
Figura 2 – Questionamentos relativos aos indicadores de continuidade.
III.3.2 DEFINIÇÃO DOS LIMITES
68.
Na versão vigente do Módulo 8 do PRODIST existem valores de referência para todos os
fenômenos, exceto para as VTCDs. Estabeleceu-se que os limites só seriam definidos após três anos de
apuração e análise das medições previstas na seção 8.3 – Disposições Transitórias.
69.
A disposição transitória existe desde a primeira versão do PRODIST, aprovada em 2008.
Ocorre que na época da aprovação do PRODIST, o conhecimento dos valores de medição dos fenômenos
em estudo era escasso e considerou-se prudente a realização da campanha de medição para se obter um
diagnóstico dos fenômenos no Brasil e só então estabelecer limites.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 14 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
70.
Nesse momento considera-se mais importante o acompanhamento dos indicadores, porém a
existência de limites, mesmo que conservadores, é essencial para a efetiva aplicação do regulamento. Afinal,
desde 2008 já existem valores de referência para quase todos os fenômenos e a prestação de um bom
serviço de distribuição parte do pressuposto do acompanhamento da qualidade do produto que está sendo
entregue aos consumidores. Ao mesmo tempo, deve-se restringir a conexão de cargas ou geradores que
causem grandes perturbações no sistema.
71.
Antes de iniciar a campanha de medição prevista no PRODIST, considerou-se prudente a
análise das informações que já existem de medições realizadas por várias distribuidoras e o desempenho dos
equipamentos devido aos distúrbios analisados.
72.
Ao longo dos anos, verificou-se que várias distribuidoras já vêm realizando medição dos
fenômenos relacionados à qualidade do produto, seja através de medições esporádicas realizadas através de
programas de Pesquisa e Desenvolvimento9, seja através da implantação de medição contínua em pontos de
alta tensão10.
73.
A Consultoria conseguiu elaborar uma proposta de limites para os indicadores baseada na
correlação entre o desempenho de equipamentos sob a ação de suprimentos não ideais. Maiores detalhes da
proposta podem ser obtidos no Relatório 4. Ao analisar a consistência dos limites propostos diante das
medições encaminhadas pelas distribuidoras, pode-se concluir que a maioria das medições foi considerada
adequada e em alguns casos os limites foram conservadores. Foram encaminhadas informações de
medições realizadas pela Elektro, Bandeirante, Escelsa, Enersul e Grupo Energisa (Borborema, Paraíba,
Sergipe, Nova Friburgo e Minas Gerais).
74.
Na opinião inicial da SRD, para a efetiva aplicação do regulamento, limites (mesmo que
conservadores) são necessários desde o primeiro momento em que os indicadores forem criados. Cabe nesta
Consulta Pública a discussão da real necessidade de uma campanha de medição. Ademais, também é
importante que as distribuidoras detentoras de medição dos fenômenos analisem os limites propostos, de
modo a verificar e relatar no âmbito dessa Consulta suas particularidades.
75.
Uma análise importante para os limites propostos é a comparação com o estabelecido nos
Procedimento de Rede. No Submódulo 2.811 constam limites globais e individuais para os indicadores de
distorções harmônicas, desequilíbrios e flutuações de tensão. Os limites globais são aplicáveis nas
campanhas de medição. Já os limites individuais são aplicáveis nos estudos de futuras conexões, em que se
deseja analisar se o impacto da conexão é aceitável. No caso do Módulo 8 estão sendo propostos os limites
O Projeto de P&D desenvolvido pela Energisa "Sistema para simulação e análise dos distúrbios da QEE no contexto do
PRODIST" é um exemplo de pesquisa que realizou medição dos fenômenos que se deseja regular.
9
Por meio de consultas com distribuidoras, a SRD tomou conhecimento que empresas como a Elektro possuem uma grande
quantidade de pontos de monitoramento em operação, grande parte nas Subestações, enviando e registrando os dados de forma
contínua.
10
Gerenciamento dos indicadores de Desempenho da Rede Básica e dos Barramentos dos Transformadores de Fronteira e de
seus Componentes.
11
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 15 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
globais, ou seja, valores que devem ser garantidos pelas distribuidoras nos pontos de conexão. Os limites
individuais são propostos no Módulo 3 – Acesso ao Sistema de Distribuição, apenas para os indicadores de
distorções harmônicas de tensão e flutuações de tensão.
76.
Ademais, nos Procedimentos de Rede também são estabelecidos limites inferiores e
superiores. A diferenciação de limites é utilizada como uma classificação das medições, as que ficam abaixo
do limite inferior estariam adequadas, as localizadas entre os limites inferiores e superiores são consideradas
em estado de observação e valores localizados acima do limite superior são considerados inadequados e
serão necessárias ações corretivas ou mitigadoras. Tal proposição retorna à discussão já realizada no
tratamento estatístico proposto, em que se cogitou o uso de duas faixas, uma precária e outra crítica. Nesse
momento, considera-se suficiente apenas um limite para os indicadores propostos; havendo demanda e
justificativa dos benefícios, pode-se no futuro estabelecer um limite inferior e um superior.
77.
Ao comparar com os valores existentes nos Procedimentos de Rede, verifica-se uma
interseção dos regulamentos para as tensões maiores ou iguais a 69 kV. Trata-se, por exemplo, das DITs12
que apesar de serem do âmbito da distribuição são de propriedade de transmissoras. Entende-se que em tais
casos os Procedimentos de Rede devem prevalecer.
78.
Há argumentos pela manutenção dos mesmos limites nos dois regulamentos (PRODIST e
Procedimentos de Rede). Por outro lado, deve-se considerar realidades distintas que os dois procedimentos
regulamentam. Se na distribuição as redes são dinâmicas e as conexões são realizadas sem profundos
estudos, na transmissão as redes são mais estáticas e as conexões liberadas após estudos específicos.
Como conclusão, há justificativa para as duas opções, e solicita-se que as contribuições auxiliem na decisão
desse ponto.
79.
Em alguns casos, por exemplo, para as DTT95% em alta tensão o limite proposto para o
PRODIST (5%) é superior ao dos Procedimentos de Rede (3%). Já o limite do FD95% em alta tensão do
PRODIST (1,5%) é inferior ao dos Procedimentos (2%). A análise crítica dos valores sugeridos é importante
como contribuição para que a proposta a ser apresentada em uma futura Audiência Pública possa ser
aprimorada com valores que reflitam um padrão adequado de qualidade no âmbito da distribuição de energia
elétrica.
80.
Sobre a proposta para as VTCDs, a Consultoria expôs duas opções. A primeira foi definir o
número de eventos máximos por região previamente definida, ao longo de um mês de medições. Tal
proposta é interessante por possibilitar o acompanhamento mais detalhado das VTCDs. Porém, seria
necessária a criação de vários indicadores relacionados a um único fenômeno. A opção alternativa foi a
criação de um indicador único, através do Fator de Impacto - FI. A segunda opção não inviabiliza a primeira,
porque para obter o FI é preciso contabilizar o número de eventos por região. No entanto, considera-se neste
momento a proposta do indicador FI a melhor opção. Esse é um ponto de importante contribuição na
Consulta, considerando a relevância e a dificuldade da regulamentação das VTCDs.
Demais Instalações de Transmissão, são instalações com tensão inferior a 230 KV de propriedade de transmissoras.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
12
Fl. 16 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
81.
Na Figura 3 são listados questionamentos relacionados aos limites propostos.
9. Os limites propostos estão adequados à realidade das distribuidoras? Quais
seriam as alternativas?
10. Os limites estabelecidos no PRODIST e nos Procedimentos de Rede devem
ser iguais quando estabelecido para o mesmo nível de tensão? Se sim, deve-se
alterar algum limite constante dos Procedimentos de Rede ou os propostos para o
PRODIST?
11. O limite de desequilíbrio para os barramentos em alta tensão está adequado à
realidade das distribuidoras (1,5%)?
Figura 3 – Questionamentos relativos aos limites propostos.
III.3.3 INSTRUMENTAÇÃO E METODOLOGIA DE MEDIÇÃO
82.
Ao propor os critérios para a instrumentação, foram analisadas normas internacionais e
nacionais. A proposta apresentada pela consultoria está em consonância com as referidas normas e esperase que as adequações dos fabricantes de medidores sejam mínimas.
83.
Conforme mencionado no Relatório 3, a pesquisa e reunião com os fabricantes possibilitaram
um bom diagnóstico dos medidores disponíveis no mercado brasileiro. Com base nesse diagnóstico, foi
possível propor as classes mínimas de precisão para os fenômenos e avaliar o custo-benefício da Classe S
sugerida para os medidores de QEE no âmbito da distribuição. Espera-se que os critérios propostos não
restrinjam o número de medidores existentes no mercado e que as adequações da maioria dos medidores de
QEE serão mínimas. Ressalta-se que na referida reunião, a proposta da padronização do arquivo de saída de
dados foi recebida como algo viável e que irá facilitar o uso de medidores de diferentes fabricantes pelas
distribuidoras.
84.
Sabe-se que as distribuidoras já possuem medidores de QEE, porém para analisar o impacto
do regulamento é preciso o levantamento da quantidade de medidores de QEE Classe S que existem no
setor. Solicita-se, portanto, que seja informada a quantidade de equipamentos existentes para cada
distribuidora.
85.
Um ponto a ser enfatizado é a questão do uso de transdutores de tensão a dois elementos,
em que toda a informação associada à sequência zero das tensões do lado de média ou alta tensão é
perdida. Segundo a consultoria, tais casos são mais recorrentes no Estado de São Paulo. As distribuidoras
que possuem a topologia a dois elementos podem contribuir informando a proporção do padrão utilizado em
relação à medição a três elementos.
86.
Algumas observações são relevantes sobre os testes de análise de desempenho dos
medidores. Como a proposta é o uso de medidores Classe S, consideram-se adequados os instrumentos de
medição que tenham obtido tal classificação através de laboratório credenciado para a realização dos ensaios
necessários e emissão de atestado comprobatório. Ocorre que exigir a realização desses ensaios poderia
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 17 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
inviabilizar o uso de medidores de fabricantes nacionais. Assim, no intuito de facilitar a aquisição de
instrumentos adequados, os testes de análise de desempenho foram propostos como uma alternativa. A
proposta de teste de calibração também está em Consulta Pública e consta como Anexo do Módulo 8. O
objetivo é verificar se outras instituições também possuem condições para realizar os testes.
87.
No Relatório 3 consta a lista de fabricantes já avaliados e aprovados nos testes definidos pelo
13
ONS . No caso dos Procedimentos de Rede são considerados medidores Classe A e existe um caderno de
ensaio elaborado pelo Operador Nacional. A proposta da Consultoria segue total sintonia com o que já é
empregado na Rede Básica. Ressalta-se que segundo informações do ONS existem apenas dois laboratórios
nacionais que realizam os ensaios.
88.
A última discussão é em relação ao critério de expurgo no conjunto de leituras, que deve
possibilitar que a medição reflita o fenômeno que se deseja avaliar. Tal orientação foi recentemente
modificada quando da medição de nível de tensão em regime permanente. Durante as discussões da
regulamentação da medição ininterrupta14, foi considerado que o expurgo das variações momentâneas de
tensão seria opcional.
89.
No texto apresentado nesta Consulta não se pretende retirar uma disposição que foi
recentemente criada. Assim, propõe-se que o critério de expurgo para as medições de nível de tensão em
regime permanente seja mantido. Já para os demais fenômenos, devido a influência das variações
momentâneas de tensão na apuração das flutuações de tensão, propõe-se o expurgo quando da ocorrência
das VTCDs.
90.
Por fim, na Figura 4 são apresentados os questionamentos relacionados à instrumentação e
metodologia de medição.
12. As precisões propostas da leitura de cada fenômeno estão adequadas?
13. A padronização do arquivo de saída de dados dos medidores está adequada as
necessidades das distribuidoras?
14. O caderno de testes proposto está adequado para a análise do medidor?
15. Os laboratórios nacionais possuem capacidade técnica e instrumental para a
realização dos testes? Quais seriam os laboratórios que possuem capacidade para
realização dos testes?
Figura 4 – Questionamentos relativos à instrumentação e metodologia de medição.
O documento está disponível em: www.ons.org.br >> Integração de Instalações ao SIN >> Acesso e Conexão à Rede Básica >>
estudos de qualidade de tensão e as campanhas de medição.
13
14
Medição de que trata a Resolução Normativa n° 502/2012.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 18 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
III.3.4 ACOMPANHAMENTO DOS INDICADORES
91.
O Relatório 5 abordou as formas para acompanhamento da qualidade do produto na
distribuição de energia elétrica, os procedimentos possíveis para identificação de eventuais fontes de
distúrbios e os meios a ações necessárias para regularização das não-conformidades identificadas.
92.
Foram apresentadas três opções para o acompanhamento da qualidade do produto: (i)
campanha de medição; (ii) realização de medições permanentes; e (iii) aumento dos parâmetros medidos na
medição amostral de nível de tensão em regime permanente de forma a contemplar os parâmetros da
qualidade da energia elétrica.
93.
Como já exposto no Relatório 5, os benefícios e os custos advindos de uma campanha de
medição devem ser avaliados. Não há dúvida que a realização de medição em vários pontos dos
alimentadores de todas as distribuidoras iria possibilitar um diagnóstico da qualidade do produto entregue
pelas distribuidoras. Por outro lado, deve-se refletir que tal diagnóstico será estático e, como as redes de
distribuição são dinâmicas, em pouco tempo uma nova campanha poderá ser demandada. Ademais, se por
um lado é fácil mensurar os custos para aquisição dos medidores, por outro lado, os custos para a logística
da alocação dos medidores e a gestão das informações advindas das medições não são fáceis de mensurar.
94.
Pelo exposto, a opção alternativa apresentada pela Consultoria é uma forma de obter um
diagnóstico da qualidade de forma mais lenta, porém mais perene que a opção de uma campanha de
medição em determinado intervalo de tempo. A proposta foi basicamente (i) realizar medição permanente nos
barramentos AT e MT de subestações com potência superior a 25 MVA; (ii) inserir medição em todos novos
acessantes conectados às redes de alta tensão; e (iii) acrescentar na atual medição amostral a verificação
dos demais indicadores de QEE.
95.
Sobre a medição permanente, um ponto de ressalva é a diferenciação entre o termo medição
ininterrupta (para atender a Resolução Normativa nº 502/2012) e medição permanente. Enquanto o primeiro é
aplicado unicamente à baixa tensão para medição de tensão em regime permanente, já o segundo foi criado
pela Consultoria para medição em média e alta tensão dos fenômenos da QEE, inclusive tensão em regime
permanente.
96.
Feita a ressalva, a estimação dos custos que tal imposição pode vir a criar é essencial para
avaliar os impactos da proposta. De forma a facilitar a análise foram avaliadas as informações advindas do
cálculo de perdas técnicas das distribuidoras no período de 2011 a 2014.
97.
Das 63 concessionárias de serviço público, foram analisadas as informações de 53. As
empresas restantes15 ou não possuem subestação ou possuíam problemas no banco de dados. O histograma
da potência instalada das subestações analisadas é apresentado na Figura 5. A potência superior a 25 MVA
proposta pela Consultoria possibilitou a redução do universo de 4.171 subestações para uma amostra de
1.632 subestações, o que representa 39% das subestações analisadas. Na estimativa dos custos é
necessário considerar não apenas o valor da aquisição dos equipamentos, mas também a mão de obra para
As empresas não analisadas foram: CERR, CEA, FORCEL, CFLO, EFLUL, IENERGIA, EFLJC, DEMEI, MUXENERGIA e CAIUÁD.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
15
Fl. 19 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
a instalação e manutenção e a gestão das informações. Devido ao critério proposto algumas distribuidoras
não farão parte da amostra, foram elas: Sulgipe, Chesp e Uhenpal.
Figura 5 – Histograma da potência instalada nas subestações de 53 distribuidoras.
98.
Ainda sobre a medição permanente, a obrigação da medição em novos consumidores
conectados às redes de alta tensão é um ponto passível de discussão. Deve-se analisar a viabilidade da
realização da medição de QEE utilizando a mesma infraestrutura da medição para faturamento. Também se
questiona os custos e os benefícios de tal imposição.
99.
O mesmo deve ser considerado sobre o uso da medição amostral. Se por um lado há o ganho
da mão de obra para instalar e gerir os medidores, por outro lado os equipamentos serão instalados nos
pontos de conexão das unidades consumidoras, o que exige uma maior robustez em relação aos instalados
nas subestações. Talvez, nesse primeiro momento, a medição apenas nas subestações mais importantes da
distribuidora já forneça um indicativo do nível da QEE na concessão. À medida que o regulamento estiver
consolidado, outras formas de análise da qualidade na rede podem ser propostas, inclusive os apresentados
pela Consultoria.
100.
A medição eventual (quando da reclamação do consumidor ou por determinação da
fiscalização da ANEEL) também deve ser analisada. A proposta no Módulo 8 é estabelecer a modalidade da
medição eventual apenas na avaliação das VTCDs. Tal sugestão foi estabelecida por haver procedimento de
gestão das reclamações apenas para as VTCDs.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 20 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
101.
O outro ponto abordado no Relatório 5 foram os procedimentos para identificação da fonte de
distúrbios e os respectivos responsáveis. Não se buscou, nesse momento, estabelecer no regulamento uma
regra para definir responsabilidades. Porém, como as distribuidoras serão demandadas a avaliar suas redes e
serão responsabilizadas por não conformidades, é importante o conhecimento das metodologias para
identificação de fontes de distúrbios. Também a proposição dos procedimentos para regularização é uma
orientação para que as distribuidoras adotem ao responder a uma medição eventual originada de reclamação
de consumidor.
102.
Apenas no caso das VTCDs foi proposto um procedimento de gestão das reclamações de
consumidores conectados ao SDMT ou ao SDAT. O objetivo foi estabelecer uma obrigação para a
distribuidora analisar as VCTDs e apresentar ao consumidor as ações a serem realizadas para a redução da
frequência de ocorrência dos eventos. De fato, as obrigações estabelecidas são consideradas as ações
mínimas que a distribuidora deve realizar de forma a garantir um atendimento adequado ao consumidor.
Nesse momento, não foram estabelecidas penalidades, mas pode-se cogitar sua adoção caso haja
contribuições que apresentem propostas consistentes.
103.
indicadores.
Na Figura 6 são apresentados os questionamentos relacionados ao acompanhamento dos
16. A quantidade de topologias de transdutores a dois elementos são relevantes no
Brasil? Esse procedimento ainda é adotado em novas ligações?
17. Qual a quantidade de medidores de QEE existe na concessionária? Quais as
classes existentes?
18. O critério da seleção das subestações com potência superior a 25 MVA para
realização de medição permanente está adequado?
19. A medição eventual deve ser estabelecida para os outros fenômenos (distorções
harmônicas, desequilíbrios de tensão e flutuações de tensão)?
20. A medição amostral deve ser estendida de forma a contemplar todos os
indicadores do produto?
21. Devem ser estabelecidas penalidades quando da ultrapassagem dos limites?
Se sim, como estabelecer procedimento para atribuir responsabilidades?
Figura 6 – Questionamentos relativos ao acompanhamento dos indicadores.
III.3.5 CRITÉRIO DE ACESSO
104.
O Módulo 3 do PRODIST regulamenta os critérios de acesso ao sistema de distribuição. Na
sua versão atual já existem disposições da forma de onda e da amplitude de tensão que o acessante deve
garantir tanto no caso da conexão de unidades consumidoras ao sistema de distribuição BT, quanto da
conexão de unidades da categoria de consumo ao sistema de distribuição de MT e AT.
105.
A proposta apresentada nesta Consulta Pública é o aprimoramento dos itens 3.4 e 4 da
Seção 3.2 do Módulo 3. Assim, cabe esclarecer que apenas a questão da análise da qualidade está em
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 21 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
discussão, contribuições sobre outros assuntos do Módulo 3 serão tratadas em processo específico16.
106.
No Relatório 6 foram analisadas as normas de acesso de várias distribuidoras. Foram
verificados critérios variados quando da análise da qualidade – há procedimentos que tratam do tema, com
limites a serem observados quando do acesso, enquanto que outros procedimentos não fazem qualquer
referência ao tema. A demanda solicitada à Consultoria foi a proposição de critérios a serem adotados no
momento do acesso para análise da qualidade da tensão devido as características da carga declarada.
Pretende-se uniformizar os procedimentos, estabelecendo os critérios mínimos necessários que devem ser
adotados no âmbito da distribuição.
107.
O tema aqui tratado refere-se aos requisitos de qualidade que devem ser seguidos pelo
acessante no momento de sua conexão à rede de distribuição de energia elétrica. Assim sendo, o assunto
permeia dois Módulos distintos do PRODIST: o Módulo 3 (Acesso) e o Módulo 8 (Qualidade). Dessa forma, a
proposta de critérios de qualidade para o acesso poderia ser inserida tanto no Módulo 3 quanto no 8. A
Consultoria entendeu mais adequado que tais critérios constem do Módulo 3. Solicitam-se, assim,
contribuições sobre a melhor localização dessas disposições no PRODIST, considerando-se aspectos de
organização e clareza das regras.
108.
Sobre a proposta que consta para o Módulo 3, o primeiro ponto a ser ressaltado é em relação
à necessidade de o acessante especificar as características físico-elétricas de suas cargas. Inicialmente, a
Consultoria propôs a inclusão dessa obrigação no momento da consulta de acesso (Item 3 da Seção 3.1).
Contudo, tendo em vista que tal etapa é opcional para alguns tipos de acessantes, a SRD considera que essa
obrigação deve fazer parte dos requisitos para solicitação de acesso (Item 5 da Seção 3.1).
109.
Além disso, verifica-se que os critérios de acesso foram diferenciados de acordo com o nível
de tensão. Quando da conexão de cargas dinâmicas17 ou intermitentes18 em BT foram estabelecidos critérios
para avaliar a queda de tensão.
110.
Quando da conexão de unidades da categoria de consumo em MT e AT, a distribuidora fará o
Relatório de Impacto no Sistema Elétrico – RISE no caso de cargas potencialmente perturbadoras e, havendo
ultrapassagem dos limites de distorções harmônicas ou de flutuações de tensão, deve propor as ações
necessárias para o acessante executar.
111.
A análise das distorções harmônicas e das flutuações de tensão deve considerar que a rede
está desprovida de perturbações de qualquer natureza. Tal pressuposto é importante porque isenta o
Conforme Atividade nº25 da Agenda Regulatória Biênio 2015-2016, existe a previsão de Consulta ou Audiência Pública para
revisar os procedimentos de acesso ao sistema de distribuição, incluindo revisão da a Seção 3.1 do Módulo 3 do PRODIST.
16
Cargas dinâmicas são aquelas fundamentadas em princípios operacionais capazes de provocar variações relativas de tensão de
forma dinâmica no ponto de conexão. Como exemplo típico de carga dinâmica, nos moldes apresentados, tem-se os motores de
indução.
17
Cargas intermitentes são aquelas fundamentadas em princípios operacionais capazes de provocar variações relativas de tensão
de forma repetitiva e aleatória no ponto de conexão. Como exemplos típicos de cargas intermitentes, nos moldes apresentados,
tem-se as máquinas de solda, equipamentos de raio x, tomógrafos e equipamentos de hemodinâmica.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
18
Fl. 22 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
acessante da responsabilidade por distúrbios que não são atribuíveis a ele. Assim, as ações de regularização
a serem propostas no RISE são baseadas na premissa que não há perturbação na rede antes da conexão.
Porém, na prática, existirão outros distúrbios e interação entre cargas que poderão modificar
consideravelmente os valores medidos e os obtidos dos estudos.
112.
Dessa forma, surge o questionamento de como as medidas para regularização devem ser
elaboradas. Se for com base no estudo apenas, é possível que essas ações possam não ser efetivas, e
sejam necessárias novas ações além daquelas propostas ao acessante. Por outro lado, ao propor a execução
de ações corretivas considerando o sistema em operação poderão ser imputados ônus ao acessante que não
são de sua responsabilidade.
113.
Uma discussão semelhante foi realizada quando da regulamentação da participação
financeira do consumidor para o atendimento às solicitações de aumento de carga ou conexão de unidade
consumidora com determinadas características. A regulamentação consta na Seção X da Resolução
Normativa nº 414, de 7 de setembro de 2010. Consta em seu artigo 43 que a participação financeira do
consumidor é a diferença positiva entre o custo da obra proporcionalizado nos termos do artigo e o encargo
de responsabilidade da distribuidora. De forma resumida, fica explicitada a participação da distribuidora na
definição dos custos.
114.
Do ponto de vista da qualidade do produto a questão não é tão simples, pois se considera
que analisar o impacto devido ao aumento de kW é bem mais simples que a análise da responsabilidade de
fenômenos como distorções harmônicas e flutuações de tensão. Dessa forma, tem-se o desafio da proposta
de procedimento que seja factível de execução e coerente do ponto de vista do acessante e da distribuidora.
115.
Os itens 3.4.919 e 4.5.620 da Seção 3.2 tratam da possibilidade da distribuidora adotar critérios
mais rígidos do que aqueles estabelecidos no regulamento. Tal proposição foi esclarecida por meio de
subseção de forma que a distribuidora justifique o motivo técnico e prove que a aplicação será de forma
isonômica em sua área de concessão. Deve-se, contudo, refletir se essa liberdade não pode gerar restrições
ao acesso, com a criação de exigências que levem a custos exagerados.
3.4.9 As distribuidoras poderão adotar outros critérios de avaliação dos impactos decorrentes da operação das cargas, desde que
os mesmos sejam mais rígidos do que aqueles apresentados no item 3.4 desta seção.
19
4.6.5 Os acessantes poderão adotar outros critérios de avaliação dos impactos decorrentes da operação das cargas, desde que
os mesmos sejam mais rígidos do que aqueles apresentados no item 4.6 desta seção.
20
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 23 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
116.
distribuição.
Na Figura 7 são apresentados os questionamentos relacionados ao acesso às redes de
22. Quem deve ser o responsável pelo Relatório de Impacto no Sistema Elétrico?
O acessante ou a distribuidora?
23. Em que etapa dos procedimentos de acesso o RISE deve ser elaborado?
Qual o prazo necessário para que o responsável elabore esse documento?
24. A execução da ação de regularização deve ser (i) realizada do ponto de vista
da rede sem distúrbios ou (ii) considerando a operação real das redes de
distribuição?
25. Considerando a operação real das redes de distribuição como calcular a
participação financeira do consumidor?
Figura 7 – Questionamentos relativos ao acesso às redes de distribuição.
III.4 ANÁLISE DE IMPACTO REGULATÓRIO
117.
Conforme já apresentado em seções anteriores, na próxima etapa do processo para alteração
do regulamento será necessária à apresentação na Audiência Pública da AIR decorrente das mudanças.
Considera-se que a contribuição dos interessados no assunto na elaboração da AIR será importante para que
a análise a ser elaborada seja a mais consistente possível e comprove que os benefícios advindos da
mudança sejam superiores aos custos que serão demandados para a adequação ao novo regulamento.
118.
Na AIR, os custos e os benefícios com o regulamento devem ser quantificados. Podem-se
elencar alguns custos decorrentes da adequação ao regulamento, seriam:
 Aquisição dos medidores;

Treinamento dos técnicos que farão uso dos equipamentos;

Alocação dos medidores;

Aquisição e gerenciamento das medições;

Técnicos especializados para análise das medições.
119.
Para valorar a aquisição dos medidores, a SRD precisa do levantamento de quantos
medidores já existem no parque das distribuidoras. Os custos dos medidores foram obtidos em pesquisa
realizada com os fabricantes e descrita no Relatório 3, cuja conclusão foi um valor médio de aquisição para
medidores Classe S de R$ 8.125,00. Para o medidor Classe A, o custo médio de aquisição foi de R$
47.333,33.
120.
Os demais custos listados não são do conhecimento da SRD, espera-se que as distribuidoras
que já possuam medições referentes à qualidade do produto contribuam na consulta descrevendo suas
experiências.
121.
Os avanços propostos nas definições, novos indicadores, limites e forma de
acompanhamento certamente trarão benefícios às distribuidoras, com uma possibilidade de melhor gestão de
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 24 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
sua rede, e dos consumidores, que terão regras mais claras e padrões de qualidade assegurados. Assim,
solicitam-se também contribuições para o correto mapeamento dos benefícios advindos com a proposta de
regulamentação. Nesse caso, entende-se que os consumidores poderão auxiliar com maior propriedade
nesse mapeamento.
122.
Os questionamentos relacionados à elaboração da AIR são apresentados na Figura 8.
26. Quais são os problemas existentes pela falta do acompanhamento dos indicadores
relacionados à QEE?
27. É possível estabelecer os custos associados a algum os problemas? Quais seriam
os custos?
28. Quais serão os benefícios advindos da regulamentação da proposta apresentada?
29. Quais serão os custos advindos para adequação a regulamentação proposta?
30. Qual é o tempo necessário para que as distribuidoras se adequem ao regulamento
proposto?
Figura 8 – Questionamentos para a elaboração da AIR.
IV. DO FUNDAMENTO LEGAL
123.
Os dispositivos legais aplicáveis ao caso são:
a)
b)
c)
d)
e)
art. 6º da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995;
art. 4º do Anexo I do Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997;
art. 2º da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996;
Resolução Normativa nº 395, de 15 de dezembro de 2009; e
Módulos 1, 3 e 8 dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema
Elétrico Nacional – PRODIST.
V. DA CONCLUSÃO
124.
Conclui-se que o trabalho apresentado pela Consultoria possibilitou a elaboração da proposta
de regulamentação dos indicadores referentes à qualidade do produto. Espera-se que as alterações no
regulamento possibilitem o diagnóstico, o acompanhamento e redução das perturbações na forma de onda da
tensão existentes no âmbito da distribuição.
125.
Devido à profundidade do assunto, considera-se essencial uma ampla discussão com todas
as partes interessadas. O assunto demanda análise de vários setores, sejam eles: consumidores, geradores,
distribuidoras, instituições de pesquisa, fabricantes de medidores e outros.
126.
Propõe-se então uma Consulta Pública das minutas dos Módulos 1, 3 e 8 que constam como
anexo a presente Nota Técnica. Ademais, para uma análise mais detalhada da proposta também se propõe
disponibilizar os relatórios entregues pela Consultoria.
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.
Fl. 25 da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, de 23/12/2014.
127.
Por fim, ressalta-se que esta Consulta Pública não é a etapa final no processo de revisão da
regulamentação da qualidade do produto. Após a referida consulta, a SRD analisará as contribuições e dará
encaminhamento às próximas etapas do processo de revisão da regulamentação.
VI. DA RECOMENDAÇÃO
128.
Recomenda-se que seja instaurada Consulta Pública, na modalidade de intercâmbio
documental, acerca de aspectos relativos à qualidade do produto do PRODIST, com base nos documentos
anexos a esta Nota Técnica. Sugere-se que o prazo para recebimento formal de manifestação da sociedade
seja de aproximadamente 90 dias.
DJANE MARIA SOARES FONTAN MELO
Especialista em Regulação
SRD
LEONARDO MENDONÇA OLIVEIRA DE QUEIROZ
Especialista em Regulação
SRD
De acordo:
HUGO LAMIN
Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição - Substituto
* A Nota Técnica é um documento emitido pelas Unidades Organizacionais e destina-se a subsidiar as decisões da Agência.