ANDERSON DA SILVA JUCÁ
AVALIAÇÃO DO RELACIONAMENTO ENTRE
CONSUMIDORES E CONCESSIONÁRIAS NA SOLUÇÃO DE
CONFLITOS POR DANOS ELÉTRICOS: PROPOSTA DE
ADEQUAÇÃO
Tese apresentada à Escola Politécnica da
Universidade de São Paulo para obtenção do
título de Doutor em Engenharia.
São Paulo
2003
ANDERSON DA SILVA JUCÁ
AVALIAÇÃO DO RELACIONAMENTO ENTRE
CONSUMIDORES E CONCESSIONÁRIAS NA SOLUÇÃO DE
CONFLITOS POR DANOS ELÉTRICOS: PROPOSTA DE
ADEQUAÇÃO
Tese apresentada à Escola Politécnica
da Universidade de São Paulo para
obtenção
do
título
Engenharia.
Área de Concentração:
Sistemas de Potência
Orientador:
Prof. Titular
Fernando Selles Ribeiro
São Paulo
2003
de
Doutor
em
FICHA CATALOGRÁFICA
Jucá, Anderson da Silva
Avaliação do relacionamento entre consumidores e
concessionárias na solução de conflitos por danos elétricos: proposta
de adequação / Anderson da Silva Jucá. -- São Paulo, 2003.
178 p.
Tese (Doutorado) - Escola Politécnica da Universidade de São
Paulo. Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas.
1.Danos elétricos 2.Pedidos de indenização 3.Proteção contra
sobretensões transitórias 4.Conflitos entre consumidores e
concessionárias I.Universidade de São Paulo. Escola Politécnica.
Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas II.t.
Aos meus pais, Joaquim da Silva Jucá e Isaura
Zupirolli Jucá, pelos ensinamentos e exemplo de
conduta e a uma pessoa especial, Luciana Gama Lacaz
Jucá, pelo entusiasmo pela vida.
dedico este trabalho com amor.
AGRADECIMENTOS
Ao amigo e orientador Prof. FERNANDO SELLES RIBEIRO, pelo permanente
incentivo ao meu aperfeiçoamento e pelas diretrizes seguras e decisivas.
Ao Prof. CARLOS MÁRCIO VIEIRA TAHAN, pelas sugestões feitas ao longo do
desenvolvimento deste trabalho, pela compreensão, paciência e incansável apoio.
Ao Prof. MOACIR TRINDADE DE OLIVEIRA ANDRADE, pelo estímulo ao estudo
do tema e pelas críticas que propiciaram um maior aprofundamento nas questões
polêmicas da pesquisa.
Ao Prof. DUÍLIO MOREIRA LEITE, pela atenção dispensada e pelos ensinamentos no
tema da proteção elétrica.
À Profa. LÚCIA MARIA MARQUES GAMA LACAZ, pelo incentivo e pela gentileza
de ter revisado o texto.
Aos companheiros da EPUSP, da UNICID, da Qualitech, da Secretaria de Energia de
São Paulo, da Aneel e da CSPE, pelo privilégio de poder contar com vocês,
compartilhando conhecimento, experiências e principalmente amizade.
À Comissão de Serviços Públicos de Energia do Estado de São Paulo (CSPE), por
disponibilizar dados e informações essenciais ao desenvolvimento do trabalho.
À todos que, direta e indiretamente, contribuíram para a realização deste trabalho.
Minha sincera gratidão,
o autor.
RESUMO
Este trabalho analisa o agravamento das relações entre consumidores e
concessionárias a respeito dos pedidos de ressarcimento por danos em aparelhos
elétricos provocados por distúrbios da rede elétrica.
Os aparelhos tornam-se mais sensíveis, o que aumenta a ocorrência de
danos. Os consumidores estão mais conscientes de seus direitos. Em conseqüência, há
um número muito maior de pedidos de ressarcimento por danos que os consumidores
apresentam às concessionárias. No entanto, constata-se que as concessionárias estão se
adaptando à nova regulamentação e, há um número crescente de pleitos de consumidores
por danos denegados, cabendo recurso à agência de regulação.
A agência de regulação percebe um número crescente de conflitos entre
as partes, e, atualmente, não dispõe de meios eficientes para resolvê-los. Os conflitos
ocorrem quando não há o registro do fenômeno causador do surto que teria provocado o
dano. Alegando não haver nexo causal, cada vez mais, a concessionária vem rejeitando
sua responsabilidade pelo dano.
A pesquisa mostra a experiência internacional, estuda aspectos técnicos,
econômicos e jurídicos relevantes para o tema, e conclui que uma forma adequada de
diminuir tais conflitos é reduzir a probabilidade de que os danos possam ocorrer. Propõe
ações envolvendo concessionárias e sociedade para a proteção do sistema, equilibrando
responsabilidades pela instalação de dispositivos protetores para diminuir a solicitação
dos surtos transitórios – motivadores dos conflitos, pela dificuldade de registro de
ocorrência – sobre os aparelhos, e, por outro lado, buscando formas de que se diminua a
susceptibilidade dos aparelhos.
JUCÁ, Anderson da Silva. Evaluation of the relationship between consumers and
utilities in the solution of conflicts by electrics damages: proposal of
adequateness.
2003.
178p.
Thesis (Doctorate at Electrical Engineer) –
Polytechnic School of the University of the São Paulo, Brazil, 2003.
ABSTRACT
This work analyzes the aggravation of relationship between consumers
and concessionaires (public utilities) with respect to claims for indemnification due to
damages on electric appliances caused by disturbances in the electrical network.
The appliances become more sensitive, which increases the occurrence
of damages. The consumers are more conscious of their rights. As a consequence, there
are a larger number of requests for indemnification of damages that the consumers
present to the utilities. Nevertheless, it is noted that the utilities are adapting themselves
to the new regulations and there are an increasing number of consumer demands for
denied damages, prompting recourse to the regulatory agency.
The regulatory agency notes an increasing number of conflicts between
the parties, and, actually, does not have efficient means to solve them. The conflicts
occur when there are no records of the phenomenon causing the surge that might have
provoked the damage. Alleging the absence of causal connection, more frequently, the
utility has been denying responsibility for the damage.
The search show international experience, studies technical, economical
and juridical aspects relevant to the subject, and concludes that an adequate way of
diminishing such conflicts is to reduce the probability that the damages may occur.
Actions
on
system
protection,
involving
utilities
and
society,
are
proposed,
counterbalancing responsibilities for the installation of protective devices to diminish the
effect of transitory surges – originator of the conflicts, due to the difficulty of recording
occurrence – on the appliances, and, on the other hand, seeking ways of decreasing the
susceptibility of the appliances.
SUMÁRIO
LISTA DE TABELAS................................................................................................x
LISTA DE FIGURAS................................................................................................xi
LISTA DE SIGLAS E ABREVIATURAS............................................................xiv
CAPÍTULO 1
1
INTRODUÇÃO .................................................................................................. 1
CAPÍTULO 2
2
OS DANOS EM APARELHOS ELÉTRICOS E SEUS REFLEXOS NA
REGULAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO ...................................... 3
CAPÍTULO 3
3
AS RECENTES MUDANÇAS NO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO .... 8
3.1
A OUVIDORIA NO SETOR ELÉTRICO ............................................................. 11
3.1.1
O tratamento dado pela Ouvidoria da Aneel.......................................... 15
3.1.2 Reclamações referentes a PID na Ouvidoria da Comissão de Serviços
Públicos de Energia de São Paulo ...................................................................... 17
3.1.3
O tratamento dado pela CSPE e concessionárias paulistas.................... 19
3.1.3.1 Termos empregados pelas concessionárias para denominação das
causas de danos .............................................................................................. 22
CAPÍTULO 4
4
REGISTROS DE PID NAS CONCESSIONÁRIAS PAULISTAS .............. 24
4.1
4.1.1
EVOLUÇÃO DE PEDIDOS E INDENIZAÇÕES .................................................... 24
Evolução de pedidos de indenização por concessionária ....................... 27
4.2
PEDIDOS RECEBIDOS, DEFERIDOS E INDEFERIDOS ........................................ 28
4.3
EVOLUÇÃO PERCENTUAL DE PEDIDOS DEFERIDOS ....................................... 31
4.4
EVOLUÇÃO DOS VALORES DAS INDENIZAÇÕES EM COMPARAÇÃO COM A
EVOLUÇÃO DA RECEITA LÍQUIDA OPERACIONAL DAS CONCESSIONÁRIAS ................ 32
4.5
INCIDÊNCIA DE RECLAMAÇÕES NA OUVIDORIA DA CSPE COMPARADOS AOS
PEDIDOS DE INDENIZAÇÃO REGISTRADOS NAS CONCESSIONÁRIAS........................... 33
vii
CAPÍTULO 5
5
RESPONSABILIDADE DA CONCESSIONÁRIA PERANTE OS
USUÁRIOS ...................................................................................................................
............................................................................................................................ 35
5.1
O TEMA NO DIREITO BRASILEIRO ATUAL.................................................... 37
5.2
RESPONSABILIDADE CIVI L DO ESTADO E DE SEUS PREPOSTOS – HISTÓRICO 38
5.3
1988
RESPONSABILIDADE CIVIL DAS CONCESSIONÁRIAS NA CONSTITUIÇÃO DE
.................................................................................................................... 44
5.4
RESPONSABILIDADE CIVIL DAS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO DE
ENERGIA NO CÓDIGO DE DEFESA DO CONSUMIDOR ................................................. 46
5.5
RESPONSABILIDADE CIVIL DAS CONCESSIONÁRIAS NA LEI DE CONCESSÕES E
NO CONTRATO DE CONCESSÃO................................................................................. 48
5.6
DISPOSIÇÕES DA RESOLUÇÃO ANEEL 456 E DO CONTRATO DE ADESÃO ...... 49
5.7
EXCLUDENTES DE RESPONSABILIDADE........................................................ 51
5.7.1
Caso fortuito e força maior..................................................................... 52
5.7.2
Fato de terceiro e culpa exclusiva da vítima .......................................... 55
CAPÍTULO 6
6
TRATAMENTO
DADO
PELA
REGULAÇÃO
ECONÔMICOFINANCEIRA .......................................................................................................... 57
CAPÍTULO 7
7
EXPERIÊNCIAS INTERNACIONAIS ......................................................... 61
7.1
COMUNIDADE EUROPÉIA ............................................................................. 61
7.1.1
França..................................................................................................... 62
7.1.2
Alemanha ............................................................................................... 64
7.1.3
Portugal .................................................................................................. 64
7.1.4
A diretiva européia relativa à compatibilidade eletromagnética ............ 65
7.2
7.2.1
ESTADOS UNIDOS DA AMÉRICA .................................................................. 68
A experiência da Flórida Power & Light ............................................... 69
7.3
CANADÁ ...................................................................................................... 71
7.4
ÁFRICA DO SUL ........................................................................................... 73
7.5
AUSTRÁLIA ................................................................................................. 74
7.6
JAPÃO.......................................................................................................... 76
7.7
ARGENTINA ................................................................................................. 77
viii
CAPÍTULO 8
8
A ORIGEM DO PROBLEMA........................................................................ 79
8.1
SUSCEPTIBILIDADE DOS APARELHOS ........................................................... 81
8.1.1
8.2
Margem e nível de compatibilidade....................................................... 85
OS DISTÚRBIOS NA TENSÃO DE FORNECIMENTO .......................................... 89
8.2.1
Sobretensões transitórias........................................................................ 93
8.2.1.1
Transitórios Impulsivos.................................................................. 95
8.2.1.2
Transitórios Oscilatórios ................................................................ 96
8.2.2
8.3
Resumo das categorias dos distúrbios de tensão .................................... 98
A ORIGEM E PROPAGAÇÃO DE SOBRETENSÕES TRANSITÓRIAS..................... 99
8.3.1
Sobretensões de origem atmosférica...................................................... 99
8.3.2
Sobretensões transitórias de manobra (chaveamentos) ........................ 113
CAPÍTULO 9
9
FORMAS
DE
PROTEÇÃO
CONTRA
SOBRETENSÕES
TRANSITÓRIAS ................................................................................................... 116
9.1
A PROTEÇÃO OFERECIDA PELOS SUPRESSORES DE SURTOS NAS INSTALAÇÕES
DOS CONSUMIDORES .............................................................................................. 120
9.1.1
Parâmetros e características elétricas dos dispositivos de proteção ..... 129
9.1.2
Custo de um sistema de proteção utilizando DPS................................ 132
9.2
ESTUDO DA NORMA ABNT - NBR 5410................................................... 133
CAPÍTULO 10
10
UMA PROPOSTA PARA A ADEQUAÇÃO DO PROB LEMA ............... 144
10.1
POSSÍVEIS CONSEQÜÊNCIAS DO ATO DE OBRIGAR AS CONCESSIONÁRIAS A
INSTALAR OS DPS ................................................................................................. 146
10.2
POSSÍVEIS CONSEQÜÊNCIAS DO ATO DE OBRIGAR OS CONSUMIDORES A
INSTALAR OS DPS ................................................................................................. 149
10.3
ANÁLISE DAS FORMAS DE ROMPIMENTO DO DILEMA ................................. 151
CAPÍTULO 11
11
CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES .................................................... 158
ix
ANEXO A – “CARTILHA DE ATUAÇÃO DA COMISSÃO DE SERVIÇOS
PÚBLICOS DE ENERGIA RELATIVA A PID – PEDIDOS DE
INDENIZAÇÃO DE DANOS DE CONSUMIDORES”..................................... 163
12
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................... 166
x
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Variações permissíveis da tensão de fornecimento (Austrália). ........................ 75
Tabela 2 - Impulsos normalizados para teste de equipamentos .......................................... 82
Tabela 3 - Tipos básicos de distúrbios de tensão ................................................................ 92
Tabela 4 - Categorias de transitórios ................................................................................... 94
Tabela 5 - Resumo das categorias dos distúrbios de tensão................................................ 98
Tabela 6 - Estatística de parâmetros de corrente de descargas atmosféricas para o
primeiro raio e os subseqüentes raios de retornos negativos. ............................................ 100
Tabela 7 - Parâmetros da tensão induzida por raios típicos, inicial e de retorno
subseqüênte.. ...................................................................................................................... 112
Tabela 8 – Valores esperados de sobretensões transitórias e corrente nos pontos das
instalações (categorias) com relação aos níveis de exposição aos surtos. ......................... 126
Tabela 9 – Categorias dos equipamentos e suportabilidade a sobretensões transitórias... 127
Tabela 10 : Principais características dos dispositivos de proteção ................................... 131
xi
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Gráfico representativo da evolução de pedidos e indenizações de danos
efetuadas pelas concessionárias paulistas nos anos de 1999, 2000 e 2001.......................... 25
Figura 2 – Gráfico representativo da evolução comparativa dos pedidos de indenização
por concessionárias nos anos de 1999, 2000, 2001 e no 1o. trimestre de 2002. ................... 27
Figura 3 – Gráfico representativo do indicador 1: pedidos recebidos por mil
consumidores por ano........................................................................................................... 28
Figura 4 – Gráfico representativo dos pedidos deferidos por mil consumidores por ano... 29
Figura 5 – Gráfico representativo dos pedidos indeferidos por mil consumidores por
ano. ....................................................................................................................................... 30
Figura 6 – Gráfico representativo do indicador 2: percentual de pedidos deferidos por
pedidos recebidos pelas concessionárias paulistas em 1999, 2000 e 2001. ......................... 31
Figura 7 – Gráfico representativo da receita operacional líquida em mil reais e
montantes de valores indenizados em reais (períodos 1999, 2000 e 2001) ......................... 32
Figura 8 - Gráfico representativo da incidência de reclamações na Ouvidoria da CSPE
comparados aos pedidos de indenização recebidos e indeferidos pelas concessionárias –
ano base 2001. ...................................................................................................................... 33
Figura 9 – Efeitos relativos em um aparelho em relação a amplitude e duração de
sobretensões. ........................................................................................................................ 80
Figura 10 - Faixa de operação satisfatória em aparelho projetado para compatibilidade
com a rede elétrica: ANSI/IEEE – std. 446-1987 susceptibilidade de equipamentos de
informática. .......................................................................................................................... 83
Figura 11 - Curva ITI (Information Technology Industry Council). .................................. 84
Figura 12 - Curva SEMI (Semiconductor Equipament and Materials International) ......... 85
xii
Figura 13 - Ilustração do conceito de margem de compatibilidade entre a
susceptibilidade de um aparelho e a severidade dos distúrbios na rede elétrica.................. 87
Figura 14 - Ilustração básica do conceito de nível de compatibilidade. ............................. 89
Figura 15 – Pontos notáveis de um transitório de tensão impulsivo................................... 95
Figura 16 - Transitório de tensão oscilatório na desenergização de capacitores. ............... 97
Figura 17 - Curva da probabilidade da magnitude da corrente do raio............................... 99
Figura 18 - Sobreposição de uma sobretensão atmosférica a onda fundamental de
tensão.................................................................................................................................. 100
Figura 19 - Proteção dispensada por um pára-raios a um transformador de distribuição. 102
Figura 20 - Corrente e tensão do sistema no momento da descarga pela atuação do páraraios. ................................................................................................................................... 103
Figura 21 : Características operativas dos pára-raios de ZnO e SiC .................................. 104
Figura 22 - Estrutura convencional de uma estação transformadora, com o sistema de
proteção contra descargas atmosféricas. ............................................................................ 104
Figura 23 - Surto conduzido no sistema de distribuição primário e secundário. .............. 106
Figura 24 – Ilustração da formação de sobretensões transitórias (surto) induzidas na
rede de distribuição de baixa tensão................................................................................... 111
Figura 25 - Sobreposição de uma sobretensão de manobra à onda fundamental de
tensão.................................................................................................................................. 114
Figura 26 – Curva característica de DPS classe “C”......................................................... 122
Figura 27 – Conceito de locação de categorias de proteção nas instalações das unidades
consumidoras (ANSI/IEEE C 62.41 – 1991). .................................................................... 123
Figura 28 - Locação de três estágios (categorias) de proteção.......................................... 124
Figura 29 - Conceito de locação de categorias de proteção nas instalações das unidades
consumidoras (IEC 60.664-1). de três estágios (categorias) de proteção .......................... 126
xiii
Figura 30: Instalação de Dispositivos de Proteção contra Sobretensões (DPS) em
esquemas de aterramento TN ............................................................................................. 138
Figura 31: Instalação de Dispositivos de Proteção contra Sobretensões (DPS) em
esquemas de aterramento TT, a jusante do dispositivo Diferencial-Residual (DR) .......... 139
Figura 32: Instalação de Dispositivos de Proteção contra Sobretensões (DPS) em
esquemas de aterramento TT, a montante do dispositivo Diferencial-Residual (DR)....... 140
Figura 33: Instalação de Dispositivos de Proteção contra Sobretensões (DPS) em
esquemas aterramento IT, a jusante do dispositivo Diferencial- Residual (DR) ................ 141
Figura 34: Instalação de Dispositivos de Proteção contra Sobretensões (DPS classe “C”
trifásico) em esquemas de aterramento TN-C.................................................................... 142
Figura 35: Instalação de três estágios de Dispositivos de Proteção contra Sobretensões
(DPS - classe “B”, “C” e “D”) em esquemas de aterramento TN-S .................................. 143
Figura 36: Instalação de três estágios Dispositivos de Proteção contra Sobretensões
(DPS - classe “B”, “C” e “D”) em esquemas de aterramento TN-C-S.............................. 143
xiv
LISTA DE SIGLAS E ABREVIATURAS
? - Ohm.
? H/m – micro Henry por metro.
? s – microssegundo.
? s – nanosegundo.
ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas.
AMN - Associação Mercosul de Normalização.
Anatel – Agência Nacional de Telecomunicações.
Aneel – Agência Nacional de Energia Elétrica.
ANSI – American National Standard Institute.
BT – Baixa tensão (segundo a Resolução da Aneel N o. 456/00 menor que 2,3 kV).
CBEMA - Computer Business Equipment Manufactures Association.
CDC – Código de Defesa do Consumidor.
CEA – Canadian Electricity Association.
CEER – Council of European Energy Regulator.
CEM – Compatibilidade Eletromagnética.
CENELEC – European Commitee for Electrotechnical Standardization.
CF – Constituição Federal.
CIRED - Conference International des Réseuax de Distribuição.
COPANT - Comissão Pan-americana de Normas Técnicas.
CP&L – Flórida Power & Light.
CPFL – Companhia Paulista de Força e Luz.
CSA – Canadian Standards Association.
CSPE – Comissão de Serviços Públicos de Energia do Estado de São Paulo.
DEC - Duração Equivalente de interrupções por Consumidor.
DPS – Dispositivo de Proteção contra Sobretensões (Surtos).
DR – Dispositivo Diferencial Residual.
E.U.A. – Estados Unidos da América.
xv
EDF – Electricité de France.
EDP – Eletricidade de Portugal.
EMI – Interferência Eletromagnética.
ETSI – European Telecommunications Standards Institute.
FEC - Freqüência Equivalente de interrupções por Consumidor.
Hz – Hertz.
IEC – International Electrotechnical Commission.
IEEE – Institute of Electrical and Electronic Engineers.
IRAM - Instituto Argentino de Normalização.
ISO - International Organization for Standardization.
ITI - Information Technology Industry Council.
kA – Quilo Ampère.
kA/? s – Quilo Ampère por microssegundo.
KHz – Quilo Hertz.
kJ – Quilo Joule.
kV – Quilo Volt.
kV/m – Quilo Volt por metro.
kVA – Quilo Volt Ampère.
L di/dt – Expressão da tensão elétrica em um indutor (L é a indutância e di/dt é a
derivada da corrente em função do tempo.
LEMP - Lightning Electromagnetic Pulse.
mA – mili Ampère.
MOV – Metal Oxido Varistor.
ms – milisegundo.
MTOC – Máxima Tensão de Operação Contínua.
NBR – Norma Brasileira.
NER – National Electricity Regulator in South Africa.
P&D – Pesquisa e Desenvolvimento.
p.u. – por unidade
PID – Pedidos de Indenização por Danos em aparelhos elétricos.
xvi
S.A.C. – Serviço de Atendimento ao Consumidor.
SAD – Silicon Avalanche Diodo
SAIDI - System Average Interruption Duração Index.
SAIFI System Average Interruption Frequency Index.
SEMI - Semiconductor Equipament and Materials International.
SEMP - Switching Electromagnetic Pulse.
SiC – Carboneto de Silício.
SMA/Aneel - Superintendência de Mediação Administrativa setorial da Aneel.
SRD/Aneel – Superintendência de Regulação da Distribuição da Aneel.
SRE/Aneel - Superintendência de Regulação Econômica da Aneel.
TEPCO – Tokyo Electric Power Company.
TVSS – Transient Voltage Surge Suppressors.
UTE – Union Technique De L’Electricité.
ZnO – Óxido de Zinco.
1
INTRODUÇÃO
Nos dias atuais, com o uso cada vez maior de dispositivos
semicondutores
nos
aparelhos
e
equipamentos
eletroeletrônicos
industriais,
comerciais e domésticos, em decorrência da maciça difusão da informática, da
automação e das telecomunicações, a sociedade passou a observar mais intensamente
as deficiências da qualidade da energia elétrica fornecida.
Os distúrbios nos parâmetros de qualidade da energia que, em
tempos atrás, eram pouco sentidos pelos aparelhos - normalmente eletromecânicos passaram a ser responsáveis, na medida da difusão de eletroeletrônicos mais
sensíveis, por um crescente aumento do índice de danos elétricos.
Favorecidos pelo novo ambiente setorial que foi regulado há poucos
anos e impulsionados pelo crescente acesso à informação e pela maior divulgação
dos direitos do consumidor, têm tomado monta “Pedidos de Indenização por Danos”
em aparelhos elétricos – PID - de consumidores atendidos em baixa tensão dirigidos
às concessionárias de distribuição de energia elétrica.
Só um consumidor insatisfeito reclama indenização. Se seu pleito
não for atendido, o estado de insatisfação se agrava e pode evoluir para um conflito.
As situações de conflito entre consumidor e concessionária têm se avolumado, com
reflexo em várias instâncias públicas e privadas da vida nacional.
Os “Pedidos de Indenização por Danos” de aparelhos elétricos e
eletrônicos se transformaram em um grande problema da sociedade brasileira. Há um
crescente estímulo ao consumidor em geral, e ao consumidor de energia elétrica em
particular, para que reclame seus direitos com base nas exigências de serviço público
com alto grau de qualidade. E há também, de forma simultânea, a constatação de
crescentes dificuldades na consecução da indenização reclamada.
2
O “apagão” de 1999 trouxe os problemas do sistema elétrico ao
cotidiano do brasileiro. Tanto a vulnerabilidade do sistema ficou exposta à família
brasileira, como ela percebeu que o Estado cumpria um novo papel de cobrar
responsabilidade das empresas de energia elétrica, inclusive para pagar aparelhos
afetados.
Todavia, o grande marco que selou a parceria da sociedade com o
setor elétrico, atendendo a um chamado do governo, foi o episódio do racionamento
de 2001. A resposta cívica foi surpreendente, permitindo um grande e inusitado
gerenciamento pelo lado da demanda. O povo tornou-se participante da gestão da
energia.
Assim,
nada
mais
natural
que
exija
o
cumprimento
das
responsabilidades quando algo lhe dá prejuízo.
Um dos objetivos declarados da reestruturação do setor elétrico
brasileiro foi o de buscar o equilíbrio entre agentes, principalmente o equilíbrio entre
os interesses do consumidor e da concessionária, através do instituto da regulação.
Este estudo constata que na matéria danos e ressarcimentos há uma
certa evidência da sociedade estar sendo levada justamente para o oposto, com forte
tendência para uma situação em que a concessionária, conseguindo adaptar-se ao
arcabouço regulatório atual, consiga também evitar, de maneira cada vez mais
acentuada, de pagar o ressarcimento reclamado pelo consumidor insatisfeito.
Levando em conta que as instituições ainda não dispõem de meios
de garantir uma forma socialmente justa de encaminhar soluções para a questão do
ressarcimento por danos elétricos, e considerando alguns aspectos técnicos, jurídicos
e econômicos relevantes para o tema, este trabalho pretende demonstrar a tese de que
uma forma adequada de diminuir litígios é reduzir a probabilidade de que os danos
possam ocorrer, através de ações envolvendo equilibradamente concessionárias e
sociedade com a proteção do sistema.
3
2
OS DANOS EM APARELHOS ELÉTRICOS E SEUS REFLEXOS NA
REGULAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
Para todos os efeitos, este trabalho considera que o termo aparelho
elétrico cabe, indistintamente, para o tratamento de aparelhos e equipamentos ligados
à rede elétrica, não importando se contenham componentes eletrônicos, quando são,
geralmente, denominados de eletroeletrônicos.
Os
distúrbios
na
qualidade
da
energia
fornecida
pelas
concessionárias de serviço público, que em tempos atrás eram poucos sentidos pelos
aparelhos elétricos, normalmente eletromecânicos, atualmente têm sido responsáveis
por índices crescentes de danos elétricos à grande variedade de aparelhos
eletroeletrônicos e equipamentos elétricos tanto residenciais (eletrodomésticos) como
comerciais e industriais.
Os danos que, predominantemente, têm afetado os aparelhos dos
consumidores atendidos em baixa tensão de distribuição (tensão inferior a 2,3 kV),
normalmente nas tensões classe 127 e 220 Volts, podem ser desde uma falha
operacional até a falha permanente, costumeiramente chamada de queima.
Esse problema tem sido objeto de crescente atenção do setor elétrico
mundial devido à difusão da aplicação de dispositivos semicondutores, que são mais
sensíveis às perturbações da tensão de alimentação.
No Brasil, na medida em que se tem um crescente índice de Pedidos
de Indenização por Danos em aparelhos elétricos – PID (denominação costumeira do
setor elétrico que generaliza as solicitações de indenizações pela queima de toda
gama
de
aparelhos
e
equipamentos
elétricos
e
eletrônicos,
incluindo
os
eletrodomésticos), predominantemente de consumidores atendidos em baixa tensão,
um problema de regulação do setor elétrico torna-se mais contundente. Diretamente,
em um PID são envolvidos aspectos técnicos, econômicos e legais.
4
Situações de incertezas, geradas pela falta de informações de falhas,
os chamados registros de ocorrências, estão presentes na análise de pertinência
realizada pelas concessionárias. Esse fato tem conduzido a uma situação de impasse
na decisão pelo deferimento ou indeferimento de um PID.
Costumeiramente, nesses casos, diz-se não haver nexo causal, ou
seja, algo palpável e registrado capaz de poder ao menos inferir sobre a causa do
dano. Na ausência desse elo entre o aparelho danificado e o fator causador, as
concessionárias consideram improcedentes os PID recebidos. Como exemplo,
podem-se destacar os danos causados por sobretensões transitórias geradas pelos
fenômenos físicos de condução ou indução de descargas atmosféricas, que não
causam interrupções sustentadas do fornecimento de energia.
Tais sobretensões transitórias podem não ser registradas pelas
concessionárias e, portanto, conduzirem a indeferimentos de PID. Algumas vezes
também são usadas alegações de caso fortuito ou força maior.
Alegações de que determinados eventos ocorridos na rede elétrica
não tiveram potencial suficiente para causar o dano do qual se pleiteia o
ressarcimento, também são usadas pelas concessionárias como justificativa para
indeferir alguns PID. Esse tipo de justificativa gera dúvidas e mesmo quando
corretamente analisadas não são entendidas pelos consumidores, que não têm o
mesmo embasamento técnico da concessionária. Para o consumidor o que importa é
que, com ou sem potencial danoso, a falha em seu aparelho coincidiu com o evento
ocorrido na rede elétrica da concessionária.
Alguns consumidores aceitam as justificativas do indeferimento sem
muita resistência, normalmente oprimidos pelo desconhecimento técnico. Para
outros, isso gera um grande mal estar. Sentem-se como se estivessem sendo
“passados pra traz” ou que a concessionária considera-os desonestos. Normalmente,
esses consumidores não conformados recorrem ao órgão regulador para que
interceda por eles. É importante que se tenha a sensibilidade de compreender a
5
dimensão cívica que há nesse recurso: o cidadão está a chamar o Estado para que este
o defenda frente ao poderio do concessionário, é um clamor por justiça, é um “aqui
d’el rey”.
O Estado é chamado pelo cidadão para lhe dar garantia de que seu
direito seja defendido. Essa dimensão dá a agência do Estado que trata com o
cidadão-consumidor uma responsabilidade adicional.
O Congresso criou em 1996 um órgão regulador com o nome de
agência para assumir, entre outras, tal responsabilidade. O próximo item desse
trabalho tratará do contexto político em que a Agência Nacional de Energia Elétrica
(Aneel) foi criada, em um ambiente de reformas estruturais do próprio Estado.
Antecipando-se a ele, talvez seja oportuno ver a forma como essa responsabilidade
vem sendo assumida, em um texto da própria agência, e os problemas que estão
surgindo.
“Assim é que tanto a Lei no. 9.427/96 quanto o Decreto No.
2.335/97 prevêem que é de competência da Agência Nacional de Energia Elétrica Aneel a solução, no âmbito administrativo, das divergências entre concessionárias e
seus consumidores. Mais detalhadamente, a Lei no. 9.784/99, que regula o processo
administrativo no âmbito da Administração Pública Federal, informa que se trata de
dever, e não de faculdade da Aneel, o exame de processos de sua competência, a
saber: ‘Art. 48 A Administração tem o dever (g.n.) de explicitamente emitir decisão
nos processos administrativos e sobre solicitações, em matéria de sua competência’.”
(Aneel, 2002e).
Todavia, no dever de emitir decisão, o regulador também não vê
possibilidade, em muitos casos, de dar um parecer com certeza do nexo causal.
Contudo, tem por responsabilidade manter o equilíbrio nas relações consumidorconcessionária e intercede com o intuito de buscar uma solução, através de mediação
que, às vezes, é infrutífera. Como conseqüência, o consumidor fica em dúvida e
decide se recorre ou não ao judiciário.
6
A indisponibilidade de regras claras para a condução do problema e
o índice acentuadamente crescente de PID torna discutíveis as ações regulatórias,
colocando, de certa forma, em “xeque” a atuação da Aneel.
Pouco se tem feito no Brasil para a implantação de soluções que
evitem a ocorrência dos danos. Vários países já implementaram regras que definem
responsabilidades pelo provimento de sistemas de proteção, com êxito. Enquanto
isso, no Brasil ainda não se tem estabelecido responsabilidades. As ações regulatórias
setoriais, implementadas pela Aneel, se prendem na determinação de critérios para a
definição do deferimento ou indeferimento de PID pelas concessionárias, não
havendo nenhuma evidência de ações direcionadas à redução do índice de danos.
Há que se mencionar que as insatisfações dos consumidores se
agravam pelo fato de não terem sido claramente informados pela concessionária do
risco de sofrerem danos e das formas de prevenção.
Como fator concorrente aos danos, pode-se destacar, também, a
falta de melhores orientações pelos fabricantes dos aparelhos quanto aos riscos de
serem danificados se não forem adequadamente instalados, bem como apresentar
claramente nos manuais os níveis de tolerância às perturbações na rede elétrica.
Para
os
distúrbios
elétricos
transitórios,
ainda
não
há
regulamentação sobre número de eventos, taxa de tolerância das variações de tensão
etc.. As disposições regulatórias voltadas para a qualidade do produto e serviço,
como exemplo a Resolução da Aneel No. 24, de 27 de janeiro de 2000 e a Resolução
Aneel No. 505, de 26 de novembro de 2001, respectivamente, consideram apenas as
interrupções (indicadores de continuidade) com duração maior ou igual a 1 (um)
minuto e estabelecem apenas as disposições relativas à conformidade dos níveis de
tensão em regime permanente, não sendo suficientes para garantir o monitoramento
da qualidade da energia fornecida.
7
Pelos relatórios de dados colhidos no Estado de São Paulo, constatase que nas concessionárias paulistas o número de reclamações vem crescendo a cada
ano, com um aumento do número de indeferimentos às solicitações, o que já é
preocupante com relação aos direitos e satisfação do consumidor, além de que os
valores envolvidos nas indenizações referentes apenas aos custos de reparo dos
aparelhos tem sido cifras grandes e crescentes, o que gera em ambas situações a
necessidade
da
busca
pelo
equilíbrio
das
relações
entre
consumidores
e
concessionária.
Além do crescente aumento do uso da tecnologia do estado sólido
(dispositivos semicondutores em circuitos integrados) e maior acesso da população à
aquisição dos bens eletroeletrônicos, há que se considerar, também, a maior
conscientização da população aos seus direitos como consumidor.
8
3
AS RECENTES MUDANÇAS NO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO
“O esgotamento do modelo de financiamento da manutenção e da
expansão do sistema elétrico brasileiro no final dos anos 80 foi o fator mais marcante
no desencadeamento do processo de transformação que se iniciou a partir dos anos
90. Essa mudança acompanhou tendências mundiais e vem se caracterizando pela
transferência do Estado para a iniciativa privada de setores de prestação de serviços
públicos de energia, através de um amplo processo de privatização” (COSTA et al.,
1999).
Há muitos autores que afirmam que o fator mais marcante foi o
fiscal: o governo vendeu ativos para ganhar dinheiro para abater a dívida.
Com o advento do Programa de Desestatização do setor elétrico, a
partir de 1995, tornou-se necessário o desenvolvimento de amplo processo de
reestruturação institucional e regulamentar desse setor.
A Lei de Concessões de Serviços Públicos (No. 8.987), editada em
13 de fevereiro de 1995, que dispõe sobre o regime de concessão e permissão da
prestação de serviços públicos previsto no art. 175 da Constituição Federal e a Lei
No. 9.074, de 07 de julho de 1995, específica para a área de energia elétrica,
forneceram um ordenamento legal básico e os principais contornos e diretrizes para o
desenvolvimento dos trabalhos de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro –
RESEB, que tiveram início em 1996 e sua conseqüente regulamentação.
Esse processo trouxe a redução do papel do Estado como
empreendedor. Entretanto, passou a ter importância, cada vez mais, o papel de
regulador. Restou, assim, ao Estado equilibrar, através da regulação, o novo
ambiente setorial, com a presença de agentes privados, gestão empresarial
independente e condição de mercado competitivo.
9
Cabe, ainda, fundamentalmente, ao Estado prover a proteção ao
consumidor, assegurando-lhe qualidade na prestação do serviço de energia, preço
justo e ritmo de expansão do setor elétrico adequado ao desenvolvimento econômico
do país.
Dentro dessa perspectiva, conferiu-se necessidade à criação e
organização de órgãos reguladores de serviços públicos, independentes, que teriam
incumbência de estabelecer as condições para expansão desses serviços, com
critérios de universalização – acessíveis a todos os brasileiros, de qualidade –
atendendo às diferentes necessidades e expectativas e de preços justos e módicos que
sejam viáveis a usuários e concessionários.
“A drástica transformação no papel do estado: em lugar de
protagonista na execução dos serviços, suas funções passam a ser as de
planejamento, regulamentação e fiscalização das empresas concessionárias. É nesse
contexto que surgem, como personagens indispensáveis, as agências reguladoras”
(MENEZELLO, 2002 apud BARROSO, 2002).
No setor elétrico, esse papel coube à Agência Nacional de Energia
Elétrica – Aneel, criada pela Lei No. 9.427, de 26 de dezembro de 1996. Seu
regulamento foi instituído pelo decreto No. 2.335, de 6 de outubro de 1997.
Assim, no contexto do novo modelo para o setor elétrico, foi
atribuída à Aneel competência para elaborar regulamentos e fixar normas, fiscalizar
o seu cumprimento e aplicar sanções quando as iniciativas do setor ou a ausência
delas venham a prejudicar o usuário e a sociedade em geral.
Também à Aneel foi conferido os poderes de conciliação, que se
traduzem na capacidade de, dentro do setor, conciliar ou mediar interesses de
concessionárias e consumidores e de recomendação, consistentes na prerrogativa de
subsidiar, orientar ou informar o poder político, recomendando medidas ou decisões
a serem editadas no âmbito das políticas públicas.
10
“Segundo Ildo Sauer, a decisão política de privatizar o setor deve
ser respeitada, já que foi tomada por um governo eleito democraticamente. ‘Cabe-nos
contribuir para que as conseqüências sejam as menos ruins e para que o sistema
funcione adequadamente, já que infra-estrutura e energia são fundamentais para a
sociedade.’ Ele destaca que, independente da opinião que cada um dos professores
tenha a respeito da nova política energética, ela é um fato. Cabe, portanto, às
universidades, segundo ele, suprir lacunas para que a sociedade tenha, na medida do
possível, preservados e resguardados os seus interesses” (Jornal da USP, 2000).
Apesar do arcabouço regulatório desenvolvido, os casos de Pedidos
de Indenização por Danos em aparelhos elétricos – PID ainda têm sido um hiato
regulatório.
Algumas obrigações das concessionárias, ainda não adequadamente
regulamentadas pela Aneel e que envolve o problema de PID, são estabelecidas pela
Lei 9.074, no item “Das Disposições finais” que, em seu artigo 34, frisa que a
concessionária que receber bens e instalações da União entregues à sua
administração, deverá:
“I – arcar com a responsabilidade pela manutenção e conservação das mesmas;”
“II – responsabilizar-se pela reposição dos bens e equipamentos na forma do disposto
no art. 6o. da Lei No.8.987, de 13 de fevereiro de 1995.”
Na Lei 8.987, no item: – “Do Serviço Adequado”, em seu artigo 6o.
está descrito: “Toda concessão ou permissão pressupõe a prestação de serviço
adequado ao pleno atendimento dos usuários, conforme estabelecido nesta lei, nas
normas pertinentes e no respectivo contrato.”
“§1o. Serviço adequado é o que satisfaz as condições de
regularidade,
continuidade,
eficiência,
prestação e modicidade de tarifas”.
segurança,
atualidade,
cortesia
na
sua
11
“§2o. A atualidade compreende a modernidade das técnicas, do
equipamento e das instalações e a sua conservação, bem como a melhoria e expansão
do serviço”.
Segundo BLANCHET (1999), a atualidade, nos termos do §2o.,
consubstancia-se na conjugação de três fatores: como pressuposto e meios, a
modernidade do Know how e dos procedimentos técnicos; como instrumento, a
modernidade e boa conservação dos recursos materiais (equipamentos e instalações);
e como meta, a melhoria e expansão do serviço.
“A lei afasta, portanto, a possibilidade de utilização de técnicas e
recursos materiais obsoletos e a falta de perspectivas de melhoria” (BLANCHET,
1999).
Entende-se, então, por atualidade, que a rede de distribuição de
energia elétrica deve acompanhar as evoluções tecnológicas da carga, ou seja, deve
ser modernizada.
3.1
A Ouvidoria no setor elétrico
Difundida nas instituições públicas e privadas e caracterizada como
um espaço para registro de críticas, sugestões, reclamações, denúncias etc., as
Ouvidorias estabelecem um canal prático e de fácil acesso aos usuários do serviço
público, consumidores e à sociedade em geral.
No Brasil, a origem das Ouvidorias remonta à época da colonização
portuguesa, em que os Governadores Gerais das Capitanias Hereditárias possuíam
em suas estruturas de governo Ouvidores, indicados pelo Rei de Portugal e que, já
naquela época, possuíam poderes para lavrar e promulgar leis, estabelecer câmara de
vereadores, atuar como comissários de justiça e ouvir reclamações e reivindicações
da população sobre improbidade e desmando por parte dos servidores do governo.
12
“A Suécia foi o primeiro país do mundo a criar a figura do
ombudsman. Isto ocorreu no século XIX. O ombudsman foi criado a partir do
ordenamento jurídico sueco, em 1809, com as atribuições de ‘controlar a observância
das leis e denunciar aqueles agentes públicos que, no exercício de suas funções
públicas, cometeram ilegalidades no desempenho das funções inerentes ao cargo e
canalizar as queixas, reclamações e sugestões do povo relacionadas à administração
pública’ ” (Polícia Militar de São Paulo - PM –SP, 2002).
A palavra Ombudsman, expressão de origem nórdica, resulta da
junção da palavra ombud, que significa “representante”, “procurador”, com a palavra
man, “homem”. Ombudsman seria, então, o "representante de alguém".
Após a 2ª Guerra Mundial, a figura do ombudsman tornou-se
referência internacional, identidade das democracias estáveis. Com denominações
diferenciadas, mas com funções similares àquelas dos países escandinavos, esse
instrumento democrático de fiscalização espalhou-se por todos os Continentes,
deixando de ser um mecanismo do sistema parlamentarista, adaptando-se aos mais
distintos sistemas jurídicos e de governo.
“No Brasil, um ano após a independência, inicia-se uma série de
tentativas visando regulamentar através de Lei, o Ombudsman Brasileiro. A primeira
ocorreu em 1923, por iniciativa do deputado constituinte José de Souza Mello e a
última, em 1998, em proposta apresentada pela Comissão de Notáveis, grupo
coordenado pelo jurista Afonso Arinos, de incorporar o instituto ao texto
constitucional. Apesar de todas as tentativas não existe a regulamentação da figura
do Ouvidor na Constituição Brasileira” (Secretaria da Fazendo do Governo do
Estado de Pernambuco - SEFAZ, 2002).
Embora a figura do Ouvidor não esteja incorporada ao texto
constitucional brasileiro, sua presença na administração pública, deve-se às
iniciativas independentes dos gestores públicos que, no desenvolvimento do processo
de modernização de cada instituição e dentro de seu universo de atuação,
13
identificaram a Ouvidoria como um canal prioritário de comunicação para se
relacionar com a sociedade.
Neste contexto, a consolidação das Ouvidorias no Brasil iniciou-se a
partir de 1986, quando foi criada a primeira Ouvidoria Pública no país, na cidade de
Curitiba - PR. A sua importância foi tão intensificada que não só a Administração
Pública desenvolveu sua implantação, como a iniciativa privada também identificou
essa necessidade, o que fez muitas empresas criarem o seu Ombudsman, com os
mesmos objetivos: inserir na forma de reclamações, sugestões e críticas, os anseios
de seus clientes/consumidores, visando atingir o mais elevado nível de excelência de
seus serviços e produtos.
No Brasil as sinonímias expressões “Ouvidor” e “Ombudsman” são,
respectivamente, utilizadas predominantemente no setor público e no setor privado.
No setor elétrico, a história das Ouvidorias se confunde com o
momento da recente reestruturação em que a Agência Nacional de Energia Elétrica Aneel foi instituída. A legislação que definiu a Aneel prevê que um dos diretores da
autarquia deve ser indicado pela diretoria colegiada para exercer a função de
Ouvidor. É da competência da Superintendência de Mediação Administrativa
Setorial (SMA/Aneel) o desenvolvimento de todas as atividades de ouvidoria no
âmbito da Agência, inclusive em relação à mediação de conflitos entre agentes do
setor, ou entre estes e os consumidores de energia elétrica.
“Considerada como o canal aberto de comunicação entre a Aneel e a
sociedade, com a incumbência de registrar as queixas sobre a qualidade do serviço
prestado e as expectativas do consumidor, ordená-las e exigir das concessionárias
maior agilidade na resolução das reclamações, a Ouvidoria pode ser considerada o
órgão diretor das ações de uma agência de regulação. Pelos seus registros pode-se
inferir sobre a situação do mercado regulado. A qualidade do serviço prestado reflete
diretamente na satisfação do consumidor. Sendo assim, suas estatísticas são o
‘termômetro’ dos serviços regulados” (Aneel, 2002f).
14
“A experiência de mediação da Ouvidoria vem ajudando a Aneel a
produzir regulamentos e resoluções mais próximas das expectativas da população.
Enquanto acata as reclamações do consumidor, ela serve como uma fotografia,
atualizada diariamente, do grau de satisfação do usuário” (Aneel, 2002f).
No Estado de São Paulo, onde parte importante da pesquisa foi
realizada, pela Lei Complementar No. 833, de 17 de outubro de 1997, com
regulamentação estabelecida pelo Decreto No. 43.036, de 14 de abril de 1998, foi
criada a Comissão de Serviços Públicos de Energia – CSPE para assumir, por meio
de convênio de delegação e descentralização firmado com a Aneel, as atividades de
fiscalização técnica, comercial e econômico-financeira das concessionárias de
energia elétrica. Também à CSPE compete a regulação e fiscalização das concessões
de distribuição de gás canalizado, de competência estadual por força de lei.
Na Comissão de Serviços Públicos de Energia do Estado de São
Paulo (CSPE), em conformidade com o Convênio de Cooperação e de
Descentralização de Atividades firmado com a Aneel, também foi criada a Ouvidoria
em 1998.
“A CSPE dispõe de um serviço de Ouvidoria que permite a todos os
cidadãos o registro de reclamações relativas aos serviços prestados pelas
concessionárias de energia elétrica e gás canalizado. Este serviço é gratuito e está à
disposição do consumidor sempre que forem esgotadas as possibilidades de acordo
direto entre ele e a concessionária” (CSPE, 2003).
Nas concessionárias de energia elétrica, as Ouvidorias devem
manter amplo relacionamento com a Ouvidoria da Aneel e de suas agências
descentralizadas, deixando transparentes as informações e os indicadores de
atendimento.
15
3.1.1
O tratamento dado pela Ouvidoria da Aneel
Como diretriz de procedimentos, a orientação da Aneel é que o
consumidor deva procurar, primeiramente, as concessionárias para encaminhar suas
reclamações. Caso se sinta insatisfeito com o atendimento da empresa, pode recorrer
à Ouvidoria da Aneel ou das Agências Estaduais Conveniadas.
Comumente, as reclamações registradas na Ouvidoria da Aneel ou
em suas agências estaduais delegadas já foram feitas também na Ouvidoria da
concessionária e não obtiveram resultado satisfatório.
No que concerne aos casos de PID, normalmente, o processo ao ser
recebido pela concessionária, através do S.A.C. (Serviço de Atendimento ao
Consumidor), é encaminhado à área técnica para que seja avaliada a pertinência e
emitido um parecer deferindo ou indeferindo a solicitação. Parte dos casos
considerados
improcedentes
pela
concessionária,
quando
da
insatisfação
do
consumidor, são redirecionados em seqüência para a Ouvidoria da concessionária e,
finalmente, por iniciativa do consumidor, para a Ouvidoria da Aneel ou de suas
agências delegadas. Nesse caso, o consumidor recorre à instância superior, ainda na
esfera administrativa.
O procedimento da agência de regulação, a partir do recebimento de
solicitações desse tipo, é o de solicitar do seu corpo técnico o exame e a emissão de
um parecer. Se o resultado da apreciação da agência for favorável ao consumidor,
esta encaminhará notificação para a concessionária, expondo o seu entendimento e
solicitando a reanálise do caso. Caso contrário, se o entendimento for pela
improcedência do pedido, mesmo assim a agência busca o entendimento entre
concessionária e consumidor através de um processo de mediação.
“À Aneel, bem como às Agências Estaduais, cumpre o dever de
receber, examinar e decidir processos de sua competência. Cabe ressaltar que o dever
de decidir não implica em que seja a Ouvidoria instrumento de aplicação de sanções;
16
ao revés, a ela cabe o papel de orientadora, sendo que somente na hipótese de
ineficiência das orientações, que seja encaminhado o caso para a área de fiscalização,
com o intuito de que haja lugar para as deliberações necessárias” (Aneel, 2002e).
Neste contexto, a Constituição Federal, em seu Art. 5o., inciso
XXXV estabelece: “A lei não excluirá da apreciação do Poder Judiciário lesão ou
ameaça de lesão a direito”. Assim, caso haja um direito efetivamente lesado, não é
competência da Aneel, condenar o causador do dano a ressarcir, por se tratar de uma
decisão de competência do Judiciário, sob pena de violar o princípio constitucional.
Como as decisões da Aneel ou de suas agências descentralizadas
não transitam em julgado, tanto os consumidores como as concessionárias podem,
caso se sintam prejudicados, recorrer ao Poder Judiciário. As estatísticas mostram
que raramente o consumidor recorre ao judiciário. Explica-se o fato pelos custos
processuais e desequilíbrio de poderes técnico-econômicos entre o consumidor e a
concessionária.
Atenção especial foi dispensada pela Ouvidoria da Aneel, em 1999,
ao acompanhar o pagamento de indenizações aos consumidores que tiveram
aparelhos eletroeletrônicos danificados por causa das perturbações na qualidade da
energia advindas do “apagão” ocorrido no dia 11 de março de 1999. Feitas as
apurações, conforme determinação da Agência, cerca de 9 mil famílias foram
ressarcidas, num montante que atingiu aproximadamente R$ 1,5 milhão.
Em
publicação
no
jornal
eletrônico
Canal
Energia
(http://www.canalenergia.com.br), de 7 de abril de 1999, o Governo exigiu
indenizações
por
“apagão”:
“Ministro
recomenda
à
Aneel
que
puna
as
concessionárias que não indenizarem os prejudicados.”
Segundo publicação no Boletim Energia da Aneel no.5 e no.7,
respectivamente, de março e maio de 2002 e no Canal Energia, de 08 de maio de
2002, outro destaque para a questão foi dado. Foram mais de 21 mil reclamações por
17
danos em equipamentos elétricos provocados pelo “apagão” do dia 21 de janeiro de
2002. As 41 distribuidoras de energia ressarciram os consumidores atingidos nas
regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste de um valor total de R$ 3 milhões.
Observa-se que apenas um evento pode gerar danos substanciais. Os
valores descritos referem-se apenas ao ressarcimento da manutenção ou reposição do
aparelho eletroeletrônico, não se trata dos lucros cessantes devidos à queima ou
mesmo mal funcionamentos e outros transtornos que podem ser mais vultosos.
Cotidianamente, a Agência, através de sua Ouvidoria, recebe muitas
reclamações referentes a PID. Constata-se que são PID provenientes das mais
diversas causas relacionadas à qualidade da energia e que, em grande parte, por
terem sido causados por eventos não registráveis pelos atuais meios convencionais
das concessionárias, apresentam dificuldades para a Agência emitir parecer.
3.1.2
Reclamações referentes a PID na Ouvidoria da Comissão de Serviços
Públicos de Energia de São Paulo
“A Ouvidoria da CSPE tem a missão de conduzir de forma
imparcial e independente a tarefa pública de respeitar e fazer ser respeitada a
legislação que trata da prestação do serviço público de energia elétrica e gás
canalizado, contribuindo para a difusão dos direitos e deveres dos consumidores e
dos agentes, intervindo para a resolução de conflitos, sempre que o entendimento
direto tenha se tornado impossível” (CSPE, 2000).
Segundo o Relatório Anual CSPE (2000), são objetivos da
Ouvidoria:
-
Buscar a solução dos problemas e conflitos entre cidadão-usuário e agentes,
atendendo e orientando esses diversos públicos.
-
Registrar e acompanhar todas as etapas do processo, em cumprimento ao
Convênio de Cooperação e Descentralização de Atribuições da Agência
Nacional de Energia Elétrica – Aneel.
18
-
Atuar na prevenção de questões que possam gerar conflitos.
-
Esclarecer e orientar o público consumidor em geral, buscando a
conscientização e o fortalecimento da cidadania.
-
Contribuir para o aprimoramento da legislação.
-
Participar no sentido de orientar a fiscalização, a partir de reclamações
registradas.
“Considerando que entre os objetivos da CSPE está a busca de
equacionamento dos problemas comuns decorrentes do relacionamento entre as
empresas do setor elétrico e seus consumidores, constata-se como matéria de
interesse das concessionárias, a instituição de procedimentos uniformes e comuns a
serem seguidos, visando minimizar, e até eliminar, questões advindas da inexistência
de regras para as avaliações relativas a danos sofridos decorrentes da qualidade do
serviço prestado ou de contingências oriundas das instalações ou de interferência de
prepostos, aos consumidores ou a terceiros.” (ANDRADE et al., 2001).
“Nos casos de resolução de conflitos no âmbito administrativo, é
senso comum que a Aneel, e por conseqüência as Agências Estaduais, têm
competência para intervir junto à concessionária, pedindo informações e, se for o
caso, orientá-la a corrigir seu procedimento. Mas é perigoso enxergar nos diplomas
legais, especificamente no art. 3o., Inciso V da Lei no. 9.427/96, a competência da
Aneel para apurar responsabilidade civil das concessionárias, e determinar a
reparação de quaisquer danos relacionados à prestação do serviço público de energia
elétrica. A palavra quaisquer foi propositadamente grifada, pois há uma única espécie
de dano que entende-se ter a Aneel competência de orientar e depois, orientar a se
fazer o ressarcimento: aqueles danos causados a aparelhos eletroeletrônicos devido,
comprovadamente, à prestação do serviço de energia, na medida em que é
plenamente possível estabelecer a responsabilidade da concessionária no evento
danoso” (Aneel, 2002e).
Segundo Relatório da CSPE (1999), sua Ouvidoria teve importante
papel no acompanhamento das indenizações dos danos causados pelo “apagão”
19
ocorrido em 11 de março de 1999. Foram feitos para as concessionárias paulistas
3.144 pedidos de ressarcimento, sendo que 82,4% (2.592) dos PID foram deferidos,
envolvendo cerca de R$ 544.000,00.
Em 2001, segundo fonte da CSPE, das 31.000 reclamações
recebidas na Ouvidoria da CSPE, incluindo as referentes ao racionamento de energia,
aproximadamente 4.000 foram relativas à qualidade da energia, e destas, 1.170
referentes a Danos e Ressarcimentos. Como a orientação da CSPE é a de registrar
como reclamação apenas os casos já tratados pelas concessionárias, esses registros se
referem à parcela dos PID considerados improcedentes pelas concessionárias, ou
seja, por elas indeferidos.
Para proceder à análise desses PID, a CSPE depende do exame de
informações e registros das concessionárias, o que, nem sempre, está disponível ou é
suficiente para a tomada de decisão, restando à agência o dever de mediar os
possíveis conflitos.
Segundo o Relatório Anual CSPE (2000), as atividades de mediação
de conflitos aplicam-se aos casos onde existam lacunas na legislação, ausência de
dados comprobatórios das partes envolvidas ou interpretação controversa da
legislação.
3.1.3
O tratamento dado pela CSPE e concessionárias paulistas
“A troca de experiências no setor vem demonstrando, há anos, que
as concessionárias de energia elétrica têm entendimentos e procedimentos os mais
diversificados quanto à matéria relativa à ocorrência de pleito de ressarcimento de
danos sofridos pelos consumidores. A par disso, em todas as oportunidades em que
ocorreu intervenção da CSPE, evidenciou-se a necessidade da criação de normas
que possibilitassem
atuação de forma sistemática e uniforme das concessionárias.”
(ANDRADE et al., 2001).
20
“As poucas normas existentes sobre o tema nas concessionárias do
setor elétrico paulista, além de possuírem conteúdo personalizado, são omissas e
carecem de uma sistematização que as tornem de aplicação ampla, simples e
eficiente, no sentido de que as soluções a ser dada às eventuais solicitações de
ressarcimento não fiquem na dependência de uma
decisão unilateral. Estas devem
ser fruto de uma política interna da concessionária que reconheça a situação de
desigualdade em relação as eventuais vítimas dos eventos danosos, e que incluam a
legislação vigente em relação aos direitos do consumidor” (ANDRADE et al., 2001).
Baseado em um estudo da forma de abordagem e tratamento do
problema nas concessionárias paulistas, a CSPE, através de um grupo de trabalho,
com representatividade das concessionárias, editou, em 2000, um manual de
procedimentos para unificar o tratamento dos PID pelas concessionárias paulistas.
Esse manual, denominado Cartilha de Atuação da Comissão de Serviços Públicos de
Energia Relativa a PID – Pedidos de Indenização de Danos de Consumidores, é
apresentado no ANEXO A.
Na Cartilha há disposições que visam a unificação de procedimentos
e o incentivo do desenvolvimento de Pesquisas (P&D) que buscam identificar os
distúrbios na rede elétrica com potenciais de causar danos nos aparelhos dos
consumidores.
Avanços
importantes
foram
conseguidos
pela
aplicação
das
recomendações da Cartilha. Dentre eles destacam-se:
-
unificação de procedimento de solicitação de orçamentos, os quais, somente
deverão ser solicitados aos consumidores caso seja decidido pelo deferimento
do PID.
-
unificação de procedimentos para o caso do dano ter sido causado por um
terceiro (ex. abalroamento de poste), casos em que a concessionária,
primeiramente, deverá indenizar seu consumidor em decorrência do dano no
21
aparelho elétrico ter sido viabilizado pelos meios físicos (rede) da
concessionária.
Estimulados pelo incentivo dado às pesquisas sobre o assunto,
algumas concessionárias propuseram estudos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D),
destacando-se os seguintes:
-
Metodologia para Suporte à Análise de Pedidos de Indenização em Queimas
de Aparelhos na Área de Concessão da Eletropaulo – Projeto P&D – Ciclo
1999 – 2000: Projeto da AES Eletropaulo desenvolvido pelo Centro de
Estudos em Regulação e Qualidade de Energia da Universidade de São Paulo
– Enerq / USP.
-
Ressarcimento de Danos Elétricos – Projeto P&D 15 – Ciclo 2000 – 2001:
Projeto da Companhia Paulista de Força de Luz – CPFL desenvolvido pela
Universidade Mackenzie.
-
Interferência de Ocorrências na Rede de Distribuição na Queima de
Equipamentos Eletro-Eletrônicos Residenciais – Projeto P&D - Ciclo 2000 –
2001: Projeto da Companhia Piratininga de Força e Luz – CPFL Piratininga
desenvolvido pela Fundação de Pesquisa e Assessoramento à Indústria da
Universidade Federal de Itajubá – FUPAI / UNIFEI.
Efetivamente, sob o ponto de vista de regulação, até o momento, os
estudos desenvolvidos pelas universidades e instituições de pesquisa não obtiveram
êxito nem na redução do índice de danos, nem na redução dos conflitos. Entende-se
esse resultado ora pela falta de incentivos ou obrigações regulatórias para
implementação de algumas soluções mitigadoras, ora por utilizações distorcidas de
apontamentos dos estudos realizados de P&D, baseando-se no princípio, às avessas,
de se buscar meios para justificar indeferimentos de PID com causas duvidosas.
22
Mesmo após a aplicação do estabelecido pela “Cartilha de Atuação
da Comissão de Serviços Públicos de Energia Relativa a PID”, o número de PID nas
concessionárias paulistas continua a crescer e os problemas de litígios entre
consumidor e concessionária, impulsionado pelo crescente índice de indeferimento,
segue a mesma tendência.
Apesar de sua aplicação ter-se constituído em grande avanço, a
Cartilha da CSPE não se aprofundou nos estudos dos danos causados por distúrbios
transitórios.
3.1.3.1 Termos empregados pelas concessionárias para denominação das
causas de danos
Pelos registros das concessionárias paulistas (fonte: Comissão de
Serviços Públicos de Energia – CSPE), diversas denominações são empregadas, de
forma não uniforme, pelas concessionárias para a caracterização do motivo de um
PID. Algumas denominações são concernentes à causa do dano, outras, ao efeito,
além daquelas que visam caracterizar o PID como improcedente.
Normalmente, são caracterizados como procedentes PID cujos
danos têm causa registrada, ou seja, aquelas em que é indiscutível o nexo causal:
rompimento de condutor, curto-circuito na rede, nível de tensão inadequado (regime
permanente), perda de fase, operações de chaveamento feitas pelas equipes de
manutenção, dentre outras, visíveis e registradas.
Quando não são identificadas causas, comumente, os motivos dos
PID são denominados da seguinte forma: “não houve ocorrência”, “sem registro”,
“alheio
ao
sistema”,
“nada
constatado”,
“causa
não
detectada”,
“causa
desconhecida”, “outros” etc.. Em épocas de chuvas, sem que se possa constatar os
motivos que geraram os danos, as concessionárias caracterizam como “descargas
atmosféricas”.
23
Todas essas denominações são justificativas dadas para cerca de
80% dos casos de indeferimentos de PID, ou seja, dos que as concessionárias
consideram improcedentes. Os 20% restantes são considerados improcedentes,
comumente, devido às falhas causadas por terceiros e ocorrências na rede de
distribuição, caracterizadas pelas concessionárias de potencial insuficiente para
causar danos.
Em média, 40% do total de PID anuais são feitos nos meses de
janeiro, fevereiro e março, período do ano que coincide com a época de chuvas no
Estado de São Paulo. Nesse período são registrados os maiores índices de
indeferimentos.
Tomando-se como base o primeiro trimestre de 2001 – período que
não teve interferência de interrupções no sistema de transmissão (“apagão”) e os
novos procedimentos definidos pela cartilha da CSPE já vigiam – por volta de 60%
dos PID foram indeferidos pelas concessionárias, quando o mesmo índice para o ano
todo ficou por volta de 50%.
Do que foi exposto, constata-se como casos especiais os danos
causados por sobretensões transitórias devidas às descargas atmosféricas e aos
chaveamentos na rede.
24
4
REGISTROS DE PID NAS CONCESSIONÁRIAS PAULISTAS
Neste capítulo é montado um quadro da evolução do problema de
PID no Estado de São Paulo. As concessionárias têm sua identificação omitida.
Os registros de PID nas concessionárias paulistas, segundo dados da
Comissão de Serviços Públicos de Energia – CSPE, possibilitam, dentre outros, a
identificação dos seguintes dados:
?? Quantidade Anual de Pedidos de Indenização Recebidos;
?? Quantidade Anual de Pedidos de Indenização Deferidos;
?? Quantidade Anual de Pedidos de Indenização Indeferidos;
?? Montante Anual de Valores Indenizados (PID deferidos).
Os estudos da evolução dos Pedidos de Indenização de Danos nas
concessionárias do Estado de São Paulo, mostrando os índices de pedidos deferidos e
indeferidos, valores envolvidos nas indenizações, bem como os reflexos na CSPE,
são de vital importância para o conhecimento da situação e são apresentados nos
subitens seguintes.
Para auxiliar na identificação do problema, dois indicadores foram adotados:
?? Indicador 1: razão da quantidade de pedidos por mil consumidores por
concessionária;
?? Indicador 2: razão da quantidade de pedidos deferidos por quantidade de
pedidos recebidos.
4.1
Evolução de pedidos e indenizações
No gráfico da figura 1, para o período de 1999 a 2001, é apresentada
a evolução dos PID nas concessionárias de distribuição de energia elétrica paulistas,
os índices de deferimentos desses pedidos pelas concessionárias e os valores
envolvidos nas indenizações.
25
Figura 1 – Gráfico representativo da evolução de pedidos e indenizações de danos
efetuadas pelas concessionárias paulistas nos anos de 1999, 2000 e 2001.
35.000
+116%
PEDIDOS
30.344
PEDIDOS DEFERIDOS
MONTANTES INDENIZADOS (EM MIL REAIS)
30.000
25.000
20.000
+90%
+38%
14.992
14.057
15.000
10.202
+28%
7.878
10.000
6.154
-7%
(56%)
(49%)
+85%
(60%)
5.173
+66%
5.000
- 13%
2.790
1.678
-
1999
2000
2001
FONTE: Comissão de Serviços Públicos de Energia – CSPE
NOTA: Dados trabalhados pelo autor
Através do gráfico (figura 1), envolvendo todas as concessionárias,
dos totais anuais, para os anos de 1999, 2000 e 2001, dos pedidos recebidos, pedidos
deferidos e valores indenizados (em mil Reais) é possível a obtenção das seguintes
estatísticas:
-
Evolução de pedidos recebidos:
?? De 1999 para 2000: crescimento de 38%
?? De 2000 para 2001: crescimento de 116%
?? De 1999 para 2001: crescimento de 197%
26
-
Evolução de pedidos deferidos, dentre os recebidos:
?? De 1999 para 2000: crescimento de 28%
?? De 2000 para 2001: crescimento de 90%
?? De 1999 para 2001: crescimento de 144%
-
Evolução de montantes indenizados:
?? De 1999 para 2000: crescimento de 66%
?? De 2000 para 2001: crescimento de 85%
?? De 1999 para 2001: crescimento de 208%
-
Percentual de pedidos deferidos em relação aos pedidos recebidos:
?? Ano 1999: 60% dos pedidos recebidos
?? Ano 2000: 56% dos pedidos recebidos
?? Ano 2001: 43% dos pedidos recebidos
Os dados indicam que o índice de deferimento tem-se reduzido
gradativamente, apresentando as seguintes variações:
?? De 1999 para 2000: redução de 7% no percentual de pedidos deferidos
?? De 2000 para 2001: redução de 13% no percentual de pedidos deferidos
Supondo um crescimento linear das variáveis apresentadas, estimase, por regressão linear, o seguinte para o ano de 2002:
?? Quantidade de pedidos recebidos:
38.343
?? Quantidade de pedidos deferidos:
18.513
?? Montante de valores indenizados (em mil reais):
?? Índice de deferimento geral:
7.496
49%
27
Comparativamente, segundo dados da CSPE, tem-se, para primeiro
trimestre de 2002, considerando também os pedidos referentes ao “apagão” de 21 de
janeiro de 2002, os seguintes dados:
?? Quantidade de pedidos recebidos:
20.839
?? Quantidade de pedidos deferidos:
11.894
?? Montante de valores indenizados (em mil reais):
1.855
?? Índice de deferimento geral:
4.1.1
57%
Evolução de pedidos de indenização por concessionária
No gráfico da figura 2 é apresentada a evolução dos PID, de forma
comparativa entre as concessionárias paulistas (A- M), para os anos de 1999, 2000,
2001 e 1o. Trimestre de 2002.
Figura 2 – Gráfico representativo da evolução comparativa dos pedidos de
indenização por concessionárias nos anos de 1999, 2000, 2001 e no 1o.
Trimestre de 2002.
100.000
1999
2000
2001
PRIMEIRO TRIMESTRE 2002
QUANTIDADE DE PEDIDOS
(ESCALA LOGARITMICA)
10.000
1.000
100
10
A
B
C
D
E
F
G
H
FONTE: Comissão de Serviços Públicos de Energia – CSPE
NOTA: Dados trabalhados pelo autor
I
J
K
L
M
28
Pelo gráfico da figura 2, observa-se que somente no 1o. Trimestre de
2002 o número de PID recebidos por algumas concessionárias já superam os
recebidos nos anos anteriores. Também é possível constatar que há um delineamento
de que os PID em 2002 serão muito superiores aos ocorridos em 2001.
Destaca-se como agravante, na tendência de crescimento em 2002,
os pedidos devidos ao “apagão” de 21 de janeiro de 2002. Esse fato pode ser mais
bem observado nas concessionárias E e G.
4.2
Pedidos recebidos, deferidos e indeferidos
No gráfico da figura 3 é apresentado, de forma comparativa entre as
concessionárias paulistas, para os anos de 1999, 2000 e 2001, o Indicador 1: Pedidos
(PID) anuais recebidos para cada 1000 (mil) consumidores atendidos.
Figura 3 – Gráfico representativo do Indicador 1: Pedidos recebidos por mil
consumidores por ano.
RAZÃO: PEDIDOS / CONSUMIDOR
14,00
12,00
10,00
8,00
2001
2000
1999
6,00
4,00
2,00
A
B
C
D
E
F
G
H
I
CONCESSIONÁRIAS
FONTE: Comissão de Serviços Públicos de Energia - CSPE
NOTA: Dados trabalhados pelo autor
J
K
L
M
29
Pelo gráfico da figura 3 observa-se que, apesar de haver certa
uniformidade no crescimento ano a ano dos pedidos, não há uniformidade do
indicador 1 entre as concessionárias paulistas.
No gráfico da figura 4 é apresentada, de forma comparativa entre as
concessionárias paulistas, para os anos de 1999, 2000 e 2001, a evolução da
quantidade de Pedidos (PID) deferidos para cada 1000 (mil) consumidores atendidos.
Figura 4 – Gráfico representativo dos pedidos deferidos por mil consumidores por
ano.
8,00
RAZÃO: PEDIDOS / CONSUMIDOR
7,00
6,00
5,00
2001
4,00
2000
1999
3,00
2,00
1,00
A
B
C
D
E
F
G
H
I
J
K
L
M
CONCESSIONÁRIAS
FONTE: Comissão de Serviços Públicos de Energia - CSPE
NOTA: Dados trabalhados pelo autor
Observa-se pelo gráfico da figura 4 que, em número, os pedidos
(PID) deferidos têm crescido ano a ano em todas as concessionárias paulistas.
Contudo, o índice desse crescimento é inferior ao dos pedidos (PID) recebidos,
contribuindo para que haja também um aumento dos pedidos (PID) indeferidos (vide
figura 5).
30
No gráfico da figura 5 é apresentada, de forma comparativa entre as
concessionárias paulistas, para os anos de 1999, 2000 e 2001, a evolução da
quantidade de Pedidos (PID) indeferidos para cada 1000 (mil) consumidores
atendidos.
Figura 5 – Gráfico representativo dos pedidos indeferidos por mil consumidores por
ano.
RAZÃO: PEDIDOS / CONSUMIDOR
9,00
8,00
7,00
6,00
2001
5,00
2000
4,00
1999
3,00
2,00
1,00
A
B
C
D
E
F
G
H
I
J
K
L
M
CONCESSIONÁRIAS
FONTE: Comissão de Serviços Públicos de Energia - CSPE
NOTA: Dados trabalhados pelo autor
Observa-se pelo gráfico da figura 5 que os pedidos (PID)
indeferidos têm crescido ano a ano em todas as concessionárias paulistas. Esse
crescimento, percentualmente, tem sido superior ao crescimento percentual dos
pedidos (PID) recebidos. A figura 6, a seguir, ilustra esse dado, mostrando o
decréscimo percentual ano a ano (1999 a 2001) dos pedidos (PID) deferidos.
31
4.3
Evolução percentual de pedidos deferidos
No gráfico da figura 6 mostra-se, de forma comparativa, entre as
concessionárias paulistas (A – M), o Indicador 2: razão entre os Pedidos (PID) anuais
(1999, 2000 e 2001) deferidos e recebidos.
Figura 6 – Gráfico representativo do Indicador 2: Percentual de pedidos deferidos
por pedidos recebidos pelas concessionárias paulistas em 1999, 2000 e
2001.
100,0%
A
B
C
94,0%
D
90,0%
E
F
G
H
83,0%
I
80,0%
J
K
L
M
70,0%
69,9%
PERCENTUAL
67,6%
64,3%
63,6%
64,1%
64,4%
60,2%
60,0%
57,5%
56,0%
54,8%
54,4%
50,0%
56,1%
54,5%
53,5%
49,8%
47,5%
46,1%
44,8%
40,0%
53,4%
52,9%
51,4%
50,4%
44,7%
39,1%
39,4%
37,1%
36,7%
33,3%
32,7%
30,0%
29,8%
28,5%
27,2%
23,3%
20,0%
1999
2000
ANO
FONTE: Comissão de Serviços Públicos de Energia - CSPE
2001
32
4.4
Evolução dos valores das indenizações em comparação com a evolução da
receita líquida operacional das concessionárias
No gráfico da figura 7 vê-se a relação entre a receita líquida
operacional total das concessionárias paulistas e os valores das indenizações
advindas de PID, de forma evolutiva, para os anos de 1999, 2000 e 2001.
Figura 7 – Gráfico representativo da receita operacional líquida em mil Reais e
montantes de valores indenizados em Reais (períodos 1999, 2000 e
2001)
+27%
16.000.000
14.929.098
14.000.000
+22%
11.736.941
12.000.000
10.000.000
9.625.613
+46%
( 0,03 5% )
8.000.000
+85%
+36%
( 0,024% )
6.000.000
( 0,017% )
4.000.000
5.172.184
+66%
2.789.760
1.677.507
2.000.000
Receita Líquida (em
MIL REAIS)
Montante Indenizado
(em Reais)
1999
Receita Líquida (em
MIL REAIS)
Montante Indenizado
(em Reais)
Receita Líquida (em
MIL REAIS)
2000
Montante Indenizado
(em Reais)
2001
FONTE: Comissão de Serviços Públicos de Energia – CSPE
NOTA: Dados trabalhados pelo autor
Percentual do montante indenizado em relação à receita líquida:
??
Ano 1999: 0,017% da receita líquida operacional
??
Ano 2000: 0,024% da receita líquida operacional
??
Ano 2001: 0,035% da receita líquida operacional
33
Os dados indicam que o percentual do montante indenizado em
relação à receita líquida tem crescido gradativamente, apresentando as seguintes
variações:
4.5
??
De 1999 para 2000: crescimento de 36%
??
De 2000 para 2001: crescimento de 46%
Incidência de reclamações na Ouvidoria da CSPE comparados aos
pedidos de indenização registrados nas concessionárias
No gráfico da figura 8 mostra-se o índice de reclamação em 2001 na
Ouvidoria da CSPE em relação aos PID feitos pelos consumidores às concessionárias
paulistas e, também, em relação aos PID indeferidos pelas concessionárias.
Figura 8 - Gráfico representativo da incidência de reclamações na Ouvidoria da
CSPE comparados aos pedidos de indenização recebidos e indeferidos
pelas concessionárias – ano base 2001.
25,0%
PERCENTUAL EM PEDIDOS RECEBIDOS
PERCENTUAL EM PEDIDOS INDEFERIDOS
20,2%
20,0%
18,8%
16,4%
14,6%
15,0%
11,1%
10,0%
9,0%
6,3%
5,6%
5,7%
5,5%
4,9%
5,0%
3,0%
2,9%
1,1%
0,9%
3,0%
2,8%
2,2%
2,1%
2,1%
1,2%
1,1%
0,3%0,5%
0,6%
0,4%
F
G
0,0%
A
B
C
D
E
H
FONTE: Comissão de Serviços Públicos de Energia - CSPE
NOTA: Dados trabalhados pelo autor
I
J
K
L
M
34
Observa-se, pelo gráfico da figura 8, que não é uniforme o
descontentamento
dos
consumidores
quanto
ao
tratamento
dado
por
suas
concessionárias aos PID (qualidade do atendimento) ou não está uniformemente
difundido o papel da Comissão de Serviços Públicos de Energia ou da Aneel. Os
pleitos recebidos diretamente pela Aneel são, via de regra, redirecionados à
Ouvidoria da CSPE.
Pelos índices de reclamações sobre danos e ressarcimento recebidas
pela Ouvidoria da CSPE em 2001, 2002 e no primeiro quadrimestre de 2003,
respectivamente, de 1.169, 5.009 e 2.204, constata-se ser acentuadamente crescente o
número de conflitos entre consumidores e concessionárias. O consumidor pede a
intervenção do órgão regulador.
35
5
RESPONSABILIDADE
DA
CONCESSIONÁRIA
PERANTE
OS
USUÁRIOS
Este capítulo analisa a responsabilidade da concessionária por
prejuízos causados aos usuários (consumidores) do serviço público de distribuição de
energia.
O conhecimento legal do tema (danos e ressarcimentos), através do
estudo das leis que regem as relações de direitos entre os consumidores e as
concessionárias de serviços públicos de energia elétrica, é de fundamental
importância para possibilitar a interpretação das responsabilidades.
A reestruturação setorial, feita dentro de um amplo contexto de
reforma do Estado, criou novos papéis aos atores tradicionais e trouxe à cena, com
participação de destaque, muitos novos atores.
No teatro da regulação, a partir de 1995, começaram a se encontrar
engenheiros, advogados e economistas com uma intensidade nunca antes vista. Cada
um vinha com seu discurso tentando decifrar os novos papéis.
Mais açodado, o governo foi fazendo transformações radicais sem
antes preparar-se como o próprio figurino liberal, o motor dessas mudanças,
recomendava. No setor elétrico venderam-se empresas antes de fazer o arcabouço
regulatório que iria equilibrar os interesses da atividade econômica nessa área.
Uma frase, difícil de ser aceita por alguém de bom caráter e senso
normal, passou a ser a fonte de explicação para tudo que ia acontecendo: “é preciso
trocar o pneu do carro com o carro em movimento”.
Advogados e engenheiros tinham que estar formulando uma nova
base de conhecimentos teóricos para compor uma obra que um maestro, cuja batuta
36
sempre vibra no compasso político, já ia fazendo toda a orquestra tocar. Teorias
foram criadas, outras foram improvisadas.
O trabalho conjunto de advogados e engenheiros merece destaque
especial.
A primeira tese sobre a regulação na reestruturação do setor elétrico
da Faculdade de Direito da Universidade de São Paulo foi publicada no final de
1999, na área de Direito Econômico, apresentada por BARROS, intitulada
“Reestruturação do setor elétrico e concorrência”.
O assunto era novo e interfaceado com áreas muito diferentes. O
orientador tomou a providência de solicitar ao diretor da Escola Politécnica que
convidasse o chefe do departamento que fosse mais atinente ao tema, para participar
da banca, e foi lá o chefe do Departamento de Engenharia de Energia e Automação
Elétricas (PEA), orientador deste trabalho. Compunha a banca ainda um professor de
economia da Universidade Estadual de Campinas – Unicamp que tinha sido
Secretário de Ciência Tecnologia e Desenvolvimento do Estado de São Paulo – Prof.
Luiz Gonzaga Belluzzo – e três professores da São Francisco. Em 2001, um deles,
Prof. Calixto Salomão Filho, publicou um livro considerado pioneiro na área de
Direito, com o título de “Regulação na atividade econômica”.
Tais fatos são narrados para demonstrar o quanto é nova a ciência da
regulação e o quanto ela está a imbricar conhecimentos das três disciplinas citadas.
Também, há um outro motivo para falar do trabalho de BARROS
(1999). Na mesma época, na Unicamp, na área de planejamento energético,
publicava-se outro trabalho pioneiro na engenharia, a tese de doutorado do então
Comissário da CSPE, Fernando Amaral de Almeida Prado Junior (PRADO Jr.,
1999).
37
A leitura dos trabalhos de BARROS (1999) e PRADO Jr. (1999) é
muito interessante. Tratam de criar teoria para a compreensão do novo modelo do
setor elétrico brasileiro. Uma é advogada, o outro é engenheiro, mas há muita
semelhança no que dizem, nas abordagens, nas críticas e nas próprias fontes
bibliográficas respectivas e, nas suas interpretações do momento brasileiro.
De fato, a regulação só se entende com essa perspectiva de novidade
interdisciplinar.
Neste tema, de danos e ressarcimentos, é impossível deixar de
considerar conceitos que sempre se deixou por conta do advogado, o qual,
tradicionalmente, era um mero coadjuvante do setor. O autor não fez por menos;
mais do que nunca passou a consultar o advogado e, principalmente, a advogada.
5.1
O tema no Direito Brasileiro atual
O tema está disposto no § 6o do art. 37 da Constituição Federal. Não
somente a responsabilidade das pessoas jurídicas de direito público, mas, também,
das de direito privado prestadoras de serviços públicos estão estabelecidas, devendo
as concessionárias responder pelos danos causados por seus agentes agindo nessa
qualidade.
“Tradicionalmente, a responsabilidade civil é tomada sob dois
ângulos, contratual e extracontratual, os quais à primeira vista constituem tipos
completamente distintos, pois enquanto a responsabilidade contratual emerge do
descumprimento de dever que tem seu fundamento no negócio jurídico, a
extracontratual deriva de atividade que fere dever que não possui seu fundamento em
negócio jurídico, mas na própria lei” (ANDRADE et al., 2001).
“Assim é que os direitos e obrigações das concessionárias sempre
foram estabelecidos pela legislação setorial, que disciplina os serviços públicos de
energia elétrica, a partir do Decreto nº 24.643, de 10/07/1934, que decreta o Código
38
de Águas, decreto nº 41.019, de 26/02/1957, que regulamenta os serviços de energia
elétrica, com a redação dada pelo decreto no. 97.280, de 16/12/1988 e mais
recentemente pela Lei nº 8.987, de 13/02/1995, que dispõe sobre o regime de
concessão e permissão da prestação de serviços públicos previsto no art. 175 da
Constituição Federal ” (ANDRADE et al., 2001).
“Se pela concessão o Poder Público delega ao concessionário o
exercício do serviço público, a esse exercício são inerentes não apenas os direitos e
prerrogativas, mas também os ônus e riscos de toda sorte, pois não seria lógico que o
poder concedente atribuísse ao particular somente os direitos e prerrogativas e
continuasse respondendo pelos ônus e riscos” BLANCHET (1999).
5.2
Responsabilidade civil do Estado e de seus prepostos – histórico
O instituto da responsabilidade civil tem sofrido diversas alterações
através dos tempos, conquistando cada vez mais importância nos dias atuais.
Embora já houvesse, desde o princípio da sociedade, uma
preocupação com o estabelecimento de regras que norteassem as relações
interpessoais, com a repressão do ato danoso e sua reparação, a disciplina da
responsabilidade civil só recebeu maior atenção no século XX, e, principalmente,
pelos juristas franceses.
Anteriormente ao século XX, nos Estados absolutistas, o conceito
de soberania, que implicava na autoridade incontestável do Estado, encarnado em seu
Rei, era o alicerce da irresponsabilidade do Estado. A vontade do Rei era o direito e,
por conseguinte, ele jamais violava a lei e nunca errava, não havendo, portanto, que
se falar em responsabilidade.
Segundo
DI
PIETRO
(2001),
vigia,
então,
a
teoria
da
irresponsabilidade do Estado, que era norteada pelos princípios “the king can do no
39
wrong” (o Rei não erra), “le roi ne peut mal faire” (o Rei não faz mal) e “quod
principi placuit habet legis vigorem” (aquilo que agrada ao príncipe tem força de lei).
A injustiça despertada por essa teoria passou a ser combatida pela
população, surgindo uma nova teoria que defendia a necessidade de haver
responsabilidade do Estado, mas de forma relativa, distinguindo os atos de império
dos de gestão. A legislação passou a admitir, em alguns poucos casos excepcionais, a
obrigação do Estado indenizar o administrado.
Essa teoria, entretanto, não resistiu por muito tempo, pela
dificuldade ou impossibilidade de distinguir-se as duas espécies de ato (de império e
gestão) e pela divisão da personalidade do Estado. Os últimos Estados a sufragarem
essa doutrina foram os Estados Unidos, em 1946, e a Inglaterra, em 1947.
Posteriormente, surgiu uma nova corrente que, embora já não
fizesse a distinção entre atos de império e de gestão, aceitou a responsabilidade do
Estado, desde que demonstrada sua culpa. Criou-se, assim, a “teoria da culpa civil”
ou da “responsabilidade subjetiva do Estado”.
Segundo GASPARINI (1989), o estágio da “responsabilidade com
culpa civil do Estado”, também chamada de “responsabilidade subjetiva do Estado”,
assemelhava, para fins de indenização, o Estado ao indivíduo. Por esse artifício o
Estado e o indivíduo eram, assim, tratados de forma igual. Ambos, em termos de
responsabilidade patrimonial, respondiam se houvessem se comportado com culpa
ou dolo. Caso contrário, não respondiam.
Por culpa, entende-se o agir com imprudência, imperícia ou
negligência, causando prejuízo a alguém. Por outro lado, dolo é a vontade consciente
do agente público voltada para a prática de um ato que sabe ser contrário ao Direito
(leis). “Ambos os comportamentos impunham ao Estado a obrigação de indenizar.
Essa doutrina foi acolhida pelo Código Civil brasileiro e vigorou sozinha até o
advento da Constituição da República de 1946” (GASPARINI, 1989).
40
A teoria da responsabilidade subjetiva do Estado influenciou
fortemente diversos Códigos Civis do início do século XX, inclusive o Código Civil
Brasileiro de 1916 (Lei no. 3.071, de 01 de janeiro de 1916), que disciplinou de
forma superficial o assunto.
Segundo RODRIGUES (1993), o Código Civil de 1916 não deu à
questão da responsabilidade civil um disciplinamento sistemático. Os artigos 159 e
160 dispõem, respectivamente, sobre a regra geral da responsabilidade dos atos
ilícitos e registra algumas excludentes de responsabilidade.
O novo Código Civil brasileiro (Lei 10.406, de 10 de janeiro de
2002), em vigor a partir de 2003, teve em seus artigos 186, 187 e 188 o
disciplinamento do tema. O disposto no artigo 186 (“Aquele que por ação ou
omissão voluntária, negligência ou imprudência, violar o direito e causar dano a
outrem, ainda que exclusivamente moral, comete ato ilícito”) é o dispositivo
correspondente do artigo 159 do Código Civil de 1916 (“Aquele que, por ação ou
omissão voluntária, negligência, ou imprudência, violar direito, ou causar prejuízo a
outrem, fica obrigado a reparar o dano”). Ressalta-se que não houve mudança no
conceito de responsabilidade subjetiva do Estado.
A teoria da culpa civil (civilista), que adotava os princípios do
Código Civil, no entanto, não satisfazia inteiramente os anseios de justiça, pois, nos
casos de ação dolosa ou culposa do agente, incumbia ao administrado a prova do
dano, de sua causa pela Administração Pública e a culpa ou dolo do agente estatal, o
que, muitas vezes, impedia a responsabilização do Estado pela conduta danífica.
Alguns Estados, com o objetivo de se evitar os inconvenientes da
aplicação estrita da teoria civilista, passaram, então, a aplicar teorias segundo os
princípios do direito público (“teorias publicistas”).
Para DI PIETRO (2001), as teorias publicistas originaram-se na
França, com o famoso caso “Blanco”, ocorrido em 1873, envolvendo a menina
41
Agnès Blanco que, ao atravessar uma rua da cidade de Bordeaux, foi colhida por
uma vagonete da Companhia Nacional de Manufatura de Fumo; seu pai promoveu
ação civil de indenização, com base no princípio de que o Estado é civilmente
responsável por prejuízos causados a terceiros, em decorrência de ação danosa de
seus agentes. Suscitado conflito de atribuições entre a jurisdição comum e o
contencioso administrativo, o Tribunal de Conflitos decidiu que a controvérsia
deveria ser solucionada pelo tribunal administrativo, porque se tratava de apreciar a
responsabilidade decorrente de funcionamento de serviço público. Entendeu-se que a
responsabilidade do Estado não pode reger-se pelos princípios do Código Civil,
porque se sujeita a regras especiais que variam conforme as necessidades do serviço
e a imposição de conciliar os direitos do Estado com os direitos privados.
A partir daí começaram a surgir as teorias publicistas da “culpa do
serviço” ou “culpa administrativa” e da “teoria do risco”, subdividida em “teoria do
risco integral” e “teoria do risco administrativo”.
Segundo DI PIETRO (2001), a teoria da culpa administrativa
procura desvincular a responsabilidade do Estado da idéia de culpa do funcionário. A
culpa do serviço público, por essa teoria, ocorre quando: o serviço público não
funcionou (omissão), funcionou atrasado ou funcionou mal. Em qualquer dessas três
hipóteses, ocorre a culpa (“faute”) do serviço ou acidente administrativo, incidindo a
responsabilidade do Estado independentemente de qualquer apreciação da culpa do
funcionário.
Sem abandonar essa teoria (culpa administrativa), o Conselho de
Estado francês passou a adotar em determinadas hipóteses, a teoria do risco, que
serve de fundamento para a responsabilidade objetiva do Estado.
“Essa doutrina baseia-se no princípio de igualdade dos ônus e
encargos sociais: assim como os benefícios decorrentes da atuação estatal repartemse por todos, também os prejuízos sofridos por alguns membros da sociedade devem
ser repartidos. Quando uma pessoa sofre um ônus maior do que o suportado pelas
42
demais, rompe-se o equilíbrio que necessariamente deve haver entre os encargos
sociais; para restabelecer esse equilíbrio, o Estado deve indenizar o prejudicado,
utilizando recursos do erário público” (DI PIETRO, 2001).
“Nessa teoria, a idéia de culpa é subdividida pela de nexo de
causalidade entre o funcionamento do serviço público e o prejuízo sofrido pelo
administrado. É indiferente que o serviço público tenha funcionado bem ou mal, de
forma regular ou irregular” (DI PIETRO, 2001).
“É a chamada teoria da responsabilidade objetiva, precisamente por
prescindir da apreciação dos elementos subjetivos (culpa ou dolo); é também
chamada teoria do risco, porque parte da idéia de que a atuação estatal envolve um
risco de dano, que lhe é inerente. Causado o dano, o Estado responde como se fosse
uma empresa de seguro em que os segurados seriam os contribuintes que, pagando os
tributos, contribuem para a formação de um patrimônio coletivo (cf. Cretella Júnior,
1970, v.8: 69-70)” (DI PIETRO, 2001).
De acordo com MEIRELLES (2001), da finalidade de estabelecer
critérios objetivos para determinar a responsabilidade civil do Estado surgiram duas
modalidades da teoria do risco: a do risco integral e a do risco administrativo. A
segunda admite (e a primeira não) as causas excludentes da responsabilidade do
Estado: culpa exclusiva da vítima, culpa de terceiros ou força maior.
Assim, a teoria do risco integral, que precedeu a teoria do risco
administrativo, entendia que, acaso estivesse o Estado envolvido no evento, deveria
indenizar todo dano dele decorrente, pouco importando se a vítima ou qualquer
terceiro concorreu ou teve culpa exclusiva na ocorrência do ato. Essa teoria, por
propiciar
inconvenientes
e
injustiças,
por
não
admitir
excludentes
de
responsabilidade, não prosperou.
De todas as correntes expostas, subsistiram apenas duas delas: a
teoria da culpa administrativa e a do risco administrativo. “Na teoria da culpa
43
administrativa exige-se a falta de serviço; na teoria do risco administrativo exige-se,
apenas, o fato do serviço. Naquela, a culpa é presumida da falha administrativa;
nesta, é inferida do fato lesivo da administração” (MEIRELLES, 2001).
“Na teoria do risco administrativo não se cogita a culpa da
Administração ou de seus agentes, bastando que a vítima demonstre o fato danoso e
injusto ocasionado por ação ou omissão do Poder Público” (MEIRELLES, 2001).
Advirta-se, contudo, como relata MEIRELLES (2001), que a teoria
do risco administrativo que a diferencia da do risco integral, admite as causas
excludentes da responsabilidade do Estado: culpa da vítima, culpa de terceiros ou
força maior.
No entanto, para DI PIETRO (2001), a maior parte da doutrina não
faz distinção, considerando as duas expressões – risco integral e risco administrativo
– como sinônimos ou falando em risco administrativo como correspondendo ao
acidente administrativo. Mesmo os autores que falam em teoria do risco integral
admitem as causas excludentes da responsabilidade.
“Portanto, não é demais repetir que as divergências são mais
terminológicas, quanto à maneira de designar as teorias, do que de fundo. Todos
parecem concordar em que se trata de responsabilidade objetiva, que implica
averiguar se o dano teve como causa o funcionamento de um serviço público, sem
interessar se foi regular ou não. Todos também parecem concordar em que algumas
circunstâncias excluem ou diminuem a responsabilidade do Estado” (DI PIETRO,
2001).
DI PIETRO (2001) salienta que a doutrina da responsabilidade
objetiva do Estado baseia-se no princípio da igualdade do ônus e encargos sociais:
assim como os benefícios decorrentes da atuação estatal repartem-se por todos,
também os prejuízos sofridos por alguns membros da sociedade devem ser
repartidos.
44
5.3
Responsabilidade civil das concessionárias na constituição de 1988
Na Constituição Federal (CF) de 1988 os interesses dos
administrados foram mantidos conforme estava na Constituição Federal de 1946
(quando ficou consagrada a teoria da responsabilidade objetiva do Estado). Assim,
vigora a responsabilidade objetiva dos entes públicos e de seus agentes, bem como
dos concessionários de serviços públicos.
A teoria do risco administrativo ou da responsabilidade objetiva está
expressamente estabelecida no artigo 37, § 6º, da CF de 1988:
“Artigo 37. A administração pública direta e indireta de qualquer
dos Poderes da União, dos Estados, do Distrito Federal e dos Municípios obedecerá
aos princípios de legalidade, impessoalidade, moralidade, publicidade e eficiência e,
também, ao seguinte:
(...)
§6º As pessoas jurídicas de direito público e as de direito privado
prestadoras de serviços públicos responderão pelos danos que seus agentes, nessa
qualidade, causarem a terceiros, assegurado o direito de regresso contra o
responsável nos casos de dolo ou culpa.”
Portanto, a responsabilidade civil do Estado, por si ou pelas
empresas privadas prestadoras de serviços públicos, não depende sequer de
demonstração de culpa, sendo de natureza objetiva.
Assim, a obrigação de indenizar incide, desde que comprovados o
dano e o nexo causal existente entre o fato do serviço e o evento danoso.
“Segundo
lição
de
PAUL
DUEZ
e
GUY
DEBEYRE,
a
responsabilidade pressupõe, em primeiro lugar, naturalmente, a ocorrência efetiva do
dano, em segundo lugar, que este dano seja imputável, no caso em pauta, ao
concessionário, e em terceiro lugar, que haja nexo de causalidade entre o dano
45
sofrido pelo particular e a atitude (em caso de responsabilidade subjetiva) ou fato
(em caso de responsabilidade objetiva) inerente à atividade administrativa delegada
ao concessionário” (BLANCHET, 1999).
Vê-se, portanto, que o direito brasileiro não admite responsabilidade
sem causa, daí que sempre se precisará comprovar o nexo de causalidade entre a
atividade estatal e o prejuízo, para que tenha lugar o ressarcimento cabível.
“A
responsabilidade
objetiva,
especificamente,
pressupõe
a
existência da situação de risco. É na relação entre o dano provocado e este fato
(risco) que se deverá ter verificado o nexo causal” (BLANCHET, 1999).
A escolha da teoria do risco administrativo, por sua vez, implicou,
igualmente, na aceitação das excludentes de responsabilidade: fato exclusivo da
vítima, caso fortuito ou de força maior e fato de terceiro, pois se tais fatores são
determinantes para a ocorrência do dano, este não pode ser imputado ao Estado ou a
seu agente.
“JEAN RIVERO aponta como características necessárias para que o
dano possa ensejar a responsabilização concernente ao exercício de atividade
administrativa, a certeza, a especialidade, a anormalidade, e o fato de atingir uma
situação
juridicamente
protegida.
Assim,
não
haverá
responsabilidade
do
concessionário, se o dano não tiver sido certo (acepção oposta à de dano eventual),
ou seja, atual ou futuro e inevitável, não especial (terá sido especial quando atingir
apenas determinadas vítimas, ou uma delas, e não toda a coletividade) não tiver
anormal (tê-lo-á sido quando ultrapassar os transtornos inerentes à vida em
coletividade), nem tiver atingido uma situação juridicamente protegida. Estas
características não são exclusividade do direito francês, também entre nós, o dano,
para ser indenizável, deve ser certo, especial, anormal e lesivo a uma situação
protegida pelo direito” (BLANCHET, 1999).
46
5.4
Responsabilidade civil das concessionárias de distribuição de energia no
Código de Defesa do Consumidor
Oriundo da evolução da sociedade e com garantia constitucional, o
Código de Defesa do Consumidor – CDC (Lei no. 8.078, de 11 de setembro de
1990), dispõe sobre a proteção do consumidor e dá outras providências.
Segundo LANDINI et al. (2000), antes da publicação do Código do
Consumidor (1990) as obrigações exercidas entre “pessoas”, exceto as oriundas das
relações de trabalho, eram reguladas ou pelo Código Comercial (de 1850) ou pelo
Código Civil (de 1916). Com o advento do referido diploma legal, as relações
jurídicas, determinadas de “relações de consumo”, passaram a ser, única e
exclusivamente, regidas pelo CDC. Assim, o CDC surgiu com a pretensão de criar a
necessidade de haver mudança de mentalidade de todos os envolvidos nas relações
de consumo.
“O direito brasileiro inovou em termos de defesa do consumidor.
Todos os direitos e deveres, do consumidor e do fornecedor, encontram-se sob a
égide do CDC, ou seja, foi criado um micro sistema, onde somente se conhecem
matérias relacionadas à relação de consumo” (LANDINI et al., 2000).
Dessa forma, o CDC não revogou nada em termos de direito civil ou
comercial, somente retirou-lhes a competência para disciplinar essa relação. Assim,
todas as vezes que alguém estiver diante de uma relação de consumo, estará
submetido às relações atinentes ao CDC.
Pelo CDC, as concessionárias de energia elétrica, enquanto
fornecedoras e prestadoras de serviço público essencial, obrigam-se a prestar e
manter adequada e continuamente a transmissão e a distribuição de energia, por força
do disposto no inciso X, do art. 6º e art. 22 do CDC, consistindo direito do
consumidor ter adequada reparação de danos que, porventura, venha sofrer.
47
A
não
observância
dessa
disposição
poderá
ensejar
às
concessionárias a obrigação de reparar danos porventura causados aos consumidores,
sem prejuízo de punições na esfera administrativa por parte do Poder Concedente,
principalmente considerando que o CDC permite que o consumidor provoque ação
fiscalizadora e punitiva desse Poder, por meio de instrumentos de defesa previstos
nos artigos 81 e seguintes da referida lei.
É importante ressaltar que o consumidor, para o Código de Defesa
do Consumidor, abrange todo um universo de pessoas que se utilizam ou aproveitam
o fornecimento de energia elétrica ou da prestação desse serviço, e não apenas aquele
indivíduo que está vinculado a uma unidade consumidora, de acordo com a definição
contida no art. 2º, incisos III e IV da Resolução Aneel 456/2000.
Ademais, o serviço de fornecimento de energia elétrica é tido como
atividade de risco, razão porque as empresas que exploram atividades e coisas
perigosas são obrigadas a tomar as providências que visem evitar danos aos usuários
e a terceiros, que nem sempre têm essa percepção.
Também o CDC, na busca do equilíbrio nas relações de consumo,
não poderia deixar o fornecedor, ou prestador do serviço, totalmente vulnerável à
ação do consumidor. Apesar de restrita a sua esfera de defesa, os incisos I e II, do §
3º, do art. 14, do CDC elenca as hipóteses excludentes de responsabilidade.
A força maior e o caso fortuito fazem cessar a responsabilidade,
pois a constatação de uma dessas circunstâncias exclui a obrigação de reparar o dano.
Segundo LANDINI et al. (2000), o fato de terceiro, sendo causa
exclusiva do prejuízo, também faz desaparecer a relação de causalidade entre a ação
ou omissão do autor e o dano. Apesar de não estarem explicitadas no CDC, tais
previsões são perfeitamente válidas para efeito de eventuais ocorrências, que
resultem em danos ao consumidor, devendo o concessionário buscar pelo dano a ele
imposto, incluindo os custos de ressarcimento que o mesmo efetivou junto a seus
48
consumidores. Ou seja, a relação comercial é entre consumidor e concessionária,
sendo esta última a responsável pelo dano ao consumidor, mesmo que originado por
terceiro de forma intencional ou não.
Sumariamente, o CDC reitera que as concessionárias prestadoras
dos serviços públicos de energia elétrica respondem, independentemente da
existência de culpa, pela reparação dos danos causados aos consumidores por
defeitos relativos à prestação dos serviços. Contudo, também admite excludentes de
responsabilidade, mas nesses casos, frisa que à concessionária cabe o ônus da prova.
5.5
Responsabilidade civil das concessionárias na Lei de Concessões e no
contrato de concessão
A Lei no. 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 (Lei de Concessões),
que dispõe sobre o regime de concessão e permissão de serviços públicos previstos
no artigo 175 da Constituição Federal de 1988, prevê, em seu artigo 25, a
responsabilidade das concessionárias de serviços públicos perante o Poder
Concedente, usuários ou terceiros.
A responsabilidade civil extracontratual das concessionárias segue a
teoria constitucional do risco administrativo, conforme demonstrado, admitindo as
excludentes de responsabilidade.
O mesmo se aplica ao contrato de concessão, mesmo porque não
poderia ele violar a disciplina legal do tema.
Segundo
as
disposições
dos
Contratos
de
Concessão
das
distribuidoras, sem prejuízo do disposto na Lei no. 8.078, de 11 de setembro de 1990
(CDC), na prestação dos serviços a concessionária assegurará aos consumidores,
dentre outros, os seguintes direitos:
49
-
ligação de energia elétrica para qualquer instalação que atenda aos
padrões da Concessionária e aos requisitos de segurança e adequação
técnica, segundo normas específicas;
-
esclarecimento sobre dúvidas relacionadas com a prestação do serviço,
bem assim as informações requeridas e consideradas necessárias para a
defesa dos seus direitos; e
-
de receber o ressarcimento dos danos que, porventura, lhes sejam
causados em função do serviço concedido.
Assim, os Contratos de Concessão, no seu teor, não ferem o
disposto no artigo 14 do CDC: é de responsabilidade da concessionária a reparação
dos danos causados a aparelhos eletroeletrônicos devidos, comprovadamente, à
prestação do serviço de energia elétrica, vigorando a aplicação do princípio da
responsabilidade objetiva pelo risco da atividade.
Havendo nexo causal entre o fato gerador e os danos apresentados, é
a concessionária responsável pela indenização dos prejuízos. O que equivale dizer
que cabe à concessionária, para eximir-se da responsabilidade de indenizar seus
consumidores por danos elétricos, a prova de que se tratou, dentre outros, de caso
fortuito e de força maior ou de culpa exclusiva do consumidor.
5.6
Disposições da resolução Aneel 456 e do contrato de adesão
O disposto no artigo 101 da Resolução Aneel no. 456, de 29 de
novembro de 2000, ao prever: “Na utilização do serviço público de energia elétrica
fica assegurado ao consumidor, dentre outros, o direito de receber o ressarcimento
dos danos que, porventura, lhe sejam causados em função do serviço concedido”,
confirma o estabelecido no Contrato de Concessão.
O “Contrato de Prestação de Serviço Público de Energia Elétrica
para Unidades Consumidoras Atendidas em Baixa Tensão”, também conhecido
como Contrato de Adesão, reitera, na Cláusula Terceira: Dos Principais direitos do
50
consumidor, item 16, o direito do consumidor de: “Ser ressarcido, quando couber,
pelo conserto ou reposição de equipamentos elétricos ou eletrodomésticos
danificados em função da prestação do serviço inadequado do fornecimento de
energia elétrica, no prazo de 60 (sessenta) dias, a partir da respectiva data de
solicitação”. (grifou-se)
O Contrato de Adesão, respaldado pelo artigo 54 da Lei 8.078/90
(CDC), ao estabelecer as principais condições da prestação e utilização do serviço
público de energia elétrica entre consumidores e distribuidoras, não estabelece novos
direitos; ele explicita os direitos e deveres existentes sem invalidar os já previstos nas
leis e outras normas que tratam do setor elétrico, como a própria Resolução Aneel
456/00, onde são estabelecidas as condições gerais de fornecimento.
Também merece destaque o seguinte dever do consumidor,
estabelecido no item 1 da Cláusula Quarta do Contrato de Adesão: Manter a
adequação técnica e a segurança das instalações elétricas internas da unidade
consumidora, de acordo com as normas oficiais brasileiras.
Do que foi exposto, algumas interrogações surgem quanto aos
termos grifados “quando couber”, “prestação de serviço inadequado do fornecimento
de energia elétrica” e com respeito às recomendações das normas técnicas brasileiras.
Quando o serviço for inadequado, englobando os casos de
sobretensões transitórias que atingem as instalações dos consumidores, utilizando a
rede elétrica pública como meio condutor, a concessionária responde objetivamente
pela reparação dos danos. Contudo, conforme já se afirmou, como o ordenamento
legal brasileiro não admite responsabilidade de indenizar sem causa e, normalmente,
esses eventos não são registrados inviabiliza a emissão de pareceres precisos do
órgão regulador, além de possibilitar que as concessionárias aleguem ser caso
fortuito ou de força maior para se eximirem da responsabilidade de indenizar.
51
As irregularidades técnicas nas instalações elétricas internas das
unidades consumidoras, também servem como motivo alegado pelas concessionárias
para indeferir PID, ensejando conflitos. Discute-se a quem cabe a responsabilidade
em prover proteção. As normas recomendam como devem ser as instalações internas
das unidades consumidoras como forma de se evitar danos por distúrbios na rede
elétrica, mas a responsabilidade da concessionária, em termos de instalações, vai até
o ponto de entrega, normalmente para os consumidores em baixa tensão, no quadro
de medição. Contudo, é a concessionária responsável pela transferência dos
distúrbios para as instalações consumidoras.
A definição clara das responsabilidades por ações preventivas é
premente. Enquanto não se tem, o índice de danos continuará crescendo,
intensificando os conflitos entre os consumidores e concessionárias.
5.7
Excludentes de responsabilidade
Em vista da relevância do tema, merece especial atenção o estudo
das excludentes de responsabilidade de indenização de danos, constituindo
importante ponto para análise das situações corriqueiras e da responsabilidade
objetiva das concessionárias na prestação dos serviços públicos de distribuição de
energia elétrica.
Do que foi exposto, é indispensável, para se impor a alguém a
obrigação de indenizar, que haja nexo de causalidade entre o ato praticado pelo
agente e o prejuízo sofrido pela vítima. Nesse passo, a ocorrência de culpa da vítima,
fato de terceiro, caso fortuito e força maior desfaz a relação de causalidade,
impedindo a responsabilização do agente.
“São excludentes de responsabilidade a culpa da vítima, o fato de
terceiro, o caso fortuito ou de força maior e, atuando exclusivamente no campo
contratual, a cláusula de não indenizar” (RODRIGUES, 1993).
52
Tais fatos afastam a relação de causa e efeito entre o ato do agente e
o prejuízo da vítima.
5.7.1
Caso fortuito e força maior
A conceituação das duas expressões ainda carrega certa polêmica
entre os advogados, não havendo sido pacificada sua correta extensão. Alguns
doutrinadores, tais como RODRIGUES (1993), optam pela sinonímia entre as
expressões, enquanto outros juristas, como GASPARINI (1989) e DI PIETRO
(2001), distinguem-nos entre si.
ÁLVARES (1962) apud CAVALCANTI (1948) explicita que o
conceito de caso fortuito ou força maior decorre de três elementos: inevitabilidade,
imprevisibilidade e irresistibilidade. Não há acontecimentos que possam, a princípio,
ser "sempre" considerados casos fortuitos ou força maior. Tudo depende das
condições de fato em que se verifique o evento e do grau de evolução da sociedade.
“Assim, o que no início deste século era considerado caso fortuito
ou de força maior, hoje talvez já não o seja, e o que hoje se caracteriza com tal,
amanhã poderá deixar de sê-lo, em virtude do progresso da ciência, do
desenvolvimento da tecnologia ou da maior providência humana. Percebe-se, pois,
que a simples alegação da ocorrência de caso fortuito ou força maior para as
hipóteses de descargas atmosféricas, temporais, árvores sobre a rede, abalroamentos
em postes, objetos estranhos atirados sobre a rede, etc., não mais poderão ser aceitos
como excludentes de responsabilidade. A concessionária deve provar que tais fatos
extrapolaram os limites do tolerável e do aceitável, sendo provocados por agentes
externos, imprevisíveis e irresistíveis ao sistema supridor” (ANDRADE et al., 2001).
Aqueles que encontram diferenças entre as duas expressões
defendem a diferenciação em relação à exterioridade ou interioridade do evento
caracterizado como fortuito. Vêem no caso fortuito um impedimento relacionado
53
com a pessoa do devedor ou com sua empresa, enquanto que a força maior é um
acontecimento externo.
Tal distinção permite estabelecer uma diversidade de tratamento
para o devedor, consoante o fundamento da sua responsabilidade. Se esta fundar-se
na culpa, bastará o caso fortuito para exonerá-lo. Com maioria de razão o absolverá a
força maior. Se a sua responsabilidade fundar-se no risco, então o simples caso
fortuito não o exonerará. Será necessário que haja força maior, ou como alguns
dizem, caso fortuito externo.
Posicionando-se
em
consonância
com
a
primeira
corrente,
RODRIGUES (1993) descreve: “O artigo 1.058 do Código Civil, define o caso
fortuito ou de força maior como o que se verifica no ‘fato necessário’, cujos efeitos
não era possível evitar ou impedir. É, em rigor, o ato alheio à vontade das partes
contratantes ou do agente causador do dano e que tampouco derivou da negligência,
imprudência ou imperícia daquelas ou deste. É o ‘act of God’, como classificam os
ingleses. (...)”.
Observa-se que o artigo 1058 do Código Civil de 1916 foi
substituído pelo artigo 393 do Código Civil de 2002 e que nada foi alterado na sua
essência.
O legislativo, de maneira bastante previdente, manteve no novo
Código Civil o conceito das expressões caso fortuito e força maior de forma
genérica, como sendo “o fato necessário, cujos efeitos não era possível evitar, ou
impedir”. Não tivesse assim conceituado, a evolução tecnológica ocorrida nos
últimos anos impor-lhe-ia a atualização dos conceitos de caso fortuito e força maior,
de forma a contextualizá-los à nova conjuntura.
O
elemento
“imprevisibilidade”
a
que
se
referem
alguns
doutrinadores, não é indispensável à caracterização da força maior, mesmo porque
nenhum fato da natureza é, em tese, imprevisível. O conceito de RODRIGUES
54
(1993), nessa medida, observa o literalmente expresso no dispositivo da lei: “Nada
há, no mundo fenomênico, de novo. Todos os fatos da natureza possíveis e
imagináveis ocorreram e ocorrem periodicamente, constituindo o trabalho da
natureza ações cíclicas e repetitivas”.
“Não restam muitos “mistérios” da natureza ainda indecifrados. A
grande maioria dos fenômenos não assusta mais o homem, que conhece suas razões e
a maneira como se processam. Sendo assim, é sempre possível prever a ocorrência de
terremotos, tufões, maremotos e secas, que não são mais associados à ira de qualquer
deus” (RODRIGUES, 1993).
Essa “previsibilidade”, no entanto, não se lhes tornam evitáveis ou
contornáveis
(irresistíveis),
de
modo
que,
uma
vez
inserido
o
elemento
imprevisibilidade, como requisito absoluto para a caracterização da força maior,
incorrer-se-ia em absurdos e injustiças.
Assim, pode-se entender que tudo dependerá das condições de fato em
que se verifique o evento, do grau de evolução da sociedade e, conseqüentemente, do
progresso da ciência e tecnologia capaz de possibilitar maior providência.
A Aneel, tendo em vista os inúmeros questionamentos acerca dos
aspectos da matéria danos e ressarcimentos, em especial quanto à classificação das
descargas atmosféricas e suas conseqüências no sistema elétrico como caso fortuito
e/ou de força maior por algumas concessionárias, posicionou-se através da Nota
Técnica no. 004/2003- SRD/SMA/Aneel, de 11 de fevereiro de 2003.
Pela Nota Técnica a Aneel descaracteriza como sendo de caso
fortuito ou de força maior a queima de aparelhos por sobretensões geradas nos
sistemas de distribuição de energia, por ação direta ou induzida de descargas elétricas
atmosféricas.
55
A Aneel destaca que o conhecimento físico sobre as descargas
atmosféricas é perfeitamente disponível e acessível, bem como são conhecidas as
formas de controlar seus efeitos sobre as redes elétricas, prevenindo suas
conseqüências e evitando os danos. Dessa forma, considera que as sobretensões
causadas por descargas atmosféricas não podem ser consideradas como caso fortuito
ou de força maior, a ponto de serem enquadradas como excludentes de
responsabilidade objetiva, conforme o Código de Defesa do Consumidor (CDC), que
estabelece ser a concessionária responsável pelo dano reclamado pelo consumidor,
desde que haja nexo causal entre o fato gerador e o prejuízo sofrido.
5.7.2
Fato de terceiro e culpa exclusiva da vítima
Além das excludentes: caso fortuito ou força maior, também pode
ser afastada a responsabilidade do prestador de serviço pela culpa exclusiva do
consumidor ou de terceiro, na ocorrência do evento danoso.
A culpa exclusiva do consumidor é caracterizada quando o dano por
ele sofrido decorre, estritamente, de sua conduta comissiva ou omissiva. Já o fato de
terceiro ocorre na hipótese do dano haver sido causado por conduta comissiva ou
omissiva de terceiro estranho à relação de consumo.
Nesses casos, também se desfaz a relação entre a ação do fornecedor
e o dano do consumidor, não havendo, por isso mesmo, como se lhe obrigar a
indenizar o dano sofrido.
Segundo LANDINI et al. (2000), no tocante às concessionárias de
energia elétrica, não se deve confundir que, na hipótese do dano ao consumidor ter
sido originado de fato de terceiro (ex.: abalroamento de poste), não desobriga a
concessionária de indenizar seu consumidor. A relação de consumo permanece,
cabendo à concessionária o dever de indenizar seu consumidor e o direito de regresso
ao terceiro motivador do dano.
56
Do que foi exposto, fica evidente que a engenharia elétrica foi
chamada a opinar, como se tivesse soluções viáveis a oferecer. Não as tem, ou se as
tem elas são caras ou de custo ainda não calculado, e se tem idéia aproximada dos
valores envolvidos, não se sabe quem os deve pagar.
De todo o saber que imagina dispor, fica uma idéia que é só querer
evitar danos que um eletricista especializado será capaz de providenciar a solução.
Todavia, há uma pergunta que fica sem resposta: “- Você tem proteção contra surtos
elétricos em sua casa que lhe permita sentir-se seguro com seus aparelhos ou
equipamentos nos dias de trovoadas ?”
Fica a resposta como uma demanda à comunidade de pesquisa, uma
demanda por novos conhecimentos: como fazer uma proteção contra surtos elétricos
eficiente e quem deve pagar por ela.
Novos conhecimentos técnicos, novas formas de entender o
problema, novos métodos, eles certamente poderiam ser úteis à comunidade de
regulação, assim como são imprescindíveis à tal comunidade alguns conceitos
discutidos neste capítulo 5: o engenheiro, para fazer regulação, precisa de muitos
conhecimentos que não traz em sua bagagem tradicional, e portanto, para ele são
novos conhecimentos. Entre eles, alguns conhecimentos dos advogados e advogadas
aqui discutidos.
57
6
TRATAMENTO
DADO
PELA
REGULAÇÃO
ECONÔMICO-
FINANCEIRA
O Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica,
disponibilizado pela Aneel, determina que os valores gastos nas indenizações de
danos (PID) sejam contabilizados pelas concessionárias como Gastos de Natureza:
99 – Outros (“Função: Destina-se à contabilização dos valores relativos a
indenizações
devidas
a
terceiros,
em
decorrência
de
acidentes
e
cuja
responsabilidade, direta ou indiretamente, caiba a concessionária e para os quais não
há seguros contratados ou estes sejam insuficientes para a cobertura dos danos; dos
gastos com o consumo próprio de energia elétrica; das despesas com perdas; das
despesas com a falta no inventário em estoque; das despesas com propaganda e
publicidade; do prejuízo nas alienações de materiais, quando estes não forem
originários do Ativo Permanente; com a despesa de indenização trabalhista não
coberta pelo FGTS; com a despesa de arrendamentos, alugueres e seguros de bens
não vinculados ao serviço; com despesa com estagiários sem vínculo empregatício e
com o programa de iniciação ao trabalho; das despesas com benefícios a exempregados aposentados”).
Dessa forma, os valores pagos a título de indenização por PID
devem ser registrados pelas concessionárias no plano de contas como despesas
operacionais. Contudo, quando da revisão tarifária periódica, poderão ser glosados
pela Aneel e não serem incorporadas ao custo do serviço. Conseqüentemente,
portanto, a concessionária poderá não obter cobertura tarifária para essas despesas.
Um fato que poderá ser um marco regulatório no tratamento de PID
ocorreu durante a revisão tarifária periódica da Companhia Paulista de Força de Luz
(CPFL), em abril de 2003. A Aneel não considerou, para fins de reposicionamento
tarifário os custos das indenizações de danos elétricos e despesas relacionadas a
administração e estudo dos PID.
A CPFL, durante o processo de revisão tarifária, em audiência
pública, apresentou o seguinte pedido, referente a Perdas e Danos:
58
“Já no caso de Perdas e Danos, ressaltamos que neste item existe o
caso das “Indenizações por Danos a terceiros provocados pela Rede Elétrica”, onde o
Ofício Circular da CSPE 009/2000 obriga o pagamento sempre que houver, por
exemplo:
-
mais de um reclamante, mesmo que não haja registro de ocorrência na
rede;
-
em
todas
as
situações
com
registros
de
ocorrência
na
rede,
independentemente do fato gerador (descarga atmosférica, vendavais,
abalroamentos por terceiros, operação natural de equipamentos de
proteção e manobra de rede – inclusive “piscas”, etc.).
Como não temos condições de “gerenciar” estes eventos, até por
falta de tecnologia associada ao “nexo causal” – projetos de P&D em andamento em
diversas concessionárias do País – solicitamos à Aneel que aloque item de custo
suficiente para suprir estas demandas, ou anule a determinação da CSPE.
Calculamos que atualizada para a base Abr/03 resulta em R$
1.268.000,00 / ano.
RESUMO
Atividades
Valor da Diferença (R$)
Estrutura de Apoio do Call Center
2.565.117,00
Comunicação do Call Center
9.079.707,00
Indenização por Danos Elétricos
1.268.000,00
Total – base Abr/03
12.912.824,00
Solicitamos a inclusão desta diferença na base da Empresa de
Referência para a CPFL – R$ 12.912.824,00 (base Abr/03)”.
Nesse contexto, através da Nota Técnica no. 041 a Aneel não acatou
solicitação da CPFL, não considerando, no item da contabilidade “outros itens de
custos” sub-tem ii) Indenização Perdas e Danos, uma vez que se entende que tais
59
custos devem ser absorvidos pela concessionária, por ser ela que está em melhores
condições de “gerenciá-los” e não por seus clientes cativos em condição de serviço
regular.
Não tivesse a Aneel tido esse posicionamento, permitiria afirmar o
ilógico: que o poder concedente atribuiu ao particular, o concessionário, somente os
direitos e prerrogativas e continuou respondendo pelos ônus e riscos.
Também, a reparação pela concessionária de lucros cessantes ou
outras indenizações vinculadas à ocorrência de um dano em um aparelho ou
equipamento, normalmente maiores que o custo do simples reparo, via decisão
judicial, traria uma ampliação dos repasses para a tarifa, transformando-se em tarifas
injustas aos consumidores.
Por outro lado esse posicionamento da Aneel não considera o
princípio da igualdade dos ônus e encargos sociais de onde se baseia a teoria do
risco, descrita no capítulo anterior. O controlador da concessionária, arcando com o
prejuízo, poderá passar a agir de forma a minimizar esse ônus:
-
Aumentar as dificuldades para os consumidores obterem indenizações,
indeferindo todos os PID de causas não registradas no âmbito
administrativo, causando, assim, retrocessos aos avanços já conseguidos
(ex: Cartilha da CSPE) e agravando as dificuldades de atuação do órgão
regulador. Para os poucos casos que, historicamente, os consumidores
recorrem ao judiciário, justificarão ora não haver nexo de causalidade, ora
ser o dano causado por caso fortuito ou de força maior; e:
-
Iniciar grandes investimentos, que tenham cobertura tarifária, em sistemas
de proteção capazes de reduzir drasticamente o índice de danos elétricos.
Em primeiro momento, parece óbvio o primeiro procedimento, uma
vez que no próprio pedido da CPFL, durante o processo de revisão tarifária, foi
60
solicitado à Aneel que alocasse item de custo suficiente para suprir as demandas de
indenizações de danos elétricos ou anulasse determinação da CSPE (aplicação da
Cartilha de PID) feita através do ofício circular CSPE/009/2000.
Esse episódio da revisão tarifária da CPFL vem afirmar que é
premente uma regulamentação técnica que defina investimentos prudentes em
sistemas de proteção, visando estancar o índice acentuadamente crescente de danos
elétricos e reduzi-lo. As formas viáveis de proteção, bem como onde instalar
dispositivos para esse fim devem ser estudados. Também a alocação das
responsabilidades e os custos deverão ser estudados a quem alocar e de que forma.
Independentemente da forma de tratamento econômico-financeiro
dado à questão, a ocorrência de um dano, por si só, traduz-se em prejuízo para a
sociedade. Qualquer avaliação econômica de otimização de investimentos em
medidas preventivas deverá levar em conta esse fato.
61
7
EXPERIÊNCIAS INTERNACIONAIS
O problema de danos em aparelhos eletroeletrônicos e os
conseqüentes Pedidos de Indenização por Danos não são uma particularidade do
setor elétrico brasileiro. Em vários países o problema também ocorreu pelos mesmos
fatores técnicos e por possuírem ordenamentos jurídicos semelhantes ao brasileiro.
Alguns países têm experiências que se destacam pelo bom resultado
na equacionamento do problema e pela busca de satisfação do consumidor. As
abordagens nem sempre são as mesmas, mas, indistintamente, as regulamentações
visam à implementação de ações preventivas e à divisão clara de responsabilidades.
7.1
Comunidade Européia
O exemplo da Comunidade Européia destaca-se pela iniciativa
pioneira no mundo de se unificar procedimentos, diretrizes e normas em vários
países com culturas diferentes e ordenamentos jurídicos próprios.
Antes da entrada em vigor das obrigações de unificação às atuais
diretivas de Compatibilidade Eletromagnética (CEM), muitas normas e diretrizes já
eram empregadas pelos diversos países que compõem a Comunidade Européia,
sendo que, em alguns deles o problema de danos em aparelhos eletroeletrônicos já
havia sido objeto de tratamento particular.
Como o problema de PID no Brasil está inserido em um contexto de
quase completa ausência de regulamentação sobre CEM e a seu equacionamento no
âmbito do setor elétrico é premente, o relato sucinto das experiências de alguns
países europeus, anteriores à unificação de normas técnicas e às diretivas de CEM, é
útil para a compreensão do tema.
62
7.1.1
França
Na França, antes de 1996, data da entrada em vigor das diretivas de
Compatibilidade Eletromagnética – CEM na Comunidade Européia, os problemas
técnicos relativos à ocorrência de danos em aparelhos eletroeletrônicos eram tratados
por normas elaboradas pela Union Technique De L’Electricité – UTE.
A UTE é o membro francês da CENELEC (the European
Committee for Electrotechnical Standardization) com sede em Bruxelas, cujos
documentos publicados são designados pelas letras iniciais “EN”, “ENV” ou “HD”.
Esse comitê compõe a IEC (International Electrotechnical Commission).
A qualidade da energia elétrica fornecida é estabelecida através de
um contrato denominado ÉMERAUDE, que rege os compromissos da Electricité de
France - EDF - empresa de eletricidade francesa responsável, dentre outras, pelas
atividades de distribuição de energia elétrica - no que se refere à continuidade de
serviço e qualidade da onda de tensão.
Para evitar os constantes pleitos de indenização e conflitos com seus
consumidores (consumidores de energia) nos casos de distúrbios transitórios, a EDF
passou a exigir deles a instalação de Dispositivos de Proteção contra Surtos (DPS) na
entrada de serviço (interface entre a rede da concessionária e as instalações do
consumidor). Também passou a disponibilizar serviços e orientação para instalações
novas e reformas (http://www.edf.fr).
Os DPS ou Surge Arrester, também conhecidos como supressores
de sobretensões transitórias, quando instalados na entrada de serviço são capazes de
limitar sobretensões ocorridas na rede elétrica, protegendo os aparelhos ligados a
essa rede.
63
A decisão da EDF foi uma forma de se evitar muitas ações de
indenização, lembrando-se que o ordenamento jurídico francês é, normalmente,
favorável aos consumidores.
Essa decisão é sustentada pelo fato de que, mesmo obedecendo aos
preceitos da norma EM 50160 (descreve as características principais da tensão
fornecida por rede pública de distribuição em baixa e média tensão) e a norma IEC
1000-2-2 (níveis de compatibilidade para as perturbações conduzidas em baixa
freqüência e transmissão de sinais nas redes públicas de alimentação em baixa
tensão), os dispositivos protetores instalados pela EDF na rede de distribuição não
são suficientes para garantir proteção adequada aos aparelhos de seus consumidores.
A partir dessa decisão, qualquer instalação nova só era energizada
pela EDF após ser constatada, através de inspeção, a obediência a essa nova
exigência. Para as instalações já ligadas estabeleceu-se prazo adequado para a
instalação dos dispositivos.
Quando da ocorrência de um dano para os consumidores que
dispunham dos protetores recomendados, ou seja, que atendiam aos preceitos das
normas NFCIS-100 (instalações de baixa tensão, hoje substituída pela IEC 1000-5),
IEC 60364 (“Electrical Installations of Buildings”) e NFC 15100, 15443 e 61-740, se
constatado dano por distúrbios na rede elétrica, a EDF, prontamente, efetua o devido
ressarcimento (indenização).
Com essa medida, conseguiu-se reduzir enormemente o índice de
danos provenientes de surtos transitórios, principalmente aqueles que não guardam
registros de ocorrências, possibilitando, assim, maior facilidade no tratamento dos
poucos casos que, porventura, venham a ocorrer.
Em 10 de fevereiro de 2000 foi criada a Comissão de Regulação da
Eletricidade – CRE com a missão de regular os serviços da EDF. Essa CRE segue as
64
diretivas européias para regulação de qualidade da energia e responsabilidades dos
agentes.
7.1.2
Alemanha
Na Alemanha, a norma DIN VDE 0185, desde 1982, tem sido usada
como um guia para projetos de proteção das instalações de edificações contra
descargas atmosféricas. O conceito de proteção por zonas contido na DIN VDE 0185
– parte 103 tem oferecido bons resultados na redução de danos em aparelhos
eletroeletrônicos.
Obrigações semelhantes às impostas pela EDF na França foram
impostas aos consumidores de energia elétrica na Alemanha. Agora, não pelas
concessionárias, mas pelas agências de seguros prediais que passaram a exigir a
instalação de supressores de sobretensões nas instalações prediais.
As normas alemãs da série DIN VDE 0100, em conformidade com
as normas IEC 60364 e IEC 60664, contêm o ordenamento das formas de proteção
contra surtos nas instalações elétricas.
Atualmente, o problema é tratado sob a ótica mais ampla de
compatibilidade eletromagnética, em conformidade com as determinações da
Diretiva 89/336/EEC do Council of European Energy Regulator – CEER.
7.1.3
Portugal
A Eletricidade de Portugal – EDP, empresa responsável, dentre
outros, pelos serviços de distribuição de energia elétrica em Portugal, tem
intensificado
ações
de
melhoria
de
qualidade
da
energia
distribuída,
com
preocupação especial para as variações de tensão de curta duração.
Também, orientações aos seus consumidores têm sido constantes
acerca da necessidade técnica de possuírem as instalações em conformidade com as
65
normas estabelecidas, bem como com a instalação de Dispositivos Protetores de
Surtos (DPS).
Em sua página na internet (http://www.edp.pt) apresenta orientações
aos projetistas e instaladores. Dispõe também de um campo para reclamações
exclusivas de danos: Reclamações por Prejuízos Causados – “Se uma anomalia ou
incidente na rede de distribuição foi a eventual origem de danos em aparelhos
eléctricos e pretende apresentar uma reclamação, preencha e envie, no mais curto
prazo”.
7.1.4
A diretiva européia relativa à compatibilidade eletromagnética
Buscando a convivência harmônica no ambiente eletromagnético
dos diversos aparelhos e equipamentos eletroeletrônicos, em decorrência da maciça
difusão da informática, da automação e das telecomunicações, em 12 de Maio de
1989 foi publicado no Jornal Oficial das Comunidades Européias a Diretiva
89/336/CEE
relativa
à
aproximação
das
legislações
dos
Estados-membros
respeitantes à Compatibilidade Eletromagnética (Diretiva CEM).
Esta
Diretiva,
cobrindo
quase
na
totalidade
os
produtos
eletroeletrônicos, aplica-se aos aparelhos susceptíveis de causar perturbações
eletromagnéticas ou cujo funcionamento é passível de ser afetado por estas
perturbações, os quais devem ser fabricados de forma a terem controlado os níveis de
imunidade e emissão de perturbações:
-
Tenham um nível adequado de imunidade intrínseca contra perturbações
eletromagnéticas, que lhes permita funcionar de acordo com o fim a que
se destinam.
-
As perturbações eletromagnéticas geradas sejam limitadas a um nível que
permita, aos aparelhos de rádio e telecomunicações e aos outros
aparelhos, funcionarem de acordo com o fim a que se destinam.
Desta forma, a regulamentação de CEM não se limita a um dado
setor e abrange a totalidade dos fenômenos eletromagnéticos que podem criar
66
problemas de funcionamento num dispositivo, nos aparelhos ou nos sistemas. Dentre
esses fenômenos destacam-se: harmônicas, inter-harmônicas, flutuações de tensão,
cristas de tensão e cortes momentâneos, desequilíbrio de tensão trifásica, transmissão
de sinais nas redes, variações de freqüência de alimentação, componentes contínuos
em redes alternadas, tensões e correntes de surto e outras perturbações transitórias de
alta
freqüência,
descargas
eletrostáticas,
campos
eletromagnéticos
e
campos
magnéticos.
É exigido, desde a entrada em vigor da Diretiva CEM (1o. de Janeiro
de 1996), que qualquer aparelho colocado no mercado ou em serviço na União
Européia atenda aos requisitos essenciais da Diretiva EMC - não causar interferência
nem ser interferido. Este atendimento pode ser demonstrado através do cumprimento
das “normas harmonizadas”, isto é, as especificações técnicas aprovadas ou pelo
CENELEC ou pelo ETSI (European Telecommunications Standards Institute) e
publicadas no Jornal Oficial.
Segundo KOUYOUMDJIAN (1998), a posição assumida pela
Comissão Européia foi a de definir a base para o entendimento - a Diretiva CEM, a
qual define os aspectos legais - e remeter para os comitês nacionais dos diversos
países, através do CENELEC / ETSI, a elaboração dos requisitos específicos – as
especificações técnicas.
Portanto, não se trata propriamente da imposição de “novas normas
européias”, mas sim de “novos procedimentos europeus” para a qualificação de
produtos, instalações e serviços, onde existe um caráter legal e comercial bem
delineados.
Assim, os problemas de danos em aparelhos eletroeletrônicos,
incluídos nos mais diversos problemas de compatibilidade eletromagnética, passaram
a ser tratados com as definições de responsabilidade claras, que primam pela solução
técnico-econômica.
67
Dentre essas obrigações, destacam-se as impostas aos fabricantes de
aparelhos eletroeletrônicos para que possam obter e ostentar a certificação de
conformidade às normas de CEM de seus produtos (o selo “CE”), além de atenderem
às normas técnicas, devem fornecer instruções contendo as informações necessárias
para permitir a utilização correta do aparelho. Essa última obrigação do fabricante,
indiretamente, impõe o que, diretamente, as diretivas de CEM impõem às instalações
dos usuários dos serviços públicos de energia e telecomunicações: devem atender às
normas da série IEC 1000-5 (instalações) e observar as precauções e utilização de
dispositivos que otimizam a compatibilidade (proteção) para os aparelhos mais
sensíveis às perturbações eletromagnéticas.
Dessa forma, ao se abordar a questão das “normas européias sobre
Compatibilidade Eletromagnética”, é conveniente tratar o assunto em três aspectos
principais:
-
Legal, onde são referenciados os documentos que caracterizam as
obrigações neste campo (Diretivas).
-
Procedimentos, onde são apresentados os diversos organismos e
procedimentos inerentes à qualificação de um aparelho ou instalação.
-
Especificações técnicas, onde são identificadas as qualificações que os
aparelhos devem apresentar na área da Compatibilidade Eletromagnética.
A implementação da regulamentação de CEM na Comunidade
Européia, com caráter mais amplo, está sendo sustentada pelos avanços já
conseguidos por alguns países que, na vanguarda, já possuíam regulamentações
próprias. Como exemplo destaca-se o ordenamento francês.
Recentemente, o Council of European Energy Regulator – CEER,
através de representantes dos diversos países, está estudando as experiências de
implementação da regulação da qualidade de serviço em cada país, buscando
unificação dos indicadores de qualidade.
68
No Brasil, algumas normas de CEM são obrigadas a serem seguidas
pelo setor de telecomunicações (empresas concessionárias e prestadores de serviços e
usuários dos sistemas). A Resolução da Agência Nacional de Telecomunicações Anatel nº 237, de 9 de Novembro de 2000 (Regulamento para certificação de
equipamentos
de
telecomunicações
quanto
aos
aspectos
de
compatibilidade
eletromagnética), permite um certo controle na instalação dos vários equipamentos,
evitando a ocorrência de problemas de Interferência Eletromagnética (EMI) causados
por fontes internas (unidades de equipamento) e mesmo para a maior parte das fontes
externas.
Também, a norma brasileira NBR 5410 (Instalações Elétricas de
Baixa Tensão), da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), de 1997,
observa conceitos de CEM e de proteção de aparelhos eletroeletrônicos sensíveis.
Esta norma foi elaborada com base na norma internacional IEC 60364 (Electrical
Installations of Buildings).
7.2
Estados Unidos da América
Nos E.U.A., os problemas de danos em aparelhos são tratados,
comumente, pelas normas publicadas pela American National Standard Institute
(ANSI) e as do Institute of Electrical and Electronic Engineers (IEEE).
Segundo informações da Pennsylvania Public Utility Commission –
PAPUC, a Lei Estadual 66Pa. C.S. seção 1501 dá autoridade à Comissão para
determinar às concessionárias de energia, caso tenham violado as disposições de
qualidade, que façam o devido ressarcimento de danos causados aos seus
consumidores. Os problemas de litígios são tratados pelo judiciário.
Algumas empresas de energia elétrica deram nova abordagem à
medida tomada pela EDF (França) e passaram a oferecer a instalação de DPS como
uma prestação de serviço. Dentre essas empresas, destaca-se a Flórida Power &
Light (CP&L).
69
7.2.1
A experiência da Flórida Power & Light
A CP&L, distribuidora de energia que atende ao estado da Flórida
nos E.U.A., região com grande incidência de descargas atmosféricas, para evitar as
constantes reclamações de danos em aparelhos eletroeletrônicos, seguindo as
recomendações da norma técnica ANSI/IEEE C 62.41 – 1991 (Recommended
Practice on Surge Voltages in Low—Voltage AC Power Circuits), passou a oferecer
um serviço de instalação de DPS, por ela denominado TVSS (Transient Voltage
Surge Suppressors). Em sua página na internet (http://www.fpl.com) podem-se obter
todas as informações. Dentre elas, destacam-se algumas apresentadas na forma de
perguntas e respostas:
- O que é um supressor de surto acoplado ao medidor?
É um dispositivo instalado diretamente junto ao medidor das
residências. Toda sobretensão que se destina às instalações internas são “vistas” por
este supressor, fazendo a primeira linha de defesa contra surtos de raios e de
chaveamentos. A CP&L usa um tipo de supressor de surto especificado para uma
tensão de grampeamento de 240 volts, com capacidade de dissipar uma energia de 40
kJ (quilo Joules), com um tempo de resposta menor que 1? s (um nanosegundo), e
uma capacidade nominal de condução de corrente de 57 kA (quilo Ampères).
- Há uma garantia oferecida pela instalação do supressor de surto
acoplado ao medidor?
O TVSS acoplado ao medidor é garantido ao proprietário do imóvel,
onde originalmente instalado durante o tempo em que o aluguel acordado for efetivo.
CP&L irá reparar ou substituir a unidade de proteção se esta falhar. CP&L oferece o
supressor de surto com a garantia do fabricante, que cobre o valor de mercado para
os
eletrodomésticos
denominados
“brancos”,
tais
como,
ar
condicionado,
aquecedores e refrigeradores. Nota: A unidade deve falhar para que a reivindicação
da garantia seja válida.
70
- O supressor acoplado ao medidor protege todos os equipamentos?
Não por si só. Ele é a primeira linha de proteção necessária em
qualquer sistema de proteção contra surtos. Este supressor oferece excelente proteção
aos motores em equipamentos como: secadoras, lavadoras, refrigeradores, freezers,
lavadora de pratos, fogões (não para microondas), ar condicionado, compressores e
moto-bombas. Também oferece um grau de proteção aos outros aparelhos. Porém,
onde há aparelhos eletrônicos muito sensíveis, para melhorar a eficiência da
proteção, um 2o estágio de proteção é recomendado (o supressor de tomada).
- Por que CP&L não instala o supressor de surto acoplado aos
medidores em todas as residências?
Se a CP&L instalasse o supressor em todas as residências, o custo
teria que ser repassado a todos os clientes. Isto elevaria as contas de todos os
consumidores atendidos pela CP&L, independentemente da opção ou não de compra
desta proteção. Portanto, para adquirir o referido supressor, necessário se faz que
cada indivíduo manifeste o desejo de obter a referida proteção.
- A CP&L tem pára raios nas linhas. Por que o consumidor precisa
de proteção?
A CP&L possui pára-raios protegendo as suas linhas. Devido à alta
exposição aos raios, a CP&L utiliza pára-raios da melhor qualidade em suas linhas e
transformadores. Mas, devido ao alto valor de tensão de grampeamento destes páraraios e também pela exposição das linhas secundárias, estes pára-raios oferecem
pouca proteção aos equipamentos residenciais. Também, deve-se saber que surtos
transitórios podem entrar em uma casa por antenas, cabos, telefone e linhas de dados.
A CP&L oferece a proteção contra surtos para os serviços elétricos e para as linhas
de transmissão de dados.
71
A alternativa encontrada pela CP&L foi estabelecida considerando
que há dificuldades legais nos E.U.A. para que sejam imputadas obrigações aos
consumidores.
Os bons resultados da iniciativa da CP&L influenciaram outras
concessionárias, sendo que, atualmente, mais de 50 % das concessionárias norteamericanas dispõe do serviço de instalação de protetores (DPS).
7.3
Canadá
No Canadá, duas associações são responsáveis pela emissão de
normas e recomendações técnicas, normalmente harmonizadas com as do IEEE
(Institute
of
Electrical
and
Electronic
Engineers)
e
IEC
(International
Electrotechnical Commission):
- Canadian Electricity Association – CEA e
- Canadian Standards Association – CSA.
Ambas
Associações
têm-se
preocupado
na
formulação
de
recomendações técnicas a serem seguidas pelas concessionárias canadenses na busca
de formas adequadas de monitoramento das variáveis envolvidas na qualidade da
energia elétrica fornecida.
A norma CSA – CAN3-C235-83 define os limites de variação da
tensão para os consumidores de baixa tensão.
Um projeto da CEA (Project Number 220D711) teve grande
destaque no estudo de uma questão posta à análise pela Canadian National Power
Quality Survey: - a energia elétrica fornecida pelas concessionárias canadenses tem
problemas de qualidade que precisam ser resolvidos?
72
Buscando um Protocolo de Qualidade, foram coletados dados e
informações
nas
concessionárias,
e
realizados,
por
três
anos,
estudos
e
monitoramento da qualidade de diversos consumidores nas diversas concessionárias
canadenses. Dos vários problemas de qualidade da energia fornecida, foram
destacados os surtos de tensão (tensão de pico maior que 150 Volts e duração inferior
a 1 mili segundo).
A natureza dos sistemas de distribuição de energia (linhas aéreas
convencionais, linhas aéreas com cabos multiplexados, sistemas subterrâneos), o
índice de densidade de descargas atmosféricas, os sistemas de aterramento e de
proteção sobretensão, a coordenação do isolamento, as características das cargas
atendidas e o regime de operação têm sido objeto de estudos visando à
implementação de ações que possibilitem redução dos níveis de surtos.
Segundo KOVAL (1996), as discussões sobre a imunidade aos
surtos conduziram a várias análises das recomendações da norma ANSI / IEEE
C62.41-1991. Como resultado, passaram a ser recomendados os supressores de
surtos para melhor compatibilizar a operação de aparelhos eletroeletrônicos frente a
severidade dos distúrbios transitórios na rede elétrica. Os supressores de surtos
passaram a ser caracterizados pelas concessionárias como componente de um plano
de proteção abrangente, a ser oferecido aos seus consumidores.
A CEA, em 05 de novembro de 2002, publicou uma matéria editada
pela PR Newswire (http://www.prnewswire.com) sobre a oferta de protetores de
surtos (DPS) pelas concessionárias norte americanas. A matéria mostra ser crescente
o mercado de supressores de surtos para instalações residenciais e comerciais,
motivado pela necessidade de fornecer maior garantia na proteção dos aparelhos
eletroeletrônicos sensíveis.
No mesmo artigo é relatado que, em pesquisa realizada nas
concessionárias, a percentagem das concessionárias que ofereciam a instalação dos
DPS era de 15% em 1997, passando para 50% em 2002. Em outras 9% das
73
concessionárias, a oferta do serviço estava em fase de planejamento, além de mais
13% considerar que também tem interesse em operacionalizar essa oferta a seus
consumidores. Essas concessionárias (72%) consideram ser um serviço “ancilar”.
Há uma variedade de serviços que podem ser tratados como
ancilares, demonstrando que não há uma definição única. Para o setor elétrico, podese entender por serviço ancilar um conjunto de serviços complementares requerido a
fim de assegurar uma operação eficiente e segura de um sistema elétrico. A energia
elétrica, para chegar ao consumidor na quantidade e qualidade especificadas, requer
um conjunto de serviços que são prestados por inúmeros agentes.
Ressalta-se que, conforme o esclarecimento de SILVA (2001), os
serviços ancilares não representam um novo conceito para os engenheiros; a
novidade é a necessidade de tratar esses serviços comercialmente, instituindo-se um
paradigma onde o sinal de preço deve orientar a oferta e o uso desses serviços.
“Os
serviços
ancilares
são
complementos,
considerados
imprescindíveis, para dotar o produto energia elétrica de uma qualidade especificada.
Basicamente, os serviços ancilares visam a manutenção da freqüência e da tensão
dentro de tolerâncias especificadas em regime normal de operação, bem como
durante mudanças súbitas do estado do sistema. Estes serviços são de natureza
monopolista, podendo ser oferecidos por múltiplos agentes” (SILVA, 2001).
7.4
África do Sul
A National Electricity Regulator - NER, órgão regulador dos
serviços de energia elétrica na África do Sul, recentemente, realizou estudos das
variáveis que interferem na qualidade da energia elétrica. Os estudos realizados
identificaram as parcelas de responsabilidades dos agentes pela manutenção da
qualidade da energia e foram tomados como base para a publicação de uma diretiva
regulamentadora.
74
A versão final da “NER Directive on Power Quality – A Regulatory
Framework for the Management of Power Quality in South Africa”, publicada em
março de 2002, define o papel da NER no gerenciamento da qualidade da energia
elétrica, regulamenta as responsabilidades das concessionárias e dos consumidores e
estabelece um plano de ação para aperfeiçoamentos futuros das normas.
Pela
diretiva,
é
de
responsabilidade
das
concessionárias
a
manutenção de um determinado nível de interrupções, da qualidade da forma de onda
da tensão e o do controle de votalge sags e swells, conforme limites estabelecidos
pela norma NRS-048. Também, pela diretiva, os consumidores passam a serem
responsabilizados pelo controle da “poluição harmônica”, através da utilização de
filtros e equipamentos que não afetam a operação de outros aparelhos ligados à
mesma rede.
Considerando
qualidade
para
as
inviável
sobretensões
o
estabelecimento
transitórias
por
de
descargas
parâmetros
de
atmosféricas
ou
chaveamentos na rede, a diretiva sul-africana, para esses tipos de distúrbios, também
estabelece que os consumidores são responsáveis pela proteção adequada de suas
instalações e aparelhos, conforme estabelecido na norma SABS-0142-1.
A norma SABS 0142-1 segue os critérios estabelecidos pela norma
IEC 61643-1, sendo que, em sua 1a. Parte – Instalações de Baixa Tensão – determina
que, a partir de 01 de janeiro de 2002, as novas instalações deverão dispor de
Dispositivos de Proteção contra Sobretensões – DPS (surge arresters). A partir de 01
de janeiro de 2005, essa mesma determinação passará a valer para todas as unidades
consumidoras.
7.5
Austrália
A qualidade do fornecimento de energia elétrica na Austrália é
regulada por Códigos e Regulamentos. Esses documentos legais, baseados em
75
normas internacionais, definem as responsabilidades das concessionárias de energia e
dos consumidores.
O
Código
de
Distribuição
australiano
impõe
obrigações
às
concessionárias e consumidores e assume que a qualidade da energia depende da
interação harmônica entre os aparelhos dos consumidores e as redes de distribuição.
Dentre as obrigações das concessionárias, para os consumidores de
baixa tensão, o Código de Distribuição define as variações permissíveis de tensão,
apresentados na tabela 1.
Tabela 1 - Variações permissíveis da tensão de fornecimento (Austrália).
Nível
de
Tensão
Valores máximos (ou mínimos) da tensão em função do tempo (duração)
Regime
Menor do
Menor do que 10 segundos
Tensão
permanente
que 1
impulsiva
minuto
+ 6%
+ 10%
10 kV de
< 1 KV
FASE TERRA: +150% A –
pico
100%
Fase-Fase: +120% a – 100%
FONTE: MIELCZARSKI (1998)
A Código de Distribuição australiano, ao definir o limite de 10 kV
para impulsos de tensão, impôs às concessionárias a obrigação de indenizar danos
aos seus consumidores quando de ocorrências de surtos com picos maiores que 10
kV.
Como muitos aparelhos são susceptíveis de dano por impulsos de
valores de crista inferiores a 10kV, além de não se poder garantir, com precisão, se
um determinado aparelho foi danificado por um surto que teve como valor de crista
(pico) inferior ou superior a 10kV, criaram-se impasses. Daí porque, não sendo
factível monitorar todos os pontos da rede de distribuição, conclui-se por imputar às
concessionárias australianas a responsabilidade por todos os danos causados por
surtos conduzidos por suas redes aos consumidores.
76
Para evitar grandes perdas, as concessionárias tentaram a proteção
com apólices de seguros. Contudo, frustraram-se, visto que encontraram as mesmas
dificuldades já relatadas: falta de formas viáveis de medição do nível da sobretensão
impulsiva e da localização dos surtos.
A corrente regulatória na Austrália é que as concessionárias
distribuidoras devem se esforçar para reduzir os surtos (transitórios impulsivos) nas
suas redes e, conseqüentemente, os danos aos seus consumidores. De qualquer modo,
elas devem compensar os danos que porventura causarem aos aparelhos de seus
consumidores.
Segundo MIELCZARSKI (1998), a maior utilização de pára-raios,
as intensificações com as manutenções preventivas e as constantes orientações aos
consumidores da necessidade da instalação de Dispositivos de Proteção contra Surtos
– DPS tem sido o caminho encontrado pelas concessionárias australianas para
mitigarem o problema.
7.6
Japão
Segundo informações obtidas com o setor comercial da Tokyo
Electric Power Company – TEPCO (informação verbal em 22/06/2001), empresa
responsável, dentre outras atividades, pela distribuição de energia na região
metropolitana de Tokio, no Japão, não há problemas relacionados a danos em
aparelhos eletroeletrônicos. Os poucos casos são tratados com postura comercial
“agressiva”, ou seja, são prontamente resolvidos pela TEPCO: faz-se o devido
ressarcimento e tomam-se as providências para que não haja reincidência.
Pelas informações obtidas com a TEPCO, constatou-se que
raramente ocorrem reclamações de consumidores. Estes só reclamam quando
concluem que têm razão – apesar de suas instalações obedecerem às normas
recomendadas pela TEPCO o dano foi ocasionado por distúrbio na rede elétrica. Para
a concessionária o que vale é a satisfação do cliente. Portanto, não é preciso a
intervenção do Estado para mediar conflitos.
77
Pela
página
da
TEPCO
na
internet
(http://www.tepco.co.jp)
constata-se que a variação admitida da tensão nominal (200V – BT), em regime
permanente, é de mais ou menos 1% (um porcento).
Os indicadores técnicos SAIDI (System Average Interruption
Duração Index) e SAIFI (System Average Interruption Frequency Index),
correspondentes
aos
indicadores
brasileiros
DEC
(Duração
Equivalente
de
interrupções por Consumidor) e FEC (Freqüência Equivalente de interrupções por
Consumidor), contabilizam, de forma separada, as interrupções acidentais ou não
programadas (falhas no sistema) e as de desligamentos programados. Para 2001,
foram contabilizados os seguintes valores para esses indicadores:
-
SAIDI (desligamentos não programados): 4 minutos/consumidor/ano;
-
SAIDI (desligamentos programados): 2 minutos/consumidor/ano;
-
SAIFI (desligamentos não programados): 0,18 vezes/consumidor/ano;
-
SAIFI (desligamentos programados): 0,02 vezes/consumidor/ano.
Pelos indicadores de qualidade, pode-se constatar que o baixo índice
de danos guarda relação diretamente proporcional ao número de falhas no sistema de
fornecimento de energia elétrica.
7.7
Argentina
Baseada na norma técnica da International Electrotechnical
Commission IEC 1662: 1995 “Evaluation of risks of damage produced by lightning”,
o Instituto Argentino de Normalização (IRAM) publicou em 2001 a norma IRAM
2425: “Guia para la evaluación de los riesgos de daños producidos por lãs
descargas eléctricas atmosféricas”.
O IRAM é o representante da Argentina na International
Organization for Standardization (ISO), na Comissão Pan-americana de Normas
Técnicas (COPANT) e na Associação Mercosul de Normalização (AMN).
78
A Norma IRAM 2425 é fruto do consenso técnico entre os diversos
setores envolvidos à norma IEC 1662:1995, seguindo a mesma estrutura do
documento internacional sem modificações ou inclusões, apenas com mudanças de
forma de redação, necessárias para manter a unidade de critério com o conjunto de
normas IRAM.
Tendo como principal objetivo a avaliação do risco de queda de
raios em uma estrutura, com o propósito de possibilitar ao engenheiro decidir ou não
pela instalação e pelo melhor sistema de proteção recomendado para uma
determinada estrutura, também a Norma IRAM 2425, baseando-se na probabilidade
de danos em aparelhos eletroeletrônicos causados por sobretensões transitórias
geradas por raios diretos ou indiretos, aborda a instalação de Dispositivos de
Proteção contra Sobretensões (DPS) na entrada de serviço de energia elétrica,
telecomunicações etc..
A Norma IRAM 2425, considerando que o uso de DPS na entrada
de serviço reduz a freqüência de danos por raios indiretos e mitiga os efeitos dos
impulsos eletromagnéticos de descargas atmosféricas (“LEMP”), apresenta critérios
para avaliação da necessidade ou não da instalação de DPS e define que quando uma
estrutura somente oferecer risco aos bens e esses não tiverem valor cultural ou social,
exemplo: aparelhos eletroeletrônicos domésticos, etc., do ponto de vista econômico,
somente são requeridas medidas de proteção tais como a instalação de DPS na
entrada de serviço de energia elétrica, telecomunicações etc..
Pela Norma IRAM 2425, tem-se evidenciado a importância de se
prover proteção complementar através da instalação de DPS e que se podem
estabelecer critérios técnico-econômicos que definam pela viabilidade ou não da
instalação de DPS na entrada de serviço de energia elétrica. Para o estabelecimento
desses critérios devem ser levadas em consideração não apenas as sobretensões por
descargas atmosféricas transferidas pela rede elétrica da concessionária, mas também
as sobretensões provenientes de manobras (chaveamentos) na rede elétrica.
79
8
A ORIGEM DO PROBLEMA
A dependência da vida moderna aos aparelhos eletroeletrônicos
cresce na mesma proporção em que estes demandam investimentos. Contudo, no
Brasil, a conscientização da necessidade de compatibilizar a operação desses
aparelhos sensíveis aos distúrbios na rede elétrica não tem sido tão rápida e eficaz
quanto seria necessária para evitar o crescimento tão acentuado de danos elétricos.
Os aparelhos eletroeletrônicos atuais estão mais sensíveis às
variações da qualidade da energia em relação aos utilizados no passado. Muitos
aparelhos modernos contêm controles microprocessados e/ou unidades eletrônicas de
potência, tornando-os muito sensíveis a certos tipos de distúrbios na tensão de
fornecimento, que, por décadas, podem ter ocorrido sem causar efeitos adversos e,
atualmente, resultam em má operação, redução da vida útil (degradação) e,
sobretudo, na falha permanente (queima) do aparelho.
A sensibilidade de um aparelho relativa à falha (queima) é diferente
da sensibilidade que ele tem para apresentar má operação ou perturbação no seu
processamento. Essa sensibilidade depende da amplitude máxima do surto, duração,
forma de onda e energia.
A figura 9 ilustra os efeitos relativos em um aparelho em relação
amplitude e duração de sobretensões.
O conhecimento da sensibilidade ou susceptibilidade dos aparelhos,
dos distúrbios da qualidade da energia e a forma com que sobretensões se originam e
com que são propagadas pelas redes até atingir um aparelho é importante para definir
o risco de ocorrer queima e para subsidiar avaliações para proposição de medidas de
proteção.
80
Figura 9 – Efeitos relativos em um aparelho em relação a amplitude e duração de
sobretensões.
FONTE: ANSI/IEEE C 62.41 – 1991.
NOTA: Os valores ou posição dos limites entre “no effect” (sem efeito) e “upset”
(perturbação operacional) e entre “upset” e “damage” (dano ou falha permanente)
varia com as características de cada aparelho ou equipamento exposto às
sobretensões transitórias (surtos).
Pela figura 9 pode-se avaliar a severidade dos surtos comparados
com a suportabilidade dos aparelhos. Outros fatores importantes consistem na
avaliação da corrente de pico, do tempo de rampa do impulso e da energia
transferida.
81
8.1
Susceptibilidade dos aparelhos
Susceptibilidade pode-se dizer que é a tendência que os aparelhos
têm de sentir a influência do meio. O nível de susceptibilidade ou suportabilidade aos
distúrbios da tensão de fornecimento pode ser definido como a tolerância máxima a
níveis de tensão e corrente aplicadas que um determinado aparelho eletroeletrônico
pode suportar sem a degradação de suas características originais, seja em aplicação
repetitiva ou não.
O nível de susceptibilidade de um determinado aparelho é uma
distribuição estatística que reflete o número de vezes que um dado valor máximo de
imunidade é constatado num lote de aparelhos de mesmo tipo ensaiados. A partir
disso, um determinado nível é escolhido, de tal modo que exista uma pequena
probabilidade (desvio padrão) de ser ultrapassado por um nível real de perturbação.
Os aparelhos eletroeletrônicos devem ser fabricados de forma a
suportar um certo nível de distúrbio na tensão de alimentação. Contudo, há uma
sensibilidade inerente aos dispositivos eletrônicos utilizados nesses aparelhos. Como
regra geral, “um componente de estado sólido pode suportar mais que duas vezes a
sua tensão nominal em regime de surto” (IEEE 1100-1992, ‘The Emerald Book’).
Para uma fonte de alimentação de 127 Volts fase/neutro, a máxima tensão de pico
será igual a 198 Volts [(127 . ? 2 . 1,1 (10 % de tolerância da concessionária)]. A
suportabilidade desta fonte de alimentação será no mínimo de 396 Volts.
Várias normas internacionais estabelecem níveis de suportabilidade
para alguns aparelhos. Como exemplo, os aparelhos para serem postos no mercado
da Comunidade Européia devem obedecer às prerrogativas impostas pela série de
normas IEC 1000.
Dentre as normas IEC 1000, que tratam da susceptibilidade aos
distúrbios da tensão de fornecimento, destacam-se as seguintes: IEC – 1000-4-4:
Ensaios de imunidade aos transitórios elétricos rápidos em salvas; IEC – 1000-4-5:
82
Ensaio de imunidade a onda de choque; IEC – 1000-4-11: Ensaio de imunidade aos
valores de crista de tensão, cortes breves e variações de tensão; e IEC – 1000-4-14:
Ensaio de imunidade às flutuações de tensão, desequilíbrio e variações de freqüência.
Para simulação dos efeitos provocados por sobretensões transitórias
em equipamentos, vários tipos de forma de onda foram propostas para testar a
suportabilidade dos equipamentos ou avaliar a eficiência de um sistema de proteção.
Do mesmo modo em que foram divididos os níveis de exposição,
cada tipo de onda se aplica para simular determinado nível de exposição encontrado
na prática. Uma mesma forma de onda pode ser aplicada no intuito de simular vários
níveis, variando-se parâmetros como energia e tensão de pico da mesma.
A tabela 2 ilustra os diversos tipos de impulsos padronizados para
testes de suportabilidade em equipamentos.
Tabela 2 - Impulsos Normalizados para teste de equipamentos
Normalização
Descrição
Forma de onda
Amplitude
Tensão especificada
- 1,2/50? s
Corrente especificada
- 8,0/20? s
IEEE SWC – - 1 a 1,5 MHz
2,5 a 3,0 kV de pico
472
- Repetitiva 60 Hz;
- 6? s de decaimento;
- 150 ? (imp. fonte)
ANSI/IEEE Std - 0,5? s – 100 kHz;
Dependente da
C62.41.1980
locação
- 1,2/50? s (tensão)
- 8,0/20? s (corrente)
REA - PE-60
5000 V (pico)
10/1000
?s
(tensão)
FONTE: General Electric - GE
ANSI, IEC
Aplicação Típica
Genérica (circuitos
de potência)
Circuitos de baixo
sinal e linhas de
controle em
subestações
Circuitos de corrente
alternada de baixa
tensão
Circuitos telefônicos
A susceptibilidade varia de aparelho para aparelho, sendo que,
mesmo dentro de uma categoria, podem ser encontrados diferentes desempenhos,
dependendo do modelo e do fabricante.
Com isso, torna-se difícil normalizar um
padrão único para se definir a susceptibilidade dos diversos aparelhos.
83
Um exemplo de curva de susceptibilidade é a curva da Computer
Business Equipment Manufactures Association – CBEMA (IEEE Std 446/CBEMA),
mostrada na figura 10. Esta curva vinha sendo utilizada como uma referência no que
se refere à resposta de equipamentos de informática frente às variações de tensão de
curta duração, até a adoção da curva conhecida como ITI (Information Technology
Industry Council), indicada na figura 11.
Figura
10
-
Faixa de operação satisfatória em aparelho projetado para
compatibilidade com a rede elétrica: ANSI/IEEE – Std. 446-1987
Susceptibilidade de equipamentos de informática.
FONTE: ANSI/IEEE Std 446/CBEMA 1987
Pode-se observar, nas figuras 10 e 11, a existência de uma região de
imunidade caracterizada por suas curvas envoltórias (voltage tolerance envelope). A
curva superior estabelece a fronteira entre a região de imunidade e a de
susceptibilidade frente a elevações de tensão, enquanto a inferior delimita a
84
susceptibilidade
frente
aos
“afundamentos”
de
tensão
(quedas
de
tensão
da
SEMI
momentâneas).
Figura 11 - Curva ITI (Information Technology Industry Council).
FONTE: Information Technology Industry Council.
Disponível em: <http://www.itic.org/technical/iticurv.pdf>
Outra
curva
de
susceptibilidade
existente
é
a
(Semiconductor Equipament and Materials International) mostrada na Figura 12.
Essa curva indica a susceptibilidade apenas para “afundamento” de tensão (sags).
85
Figura 12 - Curva SEMI (Semiconductor Equipament and Materials International)
FONTE: Semiconductor Equipament and Materials International (SEMI).
Disponível em: < http://www.semi.org >.
Como os aparelhos apresentam uma certa suportabilidade às
variações da tensão de fornecimento, estabelecida por um tratamento estatístico e,
por outro lado, o grau de severidade dos distúrbios na qualidade da energia também
obedece a uma distribuição estatística, pode-se estabelecer uma região de
sobreposição entre a susceptibilidade – inerente ao aparelho – e a severidade –
inerente à rede elétrica, denominada margem de compatibilidade.
8.1.1
Margem e nível de compatibilidade
A margem e o nível de compatibilidade são variáveis que definem o
risco de falhas. São estabelecidos pela relação entre a severidade dos distúrbios na
rede elétrica e a suscetibilidade (suportabilidade) dos aparelhos.
Por um método estatístico pode-se quantificar o risco de falha,
baseando-se na análise numérica da natureza estatística dos distúrbios (índice de
severidade) e da susceptibilidade às imperfeições de tensão.
86
Segundo TAHAN (2002), empregando a terminologia do Comitê
Eletrotécnico Internacional (IEC) e do CIRED (Conference International des
Réseuax de Distribuição) há uma interface entre a severidade de imperfeição na rede
e a suportabilidade à imperfeição dos aparelhos. Se a distribuição de freqüências de
imperfeições de tensão (severidade) e a suportabilidade correspondente dos aparelhos
forem conhecidas, através de distribuição Gaussiana, o risco de dano nesses
aparelhos pode ser determinado.
Supondo que a suportabilidade de um determinado aparelho, dentro
de um intervalo de tempo ? T, seja definida pela suportabilidade Pt (U) submetida,
por exemplo, a uma imperfeição de tensão U, e a distribuição de imperfeições de
tensão seja definida pela densidade de probabilidade fo (U), então, a probabilidade de
que uma determinada imperfeição de tensão de valor compreendido entre U’ e U’ +
dU possa ocorrer é fo (U’) dU. A densidade de probabilidade de um dano ocorrer no
aparelho causada por uma imperfeição U’ é, por isso, o produto da densidade de
probabilidade de uma determinada imperfeição U’ pela probabilidade de que o
aparelho possa não suportar.
Assim:
dR = fo (U’) . Pt (U’) dU’
Portanto, a probabilidade de ocorrer dano para uma determinada
distribuição de imperfeições, ou seja, o risco de falha (R) será então:
?
R=
?
fo (U) . Pt (U) dU
0
Esta expressão mostra o princípio pelo qual a probabilidade de dano
em um aparelho pode ser estimada.
Graficamente, o risco de dano é representado pela área hachurada
indicada na figura 13, resultado da integração da expressão anteriormente
87
apresentada. No gráfico, o eixo das abscissas (U) representa o índice de imperfeições
e das ordenadas (fo ) a probabilidade.
Figura 13 - Ilustração do conceito de margem de compatibilidade entre a
susceptibilidade de um aparelho e a severidade dos distúrbios na rede
elétrica.
FONTE: D’AJUZ et al. (1987).
A sobreposição entre a distribuição dos distúrbios (severidade) e a
distribuição da suportabilidade dos aparelhos se deve ao fato de que, tanto a
suportabilidade dos aparelhos, como os diversos distúrbios na rede elétrica, em sua
formação e no seu controle, são funções de distribuições estatísticas com
determinado desvio padrão que se sobrepõem.
Ressalta-se que, não se encontrando evidências de que o nível de
distúrbios na rede elétrica tenha piorado, pode-se chegar à conclusão de que o
gradativo aumento do índice de danos deve-se à diminuição da suportabilidade dos
aparelhos
(deslocamento
da
curva
de
suportabilidade
para
a
esquerda),
intrinsecamente, dependentes da intensificação do uso de dispositivos eletrônicos
mais sensíveis.
88
As ações (investimentos) que visem à redução do índice de danos
(“R”) podem ser na redução da severidade (deslocamento do histograma de
severidade fo (U) para a esquerda) e no aumento da suportabilidade dos aparelhos
(deslocamento do histograma de suportabilidade Pt (U) para a direita).
“A proporção do investimento em cada tipo deve refletir um
equilíbrio entre os benefícios marginais produzidos ao investir uma unidade
monetária em cada tipologia da obra” (TAHAN, 2002).
Qualquer destas soluções devem levar em consideração que o
investimento ótimo obtém-se quando o investimento de uma unidade monetária no
equilíbrio gera uma unidade monetária de diminuição do prejuízo da ocorrência de
um dano.
Essa análise metodológica do nível de compatibilidade entre uma
determinada rede elétrica, com seus distúrbios estatisticamente tratados e um
determinado grupo de aparelhos não guarda importância pela exatidão, mas o risco
“R” do dano tem um significado físico preciso capaz de avaliar o efeito de uma
mudança na severidade ou na suportabilidade.
O conceito de nível de compatibilidade é ilustrado na figura 14.
O nível de compatibilidade da operação de um aparelho com o
sistema elétrico de alimentação envolve a probabilidade da intersecção das duas
distribuições ilustradas.
O meio eletromagnético em que um equipamento opera pode variar
extremamente por diversos fatores, dentre os quais, geográficos, sazonais (descargas
atmosféricas) etc.. Quando já se tem estabelecido uma situação, a alternativa para
melhorar o nível de compatibilidade é estabelecer um plano de melhora da
imunidade.
89
Figura 14 - Ilustração básica do conceito de nível de compatibilidade.
FONTE: National Electricity Regulator NER – South África.
Disponível em: < http://www.ner.org.za >.
8.2
Os distúrbios na tensão de fornecimento
Diversos são os fenômenos ou ocorrências na rede de distribuição
que interferem na qualidade da energia elétrica. Dentre esses, os fenômenos que
causam distúrbios na tensão apresentam-se como de maior responsabilidade pelos
danos em aparelhos eletroeletrônicos, pela alta incidência e alto grau de severidade.
Os fenômenos de distorções harmônicas não são tratados nesse
trabalho, mas também têm muita importância quando se avalia a qualidade da
energia.
Geralmente, tanto as ocorrências intrínsecas de operação do sistema
elétrico (ex.: chaveamento, induções eletromagnéticas) como as anormais (falhas na
rede elétrica) podem originar anormalidades de tensão do tipo transitório, temporário
e de longa duração.
As variações na amplitude (magnitude) da tensão de longa duração,
nos sistemas de distribuição de energia ocorrem, mesmo em operação normal
90
(regime permanente), geralmente com duração superior a 1 (um) minuto. Essas
variações são reflexos das constantes variações da demanda. Contudo, são admitidas
dentro de limites inferiores e superiores da tensão nominal de operação, não afetando
a operação normal dos aparelhos. No Brasil, a Resolução Aneel No. 505, de 26 de
novembro de 2001, estabelece as disposições relativas à conformidade dos níveis de
tensão em regime permanente.
As variações de tensão de curta duração são desvios significativos
da amplitude da tensão fase-terra ou entre fases por curto intervalo de tempo. Têm
duração definida pelo intervalo de tempo decorrido entre o instante em que o valor
eficaz da tensão, em relação à tensão de referência do sistema no ponto considerado,
ultrapassa determinado limite e o instante em que a mesma variável volta a cruzar o
limite.
Esse tipo de distúrbio pode ser classificado em: interrupção, voltage
sags ou dips (“afundamento” ou “mergulho” da tensão) e voltage swell (“elevação”
ou “salto” da tensão).
Interrupções de curta duração são caracterizadas por quedas de
tensão abaixo de um nível aceitável pelos aparelhos elétricos, e sua caracterização
depende do tipo de aparelho e do período da queda de tensão. Comumente, são
caracterizadas por três categorias:
-
Instantânea: com duração inferior a 0,5 ciclo, com 0,1 p.u. de amplitude em
relação a tensão nominal;
-
Momentânea: com duração superior ou igual a 0,5 ciclo e inferior a 3
segundos, com 0,1 p.u. de amplitude em relação a tensão nominal;
-
Temporária: com duração superior ou igual a 3 segundos e inferior a 1
minuto, com 0,1 p.u. de amplitude em relação a tensão nominal.
Voltage Sags (dips) são denominadas (IEEE 1159 – 1995) as
reduções do valor eficaz da tensão de fornecimento, na faixa entre 0.1 e 0.9 p.u., com
91
duração entre 0.5 ciclo e 1 minuto. Entende-se como amplitude ou profundidade do
afundamento a diferença entre a tensão eficaz de fornecimento e o valor eficaz
mínimo da mesma durante a redução, expressa em porcentagem da tensão eficaz de
fornecimento. O termo sag é mais usado nos E.U.A., enquanto a IEC define o
fenômeno com um dip.
Comumente, pode-se descrever o afundamento como uma redução
no valor da tensão eficaz a valores inferiores a 0.9 p.u. da tensão de fornecimento
(amplitudes de afundamento superiores a 0.1 p.u.), com duração entre 0.5 ciclo e 1
minuto.
Os Voltage Sags têm causas relacionadas às faltas (curto-circuito)
na rede de energia e manobras de cargas de grande porte (chaveamentos que
envolvem “pesadas” correntes, principalmente as impostas por partidas de grandes
motores) e por operação de proteções de auto-reestabelecimento (religadores).
Voltage swell ( ou surge) são denominadas (IEEE 1159 – 1995) as
elevações do valor eficaz da tensão de fornecimento, na faixa entre 1,1 e 1,8 p.u.,
com duração entre 0.5 ciclo e 1 minuto. Entende-se como amplitude da elevação a
diferença entre o valor eficaz máximo da mesma durante a elevação e a tensão eficaz
de fornecimento, expressa em porcentagem da tensão eficaz de fornecimento.
Comumente, pode-se descrever a elevação como um aumento no
valor da tensão eficaz com duração entre 0.5 ciclo e 1 minuto a valor superior a 1,1
p.u. da tensão de fornecimento.
O swell resulta da operação inversa causadora do sag, como
exemplo, a desconexão de cargas pesadas da rede elétrica. Neste caso o nível de
tensão aumenta.
Quando da ocorrência de uma falta monofásica, o mais freqüente
dentre os defeitos possíveis, há o surgimento de um transitório de curtíssima duração
92
(alguns ciclos, no máximo) seguido de uma redução da tensão na fase defeituosa e
geralmente de uma elevação de tensão (swell) nas fases sãs. Verifica-se este
comportamento não só no alimentador onde se dá o defeito, mas também nos demais
alimentadores derivados da mesma subestação supridora, perdurando tal fenômeno
até a eliminação do defeito, através da atuação do sistema de proteção
correspondente. Faltas fase-fase não causam voltage swell.
MIELCZARSKI (1998), conforme apresentado na tabela 3,
classifica os tipos básicos de distúrbios, relacionando-os com as causas, magnitude,
duração e efeito.
Tabela 3 - Tipos básicos de distúrbios de tensão
DISTÚRBIO
Causa típica
Amplitude
típica
Duração
típica
Efeitos
Tipo 1
Sobretensão
transitória
- Descargas
atmosféricas;
- Manobras
(chaveamento) na
rede de distribuição.
Amplitude igual ou
superior a 130% do
valor RMS nominal
(pico instantâneo
positivo ou
negativo)
Tempo de crista de
onda (rampa) de 0,5
a 200 ? s.
- Danos em
aparelhos (queima);
- Erros em sistemas
de controle e
informática.
FONTE: MIELCZARSKI, 1998.
Tipo 2
Sub e sobretensão
momentânea
- Faltas no sistema de
distribuição;
- Variações bruscas de
cargas;
- Disfunções nos
equipamentos da
concessionária.
Tipo 3
Interrupção ou
subtensão sustentada
- Excessivo
carregamento do
sistema elétrico;
- Grandes variações de
cargas;
- Disfunções nos
equipamentos da
concessionária.
Amplitudes entre:
Amplitude abaixo de
0-87% e 106-130% do 87% do valor RMS
valor RMS nominal.
nominal
Faixa de ½ a 120
ciclos dependendo do
tipo de equipamentos
do sistema
-Danos em aparelhos
(queima);
- Erros em sistemas de
controle e informática;
- Desligamento de
sistemas.
Depende da forma de
correção:
Segundos para
automática e minutos
para manual
-Danos em aparelhos
(queima);
- Desligamento de
sistemas
93
Além das variações de tensão em regime permanente e de curta
duração, fenômenos transitórios altamente danosos aos aparelhos ocorrem no sistema
elétrico em função de diversas condições. Muitos transitórios são decorrentes de
variações instantâneas na corrente, as quais interagem com a impedância do circuito,
resultando em elevadas tensões instantâneas. Transitórios podem ser conseqüência de
cargas com operação intermitente, chaveamento de capacitores, faltas à terra,
operação
de
dispositivos
semicondutores,
falhas
em
condutores,
descargas
atmosféricas etc.. As sobretensões transitórias provocadas por descargas atmosféricas
são um caso especial, devido aos níveis extremamente altos de energia e sua curta
duração.
8.2.1
Sobretensões transitórias
As sobretensões transitórias, também conhecidas como surtos de
tensão, são merecedoras de maiores estudos pela severidade responsável por grande
parte dos danos, principalmente os que não guardam registro de ocorrência.
D’AJUZ
et
al. (1987) define “surtos” como sendo ondas
eletromagnéticas íngremes, de curta duração, originadas por descargas atmosféricas
(origem externa) ou por manobras (origem interna). O surto de tensão gerado por
uma descarga atmosférica pode ter frentes de onda da ordem de frações de
microssegundo e durar poucas centenas de microssegundos. Surtos de manobra, por
outro lado, podem ter frentes de onda da ordem de dezenas de microssegundos e
durar alguns ciclos da freqüência fundamental.
Os transitórios são gerados por fenômenos internos e externos ao
sistema elétrico que causam mudança repentina das condições de um circuito.
Normalmente, os distúrbios de tensão, com duração menor do que meio ciclo da
tensão de suprimento são considerados transitórios ou surtos.
GOMES (1988) define transitórios como distúrbios resultantes de
súbitas descargas de energia elétrica armazenada, as quais provocam efeitos de
94
indução elétrica e magnética, face aos altos valores de corrente circulante no circuito
de descarga, em pequenos intervalos de tempo.
“Os transitórios podem ocorrer de forma repetitiva ou randômica.
Transitórios repetitivos são aqueles freqüentemente observados e provocados por
fenômenos conhecidos, tais como spikes, resultantes de chaveamentos elétricos
(excitação de motores, chaveamento de cargas indutivas etc..). Os transitórios
repetitivos
Transitórios
são
mais
facilmente
randômicos
ocorrem
suprimíveis,
em
pontos
por
serem
de
inesperados,
causa
sem
definida.
periodicidade
definida, e são de natureza complexa. Para sua detecção são necessários instrumentos
de monitoração de rápida resposta a frentes de onda e com características que os
habilitem a trabalhar com níveis de tensão ou de corrente elevados. Como exemplo
de transitórios randômicos, pode-se citar as induções provocadas por descargas
atmosféricas em linhas de alimentação de corrente alternada, corrente contínua,
cabos de controle e de telecomunicações em geral” (GOMES, 1988).
Também,
os
transitórios
podem
ser
classificados
em
duas
categorias: impulsivos e oscilatórios. Os dois termos refletem a forma de onda da
corrente e da tensão transitória, como apresentado na tabela 4.
Tabela 4 - Categorias de transitórios
Categoria de transitório
IMPULSIVO
Nanosegundos (ns)
Microssegundos (? s)
Milisegundos (ms)
Baixa freqüência
OSCILATÓRIO Média freqüência
Alta freqüência
FONTE: MIELCZARSKI, 1998.
Conteúdo
espectral
Rampa de 5 ns
Rampa de 1 ? s
Rampa de 0,1
ms
< 5 kHz
5 – 500 kHz
0,5 – 5 MHz
Duração
< 50 ns
50 ns – 1
ms
> 1 ms
0,3 – 50 ms
20 ? s
5 ?s
Magnitude
da tensão
------0 – 4 pu.
0 – 8 pu.
0 – 4 pu.
As sobretensões transitórias nos sistemas elétricos, em função de
sua curta duração, quando comparadas com a tensão de freqüência fundamental de
95
60 Hertz, só podem ser registradas por meio de medidores especiais, conhecidos
como oscilógrafos. A carência de registros de ocorrência tem sido responsável por
grande parte dos litígios entre consumidores e concessionárias, pois, na ausência do
nexo de causalidade (registro de ocorrência), as concessionárias têm indeferido os
PID.
8.2.1.1 Transitórios Impulsivos
Classifica-se
de
transitórios
impulsivos
os
que
assumem
rapidamente o valor de crista de onda, possuem polaridade unidirecional, são
fortemente amortecidos (curta duração) e podem ser positivo ou negativo.
A
figura
15
ilustra
os
pontos
notáveis
definidos
para
a
caracterização de transitórios impulsivos.
Figura 15 – Pontos notáveis de um transitório de tensão impulsivo.
FONTE: D’Ajuz; et. al. (1987).
Os transitórios impulsivos conduzidos pelas redes de alimentação de
energia elétrica são os de origem de descargas atmosféricas e os provocados por
manobras (chaveamento) nas redes.
Manobras, tais como, energização e religamento de linhas e abertura
de faltas, geram sobretensões transitórias impulsivas fortemente amortecidas e de
curta duração. A expressão “curta duração” serve para caracterizar a sobretensão
quanto ao tempo de frente de onda (t1 ) e o tempo até o meio valor (t2 ). Com base
nestes dois parâmetros, é feita uma distinção arbitrária entre sobretensão de manobra
96
e atmosférica. Assim, sobretensões com tempo de frente entre 100 e 500? s (que
correspondem às freqüências entre 10 kHz e 2 kHz) e com tempo até o meio valor da
ordem de 2500? s, são geralmente consideradas como sobretensões de manobra.
As
sobretensões
atmosféricas,
denominadas
de
“curtíssima
duração”, são as caracterizadas por um tempo de frente de até 20? s (que
correspondem às freqüências maiores do que 50 kHz) e tempo até o meio valor da
ordem de 50? s.
Segundo D’AJUZ et al. (1987), as sobretensões de manobra
alcançam valores máximos (de crista) da ordem de 4 p.u. (por unidade). Entretanto,
devido à aleatoriedade de vários eventos, entre eles o instante de fechamento dos
pólos de um disjuntor, torna-se extremamente difícil prever a máxima sobretensão
que irá ocorrer para uma manobra específica, sendo necessário recorrer a métodos
estatísticos para descrever o comportamento da sobretensão.
A amplitude das sobretensões atmosféricas depende do ponto e da
forma com que as linhas de distribuição são atingidas (descarga direta - corrente
conduzida ou tensão induzida), da corrente do raio, da condutividade da rede e do
sistema de aterramento. Salienta-se que as descargas atmosféricas diretas em redes
de distribuição, principalmente de baixa tensão, têm índices de ocorrência menor do
que as descargas indiretas (sobretensão induzida).
8.2.1.2 Transitórios Oscilatórios
Os transitórios oscilatórios possuem variações em ambas as
polaridades, positiva e negativa. A natureza indutiva ou capacitiva do sistema
elétrico interage com a fonte de impulsos, resultando em transitórios oscilatórios. Um
exemplo desse tipo de distúrbio é o chaveamento de capacitores para correção do
fator de potência.
97
Normalmente, a freqüência primária fica na faixa de 300 a 900 Hz.
Transitórios oscilatórios com freqüência primária entre 5 – 500 kHz são ditos de
média freqüência. Um transitório com freqüência primária abaixo de 5 Hz e duração
entre 0,3 – 05 milisegundos é definido como transitório de baixa freqüência.
Transitórios com essa característica são resultantes de energização e desenergização
de banco de capacitores e de ressonância entre o capacitor e a impedância do sistema.
Transitórios oscilatórios com a freqüência principal menor que 300
Hz também podem ser encontrados em sistemas de distribuição, normalmente
associados com ferrorresonância na energização de transformadores.
Durante chaveamento de banco de capacitores, a amplitude (pico)
da corrente ou tensão depende de vários fatores e condições operativas.
Normalmente, sem a pré-inserção de resistores, varia entre 1,3 e 1,4 p.u. (por
unidade), podendo atingir 1.95p.u.. Com pré-inserção de resistores, reduz-se para a
faixa de 1,1 a 1,2 p.u.. A figura 16 ilustra o fenômeno na desenergização de
capacitores.
Figura 16 - Transitório de tensão oscilatório na desenergização de capacitores.
FONTE: D’AJUZ et al. (1987).
98
8.2.2 Resumo das categorias dos distúrbios de tensão
A tabela 5, a seguir, apresenta de forma resumida os distúrbios de
tensão.
Tabela 5 - Resumo das categorias dos distúrbios de tensão
Categorias
Transitório
Impulsivo
Oscilatório
Conteúdo
espectral
Nanosegundos (ns) 5 ns
Microssegundos(?s) 1 ?s
Milisegundos (ms) 0,1 ms
Baixa freqüência
< 5 kHz
Média freqüência
5 – 500 kHz
Alta freqüência
0,5 – 5 MHz
Variação de curta
duração
Instantânea
Sag
Swell
Momentânea
Interrupção
Sag
Swell
Temporária
Interrupção
Sag
Swell
Variação de longa
duração
Interrupção sustentada
Subtensão
Sobretensão
Desequíbrio de
Tensão
Duração
Típica
Magnitude da
tensão
< 50 ns
50 ns – 1 ms
> 1 ms
0,3 – 50 ms
20 ?s
5 ?s
0 – 4 pu.
0 – 8 pu.
0 – 4 pu.
0,5 – 30
ciclos
0,5 – 30
ciclos
0,1 – 0,9 pu.
1,1 – 1,8 pu.
0,5 ciclos – 3 s < 0,1 pu.
30 ciclos – 3s 0,1 – 0,9 pu.
30 ciclos – 3s 1,1 – 1,4 pu.
3s – 1 min
3s – 1 min
3s – 1 min
< 0,1 pu.
0,1 – 0,9 pu.
1,1 – 1,2 pu.
> 1 min
> 1 min
> 1 min
Estado
estacionário
0,0 pu.
0,8 – 0,9 pu.
1,1 – 1,2 pu.
0,5 – 2%
FONTE: ALDABÓ (2001).
NOTA: A faixa de variação da tensão em regime permanente (tempo > 1 min.) não
está de acordo com a estabelecida pela Resolução Aneel no. 505.
99
8.3
A origem e propagação de sobretensões transitórias
As sobretensões transitórias são perturbações bruscas e de grande
amplitude compostas por uma grande variedade de freqüência (largo espectro). Essas
sobretensões ou surtos de tensão ocorrem nas redes de distribuição de energia
elétrica aéreas originadas por duas fontes principais: descargas atmosféricas (diretas
ou induzidas) e por manobras na rede (chaveamentos). Os pulsos eletromagnéticos
gerados por descargas atmosféricas são comumente chamados de LEMP (Lightning
Electromagnetic Pulse) e os gerados por chaveamentos na rede elétrica de SEMP
(Switching Electromagnetic Pulse).
8.3.1
Sobretensões de origem atmosférica
As descargas atmosféricas são fenômenos naturais e randômicos
capazes de provocar correntes com intensidade variando entre 3 a 200 kA e com
duração de poucas dezenas de microssegundos. A intensidade da descarga (raio),
como mostrada na figura 17, é estatística, dependendo de uma série de
condicionantes meteorológicos.
Figura 17 - Curva da probabilidade da magnitude da corrente do raio.
FONTE: D’AJUZ et al. (1987).
100
A tabela 6, resultado de estudos do Cired/Cigré, resume aspectos
estatísticos fundamentais dos parâmetros das correntes das descargas.
Tabela 6 - Estatística de parâmetros de corrente de descargas atmosféricas para o
primeiro raio e os subseqüentes raios de retornos negativos.
Probabilidade
95 %
50 %
5%
Raio
Primeiro Subseqüente Primeiro Subseqüente Primeiro Subseqüente
I pico (kA)
14
4,6
30
12
80
30
[di/dt]Max.
5,5
12
12
40
32
120
(kA/? s)
FONTE: PORRINO et al. (1998).
Sobretensões características surgem nas linhas de distribuição de
energia elétrica por estarem expostas, diretamente ou indiretamente por indução
magnética, às descargas elétricas atmosféricas.
A figura 18 ilustra a sobreposição, no tempo, de uma sobretensão
atmosférica (impulsiva), coincidente no ponto de máximo do semi-ciclo positivo da
onda de tensão fundamental (60 Hz).
Figura 18 - Sobreposição de uma sobretensão atmosférica a onda fundamental de
tensão.
Sobretensão
Atmosférica
T [? S]
8.333
0
FONTE: Aneel (2002d)
2.500
16.666
5.000
S [KM]
101
Nas redes de baixa tensão de distribuição de energia, as
sobretensões características de descargas atmosféricas podem se originar por vários
mecanismos e se propagarem até as instalações dos consumidores causando danos
em seus aparelhos.
Um primeiro mecanismo que causa sobretensões transitórias ocorre
quando, na ausência de pára-raios na rede, as cadeias de isoladores e as estruturas de
sustentação dos condutores conferem uma forma de proteção natural contra as
sobretensões geradas pela descarga elétrica. Entretanto, havendo a fuga por estas
proteções naturais, um curto-circuito será provocado, ocasionando desligamento por
ação das proteções de sobrecorrente.
Além do inconveniente desligamento do sistema, os equipamentos
da rede podem não suportar as sobretensões remanescentes na linha e se danificarem.
Os circuitos de distribuição primários costumam ser equipados com
religadores para restabelecimento automático da energia nos casos de faltas
transitórias. Assim sendo, os religadores garantem um rápido restabelecimento do
sistema. Contudo, esse chaveamento para reenergização da linha, também, gera
sobretensões transitórias.
A utilização de pára-raios ao longo das linhas pode evitar grande
parte das disrupções pelos isoladores. Nesse caso, o fornecimento de energia pode
não chegar a ser interrompido por serem os pára-raios providos de característica de
reselagem de tensão. Assim que a descarga termina de se escoar para a terra, corta-se
a condução através dos pára-raios.
Um segundo mecanismo, muito freqüente, é a transferência de
sobretensões da rede de alta tensão para a de baixa tensão, através dos
transformadores
transformadores.
de
distribuição
e
sistemas
de
pára-raios protetores destes
102
“É prática comum entre as concessionárias brasileiras não prever
proteção contra sobretensões em linhas de distribuição, exceto o pára-raios de
distribuição colocado perto do transformador. Entretanto, ocorrem casos de
destruição de equipamentos elétricos e eletrônicos nas residências dos consumidores
por causa dos efeitos das descargas atmosféricas” (FARIAS, 1997).
Para a proteção dos transformadores, reguladores de tensão,
disjuntores etc., os pára-raios oferecem uma boa solução. Eles desviam as
sobretensões para a terra, assim que elas atingem o valor da tensão disruptiva,
evitando a queima dos equipamentos por eles protegidos. Entretanto, até a atuação do
pára-raios, parte da rampa da tensão já atingiu o equipamento protegido e, após a
atuação, uma onda cortada, de valor de crista igual a tensão de disrupção segue em
frente pelo sistema elétrico.
As figuras 19 e 20 ilustram, respectivamente, a proteção dispensada
por um pára-raios e a corrente e tensão no sistema.
Figura 19 - Proteção dispensada por um pára-raios a um transformador de
distribuição.
FONTE: CIPOLI (1993).
103
Figura 20 - Corrente e tensão do sistema no momento da descarga pela atuação do
pára-raios.
FONTE: CIPOLI (1993).
Há, basicamente, dois tipos de pára-raios que são utilizados nas
redes de distribuição de energia elétrica, ambos compostos de varistores: o primeiro
tipo, composto de Carboneto de Silício (SiC) e o segundo tipo, mais recente, porém
já, por pelo menos duas décadas utilizado com sucesso, composto de Óxido de Zinco
(ZnO). Os pára-raios de SiC foram superados pelos ZnO devido às seguintes
características: a) não tem a corrente subseqüente de freqüência fundamental; b)
maior capacidade de absorção de energia; c) melhor precisão na definição do nível de
proteção. A despeito disso, há, ainda, pára-raios de SiC instalados em muitos
sistemas de elétricos de distribuição de energia.
A figura 21 ilustra, de forma comparativa, o comportamento
operativo dos pára-raios de ZnO (lado esquerdo) e SiC (lado direito).
“Em circuitos de distribuição primários de tensão 13,8 kV, esta
tensão disruptiva dos pára-raios de carboneto de silício varia entre 40 e 60 kV. Para
os pára-raios de óxido de zinco esta tensão está situada em torno de 30 kV”
(NEGRISOLI et al., 1997).
Na proteção de transformadores, além da tensão de descarga do
pára-raios, o efeito dos cabos de ligação para a terra deve ser considerado. A figura
104
22 ilustra uma estação transformadora com o sistema de pára-raios e pontos de
ligação dos cabos entre os pára-raios e a terra.
Figura 21: Características operativas dos pára-raios de ZnO e SiC
FONTE: CIPOLI (1993)
Figura 22 - Estrutura convencional de uma estação transformadora, com o sistema de
proteção contra descargas atmosféricas.
FONTE: CIPOLI (1993).
105
Pela figura 22, observa-se que o transformador estará submetido à
soma das quedas de tensão VAB , VBC e VCD , respectivamente, representando a
queda de tensão no cabo de ligação da linha ao pára-raios, a tensão de descarga do
pára-raios e a queda de tensão no cabo de descida que vai do terminal “terra” do
pára-raios ao ponto de interligação com o tanque do transformador.
“O trecho DF (tanque para a terra) não terá muita influência para a
proteção do transformador, sendo, porém, de grande importância para a determinação
das sobretensões que passam para a rede secundária” (CIPOLI, 1993).
Segundo CIPOLI (1993), admitindo uma indutância de 1,2 ? H/m
para os condutores de ligação do pára-raios e a razão de crescimento da onda de
corrente de 5 kA/? s, tem-se uma queda de tensão (L di/dt) igual a 6kV/m.
Notadamente, a razão de crescimento da onda de corrente, utilizada por CIPOLI
(1993), conferem, conforme estudo do Cired/Cigré de 1998 (vide Tabela 6), a mais
de 95 % de probabilidade dos raios.
Para
padrões
convencionais,
mesmo
derivando
o
pára-raios
diretamente da “bucha” primária do transformador, haverá uma razoável queda de
tensão nos cabos de ligação. Considerando a soma das distâncias A-B e C-D igual a
2 metros, uma queda de tensão de 12 kV ocorrerá nos cabos de ligação que, se
somada à tensão disruptiva (VBC), por exemplo, de um pára-raios de ZnO (30 kV),
resulta em uma tensão de 42 kV imposta entre uma “bucha” primária e o tanque do
transformador.
Segundo NEGRISOLI (1997), mesmo com a correta atuação dos
pára-raios colocados no primário dos transformadores de distribuição, um certo valor
de sobretensão será transferido ao circuito secundário por meio das capacitâncias
naturais de acoplamento destes transformadores. Para os transformadores de
distribuição convencionais de 30 a 112,5 kVA, de 25% a 35% da sobretensão
primária é transferida ao secundário. Assim, do caso apresentado, pelo menos 10 kV
seriam transferidos ao secundário do transformador.
106
Para o trecho D-F, considerando um comprimento de 6 metros do
cabo de descida, uma queda tensão de 36 kV haverá entre o tanque do transformador
e
a
terra.
Como
o
neutro
é
interligado
a
esse
aterramento,
ocorrerá,
conseqüentemente, a elevação do potencial deste condutor em relação a terra.
A figura 23 ilustra uma descarga atmosférica direta na rede primária
de distribuição e os surtos conduzidos para o fio neutro da rede de baixa tensão.
Figura 23 - Surto conduzido no sistema de distribuição primário e secundário.
FONTE: LEITE (1993).
Legenda: ·
(1) Raio cai sobre a linha;
(2) Pára-raios atua protegendo o transformador;
(3) A corrente flui para a terra;
(4) A tensão eleva o potencial do tanque;
(5) Parte da corrente do raio entra pelo neutro, e o campo magnético
gera um surto no circuito secundário.
O processo ilustrado pela figura 23 considera o efeito do surto
transferido para o secundário devido apenas à elevação do potencial do tanque do
transformador (L di/dt). Contudo, antes da “atuação” do pára-raios, ou seja, do início
do processo de “ceifagem” da onda de tensão, por um intervalo extremamente curto,
107
há a possibilidade de transferência de sobretensões para o secundário, através de
acoplamento capacitivo do transformador.
Após o início da atuação do pára-raios, o primário do transformador
passará a “enxergar” uma onda cortada que, dependo da duração do surto,
possibilitará também a ocorrência de correntes indutivas e, conseqüentemente, um
sistema complexo de oscilação no enrolamento ocorrerá. Nesse período, também,
serão transferidas sobretensões para o secundário do transformador que irão se
combinar com as geradas no condutor neutro pelo efeito da corrente de descarga no
fio de aterramento do pára-raios.
“Em um transformador de potência, a distribuição de tensão devido
a presença de fenômenos de transitórios é, freqüentemente, diferente da distribuição
linear uniforme que ocorre quando o transformador opera em condições normais. No
período transitório, os transformadores se comportam como uma rede de
capacitâncias, resistências e indutâncias” (FARIAS apud ABETTI, 1997).
“No primeiro intervalo de tempo, como a freqüência é elevada, a
reatância indutiva é também muito alta, impondo dificuldade à passagem da corrente,
existindo assim somente uma corrente de deslocamento. Como o efeito da
capacitância é o que predomina neste momento, num modelo inicial desprezamos as
indutâncias e as resistências que representam a contribuição para o amortecimento”
(MENDONÇA, 1998).
Segundo FARIAS (1997), quando um surto de tensão, provocado
por uma descarga atmosférica, atinge um transformador, seus enrolamentos se
comportam de forma diferente com o decorrer do tempo. Devido à combinação de
capacitâncias entre bobinas e para terra, o transformador, durante o período inicial,
reage como uma capacitância concentrada. Isto se deve à presença da indutância, que
não permite, no primeiro instante, uma rápida variação da corrente, mesmo porque a
propagação do surto através do isolamento entre espiras ocorre muito mais
rapidamente que a propagação do surto ao redor de cada espira ao longo do condutor.
108
Assim sendo, a rede de capacitâncias é rapidamente carregada e a tensão no terminal
da linha do transformador pode alcançar duas vezes a tensão de entrada, antes de
uma apreciável corrente indutiva se estabelecer nos enrolamentos. Este fenômeno
acontece no chamado período da solicitação do surto.
Decorridos os instantes iniciais, a corrente através dos enrolamentos
do transformador começa a se estabelecer, criando interações entre o campo elétrico
e magnético. Isto causa oscilações de corrente e tensões de alta freqüência; este é o
período intermediário.
“O período final é alcançado quando a corrente flui através da
indutância do enrolamento sem perturbações. Neste estágio, a indutância tem
extrema importância na representação dos enrolamentos, considerando-se ainda as
oscilações desprezíveis. Alcança-se então, o período estacionário, ou período final.
Estas considerações são válidas desde que o tempo de duração do surto permita a
ocorrência destes três estágios ou que não ocorra nenhuma interrupção do mesmo,
entre o tempo de 3 e 10 ? s após a aplicação do surto de tensão” (SILVA, 1992).
Advirta-se, entretanto, conforme estudos realizados por PIANTINI
et al. (2002), que em qualquer modelo a ser utilizado para avaliar a transferência de
surtos do primário para o secundário do transformador deve-se considerar o efeito da
carga conectada ao secundário. Em seu estudo, constatou que as amplitudes das
tensões transferidas diminuem à medida que se reduz a impedância da carga, sendo a
pior situação encontrada para a condição em vazio.
“As formas de onda das tensões transferidas apresentam em geral
comportamento oscilatório amortecido, sendo este amortecimento, no caso de cargas
resistivas, tanto maior quanto menor for o valor da impedância da carga” (PIANTINI
et al., 2002).
Das duas maneiras de transferência de surtos da rede primária para a
rede secundária (baixa tensão), através do transformador de distribuição, constata-se
109
que quando ocorrer uma descarga atmosférica na rede primária, certamente,
sobretensões severas e de alta complexidade serão transferidas, através do
transformador, para a rede secundária.
“Nos casos em que o aterramento do transformador e o neutro do
circuito secundário são obrigatoriamente conectados, prática geralmente adotada pela
maioria das concessionárias brasileiras, a parcela de transferência oriunda da
elevação do potencial no aterramento do transformador predomina amplamente sobre
a parcela de transferência associada ao acoplamento eletromagnético entre os
circuitos de média e baixa tensão (assumindo-se a presença de pára-raios protegendo
o primário do equipamento). Quando pára-raios são instalados também nos terminais
de secundário do equipamento, o mecanismo de transferência praticamente se resume
aos efeitos da elevação de potencial no aterramento do transformador, na grande
maioria das ocorrências” (DE CONTI, 2002).
No secundário do transformador, com a adoção de pára-raios de
baixa tensão, pode-se controlar as sobretensões de modo diferencial, entre fases e até
entre fase e neutro. Contudo, não conferem proteção às sobretensões de modo
comum (entre o neutro secundário e a terra) devidas à elevação do potencial do
tanque do transformador. Essas, ao longo do percurso, por indução, são responsáveis
também pela formação de novas sobretensões diferenciais.
Não pode ser desprezado o fato de que a velocidade de resposta dos
pára-raios de baixa tensão pode não ser suficiente para evitar a propagação das
frentes de onda e dos surtos extremamente rápidos.
As sobretensões nos circuitos de distribuição secundários são,
portanto, acopladas à tensão normal de fornecimento da concessionária e se
propagam até as instalações dos consumidores, podendo provocar a queima de
aparelhos eletroeletrônicos.
110
Um terceiro mecanismo é a ocorrência de descargas diretas sobre as
redes de baixa tensão. Essas são menos freqüentes em razão da extensão limitada e
da blindagem oferecida pelas redes de alta tensão de distribuição (redes primárias),
pelas edificações, árvores etc..
Nas linhas aéreas de baixa tensão, por ser a tensão suportável de
impulso atmosférico, entre fases e entre fase e neutro, muito menor que das linhas
primárias, e os condutores neutros por estarem, geralmente, presentes e ligados à
terra em espaçamentos que variam de 50 a 500 metros, normalmente, quando
atingidas por descargas diretas, disrupções são mais freqüentes, e a sobretensão
conduzida aos consumidores dependerá da combinação das impedâncias dos
aterramentos, mas, certamente, serão altamente severas em virtude da elevada
intensidade de corrente.
Um quarto mecanismo, muito freqüente, é a ocorrência de
sobretensões por indução. Estas estão associadas aos campos eletromagnéticos
gerados por descargas que interceptam o solo em regiões próximas às redes elétricas.
A forma e a intensidade das sobretensões geradas por descargas
indiretas dependem de vários fatores, mas, normalmente, o grau de severidade
(amplitude e conteúdo de energia) são menores, se comparadas às sobretensões de
descargas diretas. Apesar disso, a maior freqüência de ocorrências faz com que este
fenômeno seja responsável por grande parte dos danos que não guardam registros.
Na baixa tensão, as sobretensões induzidas podem ocorrer
basicamente por dois processos: 1) geradas por correntes transitórias na rede de alta
tensão que induzem sobretensões nas redes de baixa tensão, por estar estas,
normalmente, dispostas sob as de alta; e 2) por descargas diretas em objetos
próximos no solo, ou até por descargas intra e entre nuvens.
A figura 24 ilustra a formação e condução de sobretensões induzidas
na rede de baixa tensão por descarga em uma árvore próxima a rede.
111
Figura 24 – Ilustração da formação de sobretensões transitórias (surto) induzidas na
rede de distribuição de baixa tensão.
FONTE: MODENA (2002).
“As sobretensões induzidas em linhas de baixa tensão (BT) têm,
basicamente, o mesmo mecanismo de indução para as linhas de média tensão. As
sobretensões induzidas no condutor neutro são muito limitadas pelo aterramento,
sempre que a resistência de aterramento for baixa comparada à impedância de surto
da linha (que é da ordem de 50 ? ). A maior sobretensão de pico localiza-se no meio
do vão e seu valor é menor quanto mais curto for o cumprimento do vão. A menor
sobretensão é localizada em correspondência ao aterramento. Devido ao acoplamento
eletromagnético entre os condutores e o neutro – muito elevado em linhas de BT,
particularmente no caso de condutores isolados trançados sobre o neutro - as
sobretensões induzidas nos condutores fase também são limitadas em valores baixos.
Conseqüentemente, a isolação da linha geralmente não é afetada e, assim, essas
sobretensões podem ser perigosas para os aparelhos dos consumidores conectados à
linha” (PORRINO et al., 1998).
“Pelas características de velocidade de propagação e reflexão das
sobretensões e da sua duração, os valores não são os mesmos nos diversos pontos do
circuito, podendo queimar equipamentos de um consumidor sem, contudo, queimar o
de consumidores próximos” (Aneel, 2002d).
112
“Aparelhos eletrônicos, tais como televisores, vídeo cassetes, fornos
de microondas, computadores, aparelhos de som, máquinas de lavar roupas e pratos
(automáticas), secretárias eletrônicas etc., como funcionam com corrente contínua e
têm como primeiro componente uma fonte retificadora de tensão (para a conversão
de corrente alternada para corrente contínua), sobretensões de origem atmosféricas
podem queimar esta fonte, indicando assim que as sobretensões foram trazidas pelo
sistema elétrico. Também os motores elétricos utilizados para acionamento de
bombas hidráulicas, elevadores, geladeiras, freezers, máquinas de lavar roupa e
pratos
mecânicas,
liquidificadores,
batedeiras,
multiprocessadores,
exaustores,
aparelhos de ar condicionado convencionais, portões elétricos etc., quando atingidos
por uma sobretensão de origem atmosférica têm seu isolamento queimado. Estas
sobretensões, devido a sua duração extremamente rápida, não produzem efeitos
térmicos nos equipamentos, ou seja, se um equipamento apresentar um defeito que
tenha sido provocado por uma exposição prolongada ao calor, isto não terá sido
provocado por estes fenômenos.” (Aneel, 2002d).
A tabela 7, resultado de estudos do Cired/Cigré, apresenta os
parâmetros da tensão induzida por descargas atmosféricas.
Tabela 7 - Parâmetros da tensão induzida por raios típicos, inicial e de retorno
subseqüente.
Local do raio próximo
Inicial
Subseqüente
Up (kV)
74
53
52
153
(DU/dt)Máx (kV/? s)
2,8
0,8
tzero-pico (? s)
5,8
1,7
T50% (? s)
Fonte: PORRINO et al. (1998).
Local do raio distante
Inicial
Subseqüente
4
2,2
1,3
3,8
4
3,3
11
3,1
Pelos valores apresentados na tabela 7, constata-se que o risco de
sobretensões
considerável.
induzidas
causarem
danos
em
aparelhos
eletroeletrônicos
é
113
Outro mecanismo, menos freqüente, ocorre quando descargas
atingem diretamente uma edificação. Nesse caso, a elevação do potencial das
instalações internas pode comprometer os aparelhos internos à edificação, além de
injetar surtos nas redes de baixa tensão da concessionária, que os transmitirá a outros
consumidores vizinhos.
Tomando como referência a amplitude e a freqüência das
sobretensões transitórias (surtos) na rede de baixa tensão, LEITE (2003) descreve
que as estatísticas americanas e européias coincidem nos valores, mas não na
quantidade de surtos por ano (nos EUA é maior):
-
20 kV (de 1 a 3 por ano);
-
10 kV (de 0,1 a 10 por ano);
-
5 kV ( de 1 a 100 por ano);
-
2 kV (de 80 a 1000 por ano);
-
900 V ( mais de 1000 por ano).
Nota: Nas zonas rurais há a predominância dos LEMP, enquanto nas áreas
urbanas
os
LEMP
e
os
SEMP
correspondem
em
torno
de,
respectivamente, 40% e 60% das ocorrências de sobretensões transitórias.
8.3.2
Sobretensões transitórias de manobra (chaveamentos)
As
sobretensões
transitórias
de
chaveamentos
podem
estar
associadas às condições normais ou anormais de operação. Em um sistema elétrico
podem ser devidas, principalmente, a:
-
Energização de linhas de transmissão, distribuição, transformadores,
reatores etc..;
-
Restabelecimento de faltas nos circuitos de distribuição;
-
Rejeição de cargas;
-
Fenômenos de ferro-ressonância;
-
Curtos-circuitos assimétricos com contato com a terra;
-
Chaveamento de capacitores etc...
114
O valor das sobretensões de manobra depende de vários fatores e
entre eles os mais importantes são:
-
valor da onda de tensão no instante do fechamento (energização) ou
abertura (desenergização) de um circuito;
-
fator de potência do circuito energizado;
-
energia armazenada nas capacitâncias do circuito no instante de
fechamento ou na abertura de um circuito;
-
valores de parâmetros elétricos do circuito, indutâncias e capacitâncias;
-
topologia dos circuitos de distribuição.
A figura 25 ilustra a sobreposição, no tempo, de uma sobretensão
impulsiva de manobra padronizada para referência de 250 microssegundos de tempo
de subida e 2,5 milisegundos de tempo de cauda (tempo de decréscimo do valor de
pico até a metade da amplitude), coincidente no ponto de máximo do semiciclo
positivo da onda de tensão fundamental (60 Hz).
Figura 25 - Sobreposição de uma sobretensão de manobra à onda fundamental de
tensão.
Sobretensão
de manobra
250
0
8.333
16.666
T [? S]
FONTE: Aneel (2002).
“As sobretensões de manobra máximas são da ordem de 35 kV em
um circuito de 13,8 kV e a suportabilidade de um isolador dos circuitos de
distribuição primária, para este tipo de sobretensão, é da ordem de 200 kV. Desta
115
forma, uma disrupção por sobretensão de manobra nos isoladores de um circuito de
distribuição primário é de ocorrência praticamente nula” (NEGRISOLI et al., 1997).
“As sobretensões de manobra chegam plenas aos pára-raios de
proteção dos transformadores de distribuição. A tensão residual para uma
sobretensão de manobra em um pára-raios de distribuição, de óxido de zinco, de
tensão nominal de 12 kV, é da ordem de 30 kV” (NEGRISOLI et al., 1997).
Para os valores típicos de sobretensão de manobra, os pára-raios não
chegam a atuar, fazendo com que, da mesma forma que para as sobretensões
atmosféricas, um certo valor de sobretensão seja transferido para os circuitos de
distribuição secundários (baixa tensão), através do acoplamento entre o primário e o
secundário dos transformadores de distribuição.
Nos circuitos de distribuição secundários, as sobretensões de
manobra, também, se acoplam à tensão normal de fornecimento da concessionária e
se propagam até as instalações dos consumidores, podendo provocar a queima de
aparelhos eletroeletrônicos.
“A amplitude típica deste tipo de sobretensão varia entre 1,2 e 3,0
vezes o valor de pico da onda fundamental, ou seja, 1,70 a 4,20 vezes o valor eficaz
da tensão de fornecimento (127 V, 220 V)” (Aneel, 2002d).
Os efeitos nos aparelhos eletrônicos e motores elétricos são
semelhantes aos provocados por sobretensões de origem atmosféricas, podendo
causar os mesmos tipos de danos.
116
9
FORMAS
DE
PROTEÇÃO
CONTRA
SOBRETENSÕES
TRANSITÓRIAS
A forma mais eficaz de proteção é a que age nas causas das
sobretensões. Redes subterrâneas blindadas eletromagneticamente não estão sujeitas
às descargas atmosféricas, portanto, somente em alguns eventos de manobras
(chaveamentos) ocorrerão sobretensões transitórias.
A opção pela rede subterrânea encontra um enorme obstáculo: o
altíssimo custo de materiais e infra-estrutura de implantação, comumente, a
inviabiliza. O custo de implantação de um sistema subterrâneo supera em algumas
vezes o custo da rede aérea, tornando-se, na maioria das vezes, mesmo sendo
considerados todos os benefícios inerentes, um sistema economicamente inviável.
Maior inviabilidade terá a substituição do sistema aéreo atual pelo subterrâneo, com
o propósito de redução de sobretensões transitórias.
Uma forma de proteção ao pleno alcance de efetivação e que sempre
foram objetivadas pelas concessionárias, mas que age basicamente na redução dos
eventos causadores de distúrbios, são as manutenções preventivas na rede elétrica.
Muitas sobretensões de chaveamentos advindos de faltas e operação de religadores e
disjuntores podem ser evitadas com manutenções preventivas.
Muitas
ações
são
de
simples
implementação.
Dentre
essas
destacam-se:
-
As podas de árvores para que sejam evitadas faltas transitórias.
-
O correto dimensionamento de estruturas e o bom tensionamento dos
condutores para se evitar contatos entre fases.
-
A utilização de espaçadores de fases, conhecidos como cerca paraguaia,
para a redução dos contatos entre condutores da rede secundária.
-
Monitoramento dos sistemas de aterramento.
-
A correta realização de emendas e conexões, bem como o monitoramento
dos pontos “quentes”, passíveis de apresentarem falhas.
117
-
Monitoramento de isoladores e chaves corta-circuito fusíveis etc.
Outras duas formas de proteção, mas que também dependem de
considerável investimento, são a adoção e/ou substituição das redes convencionais
por redes multiplexadas e a redução da extensão das redes secundárias.
DE
CONTI
(2002),
em
análises
comparativas
quanto
ao
desempenho das redes multiplexadas e redes convencionais frente a surtos
transferidos, constatou que o uso de redes multiplexadas pode representar níveis de
solicitação
muito
menores
nas
cargas
consumidoras
e
no
secundário
do
transformador de distribuição. Também, a prática de reduzir o comprimento da rede
de distribuição secundária, aumentando o número de setores de transformação, pode
reduzir sensivelmente as amplitudes máximas das sobretensões transferidas para as
instalações dos consumidores.
Também a utilização de pára-raios de baixa tensão tem sido
considerada como medida mitigadora importante. Contudo, devido à aleatoriedade
dos eventos, não é suficiente para garantir proteção adequada aos aparelhos das
unidades consumidoras.
A implementação de pára-raios nas redes de distribuição tem sido a
solução encontrada pelas concessionárias para a proteção dos equipamentos da rede.
Entretanto, como foi abordado no capítulo anterior, os pára-raios utilizados nas redes
primárias de distribuição e no primário dos transformadores não são suficientes para
oferecer proteção adequada aos aparelhos dos consumidores.
Alguns estudos (FARIAS, 1997), (PIANTINI, 2002) demonstram
que é restrito o controle das sobretensões atmosféricas e de manobra, geradas na rede
primária e transferidas para a rede secundária através da utilização de pára-raios de
baixa tensão.
118
Como descreve DE CONTI (2002), os pára-raios de baixa tensão,
quando instalados no secundário do transformador, asseguram a proteção deste
equipamento, entretanto, se forem consideradas as sobretensões transferidas, sua
colocação nesta posição do circuito é capaz de ampliar as sobretensões nas cargas
(em comparação com as sobretensões que seriam verificadas em sua ausência).
“No caso de redes de baixa tensão instaladas em áreas rurais em que
o padrão de entrada do consumidor e o transformador compartilham o mesmo poste,
por outro lado, a presença de pára-raios no secundário do transformador mostrou-se
benéfica não só para o equipamento, mas também para as cargas” (DE CONTI,
2002).
FARIAS (1997) realizou simulações com o programa Microtran
para uma rede de distribuição típica, utilizando um modelo simplificado para o
transformador composto de duas capacitâncias próprias, uma do primário e outra do
secundário, e uma capacitância entre o primário e o secundário. Para sobretensões
transferidas da rede primária para a secundária, através do transformador, concluiu
que a utilização de pára-raios nas redes secundárias oferece, em algumas condições,
uma alternativa na redução da amplitude das sobretensões. Em seu estudo,
considerou uma sobretensão atmosférica padrão (1,2 / 50? s) com 100 kV de valor de
crista.
Dos 58 casos simulados por FARIAS (1997), nos quais foram
abrangidas as combinações do uso de pára-raios de SiC e ZnO no primário do
transformador com pára-raios de baixa tensão (varistores de ZnO) em alguns pontos
da rede secundária, tais como no secundário do transformador, pontos de bifurcação
da rede secundária e extremos da rede secundária, destacam-se as seguintes
conclusões:
-
Se no primário do transformador for usado o pára-raios de SiC, a tensão
no secundário pode chegar a níveis impraticáveis de 17,6 kV.
119
-
O uso de pára-raios de SiC implica na existência de fortes transitórios
eletromagnéticos devido à disrupção do centelhador, gerando elevadas
sobretensões no sistema e ruídos que se propagam ao longo de todo
sistema de distribuição secundário.
-
Se no primário do transformador for utilizado o pára-raios de ZnO, a
tensão no secundário é muito menor que no caso anterior, podendo atingir
2,1 kV.
-
Com a utilização de varistores no secundário do transformador, associado
à utilização de pára-raios de ZnO no primário, reduz-se a sobretensão
diferencial (entre fases e entre fase e neutro), mas não interfere na
sobretensão de modo comum (entre o neutro ou fases e a terra). Portanto,
devido à propagação pelo neutro, induzindo sobretensões nas fases e as
possíveis reflexões de onda incidentes no extremo da rede secundária, a
tensão em alguns pontos pode chegar a 1 kV.
-
A tensão na linha secundária é menor no local onde se encontra um páraraios de baixa tensão (varistor) e aumenta à medida que se distancia deste;
-
Dentre todos os casos simulados, o que mais chegou próximo do ideal foi
o que representa um pára-raios de ZnO no primário do transformador, um
varistor no secundário do transformador e outros ligados nos finais das
ramificações da rede secundária.
PIANTINI et al. (2002), também estudando as sobretensões
transferidas do primário para o secundário do transformador de distribuição,
utilizando um modelo para simulação com os programas EMTP/ATP, concluiu que a
instalação de pára-raios no secundário do transformador e em alguns pontos da rede
secundária ameniza, mas não evita a ocorrência de tensões elevadas nas entradas das
unidades consumidoras.
Ressalta-se que os modelos utilizados por FARIAS (1997) e por
PIANTINI et al. (2002), mesmo possuindo diferenças, possibilitaram conclusões
semelhantes. Contudo, observa-se que não consideraram outras formas de origem de
120
sobretensões, além das transferidas da rede primária para a secundária através do
transformador.
As sobretensões induzidas, também, teriam restrito controle com a
utilização de pára-raios de baixa tensão. Os consumidores ligados no meio dos vãos
sofreriam as maiores sobretensões.
Do que foi exposto, as alternativas de controle dos distúrbios na
rede de baixa tensão da concessionária são importantes e sua implementação pode
oferecer um primeiro estágio de proteção, mas não suficiente para garantir uma boa
proteção aos aparelhos sensíveis dos consumidores.
Considerando que as opções apresentadas ou são inviáveis
economicamente ou não são abrangentes para a proteção contra as sobretensões
transitórias, principalmente as provocadas por descargas atmosféricas, inerentes à
operação de redes aéreas de distribuição de energia, resta a análise da opção pelos
Dispositivos de Proteção contra Sobretensões Transitórias (Surtos) – DPS.
9.1
A proteção oferecida pelos supressores de surtos nas instalações dos
consumidores
Como as alternativas de controle das sobretensões transitórias,
passíveis de serem feitas pelas concessionárias em suas redes, não são suficientes
para garantir adequada proteção aos aparelhos dos consumidores, ganha importância
a alternativa de se prover proteção através da implementação de dispositivos de
proteção na entrada do serviço de energia elétrica (origem da instalação) das
unidades consumidoras atendidas em baixa tensão. A viabilidade dessa alternativa
deve ser analisada como forma de redução do índice de danos elétricos e,
conseqüentemente, de redução dos conflitos entre concessionárias de energia elétrica
e consumidores.
121
Os supressores de surtos, também conhecidos como DPS, são
dispositivos destinados à proteção de aparelhos e equipamentos eletroeletrônicos
contra sobretensões transitórias. Eles atuam desviando as correntes inerentes aos
surtos elétricos e mantendo uma determinada tensão residual em seus terminais.
Há no mercado grande variedade de DPS. Dependendo das
características dos componentes e/ou dos circuitos a serem protegidos, esses
dispositivos podem ser utilizados individualmente ou associados em cascata. A
velocidade de resposta e a capacidade de conduzir corrente (capacidade energética)
são parâmetros básicos para a escolha do dispositivo a ser utilizado.
Algumas normas classificam os DPS, dividindo-os em classes:
-
Classe “A” – para instalação nas linhas aéreas.
-
Classe “B” – para instalação na entrada de serviço de energia elétrica.
-
Classe “C” – para instalação nos quadros de distribuição internos; e:
-
Classe “D” – para instalação nas tomadas e antes dos terminais.
Os DPS classe “A” são projetados para suportarem as intempéries
em que as redes aéreas de baixa tensão estão sujeitas. Normalmente, são compostos
de centelhadores associados com varistores de óxido metálico.
Os DPS classe “B” são projetados para serem instalados em
ambientes abrigados e para suportarem correntes de descargas atmosféricas diretas,
sendo testados na forma de onda impulsiva de corrente 10/350 ? s (microssegundos)
com corrente máxima de 100 kA e apresentam tensões disruptivas residuais máximas
de 4 kV.
Em instalações não sujeitas às descargas diretas, os DPS classe “C”
atendem plenamente às condições de severidade dos surtos nas entradas de serviço
de energia elétrica (quadro de medição). Estes são, geralmente, compostos por óxido
metálico (ZnO) e são projetados para suportarem pelo menos 15 solicitações de
122
correntes induzidas ou amortecidas de 15 a 20 kA na forma de onda impulsiva de
teste 8/20? s, apresentando tensão residual máxima de 1,5 kV. A característica de
reposta de DPS classe “C” é apresentada na figura 26.
Os DPS classe “D” são projetados para correntes induzidas ou
amortecidas de 2 a 6 kA, na corrente impulsiva de teste 8/20? s, apresentando tensão
residual máxima de 0,8 kV. Os mais comuns são os constituídos de semicondutores
com processo operativo baseados no efeito de avalanche.
Pela curva de operação dos DPS classe “C” (figura 26), constata-se
que, para uma tensão de 300 Volts, o dispositivo “absorverá” da linha uma corrente
de aproximadamente 0,1 mA. A cada valor de corrente corresponde uma tensão
residual. Para uma corrente de 3 kA, a tensão residual nos terminais do DPS será de
aproximadamente 800 Volts.
Figura 26 – Curva característica de DPS classe “C”
FONTE: LEITE, 2003
Normas internacionais recomendam a aplicação de dispositivos de
proteção na entrada principal e apontam esta prática como sendo o primeiro passo
123
para a criação de um sistema de proteção dividido por zonas. O conceito de zonas foi
estabelecido porque um dispositivo de proteção aplicado individualmente pode não
atender simultaneamente aos requisitos de tempo de atuação, capacidade de
condução de corrente e, ainda, às características de suportabilidade de tensão dos
aparelhos a serem protegidos face à tensão residual existente durante a operação do
dispositivo.
Baseado nesse conceito, a norma IEC 60.664 adota a filosofia de
fornecer as tensões que os aparelhos devem suportar nas várias categorias da
instalação, enquanto a norma ANSI/IEEE C 62.41 indica os valores esperados das
sobretensões e correntes nas várias partes (categorias) da instalação.
A norma ANSI/IEEE C 62.41 – 1991 segmenta em três categorias a
proteção (C, B e A). O objetivo é obter melhor desempenho da proteção através da
coordenação entre os estágios de dispositivos de proteção, uma vez que os
dispositivos de maior velocidade de resposta possuem pequena capacidade
energética, necessitando serem empregados junto aos aparelhos com, pelo menos,
mais um estágio a montante, com maior capacidade energética. Para a categoria “C”
(entrada de serviço), classifica sobretensões esperadas de até 10 kV e correntes
maiores que 10 kA, na categoria de locação “B” e “A” classifica sobretensões
esperadas de 6kV e correntes, respectivamente de 3kA e 200 A.
As figuras 27 e 28, a seguir, ilustram a filosofia de proteção por
zonas recomendada pela norma ANSI/IEEE C 62.41 -1991.
Figura 27 – Conceito de locação de categorias de proteção nas instalações das
unidades consumidoras (ANSI/IEEE C 62.41 – 1991).
124
Figura 28 - Locação de três estágios (categorias) de proteção
“A”
“B”
“C”
CATEGORIAS
FONTE: ANSI/IEEE C 62.41 – 1991.
A filosofia de proteção por zonas é a coordenação dinâmica entre os
estágios de proteção, denominada de proteção em “cascata”: no instante inicial, o
estágio de maior velocidade (junto ao aparelho) grampeia o impulso e após este
instante, antes de sua capacidade energética ser ultrapassada, o estágio a montante,
mais lento, porém de maior capacidade energética, atua, drenando a maior parcela de
energia para a terra. A indutância própria dos condutores das instalações, no
momento do surto, é importante para a coordenação dos estágios de proteção,
necessitando que se mantenham distâncias adequadas de um estágio para outro.
125
O número de estágios de um sistema de proteção irá depender das
características do aparelho a ser protegido e das instalações elétricas. Os estudos
realizados da norma ANSI/IEEE C 62.41 – 1991 constatam ser suficiente para a
maioria das unidades consumidoras atendidas em baixa tensão a instalação de um
estágio na origem da instalação (quadro de medição), composto por DPS classe “C”,
associado, para os aparelhos mais sensíveis, da utilização de dispositivos de tomada
(DPS classe “D”) com maior velocidade de resposta, tais como os diodos zeners e
transzorbs.
Por razões de capacidade energética e vida útil dos dispositivos de
proteção, esse tipo de sistema de proteção terá melhor eficácia se a concessionárias
proverem um pré-estágio de proteção, através da instalação de pára-raios de alta e
baixa tensão em suas redes.
A tabelas 8, resultado de estudos realizados nos E.U.A., mostram os
valores esperados de corrente e sobretensões nas três localidades (categorias),
baseado na classificação de três seguintes níveis de exposição aos surtos:
-
Baixa exposição: sistemas instalados em localidades com baixa incidência
de descargas atmosféricas, pequena carga ou livres de operação de
chaveamento de capacitores;
-
Média exposição: Sistemas instalados em áreas com média incidência de
descargas atmosféricas e com significativa ocorrência de operações de
chaveamentos na rede; e
-
Alta exposição: São casos mais raros de instalações em regiões com alto
índice de descargas atmosféricas e sujeitas a severas sobretensões de
chaveamento.
A norma IEC 60.664 apresenta um conceito de controle de
sobretensões baseado em quatro categorias. Dependendo da sensibilidade do
aparelho a ser protegido, é estabelecido o número de estágios. A figura 29 apresenta
o conceito de locação das categorias de instalações segundo a IEC.
126
Tabela 8 – Valores esperados de sobretensões transitórias e corrente nos pontos das
instalações (categorias) com relação aos níveis de exposição aos surtos.
Local
Exposição
A1
Baixa
A2
Média
A3
Alta
B1
Baixa
B2
Média
B3
Alta
C1
Baixa
C2
Média
C3
Alta
FONTE: LEITE (2003).
Tensão (kV)
2
4
6
2
4
6
6
10
20
Corrente (kA)
0,07
0,13
0,2
1
2
3
3
5
10
Figura 29 – Conceito de locação de categorias de proteção nas instalações das
unidades consumidoras (IEC 60.664-1 – 1980).
Segundo a norma IEC 60.664-1, a categoria “IV”, linhas aéreas de
baixa tensão e entradas de serviço em baixa tensão (quadros de medição), estabelece
que os aparelhos (ex.: medidor de energia, equipamentos de proteção contra
sobrecorrentes etc..) devem suportar 4 kV de sobretensão transitória. Na categoria
“III”, instalações fixas após a categoria “IV” (quadros de distribuição), é estabelecido
que os aparelhos devem suportar até 2,5 kV. Na categoria “II”, quadros de
subdistribuição e circuitos terminais, aparelhos portáteis que suportam 1,5 kV de
tensão impulsiva poderão ser instalados. A categoria “I”, após a “II” é recomendada
para equipamentos especiais e da tecnologia da informação, que suportam tensão
máxima de 0,8 kV.
A tabela 9 mostra os valores recomendados pela norma IEC 603644-443 de suportabilidade a sobretensões transitórias, de acordo com a categoria dos
aparelhos e equipamentos. Esses valores fazem parte do texto sugerido pela
127
Comissão de Estudos de Instalações Elétricas de Baixa Tensão – CE – 03:064.1(GT
4 – sobretensões) para fazerem parte da nova versão da norma brasileira ABNT NBR
5410, com previsão de ser publicada em 2003.
Destaca-se que o esquema de aterramento dos aparelhos tem
importância fundamental para a implantação de um sistema de proteção. As tensões
fase-fase e fase-neutro afetam diretamente o funcionamento de equipamentos e estão
relacionadas com as tensões operativas admissíveis. As tensões fase-terra e neutroterra dizem respeito à isolação entre as partes vivas e a massa (caixa) dos aparelhos.
Tabela 9 – Categorias dos equipamentos e suportabilidade a sobretensões transitórias
Categoria dos
equipamentos
Nível permissível de sobretensão transitória (kV)
1,2/50 ? s
10/700? s
Tensão nominal Uo da instalação em corrente
Linhas
alternada (V)
elétricas
Monofásico
Trifásico
Monofásico de sinal
115/230
127/220 220/380 220/440
120/240
120/208
127/254
“I”
Equipamento
0,8
1,5
especialmente protegido
“II”
Aparelhos
1,5
2,5
eletrodomésticos e
eletroprofissionais
“III”
Circuitos de distribuição e
2,5
4,0
terminais
“IV”
Localizados na origem da
6,0
6,0
instalação
Valores diferentes de tensão nominal ver IEC 60664-1 e IEC 61663-2
FONTE: BARBOSA (2003)
-
-
-
1,5
Tensões elevadas em relação à terra podem comprometer a isolação
de aparelhos, mas o seu efeito depende da forma de aterramento do equipamento
(TN, TT, IT, etc.). No esquema TN, devido à interligação do condutor de
aterramento e proteção ao neutro (PEN), as elevações de tensão da rede em relação à
128
terra não são praticamente transferidas para o aparelho aterrado, o que não ocorre
com o esquema TT, que possui aterramento independente, não ligado ao neutro do
sistema.
A designação dos aterramentos dos sistemas é feita por duas letras.
A primeira indica como o neutro da fonte é ligado à terra: “T” quando a ligação é
feita diretamente a um eletrodo ou malha de aterramento e, “I” quando a ligação é
feita através de resistência de alto valor. A segunda representa a forma de ligação das
massas (estrutura do aparelho não energizada) à terra: “T” quando a ligação à terra
for feita através de um eletrodo de aterramento independente e não interligado ao da
fonte e, “N” quando a ligação à terra for através do condutor neutro, aterrado no
terminal de origem da instalação.
Desta forma, no esquema de aterramento “TT” a fonte é aterrada em
eletrodo na entrada e as massas são aterradas em outro eletrodo ou malha de terra; no
esquema “TN” a fonte é aterrada em eletrodo na entrada e as massas são aterradas
em um condutor que é aterrado, também, na entrada, junto com o neutro; no esquema
“IT” a fonte não é aterrada ou é aterrada através de resistência de alto valor. Algumas
variações do esquema de aterramento “TN” são feitas, possibilitando as seguintes
subdivisões: “TN-C” quando o condutor de proteção elétrica (PE) for o mesmo
(comum) que o neutro “N”, denominado PEN; “TN-S” quando os condutores “PE” e
“N” forem independentes (separados), tendo apenas conexão no aterramento
principal da instalação (origem); “TN-C-S quando os condutores “PE” e “N” forem
comuns até um certo ponto da instalação, por exemplo, o quadro de distribuição,
onde é feito outro aterramento, e, a partir desse ponto, passam a ser independentes.
Salienta-se que as tensões no neutro podem ser talvez mais críticas
do ponto de vista de segurança pessoal do que do aparelho, considerando que as
tensões consideradas seguras sob o aspecto de choque elétrico são bem inferiores aos
níveis de isolação dos aparelhos usuais de BT.
129
Também o sistema de aterramento constitui fator indispensável para
o desempenho satisfatório de qualquer sistema de proteção.
Uma boa característica de absorção de energia e baixa impedância
de surto constituem os fatores mais importantes de um aterramento para garantir um
bom desempenho de um sistema de proteção.
Um sistema eficiente de proteção contra sobretensões é aquele que
conjuga um bom sistema de aterramento, a equipotencialização e instalação
adequada de DPS.
“Os DPS são necessários porque é impossível equipotencializar alta
freqüência. Contudo, uma boa margem de equalização dos potenciais entre as massas
e aterramento possibilita utilizar DPS de menor capacidade e melhor desempenho
para corrente impulsiva” (MODENA, 2003).
Pelo exposto, conclui-se ser viável a proteção oferecida pelos DPS,
seguindo as recomendações das normas técnicas e experiências internacionais.
9.1.1
Parâmetros e características elétricas dos dispositivos de proteção
Para prover uma proteção efetiva aos aparelhos, os módulos
protetores devem ser compatíveis com a susceptibilidade dos aparelhos e ter vida útil
compatível com o grau de severidade dos distúrbios elétricos.
Para a escolha do tipo de dispositivo deve-se conhecer:
-
Máxima Tensão de Operação Contínua (MTOC): é o valor no qual o DPS
inicia o processo de condução. Essa tensão deve ser estabelecida de acordo com a
tensão nominal da rede. Deve-se considerar para o estabelecimento da MTOC que os
DPS estarão susceptíveis a sobretensões temporárias provocadas por acidentes na
rede elétrica, tais como, por exemplo, falta de neutro ou até mesmo curto-circuito em
outras instalações de tensões mais elevadas. Como qualquer outro componente
130
eletrônico, os DPS também podem sofrer sobrecargas em função de sobretensões
temporárias, porém essas falhas não podem comprometer a segurança das
instalações;
-
Tensão residual (clamping voltage): é o valor de tensão remanescente
durante a atuação da proteção, ou seja, é o valor de tensão garantido pelo sistema de
proteção para grampeamento do impulso. Essa tensão é variável em função da
corrente de surto;
-
Tensão disruptiva (sparkover voltage): é o máximo valor de tensão ao
qual o equipamento a ser protegido fica exposto, no instante anterior à atuação da
proteção (antes de começar a conduzir a corrente do impulso). A tensão disruptiva é
variável, dependente da velocidade de crescimento do impulso (dv / dt);
-
Tempo de resposta: é o tempo decorrido entre a passagem do impulso de
teste pelo valor da tensão de clamping e a atuação da proteção. O ponto de atuação
da proteção caracteriza-se pela última passagem do impulso pelo valor de
“clamping”, sendo que após este instante a tensão nos terminais do protetor é
mantida nos limites especificados de atuação do mesmo.
Existem vários tipos de dispositivos de proteção de surtos elétricos,
dependendo das características dos componentes e dos circuitos a serem protegidos.
Na tabela 10 são apresentadas as características dos principais dispositivos.
Algumas características dos dispositivos apresentadas na tabela 10,
pelo desenvolvimento tecnológico, foram melhoradas. Hoje já se tem disponível no
mercado DPS com maior capacidade energética como, por exemplo, os “Spark Gap”.
Também os DPS MOV (ZnO) e os de base de Diodos de Avalanche de Silício (SAD)
tiveram sua capacidade energética aumentada.
Os DPS à base de ZnO possuem uma melhor relação custobenefício, pois possuem alta capacidade energética, bem como uma enorme gama de
modelos com baixo custo. Associa-se a isso, ainda, um histórico de vários anos de
uso desse componente (ZnO) tanto nas instalações elétricas de baixa tensão como nas
redes de alta tensão.
131
Tabela 10: Principais características dos dispositivos de proteção
Dispositivo
MOV
(Metal
Oxido
Varistor)
Transzorb
(supressores
de
semicondutores –
zener backto-back)
Valores típicos de
operação
- Tempo op.: 25? s;
-Polaridade: bipolar;
- Faixa de tensão:
12 – 1400 V;
- Corrente: de 500 A
a 80 kA (surto de 8 /
20 ?s);
- Pot. pico: 700 kW;
- Energia até 600 J
- Tempo op.: < 100
ps;
- Mono e bipolar;
- Faixa de tensão: 6
– 480 VCA;
- Corrente max.:
200 A para pulso de
1/120s;
- Faixa de potência
de pico: 1,5 a 15
kW;
- Energia até 600 J
Aplicação
Vantagens
Desvantagens
- Supressão de
transientes
em
circuitos
de
potência
e
retificadores
de
potência em baixa
tensão;
Grande
variedade
de
faixa de tensão
e corrente de
operação;
- Bom para
supressão de
surtos de alta
amplitude
e
curta duração;
- Bom tempo de
resposta;
- Longa vida.
- Disponíveis
em
grandes
faixas de tensão
de operação;
- Baixo fator de
limitação
(clamping);
- Velocidade de
resposta
compatível com
a velocidade de
componentes
eletrônicos
mais modernos;
- Longa vida.
- Alta capacitância (> 1000
pF);
- Impedância relativamente
alta
envolvendo
alta
potência na condução;
- Corrente de fuga alta,
inviabilizando seu uso para
alguns
circuitos
de
comunicação;
Características
de
limitação
de
tensão
inferior,
quando
comparado com transzorb.
- Baixa capacidade de
dissipação de energia;
- Normalmente necessita
de proteção primária com
alta
capacidade
de
condução de energia;
- São obtidos
níveis precisos
de limitação de
tensão, mesmo
em circuitos de
baixa tensão;
- Vida longa
- Substancial capacitância
que
varia
com
a
polarização;
- Baixa capacidade de
conduzir energia (menor
que a do tranzorb);
- Apresenta aquecimento
em limitação de tensão.
Dimensão
pequena;
- Capacitância
paralela menor
que 10 pF;
- Disponíveis
com tensão de
disparo
variando de 75
V a 10 kV.
- Imprecisão na tensão de
disparo;
- Baixa capacidade de
reselagem;
- Tempo de operação muito
longo para proteção de
dispositivos do estado
sólido.
- Devido ao seu
rápido tempo de
resposta e baixo
fator de limitação
(clamping),
é
usado
normalmente
como
proteção
secundária (junto
ao aparelho) na
proteção
de
circuitos
transistorizados e
integrados,
dispositivos
MOS, etc.
Diodo
Tempo de op.: 1 - Proteção
Zener
complementar dos
10? s;
-Polaridade CA/CC; circuitos
- Faixa de tensão de transistorizados e
operação: 1,8 – 300 alguns integrados;
V;
- Corrente máxima:
200 A para 0,25 ?s;
- Energia: 100 mJ
Centelhador Tempo op.: 0,1 - - Para proteção de
a gás
equipamentos
10?s;
(bipolar e de
Polaridade: elétricos
tripolar)
potência;
bipolar;
- Faixa de tensão de - Utilizado como
operação: 90 – 2 proteção primária
em
circuitos
kV;
- Corrente max.: 25 híbridos.
kA - surto de 8 / 20
?s;
- Pot. Pico: 50 kW;
- Energia: 50 J
FONTE: LOBO et al. (1988)
132
9.1.2
Custo de um sistema de proteção utilizando DPS
Para estimar o custo de um sistema de proteção tem-se que
considerar o tipo e a quantidade de DPS, a necessidade de dispositivos e materiais
complementares para prover melhor segurança nos casos de falha do DPS e da mãode-obra para a instalação.
Considerando que, para a maioria das unidades consumidoras
atendidas em baixa tensão, a probabilidade de ocorrência de correntes severas de
descargas atmosféricas diretas é muito pequena, os DPS classe “C”, com capacidade
de 10 a 20 kA (15 operações) e tensão residual máxima de 1,5 kV, atenderiam
plenamente às condições impostas na entrada do serviço de energia elétrica (quadro
de medição). Bastando, para os aparelhos mais sensíveis, ser instalado um estágio
complementar classe “D” para a coordenação.
Os preços, a seguir, foram tomados no mês de maio de 2003, com o
Dólar a, aproximadamente, R$ 3,00.
O custo médio, no mercado nacional, dos DPS classe “C” com
capacidade de 30 kA a 45 kA à base de varistor de óxido de zinco, que possuem
associado a ele um dispositivo de desconexão térmica (sobretemperatura) e elétrica
(sobrecorrente), além de possuir sinalização de estado de operação, é de R$ 70,00
(setenta reais). Um protetor classe “D” (de tomada) tipo SAD tem custo médio de R$
20,00 (vinte reais).
Sendo a maioria das unidades consumidoras atendidas no sistema
bifásico a três fios (2 fases e neutro), considerando um sistema de aterramento TN,
empregado também em grande quantidade das instalações, seriam necessárias 2
unidades monofásicas para o provimento da proteção na entrada de serviço.
Adicionando-se 30% a título de materiais eventualmente necessários para a revisão
do sistema de aterramento (hastes de aterramento) e dispositivo de proteção
sobrecorrente de retaguarda, tem-se um custo de materiais de R$ 182,00 (cento e
133
oitenta e dois reais). Se considerarmos o valor da mão-de-obra como 40% do valor
dos materiais, um sistema de proteção composto de DPS para a entrada do serviço de
energia elétrica custaria cerca de R$ 250,00 (duzentos e cinqüenta reais).
Adotando-se uma vida útil média de 20 anos de operação para esse
sistema, corresponderia a um custo mensal de, aproximadamente, R$ 1,00 (um real).
Salienta-se que qualquer análise de viabilidade econômica necessitará levar em conta
o benefício não só da diminuição do risco de queima de aparelhos eletroeletrônicos,
mas, também, das perdas por perturbações operacionais.
9.2
Estudo da norma ABNT - NBR 5410
A norma brasileira de instalações elétricas de baixa tensão, da
Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT, hoje NBR 5410, teve sua
primeira edição em 1941. Seguiram-se as revisões de 1960, 1980, 1990 até a edição
mais recente em 1997, que se encontra em processo de revisão, com previsão para
ser publicada no final de 2003.
Baseada na norma internacional IEC 60364: Electrical Installations
of Buildings, a NBR 5410 fixa as condições que as instalações de baixa tensão (com
tensão de operação menor ou igual a 1000 Volts) devem atender, aplicando-se a
instalações novas e a reformas em instalações existentes. Sua cobertura é ampla,
abordando as edificações residenciais, comerciais e industriais em geral.
No tocante à proteção contra sobretensões provenientes de faltas e
manobras nas redes da concessionária, fenômenos de ressonância e de descargas
atmosféricas conduzidas pela rede de alimentação, a NBR 5410 faz varias
abordagens nos seus diversos capítulos. A primeira menção ao tema aparece no item
1.3.4 – Proteção contra sobretensões: “As pessoas, os animais domésticos e os bens
devem ser protegidos contra as conseqüências prejudiciais devidas a uma falta
elétrica entre as partes vivas de circuitos com tensões nominais diferentes e a outras
134
causas que possam resultar em sobretensões (fenômenos atmosféricos, sobretensões
de manobra, etc.)”.
No item 5.4.3.2, a norma faz a primeira alusão à eventual
necessidade de utilizar dispositivos de proteção contra sobretensões: “Em instalações
alimentadas por rede de distribuição em baixa tensão situadas em zonas expostas a
raios, se necessário, devem ser instalados, na origem da instalação, dispositivos
adequados de proteção contra sobretensões, do tipo não curto-circuitante, tais como
pára-raios de resistência não-linear de baixa tensão (pára-raios secundário)”.
O tipo “não curto-circuitante” descrito para os Dispositivos de
Proteção contra Sobretensões (DPS), impõe a distinção dos dois tipos de
classificação, a saber:
-
curto-circuitante, que apresenta uma alta impedância na ausência de surto,
que é bruscamente reduzida a um valor baixo em resposta a um surto;
-
não curto-circuitante (ou limitador de tensão), que apresenta uma alta
impedância na ausência de surto, que vai sendo reduzida continuamente
com o crescimento do surto. Normalmente, esse tipo de DPS apresenta
tensões de limitação / referência e residual inferior a 120% do valor de
pico da tensão nominal.
No item 5.7.5, são descritas, genericamente, as medidas de proteção
contra sobretensões, destacando-se o parágrafo 5.7.5.2: “Os dispositivos de proteção
contra sobretensões podem ser necessários na origem da instalação, nos pontos de
entrada ou saída dos condutores referidos 5.4.3.1-e), junto aos equipamentos e,
eventualmente, também ao longo da linha”.
Verifica-se que a idéia central contida no parágrafo 5.7.5.2 é que a
proteção contra sobretensões deva ser feita em “cascata”, ou seja, deve-se atenuar
uma parte considerável do sinal na entrada da instalação e reduzi-lo mais um pouco
ao longo da linha e “matá-lo” definitivamente junto ao equipamento.
135
Na parte 6, que é aquela dedicada à seleção e instalação dos
componentes da instalação, volta-se a abordar com maior ênfase os critérios que
devem ser respeitados para a seleção de DPS. É o que a seção 6.3.5 se dedica a
apresentar:
-
em 6.3.5.1, basicamente, são indicados os tipos de dispositivos aceitos,
enfocando que quando for utilizada proteção em cascata deve ser efetuada
a adequada coordenação;
-
em 6.3.5.2, descreve que os dispositivos de proteção contra sobretensões
devem ser instalados na origem da instalação e descreve como devem ser
ligados em cada um dos esquemas de aterramento (TN, TT e IT).
Destaca-se a recomendação feita na Nota 2: “Não é aconselhável, em
princípio, prever equipamentos de tecnologia da informação (ver 6.4.8)
em instalações com esquema TT ou IT”. O termo “equipamento de
tecnologia da informação” é a denominação genérica aplicada a
equipamentos
eletrônicos
sensíveis,
como
computadores,
centrais
telefônicas, aparelhos de fax etc. As figuras 30, 31, 32, 33, 34, 35 e 36
ilustram as formas de ligação dos protetores, nos diversos esquemas de
aterramentos, sendo válidas para a instalação do dispositivo na origem
(interface com a rede da concessionária, logo após o medidor) ou entrada
da instalação;
-
em 6.3.5.3, é recomendado que se faça uma avaliação da necessidade da
utilização de dispositivos de proteção suplementares ao longo da
instalação e junto aos equipamentos mais sensíveis;
-
em 6.3.5.4, admite-se o emprego de um único conjunto de dispositivos de
proteção, instalado na origem da instalação, cabendo as recomendações
nas Notas 1 a 3: para sistemas de baixa tensão em 60 Hz com até 127 V e
220 V nominal à terra, devem-se utilizar dispositivos de proteção contra
sobretensões do tipo não curto-circuitante, como pára-raios secundários,
136
com tensão contínua/nominal, respectivamente, 175 V e 280 V, tensões
de referência/proteção e residual com valor máximo de crista para ambas
de 700 V e corrente nominal de 10 kA (ou 20 kA nas áreas críticas);
NOTA: A norma não considerou, para a recomendação da Máxima Tensão de
Operação Contínua (MTOC), as possíveis sobretrensões temporárias que
podem ocorrer na rede elétrica. Essa questão está sendo revista na nova
versão.
-
em 6.3.5.5, é dito que os “condutores de energia e de sinal que entram na
edificação devem convergir, sempre que possível, para um mesmo ponto”
e, a partir desse ponto, também devem seguir caminhos próximos,
paralelos, porém, em condutos separados. Disso se identifica já a
preocupação da norma com a compatibilidade eletromagnética. A
recomendação de que os condutores trilhem caminhos próximos visa à
diminuição da indutância mútua entre os circuitos, reduzindo-se, dessa
forma, as eventuais tensões e correntes induzidas nos condutores
(interferências nos circuitos de sinal). Já as razões para o emprego de
condutos separados são a facilidade de manuseio, a identificação de
condutores, a segurança das pessoas no manuseio dos circuitos etc.. Ainda
em 6.3.5.5, a norma prescreve que os circuitos destinados a alimentar
equipamentos de tecnologia da informação façam uso de condutos
fechados de material ferromagnético, aterrados e com continuidade
elétrica assegurada;
-
em 6.3.5.6, a norma recomenda que nos casos em que o quadro geral de
distribuição da instalação distar mais que 10 metros da origem da
instalação (ponto logo após o medidor), e a planta do local indicar a
impossibilidade de equipotencialização entre o quadro e a origem, os dois
pontos devem ser objetos de proteção através da instalação de DPS
coordenados;
137
-
em 6.3.5.9 e 6.3.5.10, explica-se como devem ser ligados os dispositivos
contra sobretensões destinados a proteger diretamente equipamentos de
tecnologia da informação. Caso os equipamentos sejam alimentados entre
fases – o que é recomendado pela norma – sem o uso do neutro, DPS
devem ser ligados entre cada uma das fases e o condutor PE do circuito.
Caso os equipamentos sejam alimentados entre fase e neutro, os DPS
devem ser ligados entre fase e neutro e entre o neutro e o PE.
No tocante à proteção contra quedas e faltas de tensão, a NBR 5410
também faz várias abordagens. Em 5.7.6 – Medidas de proteção contra quedas e
faltas de tensão - a norma diz que devem ser previstos dispositivos de proteção de
equipamentos que possam ser danificados pela ocorrência de quedas ou faltas de
tensão. No item 6.3.6 são apresentadas as especificações que os dispositivos de
proteção (ex.: relés de subtensão) devem atender.
Pelo exposto, observa-se que a NBR 5410, seguindo orientações de
normas internacionais, deu a devida importância ao tema. Contudo, constata-se que
ela não obriga, apenas recomenda a utilização de dispositivos de proteção contra
sobretensões transitórias. Mas, por sua leitura, fica evidente que, sabendo-se que as
instalações elétricas e, principalmente, os aparelhos estão sujeitos à ação dessas
sobretensões, não se pode omitir, ignorando o assunto.
138
Figura 30: Instalação de Dispositivos de Proteção contra Sobretensões (DPS) em
esquemas de aterramento TN
FONTE: Guia EM da NBR 5410
LEGENDA:
1 Origem da instalação;
2 Quadro de distribuição;
3 Terminal de aterramento principal;
4 DPS;
5 Conexão de aterramento dos DPS (5a ou 5b);
6 Aparelhos a serem protegidos;
F Dispositivo de proteção indicado pelo fabricante do DPS (por ex.,
fusível, disjuntor, DR);
RA Eletroduto de aterramento (resistência de aterramento) da
instalação;
RB Eletroduto de aterramento (resistência de aterramento) da
alimentação.
139
Figura 31: Instalação de Dispositivos de Proteção contra Sobretensões (DPS) em
esquemas de aterramento TT, a jusante do dispositivo diferencial-residual (DR)
FONTE: Guia EM da NBR 5410
LEGENDA:
1 Origem da instalação;
2 Quadro de distribuição;
3 Terminal de aterramento principal (TAP);
4 DPS;
5 Conexão de aterramento dos DPS (5a ou 5b);
6 Aparelhos a serem protegidos;
7 Dispositivo diferencial-residual (DR);
F Dispositivo de proteção indicado pelo fabricante do DPS (por ex.,
fusível, disjuntor, DR);
RA Eletroduto de aterramento (resistência de aterramento) da
instalação;
RB Eletroduto de aterramento (resistência de aterramento) da
alimentação.
140
Figura 32: Instalação de Dispositivos de Proteção contra Sobretensões (DPS) em
esquemas de aterramento TT, a montante do dispositivo diferencialresidual (DR)
FONTE: Guia EM da NBR 5410
LEGENDA:
1 Origem da instalação;
2 Quadro de distribuição;
3 Terminal de aterramento principal (TAP);
4 DPS;
5 Conexão de aterramento dos DPS (5a ou 5b);
6 Aparelhos a serem protegidos;
7 Dispositivo diferencial-residual (DR);
F Dispositivo de proteção indicado pelo fabricante do DPS
(por ex., fusível, disjuntor, DR);
RA Eletroduto de aterramento (resistência de aterramento) da
instalação;
RB Eletroduto de aterramento (resistência de aterramento) da
alimentação;
141
Figura 33: Instalação de Dispositivos de Proteção contra Sobretensões (DPS) em
esquemas aterramento IT, a jusante do dispositivo diferencial-residual
(DR)
FONTE: Guia EM da NBR 5410
LEGENDA:
1 Origem da instalação;
2 Quadro de distribuição;
3 Terminal de aterramento principal (TAP);
4 DPS;
5 Conexão de aterramento dos DPS (5a ou 5b);
6 Aparelhos a serem protegidos;
7 Dispositivo diferencial-residual (DR);
F Dispositivo de proteção indicado pelo fabricante do DPS
(por ex., fusível, disjuntor, DR);
RA Eletroduto de aterramento (resistência de aterramento) da
instalação;
RB Eletroduto de aterramento (resistência de aterramento) da
alimentação;
142
Figura 34: Instalação de Dispositivos de Proteção contra Sobretensões (DPS classe
“C” trifásico) em esquemas de aterramento TN-C
FONTE: LEITE (2003)
143
Figura 35: Instalação de três estágios de Dispositivos de Proteção contra
Sobretensões (DPS - classe “B”, “C” e “D”) em esquemas de aterramento
TN-S
FONTE: LEITE (2003)
Figura 36: Instalação de três estágios Dispositivos de Proteção contra Sobretensões
(DPS - classe “B”, “C” e “D”) em esquemas de aterramento TN-C-S
FONTE: LEITE (2003)
144
10 UMA PROPOSTA PARA A ADEQUAÇÃO DO PROBLEMA
As estatísticas de PID apresentadas demonstram que o arcabouço
regulatório, fruto da reestruturação do setor, não é suficiente para evitar os problemas
relacionados à ocorrência de danos elétricos causados por sobretensões transitórias.
Os PID, cada vez mais abundantes por causa do amadurecimento da convivência da
sociedade com o ambiente de reforma do Estado, são cada vez mais incertos por
causa do fortalecimento da tendência de captura do regulador pela concessionária
regulada.
As principais incertezas, como demonstradas no trabalho, são
geradas pela falta de registros de ocorrências de anomalias na rede da concessionária
e pela conseqüente dificuldade do estabelecimento do nexo de causalidade entre a
ocorrência do dano e as anomalias no sistema elétrico.
O caráter aleatório das ocorrências de sobretensões transitórias
impõe, para que se tenha registro, a necessidade de instalação de registradores
especiais (oscilógrafos) em vários pontos da rede elétrica ou até nos pontos de
entrada das unidades consumidoras. São muitos casos, logo, é inviável a obtenção
desses registros comprobatórios, bem como o estabelecimento, pelo órgão regulador,
de limites de sobretensões transitórias (padrões de qualidade) para serem obedecidos
pelas concessionárias. Estabelecer até que é possível. A fiscalização eficiente é que é
inviável.
O índice acentuadamente crescente de PID, aliado à intensificação
da utilização de cargas mais sensíveis aos distúrbios da tensão elétrica, está a
demonstrar que o problema tende a se agravar se medidas não forem tomadas a fim
de minorar o risco de danos. O quanto antes forem sendo implementadas medidas de
proteção, menores serão os impactos sócio-econômicos futuros.
Pelo estudo realizado, não se evidenciou, nas concessionárias
paulistas, nenhuma medida visando à redução de ocorrências de danos causados por
sobretensões transitórias. As poucas ações de algumas foram concentradas no
145
aprimoramento das metodologias de avaliações da pertinência de PID. Essas ações
acirram o problema, pois têm por finalidade a rejeição e conduz ao aumento do
índice de indeferimentos de PID.
Apesar do ordenamento legal brasileiro ter adotado a teoria do risco
administrativo, impondo responsabilidade objetiva às concessionárias, é necessário
que haja nexo de causalidade, visto que não há responsabilidade sem causa. Daí ser
imprescindível o registro das sobretensões transitórias, mesmo porque somente com
esses dados poder-se-ia avaliar se elas tiveram potencial suficiente para causar o
dano no aparelho.
O modelo de regulação econômico-financeira deixa mais evidente
que o problema deve passar a ser tratado por uma regulamentação técnica, que defina
os meios para redução do índice de danos, uma vez que, com os aumentos de PID e
dos gastos em indenizações, aumentam-se as possibilidades das concessionárias não
obterem cobertura tarifária. Como conseqüência, os direitos dos consumidores
poderão acabar sendo preteridos porque as concessionárias acabarão apresentando
maiores empecilhos à efetivação das indenizações.
Restrições também impedem a solução por meio da contratação de
seguro. Caso esta for feita pelo consumidor, com exceção de alguns casos de
aparelhos de altíssimo valor, o custo mostrará ser melhor investir na instalação de
sistemas de proteção. Se pela concessionária, por ser grande a incidência de danos e
indenizações de pequeno valor, pela lógica de mercado, o prêmio que a
concessionária pagaria para a companhia seguradora logo demonstraria não ser
opção vantajosa. Adicionando-se a isso a falta de nexo de causalidade, impor-se-iam
as mesmas dificuldades para a efetivação de pagamento pelas seguradoras.
A redução do índice de danos, principalmente os causados por
sobretensões transitórias, atingiria o âmago do problema. Reduzindo-se o índice de
danos,
reduzem-se
os
prejuízos
econômicos,
ora
do
consumidor,
concessionária e, conseqüentemente, as chances de conflito entre eles.
ora
da
146
Cabe à investigação acadêmica propor solução. A função acadêmica
é propor e tornar pública a proposta. A sociedade mantém a universidade pública
para isso e para ela publicar o conhecimento adquirido. Se a proposta vai ser
utilizada pela sociedade, é outra história. Então, este trabalho passa a descrever a
proposta que oferece no cumprimento de seu papel acadêmico.
Considerando a eficiência e viabilidade técnica dos sistemas de
proteção capazes de mitigar a ocorrência de danos causados por sobretensões
transitórias,
propõe-se,
como
medida
para
a
redução
dos
conflitos entre
consumidores e concessionárias, a instalação de um estágio de Dispositivos de
Proteção contra Sobretensões transitórias (DPS) na entrada do serviço de energia
elétrica (quadro de medição) das unidades consumidoras atendidas em baixa tensão
(grupo B), baseado nos critérios estabelecidos pela norma brasileira ABNT – NBR
5410.
A instalação do estágio de proteção da entrada do serviço de energia
elétrica deve ser o ponto de partida para prover maior e mais eficiente proteção.
A implementação dessa proposta certamente reduziria os conflitos,
mas há um dilema a ser analisado: - A quem compete a responsabilidade pela
instalação e pelos custos?
Para melhor análise dessa questão, necessário se faz verificar as
barreiras em se estabelecer, exclusivamente, a responsabilidade às concessionárias ou
aos consumidores.
10.1 Possíveis conseqüências do ato de obrigar as concessionárias a instalar os
DPS
Ao se buscar estabelecer às concessionárias a responsabilidade pelo
provimento do estágio de proteção (DPS) na entrada do serviço de energia elétrica
das unidades consumidoras, defronta-se com várias implicações contrárias.
147
Uma primeira implicação contrária e que, certamente, seria usada
pelas concessionárias como objeção a qualquer determinação é o que está disposto
nos Contratos de Concessão onde, na cláusula que trata das “Condições de Prestação
dos Serviços”, está descrito: (“Na prestação dos serviços referidos neste contrato, a
CONCESSIONÁRIA
terá
ampla
liberdade
na
direção
de
seus
negócios,
investimentos, pessoal e tecnologia ...”).
Outro fator de defesa das concessionárias é o que está disposto no
Art. 9o . e complementado no Art. 10o ., respectivamente, da Resolução Aneel No. 456:
(“O ponto de entrega de energia elétrica deverá situar-se no limite da via pública com
o imóvel em que se localizar a unidade consumidora...”) e (“Até o ponto de entrega,
a concessionária deverá adotar todas as providências com vistas a viabilizar o
fornecimento, observadas as condições estabelecidas na legislação e regulamentos
aplicáveis, bem como operar e manter o seu sistema elétrico”). Como o sistema de
proteção deve ser instalado internamente à unidade consumidora, poder-se-ia
entender ser de responsabilidade do consumidor.
Nessa linha, o disposto na alínea “a”, inciso I do Art. 3o . da
Resolução Aneel No. 456, reiterado no item 1 da cláusula quarta do Contrato de
Adesão, define que compete ao consumidor a adequação técnica das instalações
internas da unidade consumidora, de acordo com as normas oficiais brasileiras, no
caso, incluem-se as da Associação Brasileira de Normas Técnicas, em particular a
NBR 5410.
Na mesma linha está o disposto no Art. 102 da Resolução Aneel No.
456, ao estabelecer no caput e no parágrafo único, respectivamente: “É de
responsabilidade do consumidor, após o ponto de entrega, manter a adequação
técnica e a segurança das instalações internas da unidade consumidora. As
instalações internas que vierem a ficar em desacordo com as normas e/ou padrões a
que se refere a alínea “a”, inciso I, art. 3o , e que ofereçam risco à segurança de
pessoas ou bens, deverão ser reformadas ou substituídas pelo ‘consumidor’.”
148
Outro fator importante para se analisar é que, ao se estabelecer a
responsabilidade para as concessionárias, há que se considerar que elas deverão
poder ter cobertura tarifária para os investimentos, necessária para manter o
equilíbrio econômico-financeiro. Isso teria um peso na tarifa que, certamente, pelos
índices e valores atuais, se mostrariam inviáveis perante o risco de danos.
Segundo BLANCHET (1999), as concessionárias tem o direito de
ter revisão tarifária para as inovações destinadas a manter a atualidade do serviço,
que resultem de fatores que justificariam a revisão contratual para manutenção do
equilíbrio econômico-financeiro do contrato, como seria, por exemplo, o caso de
atualizações que só se tornaram necessárias em razão de alterações do contrato
determinadas unilateralmente pelo poder concedente, mas que não teriam sido, em
condições normais, exigíveis.
Observando-se que o risco de danos por sobretensões transitórias
pode variar por vários motivos, podendo, pelo menos, serem classificadas áreas com
baixo, médio e alto risco de exposição, e considerando as características das cargas
dos consumidores, como por exemplo, susceptibilidade, quantidade, valor etc...,
poder-se-iam estabelecer critérios para a seleção das unidades consumidoras – o que
está em estudo no processo de revisão da norma ABNT NBR 5410 – em que deveria
a concessionária obrigatoriamente instalar DPS. Essa alternativa, considerando
necessária a concessão de cobertura tarifária para os custos de instalação dos
sistemas de proteção, poderia ferir o princípio da isonomia. Os consumidores não
selecionados estariam sendo preteridos, pois participariam financeiramente em um
benefício particular. Assim, essas pessoas teriam, de inopino, sacrificadas suas
rendas familiares, ao ter que arcar com o pagamento de tarifa, a mesma dos usuários
privilegiados com a instalação do sistema de proteção.
A obrigatoriedade da concessionária, referente à isonomia no
tratamento de seus consumidores é um princípio legal e está, também, estabelecida
contratualmente e no Art. 122 da Resolução Aneel No. 456: “A concessionária deverá
observar o princípio da isonomia em todas as decisões que lhe foram facultadas nesta
149
Resolução, adotando procedimento único para toda a área de concessão outorgada”.
Também melhor análise carecia ser realizada, pois em se tendo riscos diferentes é
controverso se ter o mesmo tratamento para todos os consumidores.
10.2 Possíveis conseqüências do ato de obrigar os consumidores a instalar os
DPS
Ao se buscar estabelecer aos consumidores a responsabilidade pelo
provimento do estágio de proteção (DPS) na entrada do serviço de energia elétrica,
defronta-se, também, com várias implicações contrárias.
A
responsabilidade
primeira
para
o
implicação
consumidor,
contrária
é
indiretamente
que,
se
ao
se
permitiria
imputar
que
as
concessionárias passassem a não indenizar danos causados por sobretensões
transitórias. Em se tendo instalado o sistema de proteção, poderia ser alegado pelo
concessionário ser caso excludente de responsabilidade (caso fortuito ou de força
maior), pois mesmo com um sistema de proteção não foi possível evitar o dano, mais
justa seria a alegação para os casos quando o consumidor não dispusesse de proteção.
Logo se vê que a transferência da responsabilidade ao consumidor é
contrária ao ordenamento legal brasileiro, que estabelece responsabilidade objetiva
às concessionárias pelo risco do negócio. Assim, como foi estudado, os surtos
danosos são transferidos pela rede elétrica, e às concessionárias cabem as iniciativas
necessárias para que seus consumidores não tenham prejuízos.
Conforme o disposto no Art. 17 da Resolução No. 456, os
consumidores são responsáveis pelo controle das cargas susceptíveis de provocar
distúrbios ou danos no sistema elétrico da concessionária ou nas instalações e/ou
equipamentos elétricos de outros consumidores, facultando à concessionária impor
exigências que vão desde a instalação de equipamentos corretivos, até o
ressarcimento de indenizações por danos acarretados a outros consumidores, por
outro lado, deve ser a concessionária responsável pelo provimento dos sistemas de
150
proteção contra as sobretensões transitórias que em suas redes surgem e por elas são
transmitidas aos consumidores. Este é outro ponto a considerar.
Não justifica responsabilizar o consumidor somente por ser mais
eficiente um sistema de proteção contra sobretensões transitórias, instalado após o
ponto de entrega, ou seja, internamente à unidade consumidora, onde as técnicas de
equipotencialização são mais eficientes.
O disposto no inciso V do Art. 9o . da Resolução Aneel 456
(“havendo conveniência técnica e observados os padrões da concessionária, o ponto
de entrega poderá situar-se dentro do imóvel em que se localizar a unidade
consumidora”)
ratifica
o
descrito
no
parágrafo
anterior,
pois
permite
à
concessionária, por conveniência técnica, que é o caso em questão, adequar o ponto
de entrega às necessidades técnicas, impondo a guarda do DPS ao consumidor, tal
qual já o faz para o medidor de energia.
Por oportuno, observa-se, também, que os medidores eletrônicos,
mais sensíveis, que estão substituindo os eletromecânicos, estariam, com os DPS
instalados a montante e junto ao quadro de medição, melhor protegidos contra os
surtos. Isso, certamente, é do interesse do concessionário.
Também não se pode desconsiderar que, na maioria dos casos, os
consumidores se encontram despreparados para atuarem nesta área técnica. Grandes
riscos estarão correndo se comprarem qualquer tipo de DPS e de contratarem
profissionais despreparados para a instalação. Dessa forma, pode-se não ter a devida
proteção buscada, além de ficarem expostos aos riscos de explosão dos DPS por má
qualidade e, principalmente, por não terem sido observadas as recomendações das
normas para seleção e instalação.
As concessionárias dispõem de um corpo técnico em melhores
condições de dimensionar, instalar e monitorar os sistemas de proteção. Também, o
151
seu poder de negociação com os fabricantes de DPS deve ser considerado,
objetivando-se chegar a custos módicos para a implementação desses sistemas.
10.3 Análise das formas de rompimento do dilema
As
implicações
em
se
estabelecer,
exclusivamente,
a
responsabilidade às concessionárias ou aos consumidores demonstram ser a questão
um dilema que, para ser rompido, outros aspectos devem ser abordados.
Mesmo com as análises de viabilidade da instalação dos sistemas de
proteção sinalizarem que, considerados os atuais índices de danos e as tendências de
crescimento, no longo prazo é opção acertada, no curto mostra-se ter custo direto ou
indireto (via tarifa) não suportável por grande parte dos usuários do serviço público
de energia elétrica. Assim, o dilema fica configurado, pois o custo dos sistemas de
proteção, no curto prazo, leva ao desequilíbrio, dificultando ao órgão regulador
cumprir seu papel mediador.
A mediação é uma novidade no setor elétrico. Uma função criada
pela reforma do Estado; um papel novo para os militantes do setor; uma nova
sabedoria que se vai reclamar dos engenheiros eletricistas.
Cumpre exercitá-la. Envolve três atores, os dois em litígio e o que
regula interesses, o mediador.
É perceptível que ela não é cômoda aos engenheiros. E não há como
eletricistas não estarem participando das transações de busca de equilíbrio no setor
elétrico. Cumpre exercitá-la, como cumpre à universidade estar debatendo o tema em
seus trabalhos acadêmicos, trazendo pesquisadores, estudantes de graduação,
professores e doutorandos ao debate aberto.
Este trabalho de pesquisa esbarrou em um dilema. Algo que no
escritório estaria na esfera do burocrático; na administração seria da esfera do
152
advogado esperto que defende os interesses dos acionistas acima de qualquer outro
valor; na sala de aula um ponto chato e sem interesse técnico maior; na vida nacional
é um problema polarizado entre o cidadão, a empresa e o Estado que se agrava
rapidamente. O problema tem uma solução técnica, mas para implementar essa
solução há duas alternativas configuradas. Nenhuma das duas alternativas é uma boa
solução, e isto é justamente o que se chama de dilema.
Diz a lógica que dilema não se resolve: se solução houvesse, ele não
existiria!
Dilema se rompe.
Cabe à Aneel, como mediador por força da lei, manejar suas
competências para romper esse dilema. Deverá fazê-lo arbitrando os ônus de forma
viável e equilibrada, contrabalançando as obrigações das concessionárias e dos
consumidores, criando incentivos ou restrições de forma a consagrar o interesse
público.
Dessa forma, o interesse público deve ser o caminho a ser trilhado
para sobrepujar o dilema. A realidade sócio-econômica brasileira por si só mostra
que medidas impositivas em qualquer dos extremos certamente não seria opção
acertada. Os custos dos sistemas de proteção seriam refletidos para a sociedade, que
teriam dificuldades para assumi-los.
Neste contexto, o enfoque educacional mostra-se como alternativa
de melhor aderência para o rompimento do dilema. A conscientização de todos os
envolvidos, inclusive do Poder Judiciário, permitiria avanços consideráveis. Em
conformidade com o Art. 100 da Resolução Aneel No. 456, a concessionária, por
determinação da Aneel, deveria realizar campanhas de divulgação e orientação a
respeito do problema.
153
Um serviço de instalação de sistemas de proteção deveria ser criado
em todas as concessionárias, obedecendo ao disposto nos artigos 109 e 110 (“Os
valores dos serviços cobráveis serão definidos por meio de Resoluções específicas da
Aneel”) da Resolução Aneel No. 456 e podendo atender satisfatoriamente a todos os
consumidores que desejarem contratar esse serviço “ancilar”.
O Contrato de Prestação de Serviço Público de Energia Elétrica
para Unidades Consumidoras Atendidas em Baixa Tensão, também conhecido como
Contrato de Adesão, em sua Cláusula Sexta: Da Execução e Cobrança de Outros
Serviços, permite à concessionária:
1)
“Executar outros serviços que não estejam vinculados à prestação de
serviços públicos de energia elétrica, desde que o consumidor, por sua
livre escolha, decida por contratar”;
2)
“Incluir na fatura, de forma discriminada, a cobrança de outros
serviços, desde que autorizada antecipadamente pelo consumidor”.
As agências de desenvolvimento, como, por exemplo, o Banco
Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES poderiam ser
chamados a financiar aos consumidores a instalação dos sistemas de proteção, via
concessionária ou empresas certificadas pelas concessionárias.
Também, na medida em que as concessionárias começassem a
perceber aumento dos prejuízos referentes às indenizações que não têm cobertura
tarifária, elas poderiam instalar DPS nas unidades consumidoras mais críticas, sem
ônus aos consumidores.
A obrigação legal da concessionária deve ser melhor entendida pela
sociedade, da mesma forma que a sociedade deve compreender melhor que se deve
garantir o direito à indenização de PID justo, apenas o que é justo que a
concessionária pague, que se deve coibir os abusos, ou seja, não há porque indenizar
os danos em que o sistema elétrico não tenha sido responsável.
154
Os esclarecimentos fazem parte do ato de mediação que este
trabalho propõe.
As concessionárias conscientes de suas responsabilidades deveriam
buscar melhores subsídios para as avaliações de pertinência de PID sem causa
registrada. Os efeitos característicos que sobretensões transitórias causam nos
aparelhos poderiam ser melhor estudados. Juntando-se a isto, registradores de
descargas atmosféricas poderiam dizer se no período em que ocorreu o dano houve a
possibilidade de ter ocorrido surtos na rede elétrica. Na Alemanha, há companhias de
seguros que compram os registros de descargas atmosféricas, são clientes dos
laboratórios que registram local, hora, intensidade e polaridade do raio, para pautar
decisões de pagamento de prêmios para sinistros atribuídos à natureza e suas
descargas. No Brasil, a Companhia Energética de Minas Gerais – Cemig tem
utilizado um sistema de previsão e de registro de descargas atmosféricas para melhor
gerenciar seu sistema.
Cabe ressaltar, por oportuno, que nem sempre o consumidor sabe o
momento exato em que ocorreu o dano em seu aparelho, as vezes nem o dia. Como
isso já traz dificuldades para que se consiga a indenização dos danos causados por
eventos de “regime permanente” e que, também, o fato de ter o registro da ocorrência
de descargas atmosféricas não confere a certeza e sim a suposição ou eventualidade
de que sobretensões danosas ocorreram, deve-se considerar que os registros de
descargas atmosféricas concorreriam, mas não resolveriam todos conflitos. Mesmo
porque, há outros tipos de surtos (chaveamentos) não registrados, além do que, essa
medida não tem ação preventiva.
O consumidor tem o direito de receber informações e à
concessionária compete prestá-las. Informações sobre o risco ou grau de exposição
das unidades consumidoras serviriam para subsidiar decisões dos consumidores pela
instalação dos dispositivos protetores.
155
Enquanto não houver melhor conscientização, pouco se vai fazer e o
problema que é, ainda, incipiente, pode tomar grandes proporções, causando grandes
prejuízos para a sociedade brasileira o que, certamente, não é o interesse público.
Salienta-se que a sociedade brasileira, durante o período do racionamento de energia,
já demonstrou reagir surpreendentemente diante das dificuldades e desafios impostos
e parece estar atenta aos problemas do setor elétrico e disponível a participar de
campanhas com respostas existentes.
A Aneel, adotando a forma de abordagem descrita, favorecendo não
a imposição de obrigações, mas a busca do consenso e da mediação de interesses,
sem perder de vista a tutela dos interesses gerais da sociedade, estaria realizando uma
regulação ativa.
Cumprindo a mediação. Cumprindo seu papel.
Um aspecto que foi abordado no trabalho, na parte que trata da
experiência européia e que guarda relação direta com o problema, diz respeito à
qualidade dos aparelhos colocados no mercado nacional. Os fabricantes dos
aparelhos eletroeletrônicos encontram-se inseridos em um mercado competitivo, com
produtos de custo mínimo, existindo um inerente desinteresse em adicionar aos
aparelhos características mais flexíveis, ou seja, de maior suportabilidade aos
distúrbios na rede elétrica. Assim, vem deixando a responsabilidade de possíveis
falhas à concessionária e aos seus próprios consumidores.
A proposta se complementa deixando para a Aneel, para a sociedade
e para os seus representantes no Poder Legislativo, a idéia de tratar da
susceptibilidade dos aparelhos elétricos produzidos e comercializados no Brasil. É
necessária a conscientização da sociedade, baseada no fato que, lá em suas matrizes,
os fabricantes são obrigados a oferecer um grau de qualidade imposto por normas
técnicas locais mais exigentes e, justo no Brasil, país tropical, recordista de dias de
trovoadas, por um relaxamento com o objetivo de reduzir custos, os fabricantes, de
modo geral, se permitem oferecer qualidade inferior.
156
Na figura 13 pode-se ver claramente que a redução do risco de dano
(área hachurada) depende tanto da redução das solicitações (severidade de
imperfeições da tensão) sobre o aparelho quanto da suportabilidade dos componentes
do aparelho aos eventos de surtos (suportabilidade às imperfeições da tensão).
Reduzir a probabilidade da sobretensão ocorrer significa posicionar a curva de
densidade de probabilidade de imperfeições da tensão (fo (U)) mais à esquerda e
aumentar
a
suportabilidade
significa
levar
a
outra
curva
(histograma
de
suportabilidade Pt (U)) mais à direita. Este trabalho conclui que é possível que o
órgão regulador se empenhe pela consecução dos dois movimentos, reduzindo o
risco de dano.
A Aneel, utilizando-se dos poderes que lhe foram delegados,
poderia coordenar estudos visando propor ao Poder Legislativo um projeto de Lei
sobre certificação de aparelhos relativa à Compatibilidade Eletromagnética (CE),
visando o controle da qualidade dos aparelhos postos no mercado nacional. Esses
estudos poderiam se assemelhar aos realizados pela comunidade européia.
Pelo exposto, dá-se como demonstrada a tese de que o dilema de
PID se rompe pela ação legal do regulador, no exercício da mediação, em busca de
um equilíbrio fortalecido tecnicamente pela redução da exposição aos riscos de
danos, o que é do interesse dos agentes setoriais, da sociedade brasileira, e do próprio
Estado.
O Estado haverá de registrar um fortalecimento da cidadania,
baseado na busca equilibrada de responsabilidades compartilhadas com a sociedade,
redução de despesas inúteis pelo uso da inovação tecnológica, melhor desempenho
de um serviço público concedido e fortalecimento de seu papel maior de
salvaguardar o interesse nacional.
Propõe-se o debate. Amplo, em diferentes instâncias, como se
aprendeu a fazer no Brasil. Propõe-se que o assunto deve ser posto à discussão em
audiência pública, donde poder-se-ia, de forma transparente, colher as melhores e
157
legítimas contribuições para o aprimoramento das ações regulatórias. À Aneel
compete induzir e coordenar essas atividades.
“A virtualidade da noção do público, em suma, está em que ela
expressa a preocupação dos indivíduos com os assuntos que lhes são comuns e em
sua capacidade para influir nos mesmos” (MENEZELLO, 2002 apud GRAU, 1998).
A alternativa proposta atende ao propósito de diminuir a ocorrência
de conflitos que são gerados, basicamente por sobretensões transitórias não
registradas e, por isso, rejeitadas pela concessionária. Os casos de danos provocados
por sobretensões de regime permanente são registrados quase sempre, já tem solução
adequada e estão fora desta proposta.
158
11 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
Este é um trabalho de regulação do serviço público de energia
elétrica. Assunto novo, os primeiros livros acabam de ser publicados. A maior parte
das escolas de engenharia elétrica do Brasil ainda está pensando se é um tema para
graduação, ou se é um tema para pós-graduação. Ou ainda: não seria um tema para
advogados , economistas etc.?
Foi dado um tratamento ao tema do ressarcimento por danos
elétricos sob diferentes enfoques, além das fronteiras da engenharia elétrica.
O trabalho apresentado buscou avaliar o relacionamento entre
consumidores e concessionárias, ampliando as discussões em torno do tema,
considerando o momento brasileiro com os cidadãos cheios de responsabilidades
com os problemas da energia elétrica e, cheios de vontade de ver seu direito
respeitado, como uma contrapartida do setor. As concessionárias caminhando para
capturar o regulador no trato desse tema, caminhando para não pagar aquilo
reclamado. E o próprio regulador sofrendo uma crise existencial!
Pronunciando
sobre
um
dos
maiores
perigos
que
podem
comprometer as agências, JUSTEM FILHO (2002) descreve: “captura se configura
quando a agência perde sua condição de autoridade comprometida com a realização
do interesse coletivo e passa a produzir atos destinados a legitimar a realização dos
interesses egoístas de um, alguns ou todos os segmentos empresariais regulados. A
captura da agência se configura, então, como mais uma faceta do fenômeno de
distorção de finalidade dos setores burocráticos estatais”.
Por oportuno, nesse momento decisivo em que vivem as agências
reguladoras, a Associação Brasileira das Agências de Regulação (ABAR), em texto
da lavra do professor Floriano de Azevedo Marques Neto (ABAR, 2003),
objetivando catalisar os imprescindíveis debates públicos sobre o papel das agências
reguladoras, apresentou 10 (dez) sugestões para o aperfeiçoamento do Modelo de
159
Agências, dentre as quais, algumas concernentes à proposta do trabalho: (i) maior
articulação entre os órgãos reguladores setoriais e os órgãos de tutela dos interesses
gerais (difusos) da sociedade; (ii) o incremento da transparência e participação
popular; além da principal: necessidade de uma lei geral sobre o regime jurídico das
agências.
Conclui-se que os objetivos foram atingidos, uma vez que mostrou
que a origem do problema é técnica, ou seja, atribuída às sobretensões transitórias
que ocorrem na rede de baixa tensão. Estas, não registradas pelas concessionárias,
são as maiores responsáveis por danos cujos PID tem sido indeferidos e,
conseqüentemente, pelos intensos conflitos entre consumidores e concessionárias. O
trabalho identificou que a implementação de dispositivos de proteção às sobretensões
transitórias nas instalações das unidades consumidoras, principalmente na entrada do
serviço de energia elétrica, é uma alternativa viável para equacionamento do
problema.
Especificamente sobre os conflitos, foi possível identificar as
principais causas e entender que os danos em aparelhos causados por sobretensões
transitórias
são
estabelecimento
naturalmente
do
nexo
de
polêmicos
por
causalidade,
envolver
necessário
dificuldades
ao
para
o
estabelecimento
à
concessionária da responsabilidade de indenizar.
A análise dos surtos inerentes à operação dos atuais sistemas de
distribuição de energia elétrica e à exposição dos aparelhos eletroeletrônicos
sensíveis, possibilitou identificar que a instalação de supressores de surtos (DPS) nas
instalações das unidades consumidoras deve ser recomendada como uma forma de
compatibilizar a severidade dos distúrbios transitórios na rede elétrica com a
suportabilidade dos aparelhos eletroeletrônicos.
Conclui-se, pois, que há uma solução tecnológica.
160
Todavia,
quem
vai
pagar
a
conta?
Há
a
alternativa
de
responsabilizar só a concessionária. Concluiu-se que não é uma boa alternativa
porque, dentre outras conseqüências, a concessionária rejeitaria alegando ter
liberdade, contratualmente expressa, na direção de seus investimentos e no emprego
de tecnologia. Além de que, caso a obrigação seja imposta, necessário para manter o
equilíbrio econômico-financeiro, o consumidor iria pagar a conta, indiretamente, via
aumento tarifário que, certamente, pela realidade sócio-econômica brasileira, se
mostrariam, para muitos consumidores, ser um custo incompatível com seu risco de
ter um aparelho danificado e não obter o devido ressarcimento. Há a alternativa de
responsabilizar o consumidor. Conclui-se, também, que não é uma boa solução
porque, dentre outras conseqüências, a principal é que se estaria, assim, contrariando
o Direito, transferindo a responsabilidade legal da concessionária, pelo risco do
negócio, ao consumidor hipossuficiente.
Dessa forma, o trabalho chegou a uma encruzilhada, com dois
caminhos possíveis, nenhuma das duas alternativas sendo uma solução razoável para
o problema. Ficou configurado um dilema: paga a concessionária e cobre na tarifa,
ou paga diretamente o consumidor!
O dilema foi analisado e foi demonstrado que ele pode ser rompido
pela ação do Estado, através do papel mediador que a lei confere à agência
reguladora.
“A especialidade, a complexidade, a multiplicidade e a velocidade
de surgimento das questões regulatórias determinam a necessidade de que parcela
significativa da regulação estatal seja delegada ao órgão regulador. Até porque nestes
espaços se torna possível (mediante os instrumentos de mediação e interlocução
internos ao lócus regulatório) a produção de regras, instrumentos e decisões com
muito maior possibilidade de operacionalização (eficácia) e de implementação
(efetividade)” (MENEZELLO, 2002 apud SUNDFELD, 1997).
161
“Para maior maturidade desse instituto temos que instituir uma
cultura de mediação nas agências, com base no consenso das partes que, repetimos,
não se compara em hipótese alguma a sua atuação enquanto ente fiscalizador e
aplicador de sanções administrativas. Nesse caso, embora também seja um
procedimento administrativo, trata-se de um dever indelegável de que dispõe a
agência para fazer cumprir a legislação” (MENEZELLO, 2002).
Compete ao trabalho de pesquisa buscar solução e publicá-las. À
solução que este estudo encontrou tomou-se a liberdade acadêmica de chamá-la de
“proposta”. É certo que é uma proposta de aprimoramento da teoria acadêmica, mas
ela é lançada para que se pense se pode ser uma proposta de aprimoramento da
prática regulatória.
Conclui-se, finalmente, que a forma mais adequada de resolver o
problema é propor uma audiência pública. A conscientização sobre o problema deve
ser estendida a toda sociedade brasileira.
A busca de uma solução para preencher os vazios regulatórios
setoriais é um papel aberto para o pesquisador. Cabe às universidades suprir lacunas
para o desenvolvimento harmonioso da nação.
Para novos estudos, recomenda-se:
-
Avaliação da situação das instalações elétricas das unidades consumidoras
de baixa tensão, tanto urbanas como rurais, considerando o disposto na
norma ABNT – NBR 5410 e propondo alternativas de reformas com a
obtenção de linhas de crédito especiais de agências de desenvolvimento,
tal como o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social –
BNDES.
162
-
Estudos sobre certificação de aparelhos relativa à Compatibilidade
Eletromagnética (CE), visando subsidiar a formulação de um projeto de
lei a ser posto a discussão no âmbito do Poder Legislativo.
-
Análise do problema de interrupções de processos industriais causados
por distúrbios na rede da concessionária, que envolvem perdas
econômicas vultuosas e que não se tem regulamentação apropriada e
geram ações judiciais controversas.
-
Estudo sobre as responsabilidades pelo controle do conteúdo harmônico,
nos sistema elétricos, para fomentar regulamentação apropriada.
163
ANEXO A – “Cartilha de atuação da Comissão de Serviços Públicos de Energia
relativa a PID – Pedidos de Indenização de Danos de consumidores”
“ De acordo com o Código de Defesa do Consumidor, Art. 14 § 3º - O fornecedor
de serviços só não será responsabilizado quando provar:
I – que tendo prestado serviço o defeito inexiste
II – a culpa exclusiva do consumidor ou de terceiro.
Quando o concessionário, ao responder solicitação de ressarcimento do
consumidor, exigir previamente à sua decisão final, um ou mais orçamentos para
avaliação do reparo solicitado, estará se comprometendo, indiretamente, à
efetivação do ressarcimento solicitado, sendo que os custos decorrentes da
obtenção dos demais orçamentos exigidos, além daquele em que se efetivará a
execução do serviço de reparo, se houver, deverão ser, também, suportados pela
concessionária.
Para a comprovação da qualidade do serviço prestado ao consumidor na
data e horário contidos no pedido ressarcimento, o concessionário deverá
apresentar gráficos e registros que comprovem, de forma inequívoca, a
inexistência de problemas de desempenho do sistema elétrico.
São considerados como requisitos da boa prática da prestação dos serviços,
a correta proteção da rede às interferências externas. A concessionária deverá
obter a comprovação das particularidades da ocorrência em instalações elétricas
de unidades consumidoras circunvizinhas àquela que registra a solicitação.
No caso do dano ter sido originado por um terceiro agente (diferente da
concessionária ou do próprio consumidor), como, por exemplo, um abalroamento
de poste por veículo, embora possa ser responsabilizado o agente ativo e dele
procurar o recebimento dos prejuízos, cabe a concessionária, em primeira
164
instância, indenizar seu consumidor em decorrência do dano ter sido viabilizado
pelos meios físicos da rede da concessionária.
Ficou acordado, na reunião realizada no dia 15/08/2000, na sede da CSPE
que:
O INDEFERIMENTO SE CARACTERIZARÁ, quando:
1.
O concessionário não dispuser de registro de ocorrência para o
alimentador e transformador de suprimento à unidade consumidora do
reclamante, sendo a mesma a única solicitação existente para esta data, horário e
local. O registro de ocorrência acima mencionado é caracterizado por qualquer
forma de registro, tanto aqueles decorrentes do contato dos consumidores
(Telefone, e-mail, carta, balcão de agência, etc.) quanto àqueles decorrentes de
falhas de desempenho ou de ocorrências no sistema próprio ou do sistema
interligado com influência no desempenho do sistema supridor daquela unidade
consumidora.
2.
Estiver configurado que a potencialidade do evento registrado não
seja suficiente para causar o dano a que se solicita o ressarcimento em função
das características do equipamento danificado. Ficou acordado que a
configuração da potencialidade de eventos, de uma forma geral, deve ser
evidenciada através de estudos específicos e contar com as particularidades
decorrentes da rede, inerentes ao fornecimento da unidade consumidora
solicitante, a ser caracterizado após a conclusão do projeto de P & D
cooperativo, ora em desenvolvimento. Portanto, os estudos de caracterização da
potencialidade de eventos decorrentes de falhas do sistema elétrico,
não se
encontra disponível atualmente e deverão ser gradativamente integrados aos
mecanismos de análise de PID’s, sempre que
for obtido o consenso entre
concessionárias e órgãos reguladores sobre a sua aplicabilidade.
165
3.
As análises de PID`s desenvolvidas pelas concessionárias deverão
incluir identificações do sistema elétrico que supre a unidade consumidora, por
exemplo, o alimentador e a unidade (ou Estação) transformadora para
consumidores em baixa tensão (110)127/ 220 volts” (Fonte CSPE, 2001).
166
12 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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05. Brasília, DF., mar. 2002 (a).
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24, de 27 de janeiro de 2000. Estabelece as disposições relativas à continuidade da
distribuição de energia elétrica às unidades consumidoras. Brasília, DF., 2000 (a).
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tecnologia, assistência técnica e prestação de serviços de forma contínua e regular,
entre agentes do setor de energia elétrica e integrantes do seu grupo controlador.
Brasília, DF., 1999. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/legislação>.
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271, de 19 de julho de 2000. Estabelece os critérios de aplicação de recursos em
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<http://www.aneel.gov.br/legislação>.
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Estabelece os procedimentos para a
descentralização de atividades complementares da Aneel para os Estados e o Distrito
Federal.
Brasília,
DF.,
1998
(a).
Disponível
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<http://www.aneel.gov.br/legislação>.
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA (Aneel). Resolução Aneel no.
320, de 6 de agosto de 2001. Fixa o reposicionamento tarifário, fixa o Fator X e
homologa as tarifas de fornecimento de energia elétrica, no contexto da segunda
revisão tarifária periódica da Espírito Santo Centrais Elétricas S/A – ESCELSA.
Brasília, DF., 2001 (a). Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/legislação>.
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA (Aneel). Resolução Aneel no.
321, de 6 de agosto de 2001. Define a sistemática de reajustes das tarifas de
fornecimento de energia elétrica da Espírito Santo Centrais Elétricas S/A –
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Brasília, DF., 2001 (b). Disponível
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AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA (Aneel). Resolução Aneel no.
382, de 2 de dezembro de 1998. Estabelece os procedimentos a serem adotados
pelos concessionários de serviço público de distribuição de energia elétrica para o
fornecimento de informações sobre reclamações de consumidores. Brasília, DF.,
1998 (b). Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/legislação>.
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