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Procedimentos de Distribuição

Assunto: Introdução e Definições

Seção: 2.0

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0 Data de Vigência:

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Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST

Módulo 2 – Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição Seção 2.0 – Introdução e Definições

Revisão Motivo da Revisão Data de Aprovação

pela ANEEL

Data e Instrumento de Aprovação pela

ANEEL

0 Emissão para Utilização xx / xx /2005 Resolução nº ___/_____

xx / xx /2005

Documento: PND1A-DE8-0331

Rev.: 0

Data: 09/11/2005



Seção: 2.0

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Seção 2.0 - INTRODUÇÃO

1 OBJETIVO .................................................................................................................................. 3

2 ABRANGÊNCIA.......................................................................................................................... 3

3 CONTEÚDO................................................................................................................................ 3

4 DEFINIÇÕES............................................................................................................................... 5



Seção: 2.0

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Seção 2.0 – INTRODUÇÃO

1 OBJETIVO 1.1 Os objetivos do módulo 2, Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição, são: 1.1.1 Estabelecer os procedimentos básicos para o planejamento da expansão do sistema elétrico

de distribuição, incluindo a definição dos pontos de conexão dos acessantes; 1.1.2 Estabelecer os requisitos mínimos de informações necessárias para os estudos de

planejamento do sistema elétrico de distribuição; 1.1.3 Definir critérios básicos para troca de informações entre os diversos agentes envolvidos no

planejamento do sistema elétrico de distribuição. 2 ABRANGÊNCIA 2.1 Os procedimentos de planejamento definidos neste módulo se aplicam às redes de distribuição

e aos sistemas de subtransmissão, tendo, toda distribuidora, um prazo de 180 dias, a partir da efetivação deste procedimento, para apresentar uma proposta de sua implantação, à ANEEL, que definirá, a seu critério, o cronograma com respectivas metas e prazos.

3 CONTEÚDO 3.1 Além da presente seção, este módulo é composto de mais 4 seções: 3.1.1 Seção 2.1 – PREVISÃO DE DEMANDA – tem por objetivo definir as bases sobre as quais os

Agentes de Distribuição devem desenvolver os estudos de previsão da carga de médio e longo prazo.

3.1.2 Seção 2.2 – CRITÉRIOS E ESTUDOS DE PLANEJAMENTO – indica os principais critérios e

tipos de estudos necessários para avaliar e definir as futuras configurações dos sistemas de distribuição de energia elétrica.

3.1.3 Seção 2.3 – PLANO DE DESENVOLVIMENTO DA DISTRIBUIÇÃO – apresenta o resultado

dos estudos de planejamento do sistema elétrico da distribuição, baseando-se nos planejamentos estratégico e tático da subtransmissão e no planejamento qüinqüenal da rede de distribuição.

3.2 O fluxograma básico do módulo é o que segue:



Seção: 2.0

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Requisitos: • Horizonte de previsão é de 5 anos, com periodicidade anual;

• A previsão deve ter caráter fortemente espacial;

• Estimativas de carga a dois patamares;

• Pontos de interesse: barras secundárias das Subestações de Distribuição e pontos estratégicos nos alimentadores (no mínimo três), como início do alimentador, pontos de conexão de consumidores de média tensão ou de trafos de distribuição;

• Conexão de geração embutida na rede de distribuição, seja a já existente ou a prevista.

Distribuição

CRITÉRIOS

Subtransmissão Distribuição

Critérios e Diretrizes: • Critérios de segurança; • Critérios de carregamento para operação normal ou em contingência;

• Critérios de tensão para operação normal ou em contingência;

• Critérios de qualidade do fornecimento; • Critérios de confiabilidade. • Restrições ambientais; • Diretrizes para estudos de planejamento tático;

• Diretrizes para estudos de planejamento estratégico;

• Diagnóstico das Subestações de Distribuição; • Diretrizes para a Expansão de Subestações de Distribuição;

• Diagnóstico da Rede de Distribuição; • Diretrizes para a Expansão das Redes de Distribuição;

PREVISÃO DE CARGA

Subtransmissão

Requisitos: • Horizonte de previsão é de 10 anos, com periodicidade anual;

• Carga é caracterizada pelas demandas de potência ativa e reativa;

• Estimativas de carga leve, média e pesada;

• Os pontos de interesse são as barras secundárias das subestações de intercâmbio com a rede básica, as barras de conexão dos geradores embutidos e de consumidores de grande porte, e as barras primárias das subestações de distribuição;

• Informações regionais de expansão significativa.

Perdas Elétricas

• As estimativas das perdas técnicas deverão observar procedimentos específicos regulamentados pela ANEEL;

• Programas específicos de eficiência energética da distribuidora, ou do seu conhecimento, devem ser considerados na previsão de carga.



Seção: 2.0

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3.3 Os relatórios e fluxos de informações do presente módulo estão descritos no Módulo 6

(Informações Requeridas e Obrigações) onde constam as informações necessárias para que a distribuidora possa realizar o planejamento do seu sistema de distribuição.

4 DEFINIÇÕES 4.1 ANÁLISE CRÍTICA: descreve o comportamento do sistema de distribuição e os investimentos

realizados no ano anterior, comparando-os com as metas planejadas para o respectivo ano. 4.2 CARGA: caracterização da demanda do sistema, em um determinado ponto de interesse,

definida por uma ou mais das seguintes grandezas: demanda de capacidade ou potência ativa; demanda de energia ativa; demanda de energia reativa.

4.3 CARGAS PESADA, MÉDIA E LEVE: período de tempo em que as características de consumo

de energia elétrica tendem a ser semelhantes; o valor máximo de consumo, que é denominado de carga pesada, ocorre normalmente por volta das 19 horas e constitui a chamada ponta de carga, com cerca de 2 a 3 horas de duração; o valor mínimo de consumo, denominado de carga leve, dá-se por volta das 4 horas da madrugada; tem-se também um período de carga média ou intermediária. Podem ocorrer variações nos períodos de tempo de ocorrência da carga pesada e da carga leve de acordo com a região, os dias da semana e as estações do ano.

4.4 COMISSÃO DE PLANEJAMENTO: equipe técnica designada pelos Agentes de Distribuição e

de Transmissão no exercício do planejamento que compartilham áreas de atuação conjunta ou adjacentes.

PLANO DE DESENVOLVIMENTO DO SISTEMA ELÉTRICO DA DISTRIBUIÇÃO - PDD

Procedimentos de envio Apresentação do PDD Universalização

• Plano de Expansão da Subtransmissão;

• Plano de Expansão da Rede de Distribuição;

• Plano de Obras; • Lista de Obras Realizadas; • Análise Crítica.

• Plano de Obras; • Lista de Obras Realizadas.

Plano de Universalização de Energia Elétrica

Programas Anuais de Expansão do Atendimento



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4.5 CONDIÇÕES DE EMERGÊNCIA: situação operativa crítica que pode causar danos a pessoas,

equipamentos e/ou instalações e que exige providências corretivas imediatas visando à eliminação do risco.

4.6 CONTINGÊNCIA: perda de equipamentos principais ou linhas de transmissão, que provoca ou

não violação dos limites operativos ou corte de carga. 4.7 CURVA DE CARGA: é o registro horário, em um período diário, das demandas de capacidade,

podendo ser, excepcionalmente para período semanal, mensal ou anual. 4.8 DEMANDA DE CAPACIDADE: é a média dos fluxos de potência ativa em um componente de

um sistema de distribuição, durante um intervalo de tempo especificado. 4.9 DEMANDA MÁXIMA: é o maior valor da Demanda de Capacidade observado ao longo de um

período determinado. 4.10 ECE – Esquema de Controle de Emergência: sistema especial de proteção que objetiva, a

partir da detecção de uma condição anormal de operação, realizar uma ação automática de controle com a finalidade de preservar a integridade de equipamentos e linhas de transmissão.

4.11 EIA: Estudo de Impacto Ambiental. 4.12 EPE – Empresa de Pesquisa Energética: empresa que realiza estudos e pesquisas que

subsidiam a formulação, o planejamento e a implementação de ações do Ministério de Minas e Energia, no âmbito da política energética nacional.

4.13 ESTUDOS DE PLANEJAMENTO ESTRATÉGICO: são estudos que visam prospectar as

principais obras de caráter estrutural de forma a atender os critérios técnicos e econômicos para um horizonte de no máximo 10 anos.

4.14 ESTUDOS DE PLANEJAMENTO TÁTICO: são estudos que visam detalhar a expansão,

ampliação e reforços na rede de modo a atender os critérios técnicos e econômicos para um horizonte de, no máximo, 5 anos, resultando o Plano de Obras.

4.15 FATOR DE CAPACIDADE: é a relação entre o valor médio da Demanda de Capacidade e a

Capacidade Instalada de uma unidade geradora. 4.16 FATOR DE CARGA: razão entre a demanda média e a demanda máxima da unidade

consumidora, ocorridas no mesmo intervalo de tempo especificado. 4.17 FATOR DE POTÊNCIA: razão entre a energia elétrica ativa e a raiz quadrada da soma dos

quadrados das energias elétricas ativa e reativa, consumidas num mesmo período especificado.

4.18 GERAÇÃO EMBUTIDA: corresponde a todas centrais de geração de energia elétrica

(hidrelétricas, termelétricas e fontes alternativas), de qualquer potência, conectadas diretamente ao sistema elétrico de distribuição, despachadas – ou não – pelo ONS.



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4.19 LISTA DE OBRAS REALIZADAS: contempla a descrição das obras realizadas no último ano,

com detalhamento técnico e econômico para as obras de subtransmissão e de subestações de distribuição, e de forma agregada (quantidade e custo) para as obras das redes de distribuição.

4.20 PLANEJAMENTO CONJUNTO: planejamento conduzido por dois ou mais Agentes de

Distribuição e/ou Transmissão que compartilham áreas de atuação conjunta ou adjacentes. 4.21 PLANO DE EXPANSÃO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO: apresenta as premissas adotadas e

expansões previstas das subestações de distribuição e alimentadores, bem como o volume de investimentos para o horizonte de cinco anos.

4.22 PLANO DE EXPANSÃO DA SUBTRANSMISSÃO: apresenta as obras previstas para a rede de

subtransmissão, para os horizontes de cinco e dez anos, resultados dos planejamentos estratégicos e táticos e as capacidades de conexão nas barras.

4.23 PLANO DE OBRAS: contempla a descrição das obras de expansão e de recuperação das

redes de subtransmissão, das subestações de distribuição, com suas características técnicas e econômicas, e prevê, de maneira agregada por nível de tensão, os quantitativos e custos das expansões e melhorias das redes de distribuição, para os dois primeiros anos do horizonte de planejamento.

4.24 PLANO DE UNIVERSALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA: plano elaborado pela

concessionária, constituído pelos Programas Anuais de Expansão do Atendimento, objetivando o alcance da Universalização.

4.25 PROGRAMA ANUAL DE EXPANSÃO DO ATENDIMENTO: programa contemplando as metas

anuais de expansão do atendimento, para cada Município da área de concessão ou permissão, apresentando a evolução anual até o alcance da Universalização.

4.26 REDE BÁSICA: instalações de transmissão de energia elétrica que integram o Sistema

Interligado Nacional – SIN, de propriedade de concessionárias de serviço público de transmissão, definida segundo critérios estabelecidos pela ANEEL.

4.27 REDE DE DISTRIBUIÇÃO: conjunto de linhas de distribuição e de equipamentos associados,

com tensão típica inferior a 69 kV, que transporta a energia à quase totalidade das unidades consumidoras, podendo conter geradores embutidos.

4.28 REDE DE SUBTRANSMISSÃO: conjunto de linhas e subestações que conectam as barras de

rede básica ou de geradores às subestações de distribuição, em tensões típicas iguais ou superiores a 69kV e inferiores a 230kV.

4.29 SED – SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO: subestações que conectam as redes de

subtransmissão às redes de distribuição, contendo, tipicamente, transformadores de força. 4.30 SEGURANÇA: refere-se ao grau de risco na habilidade da Rede de Subtransmissão de

suportar distúrbios iminentes (contingências) sem interrupção do atendimento ao consumidor.



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4.31 SET – SUBESTAÇÃO DE TRANSMISSÃO: tem como função reduzir a tensão da Rede Básica

e de formar os diversos circuitos da Rede de Subtransmissão. 4.32 SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO: conjunto de Redes e Linhas de Distribuição, inclusive as DID,

que compõe os ativos da concessão ou permissão. 4.33 SISTEMA DE SUBTRANSMISSÃO: instalações e equipamentos que caracterizam as

subestações de transmissão e redes de subtransmissão, pertencentes a uma concessionária de distribuição e que não são integrantes da rede básica.

4.34 SOBRECARGA: condição de operação com carregamento acima do valor nominal do

equipamento. 4.35 TERMO DE REFERÊNCIA: conjunto de cláusulas que têm por função reger as atividades a

serem desenvolvidas pela Comissão de Planejamento, visando garantir o bom encaminhamento dos estudos.

4.36 UNIVERSALIZAÇÃO: atendimento a todos os pedidos de nova ligação para fornecimento de

energia elétrica a unidades consumidoras com carga instalada menor ou igual a 50 kW, em tensão inferior a 2,3 kV, ainda que necessária a extensão de rede de tensão inferior ou igual a 138 kV, sem ônus para o solicitante, observados os prazos fixados nas Condições Gerais de Fornecimento de Energia Elétrica.


Assunto:

Previsão de Demanda Seção:

2.1

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Módulo 2 – Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição Seção 2.1 – Previsão de Demanda


pela ANEEL


ANEEL


xx / xx /2005


Rev.: 0

Data: 09/11/2005


Assunto:


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Seção 2.1 - PREVISÃO DE DEMANDA

1 OBJETIVOS................................................................................................................................. 3

2 PROCEDIMENTOS GERAIS ....................................................................................................... 3

3 PROCEDIMENTOS PARA ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE PREVISÃO DE DEMANDA NAS BARRAS DO SISTEMA DE SUBTRANSMISSÃO ..................................................................... 4

4 PROCEDIMENTOS PARA ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE PREVISÃO DE DEMANDA NAS REDES DE DISTRIBUIÇÃO....................................................................................................... 4

5 PERDAS E EFICIÊNCIA ENERGÉTICA...................................................................................... 5

6 CARACTERIZAÇÃO DA CARGA PARA FINS TARIFÁRIOS E DE CÁLCULO DE PERDAS.... 5


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Seção 2.1 – PREVISÃO DE DEMANDA 1 OBJETIVOS 1.1 O objetivo desta Seção é definir as bases sobre as quais os Agentes de Distribuição devem

desenvolver os estudos de previsão da demanda, definindo periodicidade dos estudos, horizontes de abrangência, coleta de informações e pontos de interesse de onde devem ser levantadas as projeções.

1.2 As regras dispostas nesta seção são válidas para as concessionárias ou permissionárias de

distribuição de energia elétrica, necessitando, contudo, de informações dos acessantes de suas redes, a saber:

1.2.1 Consumidores, independentemente de sua caracterização comercial; 1.2.2 Geração Embutida; 1.2.3 Outras concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica; 1.2.4 Importadores e exportadores de energia elétrica. 2 PROCEDIMENTOS GERAIS 2.1 As distribuidoras devem manter as informações de suas redes e de seus consumidores em

sistemas de informação geográfica. 2.2 Para tanto, a ANEEL definirá prazos para cada distribuidora se adequar a esta determinação,

em função de suas características; 2.3 A previsão de demanda deve estar compatível com os planos diretores municipais e os planos

regionais de desenvolvimento, quando esses existirem; 2.4 A previsão de demanda deve considerar as consultas de acesso e pedidos de fornecimento de

geradores, consumidores e ampliações que venham impactar significativamente a rede, ponderando o risco de sua não consecução;

2.5 Os modelos de previsão de demanda são de livre escolha das distribuidoras, desde que

tenham reconhecido embasamento conceitual e aderência comprovada, podendo a ANEEL auditar tais modelos para fins de sua homologação;

2.6 Os dados utilizados para alimentação e os modelos de previsão de demanda devem ser

arquivados por um período mínimo de 10 (dez) anos; 2.7 O Agente de Distribuição deve adotar o fator de potência medido em subestações, onde

existirem medições confiáveis, ou outro valor que caracterize a carga, com base em informações técnicas.

2.8 Na impossibilidade desses critérios o Agente de Distribuição deve adotar o fator de potência

regulamentado pela ANEEL.


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2.9 A previsão de demanda tem como base o histórico consolidado de carga dos últimos cinco

anos (quando possível), incluindo o histórico de perdas técnicas e os ganhos relativos aos planos de eficiência energética, resultantes dos estudos de diagnóstico.

3 PROCEDIMENTOS PARA ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE PREVISÃO DE DEMANDA

NAS BARRAS DO SISTEMA DE SUBTRANSMISSÃO 3.1 Neste nível, a previsão de demanda procura fornecer as informações necessárias ao

planejamento das linhas e subestações que têm uma interação direta com a Rede Básica, com outras distribuidoras, e com geradores e consumidores de maior porte, e que conectam as Subestações de Distribuição e as DITs;

3.2 Devem ser observados os seguintes requisitos para a elaboração dos estudos de previsão de

demanda: 3.2.1 O horizonte de previsão é de 10 (dez) anos, com periodicidade anual, devendo um novo

estudo ser realizado a cada novo ano;

3.2.2 A carga é caracterizada pela demanda de potência ativa e demanda de potência reativa;

3.2.3 As estimativas de carga devem ser realizadas para um cenário de referência, um cenário de crescimento alto (otimista) e para um cenário de crescimento baixo (pessimista);

3.2.4 A carga, para cada cenário, deve ser aberta em períodos de carga leve, média e pesada.

3.2.5 Os pontos de interesse são as barras secundárias das subestações de intercâmbio com a

rede básica, as barras de conexão dos geradores embutidos e de consumidores de grande porte, e as barras primárias das subestações de distribuição.

4 PROCEDIMENTOS PARA ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE PREVISÃO DE DEMANDA

NAS REDES DE DISTRIBUIÇÃO 4.1 Neste nível, a previsão de demanda procura fornecer as informações necessárias ao

planejamento das redes de distribuição, além de permitir avaliar o volume de obras necessárias ao reforço de redes, ampliações capilares e correções diversas.

4.2 Devem ser observados os seguintes requisitos para a elaboração dos estudos de previsão de

demanda: 4.2.1 O horizonte de previsão é de 05 (cinco) anos, com periodicidade anual, devendo um novo

estudo ser realizado a cada novo ano;

4.2.2 A previsão deve ter caráter espacial, associada às áreas mais representativas; 4.2.3 A carga deve ser caracterizada pela demanda de potência ativa, fator de potência típico e

demanda de potência reativa;


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4.2.4 As estimativas de carga devem ser realizadas para cenários otimista e pessimista; 4.2.5 A carga deve ser caracterizada por dois patamares (ponta e fora-de-ponta) ou pelo fator de

carga para um período diário;

4.2.6 Os pontos de interesse são as barras secundárias das Subestações de Distribuição e pontos estratégicos nos alimentadores-tronco (no mínimo três), como o início dos alimentadores ou os pontos de conexão de consumidores de média tensão ou de trafos de distribuição, de maneira a se ter um perfil de distribuição da carga;

4.2.7 A extensão/reforço da rede de distribuição para atendimento a novas áreas com baixa

densidade de carga deve ser destacada no estudo de previsão de carga, classificando-se como atendimento a mercado emergente;

4.2.8 A conexão de geração embutida na rede de distribuição deve ser considerada, seja a já

existente ou a prevista. 5 PERDAS E EFICIÊNCIA ENERGÉTICA 5.1 As estimativas das perdas técnicas devem observar procedimentos específicos

regulamentados pela ANEEL, quando couber, complementando com premissas técnicas consolidadas, quando necessário.

5.2 As previsões de demanda para os barramentos primários das Subestações de Distribuição

devem levar em consideração cenários de evolução tecnológica, que, combinados com a substituição dos estoques de equipamentos, permitam estimar a redução de consumo para igual nível de produção.

5.3 Programas específicos de eficiência energética da distribuidora, ou do seu conhecimento,

devem ser considerados na previsão de demanda. 6 CARACTERIZAÇÃO DA CARGA PARA FINS TARIFÁRIOS E DE CÁLCULO DE PERDAS 6.1 As distribuidoras devem manter serviço permanente de caracterização de seus consumidores e

do carregamento de seus trafos de potência, para fins de planejamento e tarifário, através de informações oriundas de medidores instalados nas unidades consumidoras ou através de medição complementar, observando a realização bianual de pesquisa de posse e hábito de consumo, para a classe residencial.

6.2 A definição das amostras deve ter base estatística consolidada, tanto para a campanha de

medição como para a pesquisa de posse e hábito de consumo. 6.3 Devem-se realizar medições em todo o universo de transformação igual ou acima de 69 kV. 6.4 A carga prevista para a distribuidora como um todo deve ser estratificada para os diversos

segmentos de unidades consumidoras, considerando as modalidades tarifárias, as classes de


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unidades consumidoras e as faixas de consumo para fins de faturamento, estabelecidas pela ANEEL.

6.5 Todo o procedimento de caracterização da carga deve ser estabelecido para um dia útil, um

sábado e um domingo, para todos os meses do ano. 6.6 Devem-se utilizar as informações disponíveis nos medidores eletrônicos existentes nas

unidades consumidoras, completando-as, quando necessário, com campanhas de medição complementares.

6.7 As distribuidoras devem realizar permanentemente medições complementares às informações

obtidas dos medidores dos consumidores, para a caracterização da carga. 6.8 Caso necessário, deve se realizar campanhas de medição, a cada dois anos, em amostras de

consumidores, fazendo coincidir os períodos de leitura (hora do dia, dia da semana e mês do ano), para se obter a tipologia dos diferentes agrupamentos.

6.9 A primeira estratificação das unidades consumidoras, conectadas nos sistemas de

subtransmissão e das redes de distribuição, deve considerar as seguintes faixas: 6.9.1 230 kV; 6.9.2 88 kV a 138 kV; 6.9.3 69 kV; 6.9.4 30 kV a 44 kV; 6.9.5 2,3 kV a 25 kV; 6.9.6 Inferior a 2,3 kV.

6.10 Secundariamente, dentro de cada faixa de tensão, as unidades consumidoras são agrupadas

por atividades econômicas. 6.11 Para as unidades consumidoras atendidas nas tensões de 2,3 kV a 25 kV, deve haver a

estratificação por potência demandada, nas seguintes faixas: 6.11.1 Abaixo de 100 kW; 6.11.2 De 101 kW a 200 kW; 6.11.3 De 201 kW a 300 kW; 6.11.4 De 301 kW a 400 kW; 6.11.5 De 400 kW a 500 kW; 6.11.6 De 501 kW a 1000 kW; 6.11.7 De 1001 kW a 3000 kW; 6.11.8 Acima de 3000 kW. 6.12 As unidades consumidoras conectadas em tensão inferior a 2,3 kV deverão ser estratificadas

nas classes a que pertencem, como segue: 6.12.1 Residencial; 6.12.2 Rural; 6.12.3 Comercial; 6.12.4 Industrial;


Assunto:


2.1

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6.12.5 Iluminação Pública; 6.12.6 Outras Classes. 6.13 A estratificação da classe residencial, atendida em tensão inferior a 2,3 kV, deve ser feita por

faixa de consumo médio mensal dos últimos doze meses, como segue: 6.13.1 Consumo mensal até 80 kWh; 6.13.2 Consumo mensal de 81 até 200 kWh; 6.13.3 Consumo mensal de 201 até 300 kWh; 6.13.4 Consumo mensal de 301 até 400 kWh; 6.13.5 Consumo mensal de 401 até 500 kWh; 6.13.6 Consumo mensal de 501 até 1000 kWh; 6.13.7 Consumo mensal acima de 1000 kWh. 6.14 A estratificação da classe rural, comercial e industrial, atendida em tensão inferior a 2,3 kV,

deve ser feita por faixa de consumo médio mensal dos últimos doze meses, como segue: 6.14.1 Consumo mensal de até 100 kWh; 6.14.2 Consumo mensal de 101 até 200 kWh; 6.14.3 Consumo mensal de 201 até 300 kWh; 6.14.4 Consumo mensal de 301 até 400 kWh; 6.14.5 Consumo mensal de 401 até 500 kWh; 6.14.6 Consumo mensal de 501 até 1.000 kWh; 6.14.7 Consumo mensal de 1.001 até 3.000 kWh; 6.14.8 Consumo mensal acima de 3.000 kWh. 6.15 A caracterização da classe de iluminação pública deve ser realizada com base no foto-período

sazonal, observando no mínimo dois períodos anuais. 6.16 A estratificação da transformação deve ser realizada por faixa de tensão secundária, como

segue: 6.16.1 230 kV; 6.16.2 88 kV a 138 kV; 6.16.3 69 kV; 6.16.4 30 kV a 44 kV; 6.16.5 2,3 kV a 25 kV; 6.16.6 Inferior a 2,3 kV.

6.17 Deve ser apresentado um quadro resumo do mercado consumidor da distribuidora, mostrando

a participação das diferentes estratificações das unidades consumidoras, com base no consumo e no número de consumidores.

6.18 A ANEEL pode, a qualquer momento, solicitar à distribuidora os dados, metodologias e

resultados das campanhas de medição, para fins de auditagem ou para ou fins regulatórios.


Assunto: Critérios e Estudos de Planejamento

Seção: 2.2

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Módulo 2 – Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição Seção 2.2 – Critérios e Estudos de Planejamento


pela ANEEL


ANEEL


xx / xx /2005


Rev.: 0

Data: 09/11/2005



Seção: 2.2

Revisão:



Seção 2.2 – CRITÉRIOS E ESTUDOS DE PLANEJAMENTO

1 OBJETIVOS.................................................................................................................................. 3

2 SISTEMA DE SUBTRANSMISSÃO.............................................................................................. 3

3 SUBESTAÇÕES DE DISTRIBUIÇÃO E REDE DE DISTRIBUIÇÃO .......................................... 11

4 PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO PARA ÁREAS DE ATUAÇÃO CONJUNTA ENTRE AGENTES DE DISTRIBUIÇÃO ........................................................................................................ 11



Seção: 2.2

Revisão:



Seção 2.3 – CRITÉRIOS E ESTUDOS DE PLANEJAMENTO

1 OBJETIVOS

1.1 O objetivo desta Seção é especificar os critérios e estudos técnicos e econômicos que devem

ser observados, quando do planejamento da expansão dos sistemas de distribuição de energia elétrica e definição dos pontos de conexão dos acessantes.

1.2 A presente Seção apresenta os critérios de planejamento dos sistemas de distribuição, assim

como os tipos de estudos necessários, divididos, respectivamente, em seu sistema de Subtransmissão e redes de Distribuição.

1.3 Os critérios e estudos de planejamento da Rede de Subtransmissão contemplam: 2.2.1 Segurança; 2.2.2 Carregamento; 2.2.3 Tensão para Operação Normal e em Contingência; 2.2.4 Qualidade do Produto; 2.2.5 Confiabilidade; 2.2.6 Impactos Ambientais. 1.4 Os critérios e estudos de planejamento da Rede de Distrbuição contemplam: 2.3.1 Carregamento; 2.3.2 Perdas; 2.3.3 Perfil de tensão; 2.3.4 Confiabilidade; 2.3.5 Aspectos ambientais;

2 SISTEMA DE SUBTRANSMISSÃO 2.1 Introdução 2.1.1 O objetivo do planejamento é definir um plano de obras para o horizonte de estudo, para

adequar o sistema existente às suas melhores condições operativas, e atender as necessidades da Sistema de Subtransmissão face o crescimento da geração e do consumo de energia elétrica, deinindo os pontos de conexão, respeitando requisitos técnicos e econômicos.

2.1.2 Os estudos dos casos de referência (critérios, dados e resultados), salvo aqueles de caráter

contábil-financeiro, devem ser disponibilizados à sociedade, quando solicitado, no todo ou em parte, dependendo da necessidade do demandante, em um prazo máximo de trinta dias .

2.1.3 Os estudos de planejamento da Sistema de Subtransmissão contemplam duas situações,

com abordagens diferentes: 2.1.3.1 Estudos de planejamento tático, com horizonte de 5 anos.



Seção: 2.2

Revisão:



2.1.3.2 Estudos de planejamento estratégico, com horizonte de 10 anos. 2.1.4 No planejamento da Sistema de Subtransmissão, devem ser considerados os seguintes

critérios e diretrizes: 2.1.4.1 Critérios de segurança. 2.1.4.2 Critérios de carregamento para operação normal ou em contingência. 2.1.4.3 Critérios de tensão para operação normal ou em contingência. 2.1.4.4 Critérios de qualidade do fornecimento. 2.1.4.5 Critérios de confiabilidade. 2.1.4.6 Critérios econômicos. 2.1.4.7 Critérios ambientais. 2.1.4.8 Diretrizes para estudos de planejamento tático (curto e médio prazos). 2.1.4.9 Diretrizes para estudos de planejamento estratégico (longo prazo). 2.2 Critérios de Segurança 2.2.1 A segurança está relacionada à robustez do sistema para distúrbios iminentes, dependendo

das condições operativas, assim como à probabilidade de ocorrência de distúrbios, sendo que após a ocorrência do distúrbio, passado o período transitório, o sistema elétrico deve atingir um novo ponto de operação, sem violar as restrições operativas (níveis de tensão, carregamentos, etc).

2.2.2 Em qualquer condição de carga, o sistema deve ser estável para curtos-circuitos

monofásicos, sem religamento, considerada a perda de um de seus elementos (carga, gerador, linha de transmissão ou transformador).

2.2.3 O desempenho do sistema não deve implicar riscos de sobrecarga inadmissíveis em

equipamentos, nem, tampouco, desligamentos adicionais incontroláveis e indesejáveis. 2.2.3.1 Deve ser avaliado o carregamento dos equipamentos principais da Sistema de

Subtransmissão em função de suas características. 2.2.4 Para os estudos de planejamento da Sistema de Subtransmissão, devem ser considerados os

dados do sistema elétrico de distribuição das empresas e os dados disponíveis no ONS, na EPE e em áreas técnicas e de operação de outros agentes, quando necessário.

2.3 Critérios de Carregamento para Operação Normal ou em Contingência 2.3.1 As linhas de subtransmissão não devem exceder os limites de carregamento para condição

normal ou para condição de emergência, para as premissas do estudo. 2.3.2 Os limites de carregamento das linhas de subtransmissão existentes, para as condições de

operação normal e de emergência, serão informados pelas distribuidoras e pelos agentes proprietários das mesmas.



Seção: 2.2

Revisão:



2.3.3 Nos estudos, não se deve limitar o carregamento das linhas de subtransmissão existentes em

função das características dos equipamentos terminais. 2.3.4 Para linhas de subtransmissão futuras, devem ser utilizados valores definidos no projeto, ou

na falta destes, valores típicos. 2.3.5 A premissa básica dos critérios de carregamento em transformadores é atender os limites de

carregamento determinados para condição normal e para condição de emergência, de forma a contemplar as situações mais críticas, tanto para os transformadores existentes quanto para os futuros.

2.3.6 Os limites de carregamento de transformadores existentes, para as condições de operação

normal e de emergência, serão informados pelos agentes proprietários dos mesmos. 2.3.7 Para transformadores futuros, devem ser utilizados valores definidos no projeto, ou na falta

destes, por valores típicos, atendendo as condições operativas locais. 2.4 Critérios de Tensão para Operação Normal ou em Contingência 2.4.1 Os valores das faixas de variação de tensão, a serem observadas no planejamento da

Sistema de Subtransmissão, são apresentados a seguir, de modo a tornar possível atender de forma satisfatória os requisitos da Rede de Distribuição.

2.4.2 Os limites operativos de tensão nos barramentos de subtransmissão até 230 kV devem

respeitar o limite de tensão mínima de 0,95 pu e o de tensão máxima de 1,05 pu. 2.4.3 Para níveis de tensão superiores a 230 kV, devem ser utilizados os valores constantes dos

Procedimentos de Rede do ONS. 2.4.4 Os limites operativos de tensão nos barramentos da Sistema de Subtransmissão devem

respeitar as limitações específicas dos equipamentos informadas pelos agentes. 2.4.5 O nível de tensão em quaisquer barramentos pode ser superior ou inferior aos valores

definidos no item 2.4.2, desde que tais barramentos não atendam diretamente a consumidores e que sejam respeitadas as limitações dos equipamentos.

2.4.6 Em subestação com transformação para as redes de distribuição (subestações de

distribuição), deve haver correção nos níveis de tensão na própria SED ou na rede, de forma que os consumidores sejam atendidos com tensão na faixa adequada, conforme normas próprias.

2.5 Critérios de Qualidade do Produto 2.5.1 Os aspectos relacionados com a qualidade de energia elétrica na Sistema de

Subtransmissão, envolvendo a conformidade na forma de onda da tensão, incluindo os efeitos de flutuação de tensão, desequilíbrio, distorção harmônica e variação de tensão de curta duração, são abordados no Módulo 8 (Qualidade de Energia Elétrica) destes



Seção: 2.2

Revisão:



Procedimentos de Distribuição, através do estabelecimento de indicadores e padrões de desempenho.

2.5.2 Os níveis de severidade de cintilação, associados à flutuação de tensão, são quantificados

pelos indicadores Pst e Plt, conforme descrito no Módulo 8 (Qualidade de Energia Elétrica) destes Procedimentos de Distribuição.

2.5.2.1 A avaliação dos indicadores mencionados deve ser feita dentro de um horizonte de

planejamento compatível com as incertezas existentes, tornando-se desnecessárias para horizontes de mais largo prazo.

2.5.3 O Fator de Desequilíbrio de Tensão (FD) serve para avaliar o desequilíbrio de tensão nos

barramentos da Sistema de Subtransmissão. 2.5.3.1 Para o cálculo de FD, devem ser utilizadas as expressões descritas no Módulo 8

(Qualidade de Energia Elétrica) destes Procedimentos de Distribuição. 2.5.4 As distorções harmônicas são alterações da forma de onda da tensão e da corrente causadas

por equipamentos tanto da concessionária como dos consumidores e geradores.

2.5.4.1 É necessário realizar estudos para verificar, em diversos pontos da Sistema de Subtransmissão, a influência da operação simultânea de diferentes equipamentos causadores de distorções harmônicas.

2.5.4.2 Os índices de distorção harmônica são descritos no Módulo 8 (Qualidade de Energia

Elétrica) destes Procedimentos de Distribuição. 2.5.5 Os estudos de Variação de Tensão de Curta Duração (VTCD) visam a determinação das

variações de tensão nos barramentos do sistema, devidas principalmente a curtos-circuitos. 2.5.5.1 Os estudos de VTCD permitem subsidiar os usuários conectados, ou que queiram se

conectar, quanto aos padrões de desempenho da rede. 2.5.5.2 A amplitude e duração das VTCD são classificadas de acordo com o descrito no Módulo 8

(Qualidade de Energia Elétrica) destes Procedimentos de Distribuição. 2.6 Critérios de Confiabilidade 2.6.1 Os estudos de confiabilidade permitem avaliar os riscos de não atendimento através da

Sistema de Subtransmissão, permitindo calcular a influência desta rede nos índices de continuidade aplicados ao sistema de distribuição.

2.6.2 Os estudos de confiabilidade são efetuados para verificar o comportamento do sistema em

regime permanente.



Seção: 2.2

Revisão:



2.6.3 Os estudos de confiabilidade permitem verificar em quais contingências existem a

possibilidade de corte de carga, determinando o corte mínimo para o restabelecimento das condições de operação.

2.6.4 Os dados da rede para os estudos de confiabilidade devem ser fornecidos à distribuidora,

quando pertencerem a outros agentes, destacando-se a taxa de falhas e o tempo médio de reparo.

2.6.5 A Sistema de Subtransmissão deve atender, solidariamente às Redes de Distribuição, os

critérios estabelecidos de DEC e FEC, considerando como 100% a confiabilidade da Rede Básica.

2.6.6 Os casos base utilizados nos estudos de confiabilidade são aqueles provenientes dos

estudos de fluxo de potência. 2.6.7 O sistema deverá ser analisado para as condições de carga pesada, média e leve,

isoladamente e em análise agregada e, quando necessário, para outros patamares de carga. 2.6.8 Deverão ser realizadas avaliações de confiabilidade discriminando os diversos níveis de

tensão da Sistema de Subtransmissão, considerando-se apenas as indisponibilidades de linhas e transformadores.

2.6.9 Em regime permanente, a carga deve ser preferencialmente representada como 100% de

potência constante para as partes ativa e reativa. 2.6.10 Nos estudos de confiabilidade, os transformadores com comutação automática sob carga

podem ter variação do tape estabelecida para as condições normais, independente de estar operando no modo manual ou no modo automático.

2.6.11 Os transformadores sem comutação sob carga devem ser considerados para qualquer

contingência, com o mesmo tape estabelecido para as condições normais. 2.6.12 Nos estudos devem ser observados os valores limites de geração e absorção de potência

reativa e tensão terminal, dos geradores, de acordo com as informações dos agentes. 2.6.13 Os limites operativos de carregamento de equipamentos do Sistema de Subtransmissão e de

tensão nos barramentos do sistema estão definidos nos itens 3.3 e 3.4 deste módulo.

2.7 Critérios Econômicos 2.7.1 Os estudos de natureza econômico-financeira dizem respeito ao desempenho econômico,

contábil e financeiro, sob a ótica da distribuidora ou do setor elétrico como um todo.



Seção: 2.2

Revisão:



2.7.2 Os estudos econômicos permitem realizar uma seleção inicial entre as alternativas,

independentemente da propriedade dos ativos, considerando o critério de melhor valor presente líquido (ou outro critério de igual valor), assumindo a taxa de atratividade regulatória, os custos modulares (equipamentos e sistemas) usuais no setor, as depreciações regulatórias e demais práticas de senso comum ou definidas por regulação específica.

2.7.3 Os estudos contábeis visam atender o planejamento fiscal e financeiro das distribuidoras,

levando em consideração as regras tributárias, a regulamentação tarifária, os custos financeiros e demais aspectos relevantes, permitindo uma seleção apurada entre as alternativas.

2.7.4 Os estudos financeiros visam atender à necessidade das distribuidoras de planejar seu fluxo

de caixa, atendendo os objetivos de remuneração do capital do acionista, levando em consideração os riscos inerentes às diferentes alternativas.

2.8 Critérios Ambientais 2.8.1 No horizonte de longo prazo, que caracteriza o planejamento estratégico, para as instalações

de subtransmissão e para as subestações de distribuição, deve-se fazer um levantamento ambiental expedito para as alternativas em estudo, visando avaliar a factibilidade intrínseca de cada opção e a comparação entre alternativas, face ao risco ambiental.

2.8.2 O levantamento ambiental deve consistir de um diagnóstico simplificado sobre o meio físico, o

meio biótico e o meio sócio-econômico, apresentando uma avaliação expedita de risco potencial, além das medidas mitigadoras possíveis.

2.8.3 Com base no levantamento ambiental, deve-se avaliar o custo ambiental, bem como o grau

de dificuldade potencial para a obtenção das licenças ambientais. 2.8.4 Para os horizontes de curto e médio prazos, que caracterizam o planejamento tático, deve-se

realizar um aprofundamento do levantamento ambiental, visando excluir as alternativas julgadas inviáveis ambientalmente, entendendo esta inviabilidade como sendo a impossibilidade de entrada em operação no referido horizonte.

2.8.5 De forma combinada com o planejamento elétrico, as alternativas estudadas como

potencialmente viáveis devem se submeter a um diagnóstico ambiental mais detalhado, que será a base dos Estudos de Impactos Ambientais, e permitirá uma avaliação mais precisa de custo e cronograma associados aos licenciamentos e implantação das ações mitigadoras.

2.9 Diretrizes para estudos de planejamento tático. 2.9.1 Os estudos de planejamento tático do Sistema de Subtransmissão têm como objetivo definir

de forma detalhada a expansão, ampliação e reforços da rede para o horizonte de cinco anos, de modo a atender os critérios técnicos e econômicos, resultando o Plano de Obras dos próximos dois anos e nas ampliações e reforços para os demais três anos do horizonte, bem como definir os pontos de conexão de geradores e consumidores acessantes a esse sistema.



Seção: 2.2

Revisão:



2.9.2 Os objetivos básicos do Plano de Obras, para os dois primeiros anos, são a administração

racional dos programas de investimento, definidos no planejamento estratégico, considerando os licenciamentos ambientais, os recursos financeiros e os critérios de atendimento à carga.

2.9.3 A definição das expansões e reforços para os demais três anos do horizonte devem atender o

estabelecido no Módulo 4 do procedimento de rede do ONS. 2.9.4 Os estudos de planejamento tático da expansão do Sistema de Subtransmissão devem

utilizar as informações disponíveis na área de planejamento dos agentes, bem como aquelas disponíveis no ONS, na EPE, quando for necessário.

2.9.5 Os agentes e instituições reguladas pela ANEEL devem fornecer as informações necessárias,

seguindo prazos e padrões a serem definidos por ela. 2.9.6 Devem ser realizados os seguintes estudos: 2.9.6.1 Estudos de Fluxo de Potência. 2.9.6.2 Estudos de Curto-Circuito. 2.9.6.3 Estudos de Estabilidade de Tensão e de Compensação de Potência Reativa. 2.9.6.4 Estudos de Transitórios Eletromecânicos. 2.9.6.5 Estudos de Transitórios Eletromagnéticos. 2.9.7 Os estudos devem contemplar a análise de desempenho do Sistema de Subtransmissão em

condição normal de operação e em condições de emergência. 2.9.8 A análise e diagnóstico de desempenho do sistema em condição normal de operação deve: 2.9.8.1 Avaliar as condições de operação previstas para as diversas condições de carga e

configuração do sistema, considerando do Sistema de Subtransmissão. 2.9.8.2 Resguardar as premissas de manutenção e reserva operativa no sistema e evidenciar

eventuais dificuldades operativas a que o sistema possa ser submetido, propondo soluções.

2.9.9 A análise de desempenho do sistema em condições de emergência deve avaliar o

comportamento do mesmo quando da saída forçada de elementos previamente selecionados. 2.9.10 O produto final da análise técnica e econômica é o estabelecimento de um programa de obras

para o horizonte definido, detalhando-se o primeiro e segundo anos, destacando-se os tipos de reforços e ampliações.

2.9.11 Os estudos de fluxo de potência consistem essencialmente na determinação do estado de

operação de uma rede, dada sua topologia e uma certa condição de geração e carga, e deverão seguir os seguintes critérios e diretrizes:



Seção: 2.2

Revisão:



2.9.11.1 O estado de operação consiste nas tensões e ângulos de todos as barras, nos fluxos de

potência ativa e reativa através de todos os ramos da rede e nas potências ativas e reativas, geradas, consumidas e perdidas nos diversos elementos da rede.

2.9.11.2 O sistema deve ser analisado para condições de carga pesada, média e leve, e, quando

necessário, para outros patamares de carga, e também para condições de despachos alternativos considerando a diversidade energética.

2.9.11.3 O nível de detalhamento do Sistema de Subtransmissão deve ser compatível com o

escopo dos estudos. 2.9.11.4 Os limites operativos de tensão nas barras do Sistema de Subtransmissão estão definidos

no item 2.4 deste módulo. 2.9.11.5 Nos estudos devem ser observados os valores limites de geração e absorção de potência

reativa e tensão terminal dos equipamentos. 2.9.11.6 Os critérios de carregamentos dos equipamentos do Sistema de Subtransmissão estão

definidos no item 2.3 deste módulo. 2.9.12 Os estudos de curto-circuito visam, basicamente, a verificação da evolução dos níveis de

curto-circuito nas barras do Sistema de Subtransmissão, a verificação da adequacidade dos disjuntores quanto a sua capacidade de interrupção de corrente, dimensionamento de novos equipamentos, escolha e ajuste de proteção, bem como subsídios para estudos dinâmicos e de transitórios eletromagnéticos, e deverão seguir as seguintes diretrizes e critérios:

2.9.12.1 Os estudos devem ser realizados com o Sistema de Subtransmissão na configuração

estabelecida considerando os piores cenários. 2.9.12.2 Devem ser desenvolvidos estudos para verificar os efeitos da entrada de geração no

sistema de subtransmissão.

2.9.13 Os estudos de Estabilidade de Tensão e de Compensação de Potência Reativa visam determinar a habilidade de uma rede manter tensões adequadas, em todos os seus barramentos, após ter sido submetida a um dado distúrbio, e deverão seguir os seguintes critérios e diretrizes:

2.9.13.1 A estabilidade de tensão está associada a habilidade em se manter e restaurar o equilíbrio

entre a demanda da carga e o suprimento feito pela rede. 2.9.13.2 Para que um estudo de estabilidade de tensão seja abrangente, é necessário cobrir as

mais variadas condições da rede. 2.9.13.3 Devem ser realizadas análises estática, e eventualmente, modal e dinâmica para as

condições normais do Sistema de Subtransmissão em todos os patamares de carga, e para as condições de indisponibilidades de equipamentos, também em todos os patamares de carga, quando necessário.



Seção: 2.2

Revisão:



2.9.14 Os Estudos de Transitórios Eletromecânicos compreendem o período durante e

imediatamente após a ocorrência de alterações na configuração da rede, oriundas de variações súbitas de geração ou carga, faltas ou manobras, e devem seguir os seguintes critérios e diretrizes:

2.9.14.1 Este período se caracteriza por oscilações de tensão em módulo e ângulo nos barramentos

e por flutuações de potência nas linhas, transformadores e geradores. 2.9.14.2 Os estudos de estabilidade para pequenas perturbações dependem do estado da rede, e

para grandes perturbações dependem do estado da rede, bem como do local, tipo e duração da perturbação.

2.9.14.3 Os principais critérios para os Estudos de Transitórios Eletromecânicos são:

(a) as máquinas síncronas devem manter-se em sincronismo durante a transição de uma condição operativa em regime permanente para outra, causada por perdas simples ou duplas de elementos (circuitos que utilizam as mesmas torres ou estão na mesma faixa de servidão);

(b) os sistemas resultantes, em casos de interligações através de elos singelos, em que a

abertura da conexão implicar separação dos sistemas, deverão se manter estáveis para curtos-circuitos monofásicos;

2.9.14.4 Nos estudos de estabilidade angular, os seguintes critérios devem ser adotados nas

simulações:

(a) o sistema deve ser estável quando de pequenas variações de carga ou de geração; (b) em qualquer condição de carga, o sistema deve ser estável para curtos-circuitos

monofásicos, sem religamento, considerada a perda de um de seus elementos (carga, gerador, linha de transmissão ou transformador);

(c) o desempenho do sistema não deve implicar riscos de sobrecarga inadmissíveis em

equipamentos nem tampouco desligamentos adicionais incontroláveis e indesejáveis (deverá ser avaliado o carregamento dos equipamentos principais de transmissão em função de suas características e também de equipamentos terminais);

(d) os estudos de estabilidade angular, não considerarão restrições de equipamentos

terminais, ficando a responsabilidade para o agente.

2.9.14.5 A tabela 3.9.15.5 estabelece, de forma indicativa e na falta de informações precisas, os tempos a serem considerados na eliminação de faltas monofásicas, onde se tem os valores de tempo de atuação da proteção primária mais o tempo de abertura dos disjuntores, para diferentes níveis de tensão.



Seção: 2.2

Revisão:



Tabela 3.9.15.5 – Tempos de eliminação de defeitos

Tensão kV Tempo de operação dos relés + Tempo de abertura do disjuntor

(ms)

230 150

138 150

88 500

69 800

2.9.15 Os estudos de planejamento tático devem contemplar, quando julgadas necessárias, análises

de transitórios eletromagnéticos, com o objetivo de recomendar os equipamentos necessários à redução dos surtos de manobra (sobretensões e/ou das sobrecorrentes), tais como compensações reativas, disjuntores equipados com resistores de pré-inserção para as manobras de fechamento e abertura, disjuntores equipados com sincronizadores, pára-raios, esquemas de proteção, controladores lógicos programáveis, etc, ou ainda especificar equipamentos com características especiais de suportabilidade.

2.9.16 Os Transitórios Eletromagnéticos, com características de curta duração, envolvem variações

súbitas de corrente e tensão provocadas por descargas atmosféricas, faltas no sistema ou manobra de chaves (disjuntores e seccionadoras), e seus estudos devem seguir os seguintes critérios e diretrizes:

2.9.16.1 Manobras na rede, quer manuais ou automáticas, não devem resultar níveis de

sobretensão/sobrecorrente que prejudiquem ou ponham em risco a integridade de qualquer equipamento.

2.9.16.2 Os níveis de sobretensão/sobrecorrente admissíveis no sistema são fixados pelas normas

técnicas e pelas informações de capacidade/suportabilidade fornecidas pelos agentes. 2.9.16.3 A rede a ser analisada deve ser modelada da forma mais completa possível na área de

interesse dos fenômenos eletromagnéticos e, nas áreas adjacentes, através de equivalentes.

2.10 Diretrizes para estudos de planejamento estratégico. 2.10.1 Os estudos de planejamento estratégico do Sistema de Subtransmissão têm como objetivo

prospectar as principais obras de caráter estrutural de forma a atender os critérios técnicos e econômicos.

2.10.2 O horizonte dos estudos será de 10 anos, discretizados em intervalos de 5 anos, sendo que

os primeiros cinco anos estão contemplados no planejamento tático.



Seção: 2.2

Revisão:



2.10.3 Os estudos devem ser revisados anualmente, incorporando evoluções tecnológicas, novas

alternativas e restrições. 2.10.4 O resultado dos estudos é a prospecção de novas subestações e linhas de transmissão, bem

como suas ampliações, e de pontos potenciais de conexão. 2.10.5 Os estudos de planejamento estratégico do Sistema de Subtransmissão deverão fazer uso

das informações da própria distribuidora, da EPE e de outras instituições, quando necessárias.

2.10.6 O planejamento estratégico consiste fundamentalmente de estudos de natureza técnica e

econômico-financeira. 2.10.6.1 Os estudos de natureza técnica dizem respeito ao desempenho do sistema sob o ponto de

vista elétrico e energético. 2.10.6.2 Os estudos de natureza econômico-financeira dizem respeito ao desempenho econômico,

quando analisado do ponto de vista sistêmico, e contábil e financeiro, quando analisado do ponto de vista da distribuidora.

2.10.7 Os estudos de planejamento estratégico do Sistema de Subtransmissão devem considerar as

seguintes etapas: 2.10.7.1 Obtenção dos dados necessários. 2.10.7.2 Formulação de alternativas. 2.10.7.3 Análise técnica e ambiental preliminar para pré-seleção de alternativas. 2.10.7.4 Estudos elétricos e energéticos. 2.10.7.5 Análise econômica e seleção de alternativas. 2.10.8 Para a realização dos estudos de planejamento estratégico, os agentes devem fornecer os

dados sob sua responsabilidade, atendendo aos prazos definidos pela ANEEL. 2.10.9 O escopo de cada estudo deve contemplar: 2.10.9.1 Definição dos casos a serem considerados como referências. 2.10.9.2 Critérios definidos no presente módulo. 2.10.9.3 Condições, configurações e diagnóstico do Sistema de Subtransmissão existente a serem

analisadas. 2.10.10 Para a realização de estudos de planejamento estratégico, além do conhecimento dos

dados básicos do sistema (topologia da rede) são necessários: o mercado de energia elétrica a ser atendido e a geração prevista.

2.10.11 Os seguintes dados devem ser obtidos:



Seção: 2.2

Revisão:



2.10.11.1 Demanda por subestação (pesada, média e leve); 2.10.11.2 Topologia da rede; 2.10.11.3 Sistema de geração; 2.10.11.4 Equipamentos de regulação e de seccionamento; 2.10.11.5 Custos dos investimentos; 2.10.11.6 Custos ambientais; 2.10.11.7 Custo das perdas. 2.10.12 Sempre que se verificarem fatos marcantes, em termos de expansão do sistema de geração

e/ou de evolução do mercado, devem ser analisados anos intermediários, entre o quinto e o décimo, de forma a balizar a evolução do sistema de subtransmissão.

2.10.13 Devem ser observados os seguintes pontos para a elaboração das alternativas possíveis: 2.10.13.1 Ampla análise de possibilidades. 2.10.13.2 Consideração da topologia de rede existente. 2.10.13.3 Expansão da Rede Básica. 2.10.13.4 Expansão da geração. 2.10.13.5 Avaliação ambiental. 2.10.14 O estudo deve ser desenvolvido abrangendo toda a área de influência, visando à definição

do sistema mais econômico. 2.10.15 Através de uma análise técnico-econômica simplificada, e realizando uma avaliação

ambiental expedita, devem ser selecionadas as alternativas mais adequadas para uma análise mais detalhada.

2.10.16 As metodologias de seleção das alternativas devem incorporar os aspectos econômicos e

riscos associados, buscando alternativas robustas e eficientes. 2.10.17 Os estudos elétricos no planejamento estratégico contemplam, essencialmente, fluxo de

potência, curto-circuito e transitórios eletromecânicos. 2.10.18 A análise de desempenho do sistema em condição normal de operação deve: 2.10.18.1 Avaliar as condições de operação previstas para as diversas condições de carga e

configuração do sistema, considerando o Sistema de Subtransmissão. 2.10.18.2 Resguardar as premissas de manutenção e reserva operativa no sistema e evidenciar

eventuais dificuldades operativas a que o sistema possa ser submetido, estabelecendo medidas e propondo soluções

2.10.18.3 Verificar os seguintes pontos:

(a) Atendimento às faixas de tensão definidas nos critérios. (b) Estratégias para o controle de tensão do Sistema de Subtransmissão. (c) Condições de carregamento dos componentes do sistema.



Seção: 2.2

Revisão:



2.10.19 Os estudos devem contemplar a análise de desempenho do Sistema de Subtransmissão em

condição normal de operação e em condições de emergência quando for o caso. 2.10.20 A análise de desempenho do sistema em condições de emergência deve:

2.10.20.1 Avaliar o comportamento do sistema quando da saída forçada de elementos previamente

selecionados 2.10.20.2 Verificar os seguintes pontos:

(a) Atendimento às faixas de tensão definidas nos critérios. (b) Estratégias para o controle de tensão do Sistema de Subtransmissão. (c) Condições de carregamento dos componentes do sistema.

2.10.21 Definidas as alternativas técnicas, os estudos econômicos, contábeis e financeiros, referidos

no item 3.7, devem ser desenvolvidos considerando, entre outros: 2.10.21.1 Demanda por subestação (pesada, média e leve). 2.10.21.2 Custo dos investimentos. 2.10.21.3 Custo de operação e manutenção. 2.10.21.4 Custo das perdas. 2.10.21.5 Custo ambiental. 2.10.21.6 Valor residual dos equipamentos e instalações.

2.10.22 Como produto final da análise técnica, econômica e ambiental, é estabelecido um conjunto

de obras para o horizonte considerado e a disponibilidade por barra para a conexão de cargas e geradores.

3 SUBESTAÇÕES DE DISTRIBUIÇÃO E REDE DE DISTRIBUIÇÃO 3.1 Introdução 3.1.1 O objetivo do planejamento da Rede de Distribuição é definir a expansão dos alimentadores,

a expansão das subestações de distribuição existentes, a localização das novas subestações de distribuição e volume de obras para atender o incremento de carga, respeitando critérios técnicos e econômicos, observados os aspectos ambientais.

3.1.2 Os estudos de conexão de geradores na Rede de Distribuição devem ser realizados dentro

dos mesmos princípios apresentados no planejamento dos sistemas de subtransmissão, garantido simetria entre os interesses da distribuidora e dos acessantes, dentro de uma visão econômica, garantindo amplo acesso às informações, que deverão ser disponibilizadas em no máximo trinta dias.

3.1.3 O horizonte dos estudos é de 5 anos, discretizados em primeiro ano, segundo ano e quinto

ano (incluindo as expansões do terceiro, quarto e quinto anos). 3.1.4 Os estudos devem ser revisados anualmente.



Seção: 2.2

Revisão:



3.2 Diagnóstico das Subestações de Distribuição 3.2.1 Os estudos de planejamento das Subestações de Distribuição devem partir do diagnóstico

das Subestações de Distribuição existentes, com a caracterização de sua carga, dos recursos operativos e dos níveis de tensão e avaliação das perdas técnicas em seus transformadores e da qualidade nos barramentos primários e secundários.

3.2.2 A caracterização da carga compreende: 3.2.2.1 Demanda de energia ativa. 3.2.2.2 Demanda de energia reativa. 3.2.2.3 Curva de carga. 3.2.3 A caracterização das Subestações de Distribuição consiste no seu arranjo e seus parâmetros

elétricos. 3.2.4 A avaliação das perdas técnicas se restringe aos transformadores. 3.2.5 A avaliação da confiabilidade consiste no cálculo da duração e freqüência médias de

interrupção nos barramentos secundários. 3.2.6 A avaliação do desempenho de tensão nos barramentos secundários se baseará na

caracterização da carga e sistemas de regulação de tensão. 3.3 Diretrizes para a Expansão de Subestações de Distribuição 3.3.1 As Subestações de Distribuição devem ser planejadas em função do planejamento das

Redes de Distribuição, seja na definição de sua localização, do número de barramentos secundários e de possíveis compensações de potência reativa, exigindo estudos de naturezas técnica e econômica.

3.3.2 Os estudos de natureza técnica dizem respeito ao desempenho do sistema sob o ponto de

vista elétrico e energético. 3.3.3 As solicitações de acesso de geradores e de consumidores em alta tensão, bem como os

esquemas de conexão ao Sistema de Subtransmissão, devem ser levadas em consideração na definição do arranjo dessas subestações.

3.3.4 A definição da potência e do número de transformadores deve buscar o aumento da

confiabilidade, a redução de perdas e a minimização da ociosidade da capacidade de transformação, respeitando-se as boas práticas setoriais.

3.3.5 Os estudos de natureza econômico-financeira dizem respeito ao desempenho econômico,

contábil e financeiro da distribuidora. 3.3.5.1 Tais estudos devem obedecer os critérios econômicos estabelecidos no item 2.7.



Seção: 2.2

Revisão:



3.3.5.2 Os custos modulares devem levar em consideração as características e especificidades

regionais de cada concessionária. 3.3.6 Os estudos de planejamento de Subestações de Distribuição devem considerar as seguintes

etapas: 3.3.6.1 Obtenção dos dados necessários. 3.3.6.2 Formulação de alternativas. 3.3.6.3 Análise técnica preliminar para pré-seleção de alternativas. 3.3.6.4 Estudos elétricos. 3.3.6.5 Análise econômica e seleção de alternativas. 3.3.6.6 Restrições ambientais. 3.4 Diagnóstico da Rede de Distribuição 3.4.1 Os estudos de planejamento da Rede de Distribuição devem partir do diagnóstico do sistema

existente, com a caracterização da carga e da rede, e avaliação das perdas técnicas e da qualidade.

3.4.2 A caracterização da carga compreende: 3.4.2.1 Demanda de energia ativa nos alimentadores. 3.4.2.2 Distribuição da carga ao longo dos alimentadores. 3.4.2.3 Fator de carga. 3.4.2.4 Fator de potência. 3.4.2.5 Análise econômica e seleção de alternativas. 3.4.2.6 Cálculo das perdas técnicas e comercias. 3.4.3 A caracterização da rede consiste em sua topologia, em dados geográficos associados e em

seus parâmetros elétricos e estruturais, incluindo a localização dos consumidores e geradores.

3.4.4 A avaliação das perdas técnicas se baseia na caracterização da carga e da rede,

considerando as perdas nos alimentadores e transformadores de distribuição. 3.4.5 A avaliação da confiabilidade consiste no cálculo de DEC e FEC equivalentes por

alimentador, compondo, de forma ponderada, os DECs e FECs verificados para os conjuntos de unidades consumidoras conectadas a este alimentador.

3.4.6 A avaliação dos perfis de tensão se baseia na caracterização da carga e da rede primária

(alimentadores). 3.4.7 A cada ano um novo diagnóstico é realizado, devendo-se elaborar uma análise crítica entre

este e o realizado no ano anterior. 3.5 Diretrizes para a Expansão das Redes de Distribuição



Seção: 2.2

Revisão:



3.5.1 O planejamento da Rede de Distribuição consiste na definição do traçado dos alimentadores

para o próximo quinqüênio e no volume de obras dispersas a serem feitas nos próximos 12 e 24 meses, além da indicação da necessidade de novas subestações de distribuição ou na ampliação das subestações de distribuição existentes.

3.5.2 A expansão da rede de distribuição deve observar o plano diretor dos municípios, quando

existir, e à legislação ambiental, além de levar em consideração outros planos de desenvolvimento regionais existentes.

3.5.3 O encaminhamento dos alimentadores observa a evolução espacial prevista do mercado e o

mapeamento das características ambientais, para um horizonte de cinco anos. 3.5.4 A cada ano, deve-se realizar uma avaliação crítica entre o planejado no ano anterior e o

realizado. 3.5.5 Com base na nova topologia planejada, deve-se realizar a avaliação das perdas técnicas, a

avaliação dos perfis de tensão e carregamento e uma estimativa da evolução da confiabilidade, comparando com a situação diagnosticada.

3.5.6 Para o planejamento da Rede de Distribuição, deve ser observado o Plano de

Universalização de Energia Elétrica da distribuidora. 4 PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO PARA ÁREAS DE ATUAÇÃO CONJUNTA ENTRE

AGENTES DE DISTRIBUIÇÃO 4.1 Introdução 4.1.1 O planejamento conjunto tem por objetivo estabelecer as bases necessárias para o bom

relacionamento técnico entre Agentes de Distribuiçã, no exercício do planejamento em áreas de atuação conjunta ou adjacentes, bem como com o ONS e transmissores, que tenham interesse na área em questão.

4.1.2 Objetiva também estabelecer ações de planejamento integrado e seus respectivos prazos,

que busquem as melhores soluções técnicas e econômicas para a expansão de Sistemas das Distribuidoras em áreas de atuação conjunta ou adjacentes.

4.1.3 As regras dispostas neste item são válidas para todos os Agentes de Distribuição no exercício

do planejamento que compartilham áreas de atuação conjunta ou adjacentes. 4.2 Conceitos 4.2.1 Para este item, são definidos os seguintes termos: 4.2.1.1 Planejamento Conjunto: planejamento conduzido por dois ou mais Agentes de Distribuição

e outros agentes, definidos a seguir, que compartilham áreas de atuação conjunta ou adjacentes.



Seção: 2.2

Revisão:



4.2.1.2 Comissão de Planejamento: equipe técnica designada pelos Agentes de Distribuição e

outros agentes, especificados a seguir, no exercício do planejamento, que compartilham áreas de atuação conjunta ou adjacentes.

4.2.1.3 Termo de Referência: conjunto de cláusulas que têm por função reger o comportamento da

Comissão de Planejamento, visando garantir o bom encaminhamento dos estudos de Planejamento Conjunto.

4.3 Constituiçao da Comissão de Planejamento Conjunto 4.3.1 Cada Agente, inclusive os proprietários de DITs (segundo conceituação estabelecida pela

ANEEL), envolvido em áreas de atuação conjunta ou adjacentes às distribuidoras, deverá designar três representantes (um titular e dois adjuntos) para compor a Comissão de Planejamento Conjunto.

4.3.2 O Titular representa o Agente nas reuniões da Comissão de Planejamento Conjunto.

4.3.3 Os Adjuntos podem substituir o Titular nas reuniões da Comissão de Planejamento Conjunto. 4.3.4 A coordenação da Comissão é escolhida entre seus pares e por eles próprios. 4.4 Atividades da Comissão de Planejamento Conjunto 4.4.1 Cabe à Comissão de Planejamento Conjunto: 4.4.1.1 Definir as informações a serem disponibilizadas pelos Agentes, necessárias para o

exercício do Planejamento Conjunto. 4.4.1.2 Definir a natureza e o nível de qualidade das informações necessárias, bem como os

prazos a serem atendidos para o intercâmbio destas informações. 4.4.1.3 Propor pontos de conexão entre os sistemas adjacentes, regras de operação e indicadores

de qualidade nesses pontos, que deverão ser aprovados pela ANEEL. 4.4.1.4 Desenvolver estudos de avaliação do impacto da operação conjunta, buscando a

otimização técnica e econômica do sistema. 4.4.1.5 Compatibilizar os planejamentos individuais nas fronteiras dos sistemas. 4.4.1.6 Elaborar o cronograma das atividades anuais da comissão, com a descrição dos estudos

conjuntos.

4.5 Conteúdo Mínimo do Termo de Referência de Constituição da Comissão de Planejamento

Conjunto



Seção: 2.2

Revisão:



4.5.1 O Termo de Referência, a ser analisado e aprovado pela ANEEL, deve conter, no mínimo, as

seguintes cláusulas, que garantam o bom encaminhamento dos estudos de Planejamento Conjunto:

4.5.1.1 O conjunto de estudos a serem realizados, definindo o cronograma com as metas a serem

atingidas. 4.5.1.2 Prazos para troca de informações, desenvolvimentos de estudos e implementação de

ações específicas. 4.5.1.3 Penalidades pelo descumprimento do estabelecido no termo de referência ou em outro

documento pactuado, no desenrolar das atividades de planejamento conjunto. 4.5.1.4 Definição da forma legal de pactuação entre os Agentes, notadamente nos casos em que

impliquem investimentos das partes. 4.5.2 As decisões tomadas devem buscar à otimização técnica e econômica da expansão e

operação do sistema conjunto, independentemente da responsabilidade de investimento.


Assunto: Plano de Desenvolvimento da Distribuição

Seção: 2.3

Revisão:


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Módulo 2 – Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição Seção 2.3 – Plano de Desenvolvimento da Distribuição – PDD


pela ANEEL


ANEEL


xx / xx /2005


Rev.: 0

Data: 09/11/2005



Seção: 2.3

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... Página: 2 de 5

Seção 2.3 – PLANO DE DESENVOLVIMENTO DA DISTRIBUIÇÃO

1 OBJETIVOS................................................................................................................................ 3

2 APRESENTAÇÃO DO PDD........................................................................................................ 3

3 PROCEDIMENTOS PARA ENCAMINHAMENTO DO PLANO DE OBRAS E DA LISTA DE OBRAS REALIZADAS ....................................................................................................................... 4

4 UNIVERSALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ENERGIA ELÉTRICA............................................. 5



Seção: 2.3

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... Página: 3 de 5

Seção 2.3 – PLANO DE DESENVOLVIMENTO DA DISTRIBUIÇÃO 1 OBJETIVOS 1.1 Esta seção apresenta o conteúdo básico do Plano de Desenvolvimento da Distribuição - PDD e

a forma de armazenamento desses dados, que devem ser guardados por dez anos, podendo a ANEEL acessá-los quando convier, por mídia a ser estabelecida.

1.2 O PDD apresenta o resultado dos estudos de planejamento elétrico e energético da distribuição, baseando-se nos planejamentos estratégico e tático da subtransmissão e no planejamento qüinqüenal da rede de distribuição.

1.3 O PDD trás, em si, a necessidade de se ter um plano de obras associado para horizonte de curto prazo, onde as incertezas são bastante reduzidas, além de uma crítica permanente entre o realizado e o planejado.

1.4 A presente seção abrange os procedimentos de apresentação e envio do Plano de

Desenvolvimento da Distribuição – PDD, contendo: 1.4.1 Apresentação do PDD; 1.4.2 Procedimentos para envio do plano de obras; 1.4.3 Procedimentos para envio da lista de obras realizadas; 1.4.4 Universalização dos serviços de energia elétrica. 2 APRESENTAÇÃO DO PDD 2.1 O Plano de Desenvolvimento da Distribuição – PDD será apresentado anualmente à ANEEL

até o dia 10 (dez) de dezembro de cada ano e deve conter: 2.1.1 Plano de Expansão da Subtransmissão; 2.1.2 Plano de Expansão da Rede de Distribuição; 2.1.3 Plano de Obras; 2.1.4 Lista de Obras Realizadas; 2.1.5 Análise Crítica.

2.2 A análise crítica consiste na comparação entre o planejado e o realizado, que estava

estabelecido no plano de obras, e na justificativa de mudanças de critérios ou previsões que estavam no Plano da Expansão da Subtransmissão e no Plano de Expansão da Rede de Distribuição.

2.3 O Plano de Expansão da Subtransmissão deve destacar, para cada barra e para cada ano, a

capacidade de conexão de carga ou de geração.



Seção: 2.3

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3 PROCEDIMENTOS PARA ENCAMINHAMENTO DO PLANO DE OBRAS E DA LISTA DE

OBRAS REALIZADAS 3.1 As obras realizadas e as obras previstas para os próximos dois anos, que constituem o plano

de obras e a lista de obras realizadas no ano anterior, devem ser separadas em dois grandes agrupamentos: obras em subestações e em linhas de subtransmissão e obras na rede de distribuição.

3.2 As obras em subestações e obras em linhas de subtranmissão, previstas em cada

agrupamento, são descritas a partir do estabelecimento de Módulos, que serão definidos pela ANEEL.

3.3 Os dados relativos às redes de distribuição devem ser encaminhados de forma agregada

(quantidade e custo), respeitando a seguinte estrutura: 3.3.1 Extensão da rede primária – km e custo-R$; 3.3.2 Extensão da rede secundária – km e custo-R$; 3.3.3 Número de Postos de Transformadores e custo-R$; 3.3.4 Capacidade Instalada – MVA; 3.3.5 Obras de reforma e melhoramentos(1); 3.3.6 Sistemas de Medição (medidores para faturamento).

(1) estas obras representam investimentos em recomposição de redes precárias, aumento de capacidade das redes existentes, melhoria da qualidade de serviço e não estão nos quatro primeiros itens. 3.4 Para fins tarifários, as obras devem ser informadas por Conjunto, considerando o nível de

tensão em que será realizada e os módulos que compõem as mesmas. 3.5 Cabe à distribuidora identificar quais conjuntos são beneficiados pela obra em questão e, para

as informações agregadas, ratear entre os conjuntos atendidos. 3.6 Estão previstos, inicialmente, os seguintes módulos, cabendo à ANEEL a definição dos

mesmos: 3.6.1 Banco de Capacitor. 3.6.2 Banco Regulador de Tensão. 3.6.3 Bay's de Subestação. 3.6.4 Chave Religadora. 3.6.5 Chave Seccionadora. 3.6.6 Disjuntor. 3.6.7 Extensão de Linha. 3.6.8 Transformadores para Instrumentos. 3.6.9 Unidade Transformadora. 3.6.10 Outros

3.7 Cada módulo é caracterizado pelas informações técnicas e operativas, e por seu valor unitário.



Seção: 2.3

Revisão:


... Página: 5 de 5

4 UNIVERSALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ENERGIA ELÉTRICA 4.1 A universalização dos serviços de energia elétrica merece capítulo especial no PDD, intitulado

Plano de Universalização de Energia Elétrica, devendo respeitar os seguintes princípios: 4.1.1 A distribuidora deve atender, em prazos definidos pela ANEEL, sem qualquer ônus para o

solicitante ou consumidor, ao pedido de fornecimento ou aumento de carga, em áreas do sistema elétrico, que possa ser efetivado mediante a extensão de rede em tensão secundária de distribuição, inclusive instalação ou substituição de transformador, ainda que seja necessário realizar reforço ou melhoramento na rede em tensão primária de distribuição;

4.1.2 A distribuidora também deve atender, sem qualquer ônus para o solicitante ou consumidor, ao

pedido de fornecimento ou aumento de carga que possa ser efetivado mediante extensão de rede em tensão primária de distribuição, observado o respectivo Plano de Universalização de Energia Elétrica;

4.1.3 O atendimento ao pedido de fornecimento ou aumento de carga é realizado segundo os

padrões da distribuidora, sendo de responsabilidade do consumidor o custeio de obras realizadas para atender o exclusivo interesse do mesmo, observados os procedimentos de participação financeira;

4.1.4 A distribuidora deve submeter à ANEEL o Plano de Universalização de Energia Elétrica, que

deve conter os Programas Anuais de Expansão do Atendimento, e ser encaminhado à ANEEL, para aprovação, de acordo com os prazos fixados;

4.1.5 Caso a distribuidora não apresente o Plano de Universalização nos prazos previstos e até

que o mesmo seja entregue à ANEEL, a obrigação de atendimento ao pedido de fornecimento ou aumento de carga, sem qualquer tipo de ônus para o solicitante, aplicar-se-á imediatamente a toda área concedida ou permitida;

4.1.6 O Plano será analisado pela ANEEL, oportunidade em que a Agência poderá determinar

adequações julgadas necessárias. 4.2 A universalização dos serviços de energia elétrica deve ser contemplada nos estudos de

previsão de carga.


Assunto:

Relatórios e Fluxos de Informações Seção:

2.4

Revisão:




Módulo 2 – Planejamento da Expansão da Distribuição Seção 2.4 – Relatórios e Fluxos de Informações


pela ANEEL


ANEEL


xx / xx /2005


Rev.: 0

Data: 09/11/2005


Assunto:


2.4

Revisão:



ÍNDICE

1 OBJETIVOS................................................................................................................................ 3

2 SEGMENTAÇÃO DOS USUÁRIOS ENVOLVIDOS.................................................................... 3

3 ESPECIFICAÇÃO DAS INFORMAÇÕES ................................................................................... 3

4 FORMATO DAS INFORMAÇÕES .............................................................................................. 7

5 CRONOGRAMA PARA FORNECIMENTO DAS INFORMAÇÕES ............................................. 7


Assunto:


2.4

Revisão:



Seção 2.4 – RELATÓRIOS E FLUXOS DE INFORMAÇÕES 1 OBJETIVOS 1.1 Nesta seção serão definidas as informações necessárias para que a distribuidora possa

realizar o planejamento do seu sistema de distribuição, assim como os fluxos de informações envolvendo a ANEEL, as distribuidoras e os agentes conectados ao sistema de distribuição.

2 SEGMENTAÇÃO DOS USUÁRIOS ENVOLVIDOS 2.1 De forma a atender às necessidades do planejamento dos sistemas de distribuição os agentes

acessantes conectados ou potenciais devem ser identificados e agrupados de acordo com os respectivos níveis de tensão em que estão ou serão conectados ao sistema.

3 ESPECIFICAÇÃO DAS INFORMAÇÕES 3.1 Informações que os agentes conectados ao sistema de distribuição devem fornecer à

distribuidora. 3.1.1 Dados Requeridos para o Plano de Desenvolvimento da Distribuição

Para o Plano do Sistema de Distribuição são necessárias as seguintes informações dos agentes conectados ao sistema de distribuição.

3.1.1.1 Dados Requeridos dos Consumidores

• Previsão de Demanda;

• Antecipação de novas cargas;

• Nível de qualidade exigida pelo sistema do usuário;

• Características eletrotécnicas dos sistemas principais dos consumidores conectados à rede da distribuidora.

3.1.1.2 Dados Requeridos dos Geradores Embutidos

No Anexo C da seção 3.3 do Módulo de Acesso ao Sistema de Distribuição já estão especificadas as informações necessárias dos geradores embutidos. Os dados requisitados estão separados em formulários distintos para as diferentes unidades produtoras: térmicas, hidráulicas e eólicas.

3.1.2 Informações Necessárias para a Realização dos Estudos de Planejamento


Assunto:


2.4

Revisão:



3.1.2.1 Os estudos de planejamento são realizados distintamente nos sistemas de subtransmissão

(planejamento tático e estratégico) e nas redes de distribuição. 3.1.2.2 As informações necessárias para a realização destes estudos estão relacionadas

respectivamente nos itens a seguir. 3.1.2.3 Informações para os Estudos de Planejamento Tático da Rede de Subtransmissão 3.1.2.3.1 Os estudos de planejamento tático da expansão da Rede de Subtransmissão terão como

base as informações disponíveis na área de planejamento dos agentes, bem como as informações disponíveis nas bases de dados do ONS, EPE e de outros agentes quando necessário.

3.1.2.3.2 Para a realização dos estudos especificados no item 3.9.6 da seção 2.3, devem estar

disponíveis programas computacionais específicos, e um banco de dados atualizado de todos os componentes pertinentes da rede em análise. Este banco deve conter os dados e informações referentes a: linhas de transmissão, transformadores, elementos de compensação shunt e série (capacitores, reatores), geradores, turbinas, sistemas de excitação, reguladores de tensão, reguladores de velocidade, cargas, etc.

3.1.2.4 Informações para os Estudos de Planejamento Estratégico da Rede de Subtransmissão 3.1.2.4.1 Os estudos de planejamento estratégico da Rede de Subtransmissão deverão fazer uso de

informações da própria distribuidora, da EPE e de outras instituições, se necessário. 3.1.2.4.2 Para a realização dos estudos estratégicos, além do conhecimento dos dados básicos do

sistema (topologia da rede) são necessários também o mercado de energia elétrica a ser atendido e a geração prevista.

3.1.2.4.3 Os seguintes dados devem ser obtidos:

• Demanda por subestação (pesada, média e leve);

• Topologia da rede;

• Sistema de geração;

• Equipamentos de regulação e de seccionamento.

• Custos unitários para investimentos e perdas. 3.1.2.4.4 As diretrizes para estes estudos encontram-se no item 3.10 da seção 2.3 que trata dos

critérios e estudos de planejamento estratégico. 3.1.2.5 Informações para os estudos de planejamento da Rede de Distribuição 3.1.2.5.1 As informações necessárias para a caracterização da carga e da rede são fundamentais

para a realização dos estudos de planejamento da Rede de Distribuição. 3.1.2.5.2 Os dados necessários para a caracterização da carga são:

• Demanda de energia ativa nos alimentadores;

• Distribuição da carga ao longo dos alimentadores;


Assunto:


2.4

Revisão:



• Fator de carga;

• Fator de potência.

3.1.2.5.3 Para a caracterização da rede é necessário ter informações sobre sua topologia, dos dados geográficos e dos parâmetros elétricos.

3.1.2.5.4 Estas informações são de conhecimento da própria distribuidora. 3.1.2.6 Para os diversos elementos componentes da Rede de Subtransmissão devem ser obtidos

dados, sendo que os mesmos devem seguir as seguintes orientações: 3.1.2.6.1 Equipamentos já existentes, porém novos para o presente período de análise: considerar

todo o conjunto de dados listados a seguir. 3.1.2.6.2 Outros equipamentos já existentes: desde que seja obedecida a condição anterior,

considerar os dados disponíveis nos bancos de dados das distribuidoras. 3.1.2.6.3 Dados indisponíveis: desde que sejam obedecidas as condições anteriores, considerar a

aplicação de dados típicos. 3.1.2.7 A seguir são relacionados os principais dados que devem ser obtidos para a realização

adequada de cada um dos estudos que envolvam a Rede de Subtransmissão: 3.1.2.7.1 Diagrama Unifilar

O diagrama unifilar deve ressaltar a estrutura do sistema elétrico de potência específico, evidenciando os componentes básicos do mesmo como a localização dos pontos onde o sistema é aterrado, localização dos disjuntores, dos relés, das cargas, geração, etc.

3.1.2.7.2 Dados de Compensação Reativa 3.1.2.7.2.1 Dados dos capacitores em derivação

• Potência nominal em Mvar

• Tensão nominal em KV

• Características da conexão de enrolamentos e possíveis elementos de aterramento 3.1.2.7.2.2 Dados dos reatores em derivação

• Potência nominal em Mvar

• Tensão nominal em KV

• Características da conexão de enrolamentos e possíveis elementos de aterramento

• Curva de Saturação 3.1.2.7.2.3 Dados dos capacitores série

• Reatância do banco de capacitores série, em %, ou ohms;

• Corrente máxima admissível em KA.


Assunto:


2.4

Revisão:



3.1.2.7.2.4 Dados dos Reguladores de Tensão de Rede

• Potência nominal em MVA

• Resistência em % na base de potência do mesmo

• Reatância em % na base de potência do mesmo

• Tensão máxima de regulação em pu ou kV dos enrolamentos

• Tensão mínima de regulação em pu ou kV dos enrolamentos

• Passo do tape em pu ou kV dos enrolamentos

3.1.2.7.3 Dados do Sistema de Excitação e Reguladores de Tensão

Para cada unidade geradora devem ser fornecidos os diagramas de blocos referentes aos modelos matemáticos do regulador de tensão e do sistema de excitação. Estes diagramas consideram a representação dos elementos no domínio da freqüência através das funções de transferência das malhas de controle correspondentes.

3.1.2.7.4 Dados das Turbinas e dos Reguladores de Velocidade

Para cada unidade geradora devem ser fornecidos também os diagramas de blocos referentes aos modelos matemáticos da turbina e do regulador de velocidade. Estes diagramas representam os elementos no domínio da freqüência através de funções de transferência.

3.1.2.7.5 Outras informações necessárias para estes estudos e que não constam nesta seção, já estão especificados na seção 2.3 do módulo de Acesso aos Sistemas de Distribuição.

3.2 Informações que a distribuidora deve enviar à ANEEL 3.2.1 Informações Referentes às Obras Realizadas e Previstas no Sistema de Distribuição e

Subtransmissão 3.2.1.1 Na seção 2.4 são definidos a forma de envio à ANEEL das informações referentes às obras

realizadas e aos planejamentos das redes de subtransmissão e distribuição. 3.2.1.2 As distribuidoras deverão encaminhar à ANEEL o histórico disponível de obras realizadas

nas redes de distribuição, e estar repassando anualmente informações sobre as obras realizadas nos doze meses anteriores.

3.2.1.3 Com relação às obras de subtransmissão, as informações estão estabelecidas na seção

2.4. A atualização dos dados referentes ao Plano de Expansão da Subtransmissão será realizada anualmente abrangendo um período de planejamento de 10 anos.


Assunto:


2.4

Revisão:



4 FORMATO DAS INFORMAÇÕES 4.1 O formato das informações que os agentes conectados devem fornecer à distribuidora está a

critério da própria distribuidora e deve ser homologado pela ANEEL. 4.2 As distribuidoras deverão fornecer suas informações de planejamento à ANEEL através de um

Banco de Planejamento que será disponibilizado pela ANEEL a todas distribuidoras ou da maneira que a ANEEL estabelecer.

5 CRONOGRAMA PARA FORNECIMENTO DAS INFORMAÇÕES 5.1 As diversas informações de planejamento do sistema de distribuição e subtransmissão deverão

ser encaminhadas à ANEEL com periodicidade anual, conforme definido nas seções específicas deste módulo. As distribuidoras deverão estar enviando estes dados nas respectivas datas de reajustes tarifários anuais, ou sempre que a ANEEL solicitar.

5.2 Os agentes acessantes do sistema de distribuição deverão enviar as informações requeridas

ao planejamento do sistema de distribuição da distribuidora sempre que esta solicitar, em um prazo estabelecido pela ANEEL.

5.3 A cada início de ciclo de planejamento da distribuidora (ou seja, a cada determinado mês do

ano a ser especificado por cada distribuidora individualmente) os agentes devem informar, através de um documento, possíveis aumentos e diminuição de energia e potência demandada assim como para os grandes consumidores o perfil de carga para os próximos 5 anos.

5.4 Aos novos agentes que acessarão o sistema de distribuição, é necessário seguir os requisitos

e prazos determinados para os novos acessantes que constam no módulo de acesso.


Assunto:


2.4

Revisão:



ANEXO I – Fluxo de Informações do Processo de Planejamento do Sistema de Distribuição

Legenda:

--- Informações (dados, estudos e planos); --- Processo de planejamento;

--- Destino final das informações.

1 – Informações eletro-energéticas da geração embutida existente ou eminente; 2 – Informações gerais da geração embutida existente e potencial; 3 – Informações eletro-energéticas dos grandes consumidores existentes ou eminentes; 4 – Informações gerais dos grandes consumidores existentes e potenciais; 5 – Informações das distribuidoras adjacentes para o planejamento conjunto regional; 6 – Definição dos pontos de conexão; 7 – PDD;


Assunto:


2.4

Revisão:



8 – Informações do planejamento conjunto regional para diferentes horizontes, de interesse das distribuidoras e da EPE; 9 – Informações da própria distribuidora para o planejamento conjunto regional; 10 – Informações do ONS para os reforços e ampliações de curto prazo de interesse da distribuidora; 11 – Informações do ONS para o planejamento de curto prazo regional; 12 – Informações da EPE para o horizonte até 5 anos; 13 – Informações da EPE para o horizonte até 10 anos; 14 – Informações de curto, médio e longo prazos para o planejamento conjunto regional; 15 – PAR.


Assunto:


2.4

Revisão:



ANEXO II – Fluxo de Informações para a Caracterização da Carga

Legenda: 1 – Informações dos medidores dos consumidores; 2 – Informações das campanhas de medição; 3 – Informações da própria distribuidora.

agência nacional de energia elétrica – aneel procedimentos ... · distribuição, e de forma...

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