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AUDIÊNCIA PÚBLICA 082/2015
REVISÃO DA REGULAMENTAÇÃO SOBRE A QUALIDADE DO
PRODUTO NO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA (SEÇÃO 8.1 DO MÓDULO 8 DO PRODIST)
Rod. Eng. Miguel Nascentes Burnier, km 2,5, 1755 Pq. São Quirino. Campinas. SP. Brasil. 13088-900 www.cpfl.com.br
Revisão da Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST AUDIÊNCIA PÚBLICA 082/2015
Sumário
Considerações Iniciais ............................................................................................................... 3
1. Objetivo ............................................................................................................................. 3
2. Introdução ......................................................................................................................... 3
3. Fenômenos de Qualidade do Produto .............................................................................. 9
3.1. Fator de Potência .............................................................................................................. 9
3.2. Distorções Harmônicas.................................................................................................... 22
3.3. Desequilíbrio de Tensão .................................................................................................. 32
3.4. Flutuação de Tensão ....................................................................................................... 32
3.5. Variação de Tensão de Curta Duração ............................................................................ 34
4. Instrumentação e Metodologia de Medição ................................................................... 40
5. Procedimentos de Gestão das Reclamações Associadas à Qualidade do Produto ......... 43
6. Estudos de Qualidade da Energia Elétrica para Acesso aos Sistemas de Distribuição.... 52
7. Resumo das Contribuições do Grupo CPFL Energia ........................................................ 59
8. Propostas de Alteração de Texto .................................................................................... 60
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Considerações Iniciais
As distribuidoras do Grupo CPFL Energia (CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL Santa Cruz,
CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL Jaguari e CPFL Mococa) com intuito exclusivo de
preservar seus direitos, esclarecem que o oferecimento das suas contribuições e
considerações relativas às propostas de revisão da regulamentação sobre a Qualidade do
Produto no sistema de distribuição de energia elétrica (seção 8.1 do módulo 8 do PRODIST)
proposta na Audiência Pública ANEEL nº 082/2015, não implica reconhecimento da
legitimidade do modelo proposto pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL,
tampouco a desistência ou renúncia a qualquer pretensão, direito, prerrogativa, faculdade,
interesse, impugnação, recurso, pedido ou providência judicial ou extrajudicial, anterior,
existente ou futura, relativa a quaisquer matérias, documentos, dados, contratos, decisões,
processos, comunicações, elementos de fato ou de direito, relacionados, direta ou
indiretamente.
1. Objetivo
Oferecer subsídios para o aprimoramento da Seção 8.1 do Módulo 8 dos Procedimentos de
Distribuição de Energia Elétrica – PRODIST.
2. Introdução
Primeiramente, cabe destacar que as distribuidoras do Grupo CPFL Energia entendem que a
discussão sobre a Qualidade da Energia Elétrica, tanto em seu aspecto de produto quanto de
serviço, encontra-se em processo de constante aprimoramento e reconhecem o mérito desta
Agência em avançar na regulamentação dos fenômenos associados à Qualidade da Energia
Elétrica.
As discussões desta Audiência Pública nº 082/2015 é mais um importante passo para a
reflexão do patamar de investimento/qualidade em que as distribuidoras se encontram
atualmente e também para definir diretrizes que sejam ao mesmo tempo factíveis e
desafiadoras de forma a garantir o fornecimento de energia elétrica com qualidade aos
consumidores sem deixar de ser avaliado o nível de investimento necessário para atingir tal
patamar de melhoria.
Neste cenário, merece reflexão o limite do nível de qualidade prestado frente ao conceito de
investimento prudente, que está diretamente correlacionada ao valor de tarifa a qual a
sociedade está disposta a pagar pela prestação desse serviço público, sabendo-se que para um
produto ou serviço isento de falhas, o custo tende a infinito.
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Em outras oportunidades, como por exemplo, na contribuição à CP nº 005/2011, AP nº
093/2013, AP nº 029/2014, AP nº 052/2014, AP nº 020/2015 e CP nº 018/2015, as
distribuidoras do Grupo CPFL Energia já ponderaram sobre a necessidade de aprimoramento
na regulamentação referente à Qualidade da Energia Elétrica, entretanto sem deixar de levar
em consideração a distribuição equilibrada de responsabilidades entre os agentes do setor.
Não se pode esquecer que o cenário atual tem propiciado desafios diários no campo técnico e
econômico, bem como envidado significativo esforço das distribuidoras para garantir a
qualidade do fornecimento de energia elétrica a seus consumidores. Portanto, para que os
objetivos pretendidos com a evolução da presente proposta de regulamentação sejam
alcançados, ressalta-se a importância de se buscar um ponto de equilíbrio entre as ações que
deverão ser implementadas para a melhoria da Qualidade da Energia Elétrica e as demais
atividades já atribuídas às distribuidoras como, por exemplo, as recentes alterações na
metodologia de apuração das perdas técnicas, na metodologia de definição dos limites dos
indicadores DEC/FEC, a revisão dos Módulos 6 e 8 dos Procedimentos de Distribuição –
PRODIST, motivada pela inclusão dos sistemas de medição de que trata a Resolução Normativa
nº 502/2012, os novos critérios para utilização do expediente de Interrupção em Situação de
Emergência – ISE e, principalmente, os desafios impostos as distribuidoras que tiverem seus
contratos de concessão renovados nos moldes definidos no âmbito da AP nº 038/2015.
Conforme trecho da minuta dos novos contratos de concessão apresentado na sequência, as
distribuidoras serão cobradas de forma bastante incisiva quanto à manutenção da qualidade
da prestação do serviço e a condição de sustentabilidade econômico-financeira. Portanto,
evoluir no regramento da qualidade do produto pautado apenas na retórica da necessidade de
evoluir o regramento e deixar de avaliar de forma adequada o cenário de desafios que está
sendo desenhado pode contribuir para o insucesso dos objetivos almejados.
“CLÁUSULA DÉCIMA SEGUNDA – EXTINÇÃO DA CONCESSÃO E REVERSÃO DOS BENS E
INSTALAÇÕES VINCULADOS
A concessão para exploração do serviço público de distribuição de energia elétrica
regulada por este Contrato será considerada extinta, observadas as normas setoriais,
nos seguintes casos:
(...)
III. caducidade;
(...)
Subcláusula Sétima – Verificada qualquer das hipóteses de inadimplemento previstas
nas normas vigentes e neste Termo Aditivo, a ANEEL instaurará processo
administrativo para verificação das infrações e falhas, assegurado o contraditório e a
ampla defesa à DISTRIBUIDORA, e poderá recomendar ao Poder Concedente a
declaração de caducidade da concessão, que poderá adotar as seguintes medidas,
além daquelas previstas na Lei 8.987, de 1995 e 12.783, de 2013:
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Parágrafo 2º – Para fins da preservação da continuidade da prestação do serviço
público, o Poder Concedente estabelecerá, a 36 meses do termo deste contrato, as
diretrizes para licitação do serviço público objeto deste contrato, sendo que para a fase
de transição, a distribuidora se compromete a manter a prestação do serviço
adequado, particularmente a:
a) manter a qualidade da prestação do serviço e a condição de sustentabilidade
econômico-financeira
(..)” (grifo nosso)
Neste sentido, ainda resgata-se a discussão sobre a revisão dos Módulos 6 e 8 do PRODIST, em
especial um trecho da Nota Técnica n° 0173/2013-SRD/ANEEL, de 16/07/2013, disponibilizada
quando da abertura da Audiência Pública nº 093/2013.
“15. Entretanto, os instrumentos regulatórios que incentivam as distribuidoras a
corrigir os problemas de nível de tensão em regime permanente devem ser
aperfeiçoados, de modo a reforçar a responsabilidade dos agentes de manterem o
sistema de distribuição em patamares de operação adequados. Assim, o período para
atuação da distribuidora de forma exclusivamente corretiva deve ter fim. Com a
publicação da REN nº 502/2012, o nível de tensão nas unidades consumidoras poderá
ser registrado pelo mesmo medidor usado para medir outros fenômenos e o próprio
consumo de energia elétrica. Isso representará um desafio às distribuidoras, qual seja o
de acompanhar a tensão em regime permanente de forma contínua, uma vez que os
indicadores passarão a ser muito mais conhecidos e fiscalizados pelos consumidores.
16. Desse modo, propõe-se reforçar a atuação preventiva no regulamento. Deve-se
estimular que as empresas busquem a modernização e automação das redes e
sistemas para acompanhar os níveis de tensão, detectando previamente os pontos
que, futuramente, poderão apresentar problemas de tensão em regime permanente.
Exceto em situações excepcionais, não é mais aceitável que a distribuidora perceba
esses problemas principalmente ou, pior, exclusivamente, através de reclamações
dos consumidores. O prazo de regularização foi estabelecido há mais de 40 anos,
quando ainda eram raras as soluções para acompanhamento do nível de tensão
fornecido aos consumidores. Hoje, a realidade é completamente diferente daquela e,
portanto, não se pode admitir o desconhecimento por parte da distribuidora como
argumento que justifique o problema de nível de tensão.” (Grifo nosso)
Primeiramente, observa-se o intuito de reforçar a responsabilidade das distribuidoras em
manterem os seus respectivos sistemas de distribuição em patamares de operação adequados
no que tange a Qualidade do Produto – Tensões em Regime Permanente. Por consequência,
leva-se a uma atuação preventiva ao regulamento estimulando assim a modernização e
automação das redes e sistemas para que seja possível acompanhar os níveis de tensão.
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Entretanto, nota-se também que a Agência, ao propor o fim deste período de atuação
corretiva por parte das distribuidoras, pautou-se na evolução paulatina do regulamento, com
etapas dosadas e adequadas ao contexto tecnológico e econômico que estavam inseridas, no
acompanhamento da modernização das redes e dos sistemas de automação e, por fim, a
maturidade de um regulamento que evoluiu ao longo dos anos permitindo assim que os
agentes se adequassem as novas propostas.
Atendo-nos ao tema discutido na presente AP, não se pode negar os avanços nas discussões
referente à metodologia para obtenção de indicadores que permitam acompanhar os
fenômenos de qualidade, o esforço desta Agência em levar a discussão do tema para outras
esferas além dos atos formais de intercâmbio documental e a busca por consultoria
especializada para suportar os estudos de aprimoramento.
Entretanto, não se pode negar também que o caminho ainda é longo até que a proposta possa
atingir um grau de maturidade em sua plenitude. Assim como cabe menção honrosa o avanço
em determinados pontos, faz-se primordial cobrar atenção de outros pontos que ainda
carecem de discussão mais refinada para estarem aptos a contribuir positivamente no avanço
do regramento da qualidade do produto.
Destes pontos destaca-se o pioneirismo da proposta relacionada ao indicador “Fator de
Impacto” para acompanhamento das Variações de Tensão de Curta Duração e as diversas
dúvidas sobre a adequação dos parâmetros adotados para sua construção. Também chama a
atenção as divergências entre as metodologias adotadas pelo Procedimento de Rede e a
minuta ora discutida do PRODIST (metodologia de obtenção dos indicadores, valores de
referência adotados e exigências do processo de acesso ao sistema).
Transformar o “Processo de Reclamação de Nível de Tensão” em um “Processo de Reclamação
da Qualidade do Produto” agregando todos os fenômenos de qualidade parece preocupante.
Será um grande desafio não comprometer algo que já está consolidado e que em algumas
distribuidoras existem investimentos de alta monta em andamento para otimização e
estabilização dos mesmos. A sensibilidade dos consumidores aos demais fenômenos de
qualidade é seletiva ao potencial de perdas econômicas caso venha a gerar uma parada no
processo produtivo e, portanto, neste primeiro momento faz mais sentido focar o processo de
reclamações de assuntos mais complexos para aqueles consumidores que de fato percebem
estes fenômenos. Assim seria possível promover a melhoria da relação comercial entre
acessante e acessado, em especial com consumidores industriais por serem os mais
impactados pelos fenômenos discutidos nesta AP.
Preocupa também já se discutir “Procedimentos de Regularização” com prazos rígidos e
previsão de penalidades sendo que paira certo desconhecimento sobre o real comportamento
das redes de distribuições e ainda carece de acompanhamento do desempenho dos
indicadores estabelecidos para que possam ser classificados como adequados. Cita-se como
exemplo a agregação em indicadores mensais para acompanhar as VTCDs e questiona-se: seria
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adequado promover qualquer adequação, seja na rede da distribuidora ou na planta industrial
do acessante, baseado na violação de um único indicador mensal para mensurar um fenômeno
sabidamente de natureza aleatória?
Todo este cenário já promoveria desafios bastante significativos, porém se tem no prazo de
inicio de vigência desta proposta outro grande complicador. Segundo consta nos autos desta
AP, as alterações na Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST terá seu inicio de vigência em 1 de
janeiro de 2017. O prazo exíguo para absorção das novas diretrizes e estruturação das
empresas para atendimento adequado do regulamento poderá comprometer o atendimento
pleno na data hoje estipulada. As distribuidoras do Grupo CPFL Energia oferecem nesta
contribuição sólidos argumentos técnicos e preocupações que dão respaldo ao pedido de
parcimônia quanto ao inicio de vigência do regulamento. A própria Agência reconhece a
necessidade de estruturação das distribuidoras em sua Análise de Impacto Regulatória – AIR,
conforme se destaca na sequência.
“Qual é o prazo para a implantação do regulamento?
Uma vez que as propostas são de pequena intervenção, considera-se que os impactos
nas distribuidoras serão relativamente pequenos. Para todas, haverá a necessidade
de desenvolvimento ou adequação de um procedimento para o tratamento das
reclamações. Para algumas, haverá a necessidade de aquisição de equipamentos e
treinamento/contratação de pessoas.” (grifo nosso)
A avaliação se mostra um pouco confusa, pois ao mesmo tempo em que reconhece a
necessidade de estruturação, afirma que os impactos são relativamente pequenos devido a
pouca intervenção. Por isso, cumpre destacar que a AIR apresentada no âmbito desta
Audiência Pública se furta de uma análise mais assertiva quanto aos impactos das alterações
propostas. Nesse sentido, resgata-se o Art. 2º da Norma de Organização ANEEL nº 40, de 12 de
março de 2013.
“Art. 2º A AIR é o procedimento por meio do qual são providas informações sobre a
necessidade e as consequências da regulação que está sendo proposta e é verificado
se os benefícios potenciais da medida excedem os custos estimados, bem como se,
entre todas as alternativas avaliadas para alcançar o objetivo da regulação
proposta, a ação é a mais benéfica para a sociedade”.
Reconhece-se neste trabalho o esforço da Agência em identificar as necessidades para
justificar o avanço do regulamento, entretanto não se tem a mesma percepção em relação à
avaliação dos impactos conforme os trechos destacados da AIR.
“Para evitar maiores transtornos, a proposta neste momento é o estabelecimento de
limites relativamente conservadores – da mesma forma como foi feito na regulação
da continuidade do fornecimento, do indicador FER (Frequência Equivalente de
Reclamação) e de outros exemplos. Assim, parte-se de um valor factível, que
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certamente será um avanço para os acessantes que sofrem com problemas de má
qualidade e não causará transtornos para as distribuidoras que operaram as redes de
forma minimamente eficiente.”
Desde 2008, o PRODIST estabelece valores de referência para acompanhamento destes
fenômenos. As distribuidoras que operam suas redes de forma minimamente eficientes
realizaram investimentos para tal e estes foram balizados nestes indicadores. Na proposta de
alteração do PRODIST, estão sendo realizados aprimoramentos nas metodologias de apuração
dos indicadores de acompanhamento da qualidade do produto, criação de um indicador
inovador para acompanhamento das VTCDs, definição de limites globais e individuais,
alterações significativas no processo de gestão das reclamações relacionadas aos
consumidores e definição de responsabilidades quanto aos estudos para o acesso ao sistema
de distribuição.
Talvez as alterações propostas não sejam tão facilmente absorvidas assim, ainda mais se
considerarmos a complexidade do tema que está sendo discutido. Conforme será abordado
nos capítulos referentes aos fenômenos de qualidade, a solução para adequação do sistema
aos limites propostos é bastante onerosa e precisa estar pautada tecnicamente e não somente
buscando atender um número que poderá ser revisado no futuro.
O processo de gestão das reclamações precisa avançar para que exista um padrão de
atendimento uniforme entre todas as distribuidoras do país, porém não se pode perder o foco
que os fenômenos discutidos neste AP exigem comprometimento de ambos as partes para que
possam ser avaliados/solucionados.
Insiste-se que as discussões avançaram em muitos temas, mas ainda se tem muito a discutir,
estudar e acompanhar em relação a outros pontos. Sem conhecer a fundo o Problema 2
(“desconhecimento do desempenho dos sistemas de distribuição com relação aos fenômenos
da qualidade do produto”) parte da evolução da discussão do Problema 1 (”não tratamento
das reclamações dos acessantes quando da ocorrência de problemas relacionados à qualidade
do produto”) fica deveras comprometida. Sendo assim, por que não considerar na AIR a
evolução parcimoniosa do regramento proposto? Avançar com cautela tende a garantir a
subsistência de regulamentos complexos e que de certa maneira ainda possui lacunas técnicas
para definição precisa de responsabilidades.
Neste complexo contexto, as distribuidoras do Grupo CPFL Energia vêm respeitosamente
oferecer suas contribuições quanto ao aprimoramento da regulamentação associada aos
fenômenos de qualidade: desequilíbrios de tensão, distorções harmônicas, flutuações de
tensão e variações de tensão de curta duração – visando a sensibilizar esta Agência quanto à
necessidade de amadurecimento da proposta apresentada nesta Audiência Pública nº
082/2015 visando distribuir adequadamente as responsabilidades entre os agentes e garantir
que a evolução do regulamente venha no sentido de melhorar as relações comerciais entre os
mesmos.
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3. Fenômenos de Qualidade do Produto
3.1. Fator de Potência
i) O fator de potência nos pontos de conexão
O sistema elétrico do estado de São Paulo se desenvolveu, desde a época dos pioneiros na
eletrificação de pequenos centros urbanos, no sentido de integrar e otimizar o sistema de
transmissão e distribuição de energia, visando o transporte eficiente de energia das usinas
hidrelétricas até os centros de consumo.
Com o desenvolvimento de novas tecnologias e a ampliação da participação da geração
distribuída na matriz energética, a tradicional visão centralizada de geração, adotada até o
final do século passado, dá espaço ao conceito de geração distribuída e a novos desafios na
gestão eletroenergética do sistema de geração, transmissão e distribuição.
A Resolução Normativa n° 414/2010 define no Art. 2º:
"XXXV – 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."
O fator de potência é um indicador da eficiência energética das instalações, porém em alguns
casos, há necessidade de ampliar a visão de forma sistêmica, avaliando um conjunto de fatores
das quais a análise isolada de um ponto de conexão trariam conclusões e necessidades
equivocadas de investimentos.
ii) O fator de potência global e o efeito da geração conectada ao sistema de distribuição
Para fins de avaliação do desempenho no atendimento as cargas da Distribuidora foram
realizadas a análise da carga total agrupando todas as medições de SMF dos pontos de
contratação de MUST. Em contrapartida, avaliou-se também o montante de geração
conectada ao sistema de distribuição e o seu efeito sobre a composição da carga da
distribuidora e na definição do fator de potência global. Os resultados desta avaliação são
apresentados a seguir.
Nos gráficos abaixo, são apresentados o Fator de Potência dos pontos de contratação de MUST
em 2011 e 2012, representados pelas linhas em azul (FP das fronteiras de MUST) e o FP Global
da distribuidora que corresponde à contabilização considerando a geração conectada ao
sistema de distribuição, ou seja, caracterizando o Fator de Potência real da carga atendida pela
distribuidora.
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Podemos observar a indicação equivocada de transgressão do limite de Fator de Potência nas
fronteiras em função da redução da potência ativa devido à geração conectada no sistema da
distribuidora.
O efeito da geração conectada ao sistema de distribuição é mais evidente quando olhamos as
medições de potência ativa e reativa.
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Verifica-se nítida redução da demanda de potência ativa vista nos pontos de contratação de
MUST durante o período de geração, sendo predominante a geração à biomassa de bagaço de
cana.
Por outro lado, o efeito da geração sobre a demanda de potência reativa visto nos pontos de
contratação de MUST da CFPL não apresenta o efeito proporcional, mantendo os níveis de
demanda de potência reativa.
Em resumo, se de um lado a potência ativa demanda nos pontos de contratação de MUST da
distribuidora reduz em grandes proporções com a injeção da geração conectada ao sistema de
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distribuição, por outro, a demanda de potência reativa permanece praticamente a mesma,
demonstrando que haverá um efeito direto e prejudicial ao cálculo do fator de potência nos
pontos de contratação de MUST.
iii) Efeito da geração conectada no sistema de distribuição
As centrais geradoras conectadas diretamente ao sistema de distribuição fornecem potência
ativa localmente, reduzindo a demanda para atendimento a carga da distribuidora nos pontos
de conexão com o sistema de transmissão.
Figura 1 - Efeito da geração distribuída
Na Figura 1, o suprimento da potência ativa ocorre através de duas fontes em pontos distintos,
porém o suprimento de potência reativa se dá através da conexão com a rede básica, desta
forma, embora a carga da distribuidora mantenha o fator de potência de 0,92, o que se
observa na fronteira é um fator de potência baixo devido ao efeito da redução da potência
ativa fornecida pela geração distribuída.
O principal efeito é que o fator de potência visto no ponto de conexão com o sistema de
transmissão não reflete a característica real da carga atendida pela distribuidora.
iv) Efeito da cogeração conectada no sistema de distribuição
Um caso particular é a de centrais geradoras à biomassa da cana-de-açúcar, os quais são
constituídos de sistemas de cogeração, com o processo de produção de energia associado à
produção industrial de álcool ou açúcar.
Na última década, este tipo de central geradora teve grande expansão no estado de São Paulo,
consequência de programas de incentivo do governo, tais como, o PROINFA. Devido a sua
localização e ao porte destas centrais geradoras, a grande maioria das conexões se
desenvolveu, seguindo o critério de menor custo global, no sistema elétrico das distribuidoras.
Qualificados como produtores independentes de energia têm como princípio a
comercialização do excedente de geração de energia ativa e, não ultrapassando o montante de
uso contratado (MUSD), estes geradores injetam, a cada instante, a potência ativa não
utilizada em seu processo industrial.
RB/DIT
Distribuidora
G M M
FP=0,51 10 MW
FP=1,0 30 MW
FP=0,92 40 MW
17 Mvar
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Figura 2 - Efeito da cogeração conectada a rede de distribuição
Na Figura 2, a potência ativa gerada pela central geradora é parcialmente utilizada pela sua
carga, sendo o excedente injetado na rede de distribuição. Este excedente irá suprir a carga da
distribuidora, reduzindo as solicitações de potência ativa no ponto de conexão com a
transmissora. Por outro lado, o sistema de rede básica realiza o suprimento de potência
reativa às cargas da distribuidora e adicionalmente, supre a necessidade de reativos da carga
própria da cogeração. Desta forma, embora todas as cargas mantenham o fator de potência de
0,92, o fator de potência no ponto de conexão com a transmissão fica ainda mais baixo devido
ao efeito da redução da potência ativa fornecida pela geração distribuída, agravado pela
solicitação de potência reativa da carga própria da cogeração.
v) Cogeração - grandes consumidores de reativos
Na cogeração à biomassa da cana-de-açúcar, em sua maioria, verificam-se no período de
geração que estas centrais geradoras injetam pouco reativo na rede (capacitivo) e possuem
um consumo elevado de reativos (indutivo), como podemos observar nos Gráficos de 1 a 4.
Gráfico 1 – Medição da UTE 1
UTE 1
Distribuidora
RB/DIT
G M M
FP=0,36 10 MW 25,5 Mvar
FP=0,96 30 MW 8,5 Mvar
FP=0,92 40 MW 17 Mvar
FP=0,92 20 MW 8,5 Mvar
FP=1,0 50 MW
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Gráfico 2 – Medição da UTE 2
Gráfico 3 – Medição da UTE 3
Gráfico 4 – Medição da UTE 4
UTE 2
UTE 3
UTE 4
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Desta forma, temos um fator agravante na definição do fator de potência nos pontos de
conexão influenciados pela geração distribuída (vide Figura 2), onde ocorre a:
i. Redução na solicitação de potência ativa; e
ii. Elevação na solicitação de potência reativa.
Os Procedimentos de Rede definem requisitos para que a geração mantenha o fator de
potência dentro de uma faixa definida, podendo esta ser indutiva, capacitiva ou unitária.
vi) Sistema operando em malha
Em sistemas operando em malha, com ponto de conexão com diferentes sistemas da Rede
Básica/DIT, os fluxos de reativos nestes pontos de contratação de MUST dependem dos ajustes
de tensão nas barras das fronteiras definidas pelo ONS. Qualquer degrau de tensão pode
definir novos cenários de fluxo de reativos.
Podem ocorrer situações onde o fluxo de ativo e/ou reativo seja no sentido da Distribuidora
para o sistema de transmissão, por influência de intercâmbio entre sistemas de transmissão
e/ou de geração despachada centralizadamente, ou seja, nestes pontos existe uma forte
dependência das condições de operação eletroenergética do sistema da Rede Básica.
Figura 3 - Sistemas operando em malha
RB/DIT
GM M
RB/DIT
M
Distribuidora
RB/DIT
M
CARGA500 kV
440 kV
345 kV
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vii) Efeito em sistemas operando em malha - caso real (sistema mirassol)
Os pontos de conexão de Mirassol e São José do Rio Preto, da distribuidora Paulista, sofrem a
influência dos despachos das usinas da bacia do Tietê. Em certos períodos ocorre a inversão do
fluxo na SE Mirassol, que vem das centrais geradoras conectadas às DIT, passa pelo sistema de
distribuição da distribuidora e sobe para a Rede Básica.
Figura 4 - Sistemas Mirassol/S.J.R.Preto - operando em malha
Gráfico 5 - Medição do ponto de conexão de São José do Rio Preto 138 kV
SE MIRASSOL
440/138 kV
440 kV138 kV
138 kV
GGUHE IBITINGA
UHE BARIRI
UHE PROMISSÃO
UHE NOVA AVANHANDAVA
SE ÁGUA VERMELHA 440/138 kV
SE TRÊS IRMÃOS440/138 kV
SE BAURU 440/138 kV
SE GETULINA 440/138 kV
SE S.J.RIO
PRETO 138 kVSE S.J.RIO
PRETO 138 kV
(CPFL)
CPFL – 138 kV
DIT CTEEP – 138 kV
REDE BÁSICA – 440 kV
Elevação da Geração do
Tietê
+
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Gráfico 6 - Medição do ponto de conexão de Mirassol 138 kV
Analisando as medições do ponto de conexão de Mirassol e São José do Rio Preto, sendo mais
evidente entre os meses de maio a setembro, verifica-se a elevação fluxo de potência ativa em
São José do Rio Preto (Gráfico 10), levando a inversão do fluxo no ponto de conexão de
Mirassol (Gráfico 11), ou seja, a geração do Tietê, associado ao período de safra da cana-de-
açúcar (geração à biomassa), levando a geração presente no sistema das DIT a exportar para
Rede Básica, passando pelo sistema da distribuidora Paulista.
Em contrapartida, o fluxo de potência reativa é do sentido Rede Básica para a DIT, passando
pelo sistema da distribuidora Paulista, constatado pela variação e constantes inversões de
fluxo de reativo na fronteira de São José do Rio Preto (Gráfico 10).
Com isto, o fator de potência de ambos os pontos de conexão dependem das condições de
operação eletroenergética dos sistemas das DIT e da Rede Básica. A resultante, principalmente
no ponto de conexão de Mirassol, é a formação de uma nuvem de pontos de fatores de
potência, que não refletem a característica da carga da distribuidora, mas o intercâmbio entre
dois sistemas de transmissão.
viii) Sistemas operando em malha e com influência de geração distribuída – caso real
(agrupamento da região campinas/piracicaba)
Com a finalidade de avaliar o efeito conjunto dos intercâmbios de Rede Básica e da geração
conectada no sistema de distribuição, a distribuidora Paulista realizou a avaliação do
agrupamento de medições de fronteira e das centrais geradoras da região de Campinas.
Inversão de Fluxo
+
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Esta região opera em malha fechada entre pontos de conexão com a Rede Básica nos pontos
Campinas, Sumaré, Itatiba e Santa Bárbara d’Oeste e interliga o Sistema de Transmissão de
500 kV, 440 kV e 345 kV. A região possui 10 (dez) centrais geradoras conectadas em diversas
regiões. Ainda, existe uma interligação fraca entre os pontos de Araraquara e Botucatu, que
foram representados pelas medições das LT138 kV Araraquara – Piracicaba e LT 138 kV
Botucatu – Piracicaba.
Analisando os pontos individualmente, observa-se que, com exceção do ponto de conexão de
Itatiba, os demais pontos apresentam fator de potência abaixo dos limites estabelecidos pelos
Procedimentos de Rede.
Fator de Potência por ponto de conexão
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A resultante do agrupamento das medições é a caracterização mais próxima ao real da carga
atendida pela distribuidora Paulista. O resultado do agrupamento das medições de fronteira
com a Rede Básica e da geração conectada ao sistema de distribuição resultaram na definição
de uma curva de fatores de potência sem violações, o que significa que a carga atendida pela
distribuidora Paulista, para esta região, possui a compensação reativa correta.
Fator de Potência – agrupamento das medições
ix) O fator de potência nos pontos de conexão de consumidores diretamente conectados à
rede básica ou dit
Nos pontos de conexão que correspondem a atendimentos de consumidores conectados
diretamente à REDE BÁSICA ou DIT - Demais Instalações de Transmissão, sendo que o sistema
de medição de faturamento (SMF) do cliente é o mesmo da Distribuidora, não há separação
física entre ativos da Distribuidora e do Consumidor.
Desta forma, os fatores de potência medidos nestes pontos de conexão são consequência da
característica operacional do consumidor, não havendo qualquer envolvimento da
Distribuidora no desempenho do fator de potência.
Cabe a Distribuidora a aplicação de cobrança sobre o excedente de consumo e demanda de
potência reativa, conforme determinam os Artigos 96 e 97 da Resolução Normativa ANEEL nº
414/2010 e ao aviso sobre o não cumprimento das normas e padrões da distribuidora.
Foram avaliadas diversas faturas destes consumidores onde observa-se a cobrança por
excedente de consumo de reativos, porém, raramente são cobrados os excedentes de
demanda de reativos, demonstrando a tolerância a fatores de potência inferiores aos limites
definidos pela resolução. Assim, realizou-se uma análise do método de cobrança de excedente
de demanda de reativos, definidos nos artigos 96 e 97 da Resolução Normativa ANEEL nº
414/10, e constatou-se que esta está associada a demanda faturada, a qual deve ser, no
mínimo a demanda contratada. Assim, para medições de demanda de potência ativa inferiores
a demanda contratada, o fator de potência do consumidor pode estar abaixo dos limites
estabelecidos pelo Artigo 95 da Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010, sem gerar
cobranças por excedente de demanda de reativos, conforme demonstrado no gráfico abaixo:
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Esta condição está fundamentada no fato do consumidor estar limitado a uma potência
aparente (MVA) obtido da relação entre a demanda contratada e o limite de fator de potência
definido pelo Artigo 95 da Resolução Normativa ANEEL nº 414/10, ou seja, para valores de
demanda ativa medida abaixo da demanda contratada, pode se estabelecer uma relação de
tolerância a demanda de reativos, desde que esta não ultrapasse a potência aparente
associada ao contrato de demanda, conforme podemos demonstrar no gráfico abaixo:
Região com
Penalidade
Região sem
Penalidade
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Neste ponto, a distribuidora Paulista tem a esclarecer que a Resolução Normativa ANEEL nº
414/10 não contempla o sinal econômico adequado para que o consumidor perceba de forma
inequívoca e sensibilize-o da importância de adequar o fator de potência em suas instalações.
Assim, a penalização da Distribuidora pelo não cumprimento dos limites de fator de potência
destes pontos de contratação de consumidores diretamente conectados à Rede Básica ou às
DIT, impõe a necessidade de definir investimentos para a adequação do fator de potência. O
que leva a dificuldades na definição da localização das instalações de compensação reativa, de
forma que:
i. seja efetivo na adequação do fator de potência;
ii. seja possível a medição de seu efeito;
iii. caracterize instalação no sistema elétrico da distribuidora.
Definição do local de instalação dos Bancos de Capacitores
x) Considerações finais
Desta forma, a distribuidora Paulista entende que a ANEEL deve considerar os efeitos da
geração distribuída e dos intercâmbios existentes nos pontos de conexão da Distribuidora para
a avaliação do fator de potência evitando riscos de julgamento e apontamento de necessidade
de investimentos indevidos por parte da distribuidora. É essencial a criação de regras e
métodos claros para o tratamento destes pontos de conexão que operam em malha fechada
com a Rede Básica/DIT e/ou que possuam geração conectada diretamente a rede de
distribuição.
SMF
DIT
?
UC
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É importante salientar que em alguns pontos de conexão, a volatilidade do fator de potência
impõe a necessidade de aplicação de tecnologia em compensação de reativos que possua
tempo de resposta rápido para que seu efeito seja registrado nos medidores do SMF.
Os pontos de conexão de consumidores diretamente conectados à Rede Básica e às DIT devem
ser excluídos desta fiscalização, considerando que:
i. São efeitos causados diretamente pelo consumidor;
ii. A Resolução Normativa ANEEL nº 414/10 não sinaliza de forma eficiente a necessidade
de adequação do fator de potência do consumidor do grupo A;
iii. A necessidade de investimentos em compensação reativa nestes consumidores
esbarra em dificuldades para a definição da localização dos equipamentos e na
medição dos seus efeitos;
iv. Os investimentos necessários para adequação do fator de potência destes
consumidores afeta diretamente a tarifa dos consumidores da, não contribuindo para
a modicidade tarifária.
3.2. Distorções Harmônicas
Indicadores para acompanhamento das Distorções Harmônicas
Em conformidade às contribuições já apresentadas em atenção à CP no 018/2014 as
distribuidoras do Grupo CPFL ratificam que os indicadores propostos para acompanhamento
das distorções harmônicas por meio da caracterização por grupos harmônicos de tensão
(DTTp%, DTTi% e DTT3%) estão adequados e vem ao encontro da simplificação do processo de
gestão dos indicadores de distorção harmônica de tensão desde que sejam obtidos e
provenientes da manutenção dos valores de referência vigentes para as distorções harmônicas
individuais de tensão.
Neste contexto resgata-se os trechos da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, reafirmando
o objetivo principal da agencia na criação dos grupos de ordens harmônicas.
“26. Além da distorção harmônica total de tensão, verificam-se na atual versão do
Módulo 8 valores de referência para as distorções harmônicas individuais até 25ª
ordem. Com objetivo de simplificação do processo de gestão dos indicadores foram
propostos grupos de ordens harmônicas: as componentes harmônicas de tensão de
ordem par e não múltiplas de 3, as de ordem ímpar e não múltiplas de 3 e as múltiplas
de 3.
27. Tal proposta difere do padrão mundial e do adotado pelos Procedimentos de Rede.
Porém, a proposta é baseada na necessidade de simplificação da quantidade de
informação que será avaliada pela ANEEL.” (Grifo nosso)
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Revisão da Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST AUDIÊNCIA PÚBLICA 082/2015
Adicionalmente, na referida Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL apresentava-se o seguinte
entendimento quando a manutenção dos indicadores individuais para avaliação de distorção
harmônica de tensão.
“28. Portanto, deve-se deixar claro que não se pretende excluir as distorções
harmônicas individuais de tensão; pelo contrário, elas são essenciais para os estudos
da distribuidora. O que se propõe é apenas que o Órgão Regulador acompanhe as
distorções harmônicas por meio de indicadores que possibilitarão uma visão geral do
fenômeno, o detalhamento estará disponível nas informações armazenadas da
medição realizada. A ressalva da necessidade de armazenar as informações da
medição por período mínimo de 5 anos, para fins de fiscalização da ANEEL e consulta
dos consumidores, é importante para esclarecer que o detalhamento da medição
estará disponível na distribuidora.” (grifo nosso)
Entretanto, na proposta de texto para a revisão dos módulos 3 e 8 do PRODIST apresentada na
Consulta Pública no 018/2014 existia um entendimento contrário ao explicitado na referida
nota técnica, como observa-se na sequência.
“[Módulo 3] 4.6.3.3 Os estudos para avaliação do impacto das distorções harmônicas
deverão considerar as principais frequências harmônicas associadas à operação das
cargas potencialmente perturbadoras do acessante, as quais serão consolidadas junto
ao Ponto de Conexão na forma dos indicadores de distorção harmônica total de
tensão, em conformidade com as expressões apresentadas no item 4.2.2 da Seção
8.1 do Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica.
[Módulo 8] 4.4.4 Não são definidos limites para as distorções harmônicas individuais
de tensão.” (grifo nosso)
Em análise ao texto apresentado na Nota Técnica no 101/2015 –SRD/ANEEL e na proposta de
texto para a revisão do módulo 8 do PRODIST apresentada nesta audiência pública não é
realizada nenhuma menção a manutenção das distorções harmônicas individuais. Reitera-se
que os valores de referência para os indicadores de harmônicas individuais de tensão devem
permanecer para que possam ser utilizados como parâmetros nos estudos para avaliação do
impacto das distorções harmônicas quando da conexão de cargas potencialmente
perturbadoras. Portanto propõe-se a inserção da tabela de harmônicas individuais de tensão
na proposta do módulo 8 do PRODIST.
Definição dos limites
Salienta-se novamente que, ao propor novos indicadores para acompanhamento das
distorções harmônicas, a Agência deve-se atentar à manutenção dos valores de referência
compatíveis e coerentes com aqueles presentes na regulamentação vigente, ou seja, que
sejam obtidos via cálculo e provenientes da manutenção dos valores de referência vigentes
para as distorções harmônicas totais e individuais de tensão.
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Todavia, ressalta-se que os valores dos limites propostos pela consultoria e adotado pela
Agência para os novos indicadores para acompanhamento das distorções harmônicas de
tensão sustentam-se em normativas internacionais e em medições realizadas em algumas
distribuidoras do país, que certamente não representam na totalidade a complexidade do
sistema elétrico nacional. Porém, desconsidera os valores de referência que vem sendo
aplicados no Módulo 8 do PRODIST e que hoje balizam as tomadas de decisão de
investimentos em prol da melhoria da qualidade da energia elétrica.
Os seguintes trechos da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL e Nota Técnica nº 101/2015 –
SRD/ANEEL reafirmam as origens dos limites propostos.
“73. A Consultoria conseguiu elaborar uma proposta de limites para os indicadores
baseada na correlação entre o desempenho de equipamentos sob a ação de
suprimentos não ideais. Maiores detalhes da proposta podem ser obtidos no
Relatório 4. Ao analisar a consistência dos limites propostos diante das medições
encaminhadas pelas distribuidoras, pode-se concluir que a maioria das medições foi
considerada adequada e em alguns casos os limites foram conservadores. Foram
encaminhadas informações de medições realizadas pela Elektro, Bandeirante, Escelsa,
Enersul e Grupo Energisa (Borborema, Paraíba, Sergipe, Nova Friburgo e Minas Gerais).
38. Com relação aos valores dos limites propostos, estes foram fundamentados nos
estudos da consultoria especializada e também em valores já empregados nos
Procedimentos de Rede.” (grifo nosso)
Destaca-se ainda que a consistência/comparação de valores de referência entre metodologias
de apuração distintas, a existente nos Procedimentos de Rede e a proposta para o módulo 8
do PRODIST, de forma automática sem uma base de medições para estudos proporciona
insegurança para avaliação mais assertiva quanto a proposta de limites apresentada.
Portanto, no que se refere ao estabelecimento de limites globais das distorções harmônicas
totais, a CPFL se manifesta contra este avanço neste momento. Isso porque não há base de
dados de medições realizadas por todas as distribuidoras do país, o que impossibilita a
definição de valores fidedignos e aderentes à realidade destas concessões. Defende-se,
portanto, a manutenção dos valores de referência vigentes desde o ano de 2008, até que a
regulamentação e os agentes envolvidos adquiram maturidade suficiente para tal definição,
minimizando transtornos às distribuidoras conforme prevê a própria Agência no trecho da
Nota Técnica no 101/2015 – SRD/ANEEL.
“36. Para evitar maiores transtornos, a proposta, neste momento, consiste em
estabelecer limites relativamente conservadores – da mesma forma como foi feito na
regulação da continuidade do fornecimento, do indicador FER (Frequência Equivalente
de Reclamação) e de outros exemplos. Assim, parte-se de um valor factível, que
certamente será um avanço para os acessantes que sofrem com problemas de má
qualidade e não causará transtornos para as distribuidoras que operaram as redes de
forma minimamente eficiente.”
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Cabe lembrar que, ainda se faz necessário apresentar a metodologia utilizada pela Agência
para se determinar os valores associados aos limites individuais das distorções harmônicas
totais, visto que, sem conhecer a metodologia de obtenção dos referidos limites inviabiliza-se
análises mais aprofundadas a respeito do tema. Adjunto, a proposição distinta dos alusivos
valores nesta audiência pública quando comparado aos valores propostos pela Consultoria e
pela Agência na Consulta Pública nº 018/2014 evidencia a prematuridade para se definir com
assertividade quais deveriam ser estes valores.
De acordo com o Relatório 6/8 – Critérios mínimos para conexão de acessantes perturbadores
ou sensíveis, os valores de referência propostos para as distorções harmônicas no ponto de
conexão fundamentam-se somente na redução de 50% a 70% daqueles definidos no Relatório
4/8 – Definição de Padrões de Referência respectivamente para a faixa de tensão de maior que
1 kV e menor que 69 kV (1,0 kV<Vn<69,0 kV), e maior ou igual a 69 kV (Vn ≥ 69 kV), utilizando
como premissa que o ponto de conexão se apresenta sob condições senoidais na situação
anterior a conexão do acessante.
“[Módulo 3] 4.6.3.4 Os limites aceitáveis para os indicadores de distorção harmônica
total de tensão no Ponto de Acesso são indicados na Tabela 3 a seguir.”
Em relação a proposta apresentada para o Módulo 8 nesta audiência pública os valores
associados aos limites individuais das distorções harmônicas totais fundamentam-se somente
na redução de 50% daqueles definidos para os limites globais das distorções harmônicas totais
para todas as faixas de tensão apresentadas, conforme apresentado na tabela abaixo.
“[Módulo 8] 4.3.2.1 Os limites individuais para as distorções harmônicas totais constam
na tabela 3.”
Por fim, ressalta-se que nem na referida proposta apresentada para o Módulo 8 e nem na Nota
Técnica 101/2015 –SRD/ANEEL foram consideradas quais as condições do ponto de conexão
deverão ser consideradas na situação de pré-inserção do acessante. Portanto, entende-se que
a Agência considere que as premissas a serem adotadas devam refletir que o ponto de
conexão apresenta as condições reais de operação, pois assim as distribuidoras terão
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condições de avaliar efetivamente se a entrada deste novo acessante irá corroborar para a
transgressão do indicador supracitado no seu sistema de distribuição.
Análise de Impacto Regulatório
i) Custo estimado para resolver os problemas relacionados as Distorções Harmônicas:
Os harmônicos sempre estiveram presentes nos sistemas elétricos de potência e
recentemente, devido à proliferação da eletrônica de potência e digital, inúmeros são os
equipamentos que contribuem para o aumento da distorção e ressonância harmônica nos
sistemas elétricos de distribuição. As cargas lineares são raras hoje em dia, e representam uma
pequena porcentagem das cargas totais conectadas nos sistemas de distribuição, ou seja, uma
grande parte das cargas industriais, comerciais e domésticas são não-lineares, resultando em
um aumento na magnitude das distorções harmônicas totais tornando-as perigosas para o
sistema de distribuição1.
Conforme relatado no Relatório 4/8 – Definição de Padrões de Referência foi apresentado
exemplos práticos da correlação entre o desempenho de equipamentos elétricos sob a ação de
suprimentos não ideais atrelados aos transformadores, motores de indução, banco de
capacitores e cabos isolados. Observa-se que todos os alusivos equipamentos possuem uma
redução de vida útil quando submetidos às harmônicas de tensão e, principalmente, às
harmônicas de corrente provenientes das cargas não lineares.
Entretanto, na proposição de limites pela consultoria e adotado pela Agência para as
distorções harmônicas de tensão sustentam-se apenas nas experiências existentes no cenário
internacional, nas experiências obtidas através do PRODIST e campanhas de medição
realizadas por distribuidoras do país, e ainda nos índices de suportabilidade e sensibilidade dos
diversos equipamentos existentes nas redes elétricas em função dos distúrbios que alteram a
qualidade do fornecimento de energia, não contemplando o comportamento dinâmico do
sistema quando da existência das alusivas cargas, alegando, conforme apresentado no texto a
seguir, que os harmônicos de corrente são responsáveis pelos harmônicos de tensão e a
regulamentação dos últimos de alguma forma já contempla os primeiros. Adjunto, afirma que
os harmônicos de tensão possibilitarão um bom diagnóstico dos níveis de qualidade no Brasil.
“[Nota técnica CP 18]
23. As justificativas para a criação do indicador versaram sobre a importância da
apuração das distorções harmônicas de corrente para (i) a correta identificação da
origem de perturbações no sistema e (ii) a padronização dos limites máximos de
emissão dos equipamentos não lineares fabricados para utilização nas instalações dos
acessantes. Porém, até os que opinaram pela criação do indicador afirmam que em
função de dificuldades técnicas para definição de responsabilidades, não deveriam ser
apresentados nem mesmo valores de referência para esses novos indicadores. As
contribuições para a não criação do indicador são baseadas justamente na última
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justificativa e alegam que os harmônicos de corrente são responsáveis pelos
harmônicos de tensão e a regulamentação dos últimos de alguma forma já
contempla os primeiros.
24. Sobre as distorções harmônicas de corrente, a proposta apresentada pela
consultoria da não criação do indicador é considerada coerente devido ao aspecto da
difícil identificação de responsabilidades. Assim, nesta revisão proposta, considera-se
que os indicadores de distorção harmônica de tensão já possibilitarão um bom
diagnóstico dos níveis de qualidade no Brasil”. (grifo nosso)
Diante do pressuposto de que os indicadores para distorções harmônicas de tensão já representariam os indicadores para distorções harmônicas de corrente, é preciso ponderar que as distorções harmônicas de tensão observadas em um determinado ponto do Sistema Elétrico de Potência (SEP) representam a composição vetorial, ordem harmônica a ordem harmônica, das magnitudes e ângulos, das diversas contribuições, e, portanto, podem ser úteis para um primeiro diagnóstico macro no âmbito do SEP, mas são insuficientes para identificar e mitigar as fontes de distorções harmônicas. É importante ressaltar que os níveis de distorções harmônicas de tensão observados em um determinado ponto do SEP representa esta composição de todos os PACs neste ponto.
Considerando que a energia gerada apresenta ondas de tensão e corrente praticamente sem distorções, e que as distorções harmônicas têm origem nas cargas durante os processos de retificação, inversão, dentre outros, este indicador permitiria a aplicação de um princípio básico para solução de problemas em qualidade da energia elétrica, ou seja: quanto mais próximo da carga for aplicado à solução mais simples será a implantação e com a melhor relação custo/benefício. Por outro lado, quanto mais distante, maior a complexidade de execução e mais desfavorável a relação custo/benefício.
Baseando-se neste princípio, a criação dos indicadores para distorção harmônica tendo como decorrência o estabelecimento de limites máximos de emissão de componentes harmônicas de corrente pelas cargas não lineares, permitiria que este problema fosse resolvido na sua origem, de forma preventiva, e com o menor ônus para a sociedade como um todo.
Adjunto, o alusivo princípio deveria ser aplicado também quando o acesso se tratar de fontes alternativas de energia que utilizam inversores, dentre outros equipamentos que constituem fonte de distorções harmônicas pela sua própria natureza, na qual a própria Agência já destacou a sua preocupação conforme apresentado no trecho retirado na Nota Técnica no 101/2015 – SRD/ANEEL.
“12. De fato, as situações descritas acima são factíveis de ocorrer, sendo visível uma
lacuna regulatória a ser vencida. Entretanto, os problemas relacionados com a
qualidade do produto são de difícil entendimento, o que implica em muitas
divergências entre os acessantes e a distribuidora. Com isso, a SRD entende que a
resolução de tal lacuna é essencial para evolução do regulamento e também
acompanha a tendência atual de crescimento da geração distribuída no Brasil, que é
um potencial perturbador da qualidade do produto por empregar eletrônica de
potência em seu funcionamento.” (grifo nosso)
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Entretanto, ressalta-se que a não adoção destes indicadores e limites máximos de emissão de distorções harmônicas pelas cargas não lineares continuaria isentando os fabricantes dos equipamentos a contribuir na solução dos problemas decorrentes, ficando apenas as distribuidoras e os acessantes com o ônus da solução, que são de muito maior complexidade e custo, e em última instância serão transferidos para a sociedade.
Como exemplo basta imaginar a diferença em termos de ordem de custos entre a aplicação de um filtro em uma instalação existente, ou a utilização de equipamentos que já são fabricados limitando a emissão de distorções harmônicas, face ao volume de investimentos que teriam que ser feitos no SEP para corrigir uma questão localizada.
Todavia, apesar das justificativas apresentadas para a não criação do indicador relacionado às
distorções harmônicas de corrente, estas existirão no sistema de distribuição, visto que a
proposição de limites individuais permite ainda emissões de distúrbios pelos acessantes com
cargas não lineares e não há padronização dos limites máximos permitidos para emissão dos
equipamentos não lineares fabricados para utilização nas instalações dos referidos acessantes.
De acordo com Dungan, McGranaghan, Santoso e Beaty2 em alimentadores provenientes dos
sistemas de distribuição radial e em plantas industriais a principal tendência dos harmônicos
de corrente é fluírem das cargas não lineares para a fonte de alimentação do sistema,
conforme apresentado na Figura 5.
Figura 5 – Fluxo harmônico de corrente em um sistema radial
Contudo, os capacitores utilizados no sistema de distribuição para correção do fator de
potência podem alterar o fluxo das correntes harmônicas no sistema, conforme apresentado
na Figura 62 e Figura 71, dificultando a identificação das fontes harmônicas, alterando a
dinâmica e a resposta do sistema frente a estes harmônicos.
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Figura 6 – Fator de Potência dos capacitores podem alterar a direção do fluxo de uma das componentes harmônicas
de corrente
Figura 7 Exemplo de forma de onda da tensão e corrente e seu espectro harmônico, antes e depois da conexão de
capacitores.
Em SEP, a resposta do sistema é tão importante quanto à identificação das fontes de
harmônicos, ou seja, identificar as fontes de perturbação é apenas metade do trabalho
relacionado à análise harmônica em sistemas2. A resposta do sistema para cada frequência
harmônica determina o verdadeiro impacto das cargas não lineares na distorção harmônica de
tensão e existem três variáveis primárias que afetam as características de resposta, que são: a
impedância própria do sistema, a presença de bancos de capacitores e a quantidade de carga
resistiva existente no sistema.
De fato, os alusivos sistemas são, em certos limites, até tolerantes as correntes harmônicas
injetadas pelas cargas não lineares a menos que exista alguma interação adversa com a
impedância do sistema. Nas linhas Elétricas, frequentemente ocorre o predomínio das
reatâncias indutivas sobre o efeito capacitivo. Isto é particularmente verdadeiro em linhas
aéreas de distribuição, onde os níveis de tensão relativamente baixos e o meio isolante ar não
são capazes de produzir um efeito capacitivo substancial. Assim, nestes casos a impedância de
entrada em qualquer ponto da rede normalmente possui natureza indutiva. Essa reatância
indutiva aumenta proporcionalmente com a frequência enquanto que a reatância capacitiva
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atribuída aos bancos de capacitores em paralelo, utilizados com a finalidade de melhorar o
perfil da tensão em uma determinada região da rede, diminui proporcionalmente.
Todos os alimentadores possuem ambas capacitâncias e indutâncias para uma ou mais
frequências naturais já existentes nos sistemas de distribuição. Quando uma destas
frequências se alinha com uma frequência que está sendo injetada no alusivo sistema por uma
carga não linear, uma ressonância harmônica será gerada propiciando a elevação da corrente
harmônica para esta frequência e a elevação da tensão no barramento do SEP. Este é o
principal problema associado às distorções harmônicas em sistemas de potência. A Figura 82 e
Figura 92 apresentam respectivamente um sistema de distribuição com potencial problema de
ressonância paralela e um sistema de distribuição com potencial problema de ressonância
série, no qual neste último caso é propiciando pelos bancos de capacitores instalados nos
acessantes.
Dentro deste cenário de potenciais problemas, torna-se indispensável o desenvolvimento de
metodologias e ferramentas que possam, de forma integrada aos sistemas corporativos,
analisar os impactos das conexões e desconexões de cargas não lineares, ou cargas
perturbadoras, no sistema de distribuição como um todo.
Não sendo possível e viável técnica e economicamente em um curto período de implantação
um monitoramento contínuo da qualidade de energia em todas as condições de expansão e de
conexões/desconexões do sistema, a prática de modelagem e simulações computacionais,
com o respaldo e validação dos resultados por algumas medições realizadas em campo, é uma
alternativa técnica a ser utilizada, sendo esta a principal justificativa para que os custos
associados ao desenvolvimento de metodologias para a análise, modelagem das cargas não
lineares e a redução dos efeitos da amplificação harmônica e distorção harmônica nos
sistemas de distribuição seja contemplado no AIR da Agência.
Figura 8 – Sistema com potencial problema de ressonância paralela.
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Figura 9 - Sistema com potencial problema de ressonância série.
2A. Baggini: Handbook of Power Quality, John Wiley&Sons Ltd,2008; 2 R.C. Dugan, M.F. McGranaghan, S. Santoso, H.W Beaty: Eletrical Power Systems
Quality ,Second Edition, McGraw – Hill, 2003;
ii) Custo estimado para dimensionar os transformadores de distribuição para suportar as
harmônicas de corrente:
Em consonância ao que foi relatado no Relatório 4/8 – Definição de Padrões de Referência, foi
apresentado exemplo prático da correlação entre o desempenho de equipamentos elétricos
sob a ação de suprimentos não ideais atrelados aos transformadores. Verifica-se que o
principal impacto das distorções harmônicas sobre estes equipamentos estão associados com
elevações da sua temperatura de operação, uma vez o fenômeno em pauta ocasiona um
aumento nas perdas elétricas no ferro e no cobre, promovendo uma deterioração da isolação
e uma redução percentual de sua vida útil.
Notadamente, as correntes harmônicas se apresentam como a grandeza de maior influência
sobre o comportamento térmico do equipamento. Portanto, como resultado, é necessário
reduzir o máximo carregamento dos transformadores, uma prática denominada como “de-
rating”, ou alterar o dimensionamento do núcleo dos transformadores para que estes tenham
robustez suficiente para operar de acordo com os níveis de distorções harmônicas de corrente
existentes no SEP.
Para estimar o “de-rating” de transformador é utilizado um fator denominado de K-factor, o
qual é calculado de acordo com a amplitude dos harmônicos individuais de corrente. Adjunto,
é necessário o conhecimento das distorções harmônicas de correntes através de medições
realizadas em campo contemplando os equipamentos que geram harmônicos,
especialmente os conversores eletrônicos, vislumbrando uma determinação efetiva das
referidas perdas, para o correto carregamento ou dimensionamento dos transformadores.
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Destaca-se que os custos associados à realização dessas medições para verificação dos
impactos proporcionados pelas correntes harmônicas e os custos posteriores associados
ao correto carregamento e dimensionamento dos transformadores de distribuição devem
ser contempladas no AIR realizado pela referida Agência, visto que os referidos
equipamentos são diretamente impactados pelas características das cargas não lineares,
principalmente as existentes nos consumidores conectados nos circuitos de baixa tensão
(BT). Atualmente o Grupo CPFL Energia possui 300.000 (trezentos mil) transformadores de
distribuição instalados.
Finalmente, ressalta-se que os programas de eficiência energética promovidos pela
Agência têm propiciando e incentivado a inserção de cargas não lineares nos
consumidores supracitados, como as lâmpadas incandescentes e os chuveiros eletrônicos.
Além disso, adicionam-se às cargas não lineares as fontes chaveadas utilizadas em
dispositivos eletrônicos como computadores, televisores e máquinas de lavar, as quais são
de livre instalação.
3.3. Desequilíbrio de Tensão
Indicadores para acompanhamento do Desequilíbrio de Tensão
Em conformidade às contribuições já apresentadas em atenção à CP no 018/2014 as
distribuidoras do Grupo CPFL ratificam que o indicador proposto para o acompanhamento do
Desequilíbrio de Tensão está adequado.
Definição dos limites
No que se refere ao estabelecimento de limites para os indicadores de Desequilíbrio de
Tensão, as distribuidoras do Grupo CPFL Energia se manifestam contra este avanço nesse
momento. Isso porque não há base de dados de medições realizadas por todas as
distribuidoras do país, o que impossibilita a definição de valores fidedignos e aderentes à
realidade destas concessões. Defende-se, portanto, a manutenção de valores de referência até
que a regulamentação e os agentes envolvidos adquiram maturidade suficiente para tal
definição.
3.4. Flutuação de Tensão
Indicadores para acompanhamento da Flutuação de Tensão
Em conformidade às contribuições já apresentadas em atenção à CP no 018/2014 as
distribuidoras do Grupo CPFL ratificam que o indicador proposto para o acompanhamento das
flutuações de tensão está adequado. Entretanto, deve ser analisado com maior acuidade a não
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consideração do Plt 95% na proposta do Módulo 8 apresentado nesta AP para as tensões
maiores ou iguais a 69 kV, em que se verifica a interseção com os Procedimentos de Rede.
Cabe lembrar a metodologia de apuração do indicador Plt 95% proposta na minuta do Módulo
8 do PRODIST é diferente daquela já adotada pelos Procedimentos de Rede.
Definição dos limites
No que se refere ao estabelecimento de limites para os indicadores de Flutuação de tensão, as
distribuidoras do Grupo CPFL Energia se manifestam contra este avanço nesse momento. Isso
porque não há base de dados de medições realizadas por todas as distribuidoras do país, o que
impossibilita a definição de valores fidedignos e aderentes à realidade destas concessões.
Defende-se, portanto, a manutenção de valores de referência até que a regulamentação e os
agentes envolvidos adquiram maturidade suficiente para tal definição.
Existem diversas cargas conectadas nos circuitos secundários de distribuição que são
geradoras do fenômeno da flutuação de tensão, como as máquinas de solda e lâmpadas
fluorescentes compactas, as quais respectivamente são de livre instalação pelos consumidores
e promovidas pelos programas de eficiência energética da Agência, conforme texto da Nota
Técnica no 105/2014 – SRD/ANEEL.
“37. A proposta da Consultoria é a regulamentação de indicadores para a flutuação de
tensão. Entende-se que está coerente com o contexto atual, já que vários estudos
concluem que as lâmpadas fluorescentes compactas são causadoras de flutuação de
tensão e, adicionalmente, podem apresentar cintilação luminosa”. (grifo nosso)
Portanto, entende-se que os valores propostos para os indicadores globais de Pst95% para as
tensões menores ou iguais a 1 kV devem ser flexibilizadas. Adjunto, entende-se também que
os valores propostos para os indicadores globais de Pst95% para as tensões maiores ou iguais a
69 kV e menores que 230 kV também devem ser flexibilizados, devido aos valores elevados de
Pst medidos em fornos à arco e laminadores, conforme apresentado na tabela 10 do Relatório
4/8 – Definição de Padrões de Referência, da Consultoria.
Análise de Impacto Regulatório
i) Custo estimado para analisar os problemas relacionados às flutuações:
As flutuações na tensão são variações sistemáticas dos valores eficazes de tensão, ou uma
série de mudanças aleatórias, cujas magnitudes normalmente não excedem faixas de valores
preestabelecidos (faixa compreendida entre 0,95 pu e 1,05 pu). Estas variações, repetitivas,
esporádicas ou aleatórias são em geral provocadas pelas alterações rápidas nas potências
ativas e reativas das cargas industriais de grande porte e podem afetar um número elevado de
consumidores conectados em suas proximidades e nas redes de distribuição adjacentes.
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As cargas industriais que exibem variações contínuas e rápidas na magnitude da corrente de
carga podem causar variações na tensão que são frequentemente referidas como flicker ou
oscilação. As razões mais conhecidas para a ocorrência desses fenômenos são causadas pela
variação rápida nas potências ativas e principalmente nas potências reativas que, não
suportadas adequadamente pela potência de curto-circuito das redes, acabam por gerando
um afundamento na tensão de alimentação. Esta situação é típica em localidades que
possuem siderúrgicas com fornos à arco ou indústrias que possuem em seus processos
sistemas de solda a ponto e outras cargas com elevado consumo de energia reativa, como
laminadores.
Deste modo, para reduzir as flutuações de tensão em nível de SEP deve-se aumentar a
potência de curto-circuito nos barramentos das subestações já existentes. Entretanto, não
sendo possível e viável técnica e economicamente em um curto período de implantação a
realização de reforços nos sistemas de distribuição em todas estas condições e também nas
condições de expansão, a prática de monitoramento contínuo do indicador de flutuação de
tensão nas cargas industriais potencialmente perturbadoras vislumbrando manter o controle
dos seus níveis é uma alternativa a ser utilizada, sendo esta a principal justificativa para que os
custos associados ao referido monitoramento seja contemplado no AIR da Agência.
Adjunto, os valores elevados de flicker medidos em fornos à arco e laminadores apresentados
na tabela 10 do Relatório 4/8 – Definição de Padrões de Referência da Consultoria,
corroboram para a prática de monitoramento contínuo dos indicadores de flutuação de tensão
e a imposição aos consumidores que possuem as alusivas cargas o emprego de soluções para
minimização dos referidos indicadores, como filtros ou compensadores estáticos.
Finalmente, ressalta-se que ao contrário dos estudos associados às distorções harmônicas de
tensão e corrente, os quais podem ser obtidos através de metodologias bastante difundidas
como, por exemplo, estudos de fluxo harmônico, uma análise mais concisa acerca das
flutuações de tensão nos SEP ainda carece do desenvolvimento de metodologias mais precisas,
de forma a representar ou avaliar com mais fidelidade às diversas nuances deste fenômeno e
das cargas, deste modo ainda são de difícil utilização as metodologias existentes.
3.5. Variação de Tensão de Curta Duração
Indicadores para acompanhamento das Variações de Tensão de Curta Duração
Em conformidade às contribuições já apresentadas em atenção à CP no 018/2014 as
distribuidoras do Grupo CPFL ratificam que o indicador proposto para o acompanhamento das
VTCDs está adequado. Entretanto, ressalta-se que a metodologia utilizada na proposição do
referido indicador carece de maiores esclarecimentos para uma avaliação mais adequada, bem
como de acompanhamento para mensurar sua eficácia na proposição de soluções para
regularização.
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No item 2.4 do Relatório Técnico 2/8 – Indicadores da Qualidade do Produto, quando da
proposição do indicador, a Consultoria não descreve a metodologia utilizada para obtenção
dos parâmetros que permitiria evidenciar a utilização da correlação existente entre o
desempenho do sistema de distribuição brasileiro e as curvas de sensibilidade dos diferentes
equipamentos industriais para estratificação das ocorrências de eventos de VTCDs, bem como
seu agrupamento em classes, representados por categorias, conforme relatado e exposto na
Tabela 14 do referido relatório.
Destaca-se que a Consultoria somente informa que o agrupamento das classes estratificadas
baseia-se na normativa sul-africana NRS 048, a qual, de acordo com o Relatório Técnico 1/8 –
Revisão Bibliográfica é fundamentada em dados locais daquele país, ou seja, em dados que,
por não se possuir uma base de dados de medição de Qualidade da Energia Elétrica para
análise, não podem ser considerados representativos em relação ao desempenho do sistema
de distribuição brasileiro.
Ademais, no item 3.4 do Relatório Técnico 4/8 – Definição de Padrões de Referência
apresenta-se as curvas de sensibilidade para alguns equipamentos industriais frente ao efeito
das VTCDs, porém o relatório não aborda como estas curvas foram utilizadas para determinar
as categorias apresentadas e nem sua influência na obtenção dos valores associados ao fator
de ponderação e à frequência. Ressalta-se que no item 4.4 deste mesmo relatório, a
Consultoria afirma que os valores propostos para os fatores de ponderação, grandezas estas
diretamente correlacionadas com a relevância do fenômeno e o indicador proposto, se
apresentam consonantes com a experiência e os critérios empregados na normativa sul-
africana NRS 048.
Cabe aqui registrar o caráter inovador da proposta uma vez que apenas dois países no mundo
possuem recomendações similares em seu regramento, entretanto salienta-se que as
normativas a cerca de VTCDs são tão somente orientações para manutenção da qualidade em
patamares aceitáveis.
Na literatura, de acordo com as normativas IEEE Std 4931 e IEEE Std 13462 é possível estimar o
número de eventos que podem levar um equipamento industrial ao mau funcionamento ou
até mesmo seu desligamento. Para isto, deve-se confrontar a curva de sensibilidade do
equipamento com a curva de incidência acumulada de eventos relacionados às VTCDs no
sistema elétrico. Para determinação da curva de incidência acumulada de eventos, as
normativas propõem a utilização do gráfico de incidência acumulada de eventos o qual é
baseado na estratificação dos eventos de VTCDs em faixas de magnitude e em faixas de
duração, em linha com o proposto pela consultoria no item 2.4 do Relatório Técnico 2/8 –
Indicadores da Qualidade do Produto.
Porém, diferentemente da metodologia utilizada pela Consultoria para determinação do
agrupamento de classes, os dados utilizados no referido gráfico são provenientes do
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monitoramento existente em diversos pontos do sistema elétrico em análise durante um
período de tempo que seja representativo para classificação dos eventos supracitados.
Ressalta-se que o período mínimo de medição dos VTCDs propostos no Módulo 8 do PRODIST
deve ser reavaliado, visto que, são eventos de natureza aleatória e sazonal e em apenas um
mês não seria suficiente para se obter informações efetivas.
Uma importante publicação3 na área de qualidade da energia elétrica voltada para o assunto
de VTCD destaca a importância do período de medição com relação aos erros associados dada
a frequência de ocorrências dos eventos de afundamento de tensão. Esta tabela reforça o
argumento de que a medição por um período de 30 dias é insuficiente para avaliar eventos de
VTCDs, pois ainda que ocorra um evento por dia para se obter um erro de 10% ainda deveria
se medir por um período mínimo de 1 ano. Assim, ressalta-se à Agência que a implantação e
determinação de valores limites para VTCDs é complexo, visto que, para uma determinação
efetiva de valores deve ser analisado, concomitantemente a sazonalidade dos eventos, um
número de amostras efetivas para avaliar estatisticamente esses dados.
Frequência de Ocorrência do Afundamento de Tensão
Afundamento de
Erro de 50%
Falta (*)
Erro de 10%
1 por dia 2 semanas 1 ano
1 por semana 4 meses 7 anos
1 por mês 1 ano 30 anos
1 por ano 16 anos 400 anos
Ainda, ao resgatar a discussão técnica a respeito do assunto por Bollen, Qader e Allan4, tem-se
que a obtenção de informações estatísticas significativas para caracterização de VTCDs por
meio de medições só é adequada para regiões com elevada incidência de eventos. Por
consequência, tem-se que para regiões de baixa incidência deste fenômeno o tempo de
monitoramento deve ser demasiado elevado.
Neste contexto, observa-se a necessidade de obter dados de medições que representem de
forma adequada e fidedigna o sistema elétrico brasileiro para que assim seja possível avaliar
de forma mais eficaz a proposição de novos indicadores. Ressalta-se ainda que, as medições
permitiriam conhecer os reais impactos dos eventos associados às VTCDs nos sistemas de
distribuição e, por consequência, direcionar esforços no entendimento das características
intrínsecas a cada área de concessão.
Por fim, no que tange as dificuldades regionais de cada área de concessão, destaca-se que a
Seção 8.3 – Disposições Transitórias do Módulo 8 do PRODIST já previa este cuidado quando
da implantação dos indicadores de Qualidade da Energia Elétrica, conforme texto a seguir.
“3. No processo de implantação dos indicadores de qualidade da energia
elétrica, devem ser consideradas e respeitadas as particularidades regionais e
as especificidades socioeconômicas das áreas de concessão e/ou permissão das
distribuidoras.”
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Revisão da Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST AUDIÊNCIA PÚBLICA 082/2015
1IEEE Standard 493: IEEE Recommended Practice for Design of Reliable Industrial and
Comercial Power Systems”. Dezembro, 1997. 2IEEE Standard 1346: IEEE Recommended Practice for Evaluating Electric Power
Systems Compatibility and Electronic Process Equipment”. maio, 1998. 3 BOLLEN, YALCINKAYA e HAZZA “The Use of Electromagnetic Transient Programs for
Voltage Sags Analysis” publicado no IEEE-PES International Conference on Harmonics
and Quality of Power em 1998 em Atenas. 4Bollen, M. H. J., Qader, M. R., Allan, R. N., “Stochastical andStatistical Assessment of
Voltage Dips”, IEE Colloquium on Tools and Techniques for Dealing with Uncertainty
(Digest No. 1998/200), Page(s): 5/1 -5/4, 27 Jan 1998.
Definição dos limites
No que se refere ao estabelecimento de limites para os indicadores de VTCDs, as distribuidoras
do Grupo CPFL Energia se manifestam contra este avanço nesse momento. Isso porque não há
base de dados de medições realizadas por todas as distribuidoras do país, o que impossibilita a
definição de valores fidedignos e aderentes à realidade destas concessões. Defende-se,
portanto, a manutenção de valores de referência até que a regulamentação e os agentes
envolvidos adquiram maturidade suficiente para tal definição.
Em se tratando especificamente do indicador proposto para o acompanhamento das VTCDs,
no item 4.4 do Relatório Técnico 4/8 - Definição de Padrões de Referência, a Consultoria não
descreve a metodologia utilizada para a determinação dos valores máximos de frequência
associados a cada categoria. Portanto, não é possível analisar a consistência e aderência dos
valores apresentados.
Todavia, apesar das análises conduzidas pela Consultoria terem se baseado na normativa e
experiência sul-africana – NRS 048 – para fins de consistência e definição do indicador Fator de
Impacto – FI, no item 2.2.5 do Relatório Técnico 1/8 – Revisão Bibliográfica, a Consultoria
descreve que a referida norma indica que devido à existência de várias topologias de redes
elétricas no país, não é possível estabelecer limites aceitáveis para concessionárias e
consumidores em relação aos eventos de VTCD.
“Afundamento momentâneos de tensão: Segundo indicado na documentação
em análise, devido a existência de várias topologias de redes elétricas no
país, não é possível estabelecer limites aceitáveis para concessionárias e
consumidores. Diante do exposto, a norma NRS 048 estabelece apenas valores
que indicam um bom desempenho da rede em termos da qualidade da energia
elétrica, conforme Tabela 33. Ressalta-se aqui que este não é o entendimento
da equipe de desenvolvimento do presente trabalho, conforme será detalhado
em relatórios subsequentes.” (grifo nosso)
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Em que pese, tenha sido ponderado que a equipe desenvolvimento do trabalho não concorda
com o posicionamento da NRS 048 quanto à impossibilidade de estabelecimento de limites e
que detalharia suas considerações em relatórios subsequentes. Entretanto, conforme já
mencionado, entende-se que as definições ainda carecem de maiores esclarecimentos visando
à aderência de eventuais valores limites as peculiaridades de cada área de concessão.
Adjunto, em relação aos fatores de ponderação do FI para cada região, no item 4.4 do
Relatório Técnico 4/8 - Definição de Padrões de Referência, a Consultoria afirma que os valores
propostos para os fatores de ponderação, grandezas estas diretamente correlacionadas com a
relevância do fenômeno, se apresentam consonantes com a experiência e os critérios
empregados na normativa sul-africana NRS 048. Portanto, para as distribuidoras do Grupo
CPFL Energia, não é possível verificar a aderência destes valores a realidade do sistema de
distribuição brasileiro, visto que não foi descrita a metodologia utilizada para obtê-los.
Por fim, em consonância aos comentários já apresentados, entende-se que para avaliar de
forma eficaz os valores de frequência propostos e sua consistência com o sistema de
distribuição brasileiro deve-se compor primeiramente uma base de dados de medições
realizadas por todas as distribuidoras do país, vislumbrando aderência à realidade destas
concessões.
Análise de Impacto Regulatório
i) Custo estimado para resolver os problemas relacionados à VTCDs:.
A variação de Tensão de curta duração (VTCD) é um fenômeno físico e natural de caráter
aleatório em que sua ocorrência pode ter origem tanto no sistema de transmissão/distribuição
(curto-circuitos ou atuação de dispositivos de proteção) quanto nas instalações elétricas
internas dos consumidores industriais (monobra/entrada/saída de cargas de grande potência).
De acordo com um levantamento estatístico apresentado por Dungan, McGranaghan, Santoso
e Beaty5 para os afundamentos existentes no SEP, 23% dos afundamentos de tensão que
causam falhas em processos são decorrentes de faltas no próprio alimentador, 46% são devido
a faltas em circuitos paralelos e 31% são decorrentes de eventos no sistema de transmissão, os
quais são consequentemente propagados para os sistemas de distribuição.
Neste contexto, destaca-se que para se determinar as origens das VCTDS, as técnicas de
monitoramento, considerando-se uma medição continuada e o armazenamento de dados via
clusterização, é uma importante ferramenta para identificar áreas que necessitam de reforços
ou modificações no SEP, estabelecer valores consistentes que auxiliem na determinação de
confiabilidade do sistema e principalmente para monitorar a resposta das redes de
distribuição diante de mudanças nos procedimentos operacionais ou na instalação de novos
dispositivos de proteção.
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Portanto, para a realização de um monitoramento permanente das VTCDs nos barramentos
das subestações das distribuidoras vislumbrando o caráter corretivo os problemas associados
ao referido fenômeno, os custos associados à sua implantação devem ser contemplados no
AIR da Agência. Para fins de estimação de valores, atualmente as distribuidoras do Grupo CPFL
Energia possui x Subestações.
Entretanto, não sendo possível e viável técnica e economicamente em um curto período a
implantação de um monitoramento contínuo das VTCDs nas subestações já existentes nas
distribuidoras do Grupo CPFL Energia e em todas as suas condições de expansão do sistema, a
prática de simulações computacionais é uma alternativa técnica que poderá ser utilizada para
se determinar estatisticamente os parâmetros destes distúrbios, sendo esta justificativa para
que os custos associados ao desenvolvimento de metodologias para a análise das VTCDs e
estudos preditivos vinculados à experiência real de operação das redes de distribuição,
também seja contemplado também no AIR da Agência.
Finalmente, conforme já abordado a origem deste fenômeno nem sempre é no sistema de
transmissão/distribuição, mas sim na própria instalação do consumidor fazendo-se atuar
eventuais sistemas de proteções da planta ou de equipamentos essenciais ao processo
produtivo. Esses ajustes de proteção costumam ser parametrizados pelos fabricantes de forma
default associada à uma temporização extremamente baixa e em 90% dos casos estes
parâmetros normalmente não são conhecidos pelos próprios consumidores, conforme os
atendimentos relacionados à VTCDs realizados na área de concessão das distribuidoras do
Grupo CPFL Energia.
Cumpre esclarecer que a percepção de um VTCD pelos consumidores geralmente é atribuída
ao desligamento total ou parcial de sua planta industrial. Sendo assim incentivar os
consumidores industriais a realizarem um diagnóstico prévio visando à identificação mais
precisa do comportamento das suas instalações e a buscarem a compatibilidade entre os
ajustes de proteção para subtensão e/ou sobretensão eventualmente com a magnitude e
duração da VTCDs, seja de origem interna ou externas as suas instalações, é fundamental para
que não ocorram atuações indevidas nos referidos sistemas de proteção.
Ou seja, qualquer ação efetiva em identificar o encadeamento exato dos fenômenos nos
equipamentos sensíveis, em determinar as causas das disfunções no conjunto de
equipamentos afetados e em definir a sensibilização mais adequada nestes equipamentos
frente aos VTCDs, propicia benefícios significativos e deve ser considerada também como uma
alternativa técnica e econômica para a realização de investimentos de melhoria no processo
produtivo à ser realizado pelos consumidores no tocante às paradas de produção.
De acordo com Dungan, McGranaghan, Santoso e Beaty5 os custos relacionados à minimização
dos problemas associados à VTCDs diminuem a medida que as soluções de mitigação e as
alusivas melhorias são realizadas internamente nas plantas industriais dos consumidores,
conforme apresentado na Figura 105. Contrariamente, os custos aumentam à medida que as
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soluções de mitigação devam ser realizadas nos sistemas de distribuição. Neste contexto,
retoma-se o princípio básico para solução de problemas em qualidade da energia elétrica:
quanto mais próximo da carga for aplicado à solução mais simples será a implantação e com a
melhor relação custo/benefício. Por outro lado, quanto mais distante, maior a complexidade
de execução e mais desfavorável a relação custo/benefício.
Figura 10 – Matriz de custo X localização da solução.
5 R.C. Dugan, M.F. McGranaghan, S. Santoso, H.W Beaty: Eletrical Power Systems
Quality ,Second Edition, McGraw – Hill, 2003;
4. Instrumentação e Metodologia de Medição
Obtenção das leituras:
Desde a publicação da Normativa NBR IEC 61000-4-30 pela Associação Brasileira de Normas
Técnicas (ABNT), as distribuidoras do Grupo CPFL Energia buscam adquirir equipamentos de
medição que contemplem as classes e a metodologia de medição dos indicadores de qualidade
do produto abordada pela referida normativa, exceto para os equipamentos de medição
utilizados nos fenômenos de tensão em regime permanente (sabidamente mais simples).
Neste sentido, reconhece-se como positivo o esforço dessa Agência em manter os critérios de
precisão já estabelecidos no PRODIST para os fenômenos de tensão em regime permanente
para se evitar a substituição dos equipamentos de medição já de posse das distribuidoras,
conforme o trecho apresentado na Nota Técnica nº 0101/2015–SRD/ANEEL.
“40. Vale destacar que a possibilidade de adoção do caderno de testes dos
equipamentos de medição de QEE foi abandonada, pois as contribuições recebidas
apontaram a escassez de laboratórios brasileiros para realizar os testes e necessidade
de certificação pelo órgão metrológico competente. Com isso, a SRD entende que os
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equipamentos de medição da qualidade de energia elétrica devem atender apenas aos
critérios existentes nas normas vigentes nacionais e/ou internacionais, com exceção
dos fenômenos de tensão em regime permanente, que manteve os mesmos critérios
já estabelecidos no PRODIST (para evitar custos desnecessários). Entretanto, para os
casos de disputas contratuais ou judiciais, a redação proposta exige a utilização de
equipamentos Classe A.” (grifo nosso)
Entretanto, cabe salientar que este posicionamento deve ser analisado com cautela tanto pela
Agência quanto pelas distribuidoras, justamente devido às situações contratuais envolvendo
disputas específicas ou em questões judiciais, nas quais deverão ser utilizados medidores
classe A com precisão cinco vezes melhor do que o estabelecido no Módulo 8 para o alusivo
fenômeno. Adjunto, cabe ressaltar que ao designar métodos de medição a serem empregados
por equipamentos baseados em classes, as quais são designadas por uma normativa
específica, deve-se mencioná-la com o objetivo de minimizar dúvidas relacionadas à sua
efetiva utilização.
Em sua contribuição à Consulta Pública nº 018/2014, as distribuidoras do grupo CPFL Energia
destacaram que ao adotar protocolos de medição de parâmetros de Qualidade da Energia
Elétrica definidos pela normativa IEC 61000-4-30, a precisão proposta para a medição dos
fenômenos de qualidade do produto deve estar em consonância com as incertezas de medição
estabelecidas na referida normativa, possibilitando a verificação de certificados de
conformidade.
Neste sentido, entende-se que além da menção à normativa IEC 61000-4-30 na proposta do
módulo 8 do PRODIST, a Agência deverá comprometer-se de que somente os certificados de
conformidade já são suficientes para o atendimento pleno à referida normativa, garantindo a
validade judicial das medições. Todavia, destaca-se a importância da exigência por parte da
Agência de que os equipamentos de medição que serão utilizados no âmbito da aferição da
qualidade nos sistemas de distribuição sejam devidamente aprovados/certificados em
laboratórios acreditados pelo INMETRO, bem como de que tais itens passem por calibrações
periódicas.
Entende-se que tal procedimento poderá ser realizado por laboratórios nacionais e
internacionais, entretanto, desde que tais laboratórios sejam reconhecidos pela autoridade
metrológica oficial do País - o INMETRO. Esta é a única forma de garantir, inclusive, a
credibilidade dos processos investigativos relacionados à qualidade de energia, evitando a
judicialização de casos onde exista a discordância de alguma das partes envolvidas.
Em relação à medição permanente de que trata a publicação da Resolução no 502/2012 e sua
atualização através da Resolução no 602/2014 as distribuidoras do Grupo CPFL Energia têm
consultado o mercado para homologação de medidores que contemplem as solicitações
determinadas pela referida resolução. Entretanto, ainda não existem disponíveis no mercado
medidor que atenda na íntegra as alusivas solicitações.
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Recentemente foram consultados quatro fabricantes de medidores eletrônicos com o objetivo
de se verificar o atendimento, além dos requisitos para Tarifa Branca, aos itens IV e V
relacionados à qualidade da Energia, conforme o artigo 3º da Resolução no 502/2012 citado
abaixo.
“Art. 3º Os titulares das unidades consumidoras abrangidas por esta
Resolução, independentemente da adesão ao faturamento na modalidade
tarifária branca, observando a regulamentação técnica metrológica específica,
podem solicitar à distribuidora a disponibilização de um sistema de medição
capaz de fornecer cumulativamente as seguintes informações:
I – valores de tensão e de corrente de cada fase;
II – valor de energia elétrica ativa consumida acumulada por posto tarifário; III
– identificação do posto tarifário corrente, se aplicável;
IV - data e horário de início e fim das últimas 100 interrupções de curta e longa
duração; e (Redação dada pela REN ANEEL 602 de 11.02.2014)
V – últimos 12 (doze) valores calculados dos indicadores Duração Relativa da
Transgressão de Tensão Precária – DRP e Duração Relativa da Transgressão de
Tensão Crítica – DRC.”
Dentre os fabricantes consultados somente dois responderam que possuem modelos de
medidores que atendem plenamente às solicitações determinadas pela resolução supracitada.
Em relação aos fabricantes ulteriores, um respondeu que não possui medidor que atende os
itens referentes à qualidade de energia e o outro não respondeu à consulta. Ressalta-se que
apesar de alguns poucos fabricantes já possuírem modelos para disponibilizar para o mercado,
não implica que serão adquiridos pelas distribuidoras do Grupo CPFL Energia, visto que, além
da homologação metrológica realizada pelo INMETRO, a CPFL realiza verificações em campo
antes da homologação definitiva para compra.
Neste contexto cabe questionar os registros relacionados às interrupções de curta e longa
duração, e os valores calculados de DRP e DRC deveriam ser obtidos através da utilização dos
medidores que regulamentam os sistemas de medição de energia elétrica de unidades
consumidoras do Grupo B, visto que, nem todos os fabricantes atendem às solicitações de
qualidade e os que atendem ainda não possuem uma certificação INMETRO.
Dos critérios de medição permanente da qualidade da energia elétrica:
Em diversos itens ao longo do texto proposto para o Módulo 8 nesta AP, a Agência tem
mencionado as seguintes expressões “medidor de qualidade da energia elétrica”,
“funcionalidades de qualidade da energia”, “funcionalidades específicas de qualidade da
energia”, “medição permanente de qualidade da energia elétrica” e “medição permanente de
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qualidade do produto”, demonstrando uma não uniformidade entre o tipo de medição
proposto e quais são os indicadores em discussão na referida AP.
De acordo com o item 1.1 da proposta do Módulo 8 do PRODIST o objetivo principal do citado
módulo é estabelecer os procedimentos relativos à Qualidade da Energia Elétrica (QEE),
abordando a qualidade do serviço e do produto. Ou seja, o conceito de QEE é abrangente e
contempla tanto os indicadores e limites relativos à qualidade do produto, quantos limites e
procedimentos relativos aos indicadores de continuidade.
Neste contexto, entende-se que não deve ser contemplado o termo QEE nos dizeres da
Agência na proposta relacionadas à instrumentação e metodologia de medição para os
indicadores de qualidade do produto, portanto propõe-se a substituição em todas as
expressões citadas anteriormente para “medidor de qualidade do produto”, “funcionalidades
de qualidade do produto”, “funcionalidades específicas de qualidade do produto”, “medição
permanente de qualidade do produto”, em consonância ao assunto em pauta desta AP.
Adjunto, ressalta-se que nem na proposta da CP no 18/2014 nem na proposta da referida AP
foram realizadas análises de viabilidade ou contribuições relacionadas aos indicadores ou
parâmetros de continuidade relacionados a qualidade do serviço, referenciados na seção 8.2
do Módulo 8 do PRODIST. Assim sendo, as propostas inseridas no referido módulo pela
Agência designando o monitoramento e o registro dos indicadores supraditos conjuntamente
com as medições permanentes dos indicadores de qualidade do produto não são pertinentes
de discussão nesta AP e não devem ser contempladas.
5. Procedimentos de Gestão das Reclamações Associadas à Qualidade do
Produto
iii) Considerações a respeito do Processo de Reclamação da Qualidade do Produto
A motivação do Regulador em se criar um processo de gestão de reclamações associadas à
qualidade do produto está baseada no Problema 01 da AIR da AP em pauta, que pode ser
anunciado como o não tratamento das reclamações dos acessantes quando da ocorrência de
problemas relacionados à qualidade do produto.
Nesse ponto, a ANEEL alega que tem recebido manifestações advindas de consumidores
industriais que reclamam da qualidade da energia fornecida pela distribuidora, sendo,
portanto, compreensível a intenção desta Agência em se criar um procedimento para
atendimento de tais reclamações. Realmente, durante o simpósio foram feitas apresentações
nesse sentido, embora seja importante destacar que os eventos de transmissão e de caráter
interno foram mencionados e com grande representatividade e para os quais não há ação a
ser tomada pelas distribuidoras.
É necessária extrema cautela na definição deste processo pela SRD/ANEEL, haja vista que:
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Trata-se de grande desafio conhecer se o distúrbio se originou na rede da distribuidora
ou nas instalações de propriedade do próprio acessante (desafio relacionado à divisão
de responsabilidades);
Muito dos distúrbios são causados pelos próprios acessantes, tanto por inadequações
em suas instalações elétricas (descumprimento de normas básicas nacionais e
internacionais), quanto pelo fato que, quando da obtenção de seus equipamentos e
maquinários, visam sempre pelo menor custo, não fazendo uso de tecnologias simples
e eficientes já existentes relacionadas à proteção e estabilidade dos processos
produtivos;
As alterações no regulamento não devem incentivar a judicialização indevida dos
processos comerciais de reclamação;
A maior objetivação do processo de gestão de reclamações é dependente da definição
de limites para os indicadores dos fenômenos da qualidade do produto, ação que
ainda não é possível no presente estado da arte do tema no país.
Além disso, em linha com a proposta apresentada pela consultoria especializada no âmbito da
CP nº 18/2014, sugere-se que sejam consideradas responsabilidades apenas para o
atendimento das reclamações registradas por consumidores MT e AT associadas com os
indicadores da qualidade do produto. Isso porque, conforme reconhecido pelo próprio
Regulador, o problema em pauta trata-se de manifestações advindas de consumidores
industriais e principalmente em relação à VTCD, não se fazendo coerente estabelecer a
possibilidade de reclamação a todos os consumidores.
No simpósio ocorrido na UFU foi possível observar o citado acima por meio das manifestações
dos representantes dos consumidores. Assim, tendo o problema cunho comercial e
relacionamento basicamente com um único fenômeno da Qualidade Produto, não é prudente
a definição de limites para nenhum dos fenômenos de QEE, uma vez que para VTCD, conforme
destacado anteriormente, não há fundamentação comprovada enquanto os demais
fenômenos não são motivo para a lacuna existente que enseja essa AP.
A expertise das distribuidoras permite afirmar que a aplicação dos novos limites propostos nos
anexos II-a e II-b da nota técnica nº0101/2015 para acessantes do SDBT acarretará impactos
negativos ao setor elétrico ao se enquadrar na ponderação feita no parágrafo 14 da nota
técnica nº0101/2015 onde se afirma que “...em algumas situações as alternativas propostas
podem gerar mais custos que benefícios”. Visando dar embasamento à afirmativa acima,
argumenta-se:
Os equipamentos elétricos (cargas) dos clientes conectados ao SDBT não são
perceptíveis aos fenômenos da qualidade do produto aqui discutidos. Do parágrafo 43
da nota técnica nº0101/2015: “...restringe-se a avaliação de VTCDs apenas para
acessantes conectados ao SDMT e SDAT, sob a justificativa que as reclamações advêm
apenas desses usuários do sistema de distribuição”. Entende-se que as reclamações
dos acessantes do SDBT em relação à distorção harmônica, desequilíbrio de tensão e
flutuação de tensão também se enquadram no entendimento do VTCD.
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Revisão da Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST AUDIÊNCIA PÚBLICA 082/2015
Conforme o parágrafo 8 da nota técnica nº0101/2015: “...a qualidade do produto
energia elétrica não é percebida diretamente por seus consumidores, devido a suas
características, o que dificulta a sua compreensão na ocorrência de problemas.”.
Sendo assim, observa-se que muitos clientes reclamam da qualidade do produto por
ignorância em relação aos fenômenos elétricos da rede. Para clientes do SDBT é de se
imaginar que, quando do momento da implantação da gestão da reclamação e dos
novos limites regulatórios, o número de ordens de serviços relacionados à qualidade
do produto deverá aumentar sobremaneira quando na realidade a maioria das
reclamações serão tratadas pelos processos já previstos para a adequação de DRP/DRC
e da qualidade do serviço.
Além disso, o procedimento para medição dos indicadores da qualidade do produto
distorção harmônica, desequilíbrio de tensão e flutuação de tensão é extremamente
complexo, pois diferentemente do procedimento utilizado para apuração de DRP/DRC,
exige equipamentos de alta precisão (medidores classe A) cuja parametrização e
operação requer o trabalho minucioso conforme demonstraremos neste documento.
Nesse contexto, a manutenção de valores de referência a serem observados pelas
distribuidoras e o aperfeiçoamento do regulamento no que tange ao atendimento comercial
de consumidores de MT e AT se apresenta como solução mais efetiva e integralmente
satisfatória para o problema, até que seja possível por meio do conhecimento do sistema de
distribuição brasileiro a definição de limites regulatórios.
Faz-se importante reforçar que o avanço no tema deve ser feito de forma paulatina e que,
principalmente, a imposição de obrigatoriedade de atuação nas redes de distribuição (OPEX e
CAPEX) deve ocorrer de forma gradativa, apresentando-se como consequência e resultado do
conhecimento do sistema de distribuição e não como causa motivadora. Durante o simpósio
foram colocados exemplos por parte dos próprios consumidores quanto aos bons resultados
colhidos no relacionamento com as distribuidoras em prol da solução dos problemas, o que
sinalizam a efetividade da gestão de reclamações.
Neste sentido, entende-se ser fundamental que este processo de gestão de reclamações por
problemas relacionados aos fenômenos da qualidade do produto esteja totalmente
desvinculado daquele já existente para os problemas de tensão em regime permanente. Esta
segregação e a restrição do atendimento das reclamações relacionadas aos demais fenômenos
da QP a consumidores MT e AT se faz necessária sob pena de que, caso não ocorra,
praticamente todos os processos de reclamação dos consumidores passarão a ser registrados
para todos os fenômenos, resultando uma entrada massiva de reclamações a serem atendidas
pelas distribuidoras, cuja abertura tenha ocorrido apenas por falta de conhecimento dos
consumidores e não por estes estarem percebendo, de fato, problemas relacionados aos
fenômenos de distorções harmônicas, flutuações, desequilíbrios ou VTCDs.
Qualitativamente, no que se refere ao processo de gestão de reclamações proposto pela
Agência no âmbito da AP nº 082/2015, torna-se fundamental destacar diversos pontos,
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Revisão da Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST AUDIÊNCIA PÚBLICA 082/2015
devidamente questionados mais adiante, quando da apresentação das contribuições à minuta
de módulo 8 do PRODIST apresentada nesta AP:
Conforme alíneas “b” e “c” do item 10.1 da minuta de Módulo 8 PRODIST apresentada,
a ANEEL propõe que, também para a investigação dos problemas relacionados aos
fenômenos da QP avaliados na AP em tela, seja realizada uma inspeção técnica pela
distribuidora até o ponto de conexão do acessante, afim de avaliar a procedência da
reclamação e o(s) tipo(s) de fenômeno(s) observados. Neste quesito, releva-se que a
proposta é um contra senso, haja vista a sua inaplicabilidade prática. Sabe-se que a
identificação dos tipos de distúrbios presentes na rede, seus efeitos e origem, trata-se
de tarefa bastante complexa, que depende de investigação minuciosa, profissionais
capacitados e, sobretudo, de medições por um período mínimo. Logo, esta
identificação do problema vivenciado pelo consumidor, segregando os fenômenos ali
impactantes, não é possível de realização em uma simples inspeção técnica, tornando
inexequível a execução do processo da forma proposta;
A Agência alega que sua proposta contempla regras e prazos flexíveis, entretanto, esta
flexibilidade, muita das vezes, não é notada na minuta de regulamento. No subitem
10.3.1 da minuta de Módulo 8 PRODIST apresentada, em sua alínea “a” consta um
prazo de 10 dias a partir da reclamação para que a distribuidora comunique ao
acessante reclamante sobre a improcedência de sua reclamação, se este for o caso.
Este prazo é extremamente rígido, por se tratar de um processo que dependerá de
medidores mais robustos e profissionais capacitados, ademais, releva-se que, até
mesmo para o processo de reclamação por tensão em regime permanente, processo
mais maduro e consolidado, este prazo é mais flexível, sendo equivalente a 15 dias;
Quando da procedência da reclamação do consumidor, a minuta de Módulo 8
PRODIST apresentada não contempla um prazo máximo para que a distribuidora
instale o equipamento de medição no ponto de conexão para fins de apuração dos
indicadores da qualidade do produto. Entretanto, na alínea “c” do subitem 10.3.1 é
definido um prazo de 30 dias a partir da reclamação para que a distribuidora informe
ao acessante o resultado da medição e as medidas para regularização, inclusive
fornecendo os resultados completos das medições obtidas. Tal prazo é inexequível,
haja vista que, para medições que visam contemplar a apuração do indicador
relacionado às VTCDs, o próprio período mínimo de medição seria de 30 dias e, ainda
que para os demais fenômenos, este prazo é extremamente rígido, sendo, inclusive,
equivalente aquele vigente para o processo de reclamação por tensão em regime
permanente;
A Agência define um processo totalmente generalista e simplista para a regularização
dos indicadores dos fenômenos de qualidade do produto e, por consequência, solução
dos problemas vivenciados pelos consumidores, restando diversas indagações e
considerações a seu respeito:
o O subitem 10.3.2.1 da minuta de Módulo 8 PRODIST apresentada define que a
distribuidora deverá regularizar o atendimento no caso em que as medições
indiquem valores superiores aos limites regulatórios globais que, pelo
entendimento dado pela ANEEL seriam aplicáveis nos barramentos, entretanto
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todo o processo proposto prevê que tais medições ocorram no ponto de
entrega dos consumidores. Logo, o procedimento parece incoerente;
o O subitem 10.3.2.2 da minuta de Módulo 8 PRODIST apresentada define que, a
distribuidora deve investigar a origem dos distúrbios no barramento em que o
acessante reclamante se conecta, bem como averiguar se há acessantes nesse
barramento inserindo distúrbios que superem os limites individuais, podendo
notificá-los. Estas investigações são extremamente desafiadoras, dependentes
de profissionais bastante qualificados e dedicados aos processos, do apoio da
equipe técnica das indústrias e, possivelmente, de inúmeras medições,
entretanto a Agência não prevê esta complexidade envolvida, não define as
ações a serem realizadas pelas distribuidoras e suas limitações quando da não
colaboração dos consumidores (divisão de responsabilidades). Ressalta-se
ainda a impossibilidade de aplicação prática dos limites individuais propostos
pela ANEEL, previamente destacada no item “C” do presente documento;
o O subitem 10.3.2.3 da minuta de Módulo 8 PRODIST apresentada define que a
regularização dos fenômenos será comprovada quando os indicadores
apurados forem inferiores aos limites regulatórios propostos, entretanto, sem
prejuízo do entendimento quanto a impossibilidade de definição dos limites
neste momento, deve-se observar que tal definição pode levar as
distribuidoras a efetuarem inúmeras medições em um certo ponto do sistema
em análise, até que todos os indicadores definidos permaneçam abaixo destes
patamares.
Os problemas relacionados à qualidade do produto são casos complexos, que frequentemente
ocorrerão concomitantemente a problemas nos sistemas de transmissão ou internos nas
unidades consumidoras (inadequação das instalações) e envolverão conflitos de interesse.
Suas investigações deverão contemplar diversas análises, simulações e visitas técnicas,
processo este que demandará não apenas de prazo para sua execução, mas da disposição de
recursos por parte das distribuidoras, para fins de capacitação dos profissionais e
disponibilização dos mesmos; aquisição de equipamentos e softwares, dentre outros.
Pelo exposto, defende-se que a implementação do processo de gestão de reclamações
associadas à qualidade do produto não pode se dar em condições distintas dos moldes da
proposta apresentada pela consultoria especializada no âmbito da CP nº 18/2014, por se tratar
de processo independente daquele já existente para a tensão em regime permanente e
possuir prazos mais factíveis e condizentes com a realidade das distribuidoras.
Vale salientar que, apesar de não haver regulamento especifico sob tais reclamações, algumas
distribuidoras, de maneira proativa junto seus clientes têm em seu dia a dia de atendimento
dado o devido tratamento a reclamações de qualidade do produto recebidas de seus clientes
ligados ao SDAT e SDMT. Tais reclamações são analisadas por corpo técnico especializado para
realizar o diagnóstico preciso da real necessidade do cliente e direcionar as ações para a
correta solução dos inconvenientes causados.
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Entendemos que a implantação do processo de gestão da reclamação nos moldes propostos
pelo Regulador, no âmbito desta audiência pública, tornará este processo burocrático,
extinguindo a interação existente entre cliente e distribuidora e incentivando uma
judicialização generalizada.
Conforme demonstrado, vários aspectos relacionados ao cliente são verificados para que se
possa, em conjunto com o cliente, identificar de maneira assertiva a origem dos problemas
relatados e, desta maneira, atuar para a correta solução. Portanto, o processo de gestão de
reclamações é ainda capaz de conduzir de forma bastante assertiva a solução/mitigação dos
problemas enfrentados pelos consumidores.
Dessa forma, as distribuidoras do Grupo CPFL Energia ratificam as contribuições encaminhadas
pela ABRADEE no âmbito desta Audiência Pública nº 082/2015, em especial quanto ao
Processo de Gestão das Reclamações associadas à Qualidade do Produto no que tange a
proposta de manutenção do processo de reclamação dos níveis de tensão conforme moldes
atuais e a criação de um processo mais adequado para tratamento das reclamações associadas
aos demais fenômenos de qualidade.
Ademais, entende-se que este momento não é o adequado para avançar nas discussões a
respeito dos “Procedimentos de Regularização” com prazos rígidos e previsão de penalidades
sendo que paira certo desconhecimento sobre o real comportamento das redes de
distribuições e ainda carece de acompanhamento do desempenho dos indicadores
estabelecidos para que possam ser classificados como adequados. Cita-se como exemplo a
agregação em indicadores mensais para acompanhar as VTCDs e questiona-se: seria adequado
promover qualquer adequação, seja na rede da distribuidora ou na planta industrial do
acessante, baseado na violação de um único indicador mensal para mensurar um fenômeno
sabidamente de natureza aleatória?
Por fim, insiste-se que as discussões avançaram em muitos temas, mas ainda se tem muito a
discutir, estudar e acompanhar em relação a outros pontos. Sem conhecer a fundo o Problema
2 (“desconhecimento do desempenho dos sistemas de distribuição com relação aos
fenômenos da qualidade do produto”) parte da evolução da discussão do Problema 1 (”não
tratamento das reclamações dos acessantes quando da ocorrência de problemas relacionados
à qualidade do produto”) fica deveras comprometida. Sendo assim, por que não considerar na
AIR a evolução parcimoniosa do regramento proposto? Avançar com cautela tende a garantir a
subsistência de regulamentos complexos e que de certa maneira ainda possui lacunas técnicas
para definição precisa de responsabilidades.
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ii) Considerações a respeito do Processo de Reclamação de Níveis de Tensão
A redação dada à alínea g do item 10.2.1, em especial a utilização do termo “horário”, exige maior clareza em sua redação, uma vez que segundo o dicionário da língua portuguesa, o termo "horário" indica um período de atuação, porém pode ser interpretado erroneamente com a definição de "hora", que neste caso estaria limitada a hora exata da medição. Significado de Horário 1 - Tabela das horas em que se deve fazer cada serviço. 2 - Relativo à hora; das horas.
Significado de Hora 1 - Período de sessenta minutos. 2 - Cada uma das doze partes em que se divide o quadrante. 3 - Tempo determinado. 4 - Espaço breve de tempo. 5 - a tempo e horas: de maneira pontual ou oportunamente. 6 - hora H: momento tido como referência para o início de determinada operação militar. 7 - momento preciso.
Portanto, as distribuidoras do Grupo CPFL entendem que a se faz necessário adequar a redação excluindo o termo “horário” e adicionando o termo “período (manhã, tarde ou noite) da instalação”. Tal adequação se faz necessária em virtude de toda logística necessária para o cumprimento dos prazos informados ao consumidor. Sendo assim, cabe relembrar que o principal objetivo da realização da medição pelo período mínimo de 168 horas na data e horário, é cumprir o item 10.2.1 informado na correspondência encaminhada ao consumidor na qual se deve informar o direito de acompanhar a instalação do equipamento de medição. A interpretação errônea deste comando imputa dificuldades para as distribuidoras com relação a logística para o atendimento deste item, haja visto que existem uma serie de contratempos que podem ocasionar o não cumprimento da instalação exatamente na hora agendada. Podemos citar alguns exemplos, tais como: o trânsito, a preparação da área de trabalho no local, e também o atendimento a alguma ocorrência emergencial ocorrida durante o momento da instalação. Outro ponto que se deve considerar é a disponibilidade do consumidor de querer acompanhar a instalação na hora exata do agendamento. Ou seja, da mesma forma que existem os contratempos por parte das distribuidoras, conforme já citado, é plausível afirmar que também poderá existir por parte do consumidor uma serie de impedimentos que o impossibilite de exercer seu direito. Por fim, de forma a corroborar com a argumentação solicitando a adequação da redação, apresenta-se na sequência o regramento estabelecido pela ANATEL e pelo estado de São Paulo a respeito do atendimento/prestação de serviços aos consumidores.
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ANATEL “3º A prestadora deve assegurar ao assinante, no ato da solicitação do serviço, opção de data e turno (manhã ou tarde) para o seu atendimento, que não deve exceder o prazo máximo regulamentar, exceto quando expressamente solicitado pelo usuário, mantendo-se tais registros para possível verificação por parte da Anatel.
§ 4º Opcionalmente, se o usuário desejar, o serviço poderá ser agendado no turno da noite.
§ 5º Os turnos para o atendimento do serviço devem, no mínimo, manter conformidade com os seguintes horários:
I - turno da manhã: das 7 às 12 horas; II - turno da tarde: após 12 horas até às 18 horas; III - turno da noite: após 18 horas até às 23 horas.
§ 6º Em caso de agendamento do serviço o atendimento deve ocorrer na data e turno acordados com o assinante.” (grifo nosso)
IDEC O que diz a Lei Estadual no 13.747/2009? “Artigo 1º - Ficam os fornecedores de bens e serviços localizados no Estado [de São Paulo] obrigados a fixar data e turno para a realização dos serviços ou entrega dos produtos aos consumidores. Artigo 2º - Os fornecedores de bens e serviços deverão estipular, no ato da contratação, o cumprimento das suas obrigações nos turnos da manhã, tarde ou noite, em conformidade com os seguintes horários: I - turno da manhã: entre 7h00 e 12h00; II - turno da tarde: entre 12h00 e 18h00; e III - turno da noite: entre 18h00 e 23h00.” (grifo nosso)
iii) Inspeção Técnica em consumidores que possuem Telemedição
O processo de Inspeção Técnica prevê a medição instantânea de tensão e/ou a avaliação das
quatro últimas medições dos indicadores DRP e DRC armazenadas no medidor, conforme
alínea a do item 10.2.2.
“10.1 Quando da reclamação do acessante, associada à tensão do fornecimento no
ponto de conexão, a distribuidora deve:
(...)
b) para o acessante que não possua a medição permanente, efetuar inspeção técnica
até o ponto de conexão do acessante para avaliar a procedência da reclamação e o(s)
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tipo(s) de fenômeno(s), em dia cuja característica da curva de carga é equivalente à do
dia em que o problema foi verificado (quando for o caso), respeitando o horário
informado pelo acessante.Caso seja identificado que o problema se refere à tensão em
regime permanente, realizar medição instantânea no ponto de conexão do valor
eficaz de duas leituras, com um intervalo mínimo de 5 (cinco) minutos entre elas;
c) para o acessante que possua a medição permanente, efetuar inspeção técnica até o
ponto de conexão e análise dos registros do sistema medição para avaliar a
procedência da reclamação, em dia cuja característica da curva de carga é equivalente
à do dia em que o problema foi verificado (quando for o caso), respeitando o horário
informado pelo acessante.Caso seja identificado que o problema se refere à tensão em
regime permanente, realizar a medição instantânea no ponto de conexão do valor
eficaz de duas leituras, com um intervalo mínimo de 5 (cinco) minutos entre elas, e a
leitura dos indicadores das últimas quatro medições armazenadas no medidor.”
(grifo nosso)
Visando dar maior celeridade no atendimento dos consumidores do Grupo A que possuem
telemedição e otimizar a alocação de equipes para o atendimento das reclamações de nível de
tensão, as distribuidoras do Grupo CPFL Energia sugerem que o regulamento permita que na
avaliação da reclamação dos consumidores do Grupo A possa ser utilizado os valores de tensão
provenientes da telemedição para avaliar a conformidade do nível de tensão no âmbito da
inspeção técnica. Dessa forma, caso pertinente avaliação mais adequada da conformidade do
nível de tensão com a instalação de medição de 168 horas será conduzida de forma mais
célere e eficiente.
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6. Estudos de Qualidade da Energia Elétrica para Acesso aos Sistemas de
Distribuição
Conforme contribuições encaminhadas ao longo do processo de revisão da Seção 8.1 do
Módulo do PRODIST, as Distribuidoras do Grupo CPFL Energia já solicitam estudos de impacto
a seus acessantes que tenham características de carga que possa vir a afetar a qualidade da
energia entregue aos demais consumidores.
Neste sentido, reconhece-se como positivo o esforço dessa Agência em adotar tal pratica no
regramento que versa sobre o acesso ao sistema de distribuição. Entretanto, cabe salientar
que ao estabelecer alteração de tal significância não se pode deixar avaliar com cautela todas
às nuances envolvidas.
Em sua contribuição a Consulta Pública nº 018/2014, as distribuidoras do Grupo CPFL
destacaram preocupação quanto à proposta da SRD/ANEEL em atribuir a responsabilidade
pelo estudo de avaliação do impacto da carga ao acessado e não aos acessantes que,
naturalmente, são os maiores conhecedores da topologia e comportamento de suas
respectivas cargas não lineares, bem como eventuais impactos aos seus processos produtivos.
Tal proposição tem diversas consequências, porém cumpre ressaltar a mais significativa e
preocupante delas, quer seja, o limite de responsabilidade de atuação da concessionária: o
Ponto de Entrega. Em linha com a presente argumentação, resgata-se a definição de
responsabilidades quanto ao ponto de entrega presente na Resolução 414/2010.
“Art. 15. A distribuidora deve adotar todas as providências com vistas a viabilizar o
fornecimento, operar e manter o seu sistema elétrico até o ponto de entrega,
caracterizado como o limite de sua responsabilidade, observadas as condições
estabelecidas na legislação e regulamentos aplicáveis.
Parágrafo único. O consumidor titular de unidade consumidora do grupo A é
responsável pelas instalações necessárias ao abaixamento da tensão, transporte de
energia e proteção dos sistemas, além do ponto de entrega.” (Grifo nosso)
Observa-se que a falta de informações detalhadas e precisas quanto às instalações dos
consumidores e à dinâmica de seus processos produtivos poderá incorrer em indicações de
melhoria/correção inadequadas às expectativas destes consumidores. Tal fato ainda
encontraria latente conflito com a definição de responsabilidades quanto ao ponto de entrega,
na qual se ressalta que o limite de responsabilidade das distribuidoras se encerra no ponto de
conexão.
A título de exemplo, faz-se uma analogia às práticas do Operador Nacional do Sistema (ONS)
que de acordo com o Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede, quando ocorrem
solicitações de acesso de consumidores livres, agentes de geração, agentes de distribuição,
agentes de importação e de exportação, cujas instalações possuam cargas não lineares e que
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possam vir a comprometer o desempenho da rede básica, devem ser realizados estudos
detalhados e medições dos indicadores de Qualidade de Energia Elétrica para mensurar
eventuais impactos provenientes da conexão destas cargas.
A responsabilidade destes estudos detalhados e medições relacionadas ao desempenho
quanto à Qualidade da Energia Elétrica (QEE) é definida como do acessante no item 6.2 do
capítulo 6 – Responsabilidades e devem ser realizados conforme o Manual do ONS “Instruções
para realização de estudos e medições de QEE relacionados aos novos acessos à Rede Básica”.
Ao analisar a Nota Técnica nº 0101/2015-SRD/ANEEL, percebe-se que os argumentos
apresentados não sensibilizaram esta Agência quanto as preocupações das distribuidoras e as
implicações regulatórias em atribuir tal responsabilidade aos acessados.
“[Nota Técnica nº 0101/2015-SRD/ANEEL]
45. Neste ponto, a SRD entende que os estudos devem ficar sob responsabilidade da
distribuidora, devido ao conhecimento do seu sistema elétrico, o que facilita a
definição de adequações necessárias para fins do acesso à sua rede.
46. Com efeito, o objetivo dos estudos será a avaliação do impacto do acessante no
ponto de conexão com a distribuidora. Por outro lado, o acessante terá que fornecer
todas as informações necessárias para efetuar os estudos de qualidade da energia
elétrica à distribuidora.” (grifo nosso)
Percebe-se também que a justificativa utilizada para atribuir a responsabilidade de execução
dos estudos de qualidade ao acessado deve-se ao seu maior conhecimento do sistema
elétrico. Ao mesmo tempo, fornece maiores informações sobre o objetivo dos estudos de
qualidade a serem realizados, no que se destaca a necessidade de avaliar o impacto do
acessante no ponto de conexão.
Cumpre registrar neste ponto que o maior conhecimento do sistema de distribuição
possibilitará ao acessado conhecer os impactos que a conexão do acessante provocará ao
demais consumidores e não expertise para analisar o comportamento da planta do acessante.
Tal ação implicará as distribuidoras assumirem responsabilidade além do ponto de entrega
que, dito de outra forma, pode-se considerar um trabalho de consultoria para avaliar o
comportamento de suas cargas.
Admitindo que possa não ter ocorrido o entendimento correto quanto ao conceito de
Relatório de Impacto no Sistema Elétrico e, por consequência, levando a opiniões divergentes
sobre a responsabilidade de avaliação do impacto no ponto de conexão no âmbito da Consulta
Pública nº 082/2014, analisar-se-á na sequência o texto proposto na minuta de redação para o
Módulo 8 do PRODIST.
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“[ANEXO II-b - Minuta de redação para o Módulo 8 do PRODIST]
11.1.1 Os estudos específicos de qualidade da energia elétrica para fins de acesso ao
sistema de distribuição devem observar o disposto no Módulo 3 do PRODIST.
11.1.2 Os estudos específicos deverão:
a) avaliar o impacto da instalação do acessante no ponto de conexão quanto à
qualidade da energia elétrica – QEE no que se refere à tensão em regime permanente,
aos fenômenos de distorções harmônicas, flutuações de tensão, desequilíbrios de
tensão e variações de tensão de curta duração;
b) a avaliação do impacto da operação do acessante, considerando os indicadores de
qualidade do produto;” (grifo nosso)
Da redação, infere-se que o estudo de avaliação do impacto da conexão de cargas
potencialmente perturbadoras no sistema elétrico deve ser realizado por duas partes
envolvidas e complementares que correspondem ao acessante e à acessada.
Sob o ponto de vista das distribuidoras, a análise de impacto da conexão de um novo
acessante corresponde à avaliação da influência deste acesso em todo o sistema elétrico de
sua responsabilidade.
Ainda segundo item 13.1.2 do Submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede do ONS fica clara a
característica indicativa dos estudos específicos de qualidade da energia elétrica para fins de
acesso ao sistema elétrico, devendo ser obtidas as reais condições da conexão através de
medições.
“Apesar de a avaliação da QEE se caracterizar fundamentalmente pela apuração de
desempenho por meio de medições, em alguns casos, faz-se necessário contar com o
apoio de estudos elétricos para avaliação de nova conexão de agente com cargas
especiais. Na impossibilidade prática de se realizarem tais medições, esses estudos
são feitos para subsidiar decisões quanto à melhor alternativa para solucionar
possíveis problemas na rede básica.” (grifo nosso)
Destacando sua característica indicativa, as informações do acessante necessárias aos estudos
específicos de qualidade da energia elétrica sob o ponto de vista da distribuidora,
correspondem ao efeito equivalente das instalações do acessante no ponto de conexão com o
sistema acessado, ou seja, permanece sendo de responsabilidade do acessante a modelagem e
simulação que permita definir o efeito equivalente de suas instalações no ponto de conexão.
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Cita-se como exemplo o caso dos estudos de distorção harmônica, no qual a injeção
equivalente para cada componente harmônica deve ser informada para avaliação do impacto
no ponto de conexão e demais pontos do sistema elétrico acessado.
Supondo a utilização pela distribuidora do programa HarmZs do CEPEL para análise do efeito
da conexão de uma carga perturbadora no sistema elétrico, apresenta-se na Figura 11 a tela
de dados necessários para representação da carga através de fontes harmônicas, na qual se
observa que as informações necessárias correspondem ao módulo e ângulo das frequências
harmônicas equivalentes no ponto de conexão.
FIGURA 11 - VISUALIZAÇÃO DOS DADOS DE UMA FONTE HARMÔNICA NO PROGRAMA HARMZS DO CEPEL
Sendo assim, observa-se a necessidade de informações detalhadas sobre o comportamento da
carga do acessante no ponto de conexão para que possa ser avaliado o impacto de sua
conexão aos demais usuários do sistema de distribuição. Conforme vem sendo abordado ao
longo de todo o processo de aprimoramento desta regulamentação, os acessantes são agentes
detentores do conhecimento e da responsabilidade para fornecer subsidio satisfatório para
que possa ser avaliado o impacto de sua conexão ao sistema de distribuição.
Portanto, a modelagem das cargas e os estudos detalhados sobre o impacto no ponto de
conexão deve ser responsabilidade do acessante, dado que suas instalações devem ser
projetadas de acordo com as normas técnicas vigentes, os efeitos potencialmente
perturbadores e a sensibilidade de suas de suas cargas devem ser avaliados, propondo
antecipadamente a instalação de soluções para mitigar efeitos danosos em sua conexão.
Esta responsabilidade está explícita no Art. 4º da REN 506/2012 que estabelece as condições
de acesso ao sistema de distribuição por meio de conexão a instalações de propriedade de
distribuidora:
“Os acessantes do sistema de distribuição que se conectam às instalações de
propriedade de distribuidora devem:
I – obedecer ao disposto no PRODIST;
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II – efetuar estudos, projetos e implantação das instalações de sua responsabilidade
necessárias à conexão;
III – disponibilizar à acessada informações e dados atualizados do seu empreendimento
necessários à elaboração dos estudos de responsabilidade da acessada;” (grifo nosso)
Neste contexto, reitera-se que a responsabilidade de elaborar o RISE deve ser atribuída aos
acessantes por conhecerem melhor as características de suas cargas não lineares,
possibilitando assim, a modelagem adequada das mesmas através do método supracitado.
Insiste-se neste ponto, pois esta atribuição trará maior comprometimento dos acessantes
tanto no processo de acesso quanto no atendimento ao Art. 165 da Resolução 414/2010.
“Art. 165. Quando o consumidor utilizar em sua unidade consumidora, à revelia da
distribuidora, carga ou geração susceptível de provocar distúrbios ou danos ao sistema
elétrico de distribuição, ou ainda a instalações e equipamentos elétricos de outros
consumidores, a distribuidora deve exigir o cumprimento das seguintes medidas:
I – instalação de equipamentos corretivos na unidade consumidora, no prazo
informado pela distribuidora, ou o pagamento do valor das obras necessárias no
sistema elétrico, destinadas à correção dos efeitos desses distúrbios; e
II – ressarcimento à distribuidora de indenizações por danos a equipamentos
elétricos acarretados a outros consumidores, que, comprovadamente, tenham
decorrido do uso da carga ou geração provocadora dos distúrbios.”
De forma a ilustrar a argumentação, cita-se como exemplo a avaliação de acesso de uma
instalação industrial cuja característica de operação da carga exija a instalação de um sistema
de compensação ativa (p.ex.: Compensadores Estáticos – SVC). Nestes casos, todo o projeto e
dimensionamento da solução são realizados pelo acessante com base nos dados de simulação,
medição e resposta obtida com a carga e compensação no respectivo ponto de conexão do
sistema acessado.
Ou seja, a discussão em torno da atribuição de responsabilidade pela realização dos estudos
específicos de qualidade da energia elétrica deixa de existir quando se considera conforme Art.
166 da REN 414/2010 que “é de responsabilidade do consumidor, após o ponto de entrega,
manter a adequação técnica e a segurança das instalações internas da unidade consumidora”,
sendo definido o ponto de conexão do acessante no sistema da acessada como fronteira de
responsabilidades, apesar da conhecida intersecção existente entre estes sistemas quando
tratamos do tema qualidade da energia elétrica, mais especificamente da qualidade do
produto.
Deste modo, atribuir à acessada ou mesmo ao acessante a responsabilidade pela realização
dos estudos de impacto no sistema elétrico, não isenta a outra parte da necessidade de
avaliação da conexão nas instalações de sua responsabilidade e no ponto de conexão. Também
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deve ser destacada a inviabilidade prática de modelagem por uma das partes do sistema
completo que não seja de sua responsabilidade em função dos parâmetros necessários para a
correta modelagem, muitas vezes imprecisos ou desconhecidos dos responsáveis pelas
instalações, sendo esta uma das principais condições para a característica indicativa dos
estudos e característica determinativa das medições.
Esta definição de responsabilidades pela realização dos estudos de impacto no sistema elétrico
e nas instalações de acessada e acessante, respectivamente, seguem os procedimentos
adotados de acordo com o Submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede do ONS que trata da
solicitação de acesso à rede básica e às Demais Instalações de Transmissão – DIT, onde o item
6.5.1.2 do Submódulo 3.3 dos Procedimentos de Rede define que “O acessante deverá
entregar ao ONS, nos prazos estabelecidos no item 6.2.1.4 os estudos específicos de qualidade
de energia elétrica, indicados no item 6.5.1.1(a) deste submódulo. O ONS avaliará os estudos e
enviará seus comentários ao acessante e quando for o caso, solicitará revisão /
complementação dos referidos estudos. As conclusões dos estudos e/ou recomendações do
ONS dependendo dos prazos envolvidos, deverão constar no parecer de acesso”.
A adoção de processos não compatíveis com os procedimentos de acesso à Rede Básica e DIT,
ocasionará diferentes tratativas a acessantes localizados na mesma área de concessão e
conectados no mesmo sistema elétrico, conforme exemplo descrito Figura 12.
Figura 12 - Linha 138 kV Ribeirão Preto – Itaipava e Itaipava – Euclides da Cunha.
O diagrama acima apresenta as linhas 138 kV Ribeirão Preto CTEEP – Itaipava CPFL, Itaipava
CPFL – Euclides da Cunha CTEEP com as áreas correspondentes ao sistema de distribuição e
Demais Instalações de Transmissão (DIT). A linha 138 kV Itaipava CPFL - Euclides da Cunha
CTEEP possui 18 km de propriedade da CPFL (sistema de distribuição) e 57 km de propriedade
da CTEEP (DIT). Nestas condições, acessantes da mesma linha de 138 kV, poderão ter
SE Ribeirão Preto
CTEEP
SE Cravinhos
CPFL
SE São Simão
CPFL
SE Particular
Mercocítrico
SE Particular
Artivinco
SE Cajuru
CPFL
SE Itaipava
CPFL
SE Mococa
CTEEP
SE Euclides da Cunha
CTEEP
18 km 25 km 14 km
SE Mococa 4
CPFL
8 km
DIT
Sistema de distribuição
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diferentes condições associadas aos estudos específicos de qualidade da energia elétrica em
função da localização do seu ponto de conexão. Acessos nos barramentos de 138 kV das
subestações Ribeirão Preto CTEEP e Euclides da Cunha CTEEP também deverão atender a
diferentes procedimentos de acesso referentes a qualidade da energia elétrica de acessantes
conectados ao longo da linha de propriedade da distribuidora (Procedimentos de Rede e
PRODIST respectivamente). Esta condição também poderá ser observada em outros pontos do
sistema elétrico de distribuição e DITs.
Ainda, conforme §1º, art. 43, REN 414/2010, “O custo da obra deve considerar os critérios de
mínimo dimensionamento técnico possível e menor custo global, observadas as normas e
padrões a que se referem a alínea “a” do inciso I do art. 27 e os padrões de qualidade da
prestação do serviço e de investimento prudente definidos pela ANEEL.”. Ainda segundo §1º,
art. 7º, REN 506/2012, “Dentre as alternativas de conexão do acessante, a distribuidora deve
observar o critério de mínimo custo global.” Nestas condições e sendo fato que a instalação
dos equipamentos de correção ou outras adequações necessárias deverão ser providenciadas
pelo acessante, conforme item 11.1.4 da Minuta do Módulo 8 do PRODIST apresentada na
AP082/2015, ou seja, as medidas serão realizadas em suas instalações, sendo este o único
responsável por “efetuar os estudos, projetos e implantação das instalações de sua
responsabilidade necessárias à conexão” conforme art. 4º da REN 506/2012, a definição do
ponto de conexão do acessante no sistema da acessada como fronteira de responsabilidades,
mantém válidas as definições e prerrogativas da legislação em vigor referentes ao acesso e
condições de fornecimento no sistema de distribuição, assim como os Art.42 e 43 da REN
414/2012 que definem a participação financeira do consumidor e encargo de responsabilidade
da distribuidora.
O avanço do regulamento da Qualidade da Energia elétrica não pode avançar sem dar na justa
medida os ônus e bônus aos agentes, pois tão somente assim tem-se o compromisso de todos
os envolvidos em desempenhar seu melhor papel para garantir o bem comum. Dessa maneira,
as distribuidoras do Grupo CPFL Energia enfatizam a avaliação do potencial perturbador da
carga do acessante não deve ficar sob responsabilidade do acessado.
Entretanto, é inequívoco que cabe ao acessado, de posse destes estudos detalhados do
potencial perturbador da carga, analisar e avaliar a interação do acessante com o sistema de
distribuição previamente existente para assim então propor adequações no sistema do
acessante para evitar que sua conexão venha a prejudicar os demais usuários do sistema de
distribuição.
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7. Resumo das Contribuições do Grupo CPFL Energia
Considerando todas as contribuições apresentadas até o presente momento, as distribuidoras
do Grupo CPFL Energia reiteram a necessidade de:
Medições permanentes visando à constituição de uma base de dados dos fenômenos
desequilíbrios de tensão, distorções harmônicas, flutuações de tensão e variações de
tensão de curta duração para que possam ser definidos de forma assertiva os
indicadores considerados imprescindíveis para uma avaliação adequada da Qualidade
da Energia Elétrica;
Avaliação/comparação das diferentes metodologias de apuração encontradas nas
normativas internacionais para assim definir qual delas é a mais adequada à realidade
nacional. Em especial, em relação ao acompanhamento das VTCDs através da
metodologia proposta;
Alinhamento do protocolo de medição e a uniformização dos equipamentos utilizados
para tal fim;
Avançar de forma parcimoniosa quanto à criação de um “Processo de Reclamação da
Qualidade do Produto” sem comprometer a estabilidade do “Processo de Reclamação
de Nível de Tensão”, que hoje está consolidado. Porém, que promova a melhoria da
relação comercial entre acessante e acessado, em especial com consumidores
industriais por serem os mais impactados pelos fenômenos discutidos nesta AP;
Avaliação adequada em relação às diversas nuances que envolvem os critérios de
acesso e a atribuição de responsabilidades para a regularização do ponto de conexão;
Reconsiderar se este é o momento adequado para avançar no regramento a ponto de
discutir e definir de forma rígida “Procedimentos de Regularização” com prazos e
previsão de penalidades aos agentes;
Envolvimento e sensibilização dos órgãos competentes e fabricantes de equipamentos
potencialmente perturbadores;
Ponderação e cautela quanto ao inicio de vigência do novo regramento uma vez que as
alterações propostas não são de pequeno impacto e tampouco facilmente absorvidas
pelas distribuidoras; e
Compatibilização do aprimoramento da Qualidade do Produto x Modicidade Tarifária x
Demais desafios do Setor Elétrico.
Dessa forma, será possível avançar na regulamentação da Qualidade do Produto de forma
parcimoniosa propiciando a distribuição equilibrada de responsabilidades entre agentes e,
assim, garantir que os objetivos da normativa proposta sejam logrados com êxito.
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8. Propostas de Alteração de Texto
9. CONTRIBUIÇÕES GRUPO CPFL ENERGIA – Módulo 3 - PRODIST
TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA
/INSTITUIÇÃO
PRODIST – Módulo 3 – Seção 3.2 - item 4 – CONEXÃO DE UNIDADES DA CATEGORIA DE CONSUMO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE MT E AT
4 CONEXÃO DE UNIDADES DA CATEGORIA DE CONSUMO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE MT E AT 4.1 A categoria de consumo é composta pelas unidades consumidoras de energia, distribuidoras e agentes exportadores de energia. 4.2 Condições gerais. 4.2.1 O acessante cujas instalações se conectam ao Sistema de Distribuição de Média Tensão – SDMT ou ao Sistema de Distribuição de Alta Tensão – SDAT deve assegurar que: a) suas instalações próprias atendam às normas da ABNT; b) as cargas estejam distribuídas entre as fases de forma que o desequilíbrio de tensão não exceda os valores de referência estabelecidos em regulamentação específica. 4.2.2 O acessante deve fornecer à acessada os estudos com as informações necessárias quanto às cargas próprias que possam introduzir perturbações no sistema de distribuição acessado, considerando as características do ponto de conexão. 4.2.3 A acessada deve realizar a avaliação estudo e análise para avaliar do grau de perturbação em seu sistema de distribuição com base nos estudos
As justificativas para as alterações sugeridas foram abordadas no Capitulo 6 - Estudos de Qualidade da Energia Elétrica para Acesso aos Sistemas de Distribuição.
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9. CONTRIBUIÇÕES GRUPO CPFL ENERGIA – Módulo 3 - PRODIST
TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA
/INSTITUIÇÃO apresentados pelo acessante pela presença de carga que a provoque, bem como do impacto de manobras de bancos de capacitores do acessante, indicando ao acessante a necessidade da instalação de equipamentos de correção ou implementação de ações de mitigação. 4.2.4 O acessante deve se responsabilizar pela implementação das ações de mitigação indicadas e pela instalação dos equipamentos necessários à correção ou proteção para se evitar o comprometimento da segurança e a violação dos valores de referência da qualidade da energia elétrica, definidos no Módulo 8 - Qualidade da Energia Elétrica ou que venham a ser estabelecidos em regulamentação específica, devendo a implementação das ações e a instalação de equipamentos ser aprovadas pela distribuidora acessada. 4.2.5 O acessante deve arcar com os custos adicionais necessários à adequação do sistema de distribuição, ao seu nível de exigência, quando necessite de um desempenho diferenciado dos padrões estabelecidos de qualidade da energia elétrica no ponto de conexão.
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CONTRIBUIÇÕES GRUPO CPFL ENERGIA – Módulo 8 - PRODIST
TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO PRODIST – Módulo 8 – Seção 8.1 - item 3 – Fator de
Potência
3.1 Caracterização do fenômeno e parâmetros
3.1.1 O valor do fator de potência deverá ser
calculado a partir dos valores registrados das
potências ativa e reativa (P, Q) ou das respectivas
energias (EA, ER), utilizando-se as seguintes fórmulas:
3.1.2 O controle do fator de potência deverá ser
efetuado por medição permanente e obrigatória no
caso de unidades consumidoras atendidas pelo SDMT
e SDAT e nas conexões entre distribuidoras, ou por
medição individual permanente e facultativa nos
casos de unidades consumidoras do Grupo B com
3.1 Caracterização do fenômeno e parâmetros
3.1.1 O valor do fator de potência deverá ser calculado a partir dos
valores registrados das potências ativa e reativa (P, Q) ou das
respectivas energias (EA, ER), utilizando-se as seguintes fórmulas:
3.1.2 O controle do fator de potência deverá ser efetuado por
medição permanente e obrigatória no caso de unidades
consumidoras atendidas pelo SDMT e SDAT e nas conexões entre
distribuidoras, ou por medição individual permanente e facultativa
nos casos de unidades consumidoras do Grupo B com instalações
conectadas pelo SDBT, observando do disposto em regulamentação.
3.1.3 O resultado das medições deverá ser mantido, por período
mínimo de 5 (cinco) anos, em arquivo na distribuidora.
As justificativas para as
alterações sugeridas foram
abordadas no Capitulo 3.1 –
Fator de Potência.
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CONTRIBUIÇÕES GRUPO CPFL ENERGIA – Módulo 8 - PRODIST
TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO instalações conectadas pelo SDBT, observando do
disposto em regulamentação.
3.1.3 O resultado das medições deverá ser mantido,
por período mínimo de 5 (cinco) anos, em arquivo na
distribuidora.
3.2 Valores de referência.
3.2.1 Para unidade consumidora ou conexão entre
distribuidoras com tensão inferior a 230 kV, o fator
de potência no ponto de conexão deve estar
compreendido entre 0,92 (noventa e dois
centésimos) e 1,00 (um) indutivo ou 1,00 (um) e 0,92
(noventa e dois centésimos) capacitivo, de acordo
com regulamentação vigente.
3.2.2 Para unidade consumidora com tensão igual ou
superior a 230 kV os padrões deverão seguir o
determinado no Procedimento de Rede.
3.2 Valores de referência.
3.2.1 Para unidade consumidora ou conexão entre distribuidoras
com tensão inferior a 230 kV, o fator de potência no ponto de
conexão deve estar compreendido entre 0,92 (noventa e dois
centésimos) e 1,00 (um) indutivo ou 1,00 (um) e 0,92 (noventa e dois
centésimos) capacitivo, de acordo com regulamentação vigente.
3.2.2 Para unidade consumidora conectada à DIT ou Rede Básica com
tensão igual ou superior a 230 kV os padrões deverão seguir o
determinado no Procedimento de Rede.
3.2.3 Para agentes exportadores de energia, o consumo de energia
reativa deve ser nulo durante o periodo de exportação de energia
ativa. Quando houver consumo de energia ativa, o fator de potência
no ponto de conexão deverá obedecer aos limites estabelecidos para
unidades consumidoras central geradora, o fator de potência deve
estar compreendido entre os valores estabelecidos nos
Procedimentos de Rede
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CONTRIBUIÇÕES GRUPO CPFL ENERGIA – Módulo 8 - PRODIST
TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO 3.2.3 Para central geradora, o fator de potência deve
estar compreendido entre os valores estabelecidos
nos Procedimentos de Rede.
3.3 Definição de excedentes reativos.
3.3.1 O excedente reativo deve ser calculado com o
auxílio de equações definidas em regulamento
especifico da ANEEL.
3.2.4 A apuração do fator de potência nos pontos de conexão das
distribuidoras deverá considerar as particularidades da conexão.
3.3 Definição de excedentes reativos.
3.3.1 O excedente reativo deve ser calculado com o auxílio de
equações definidas em regulamento especifico da ANEEL.
PRODIST – Módulo 8 – Seção 8.1 - item 4 –
Distorções Harmônicas
4.3 Limites para os indicadores.
4.3.1 Limites globais
4.3.1.1 Os limites globais para as distorções
harmônicas totais constam na Tabela 2.
4.3 Limites Valores de Referência para os indicadores.
4.3.1 Limites Valores de Referência globais
4.3.1.1 Os limites Valores de Referência globais para as distorções
harmônicas totais constam na Tabela 2.
Tabela 2 – Limites Valores de Referência globais das distorções
harmônicas totais (em % da tensão fundamental).
As justificativas para as
alterações sugeridas foram
abordadas no Capitulo 3.2 –
Distorções Harmônicas.
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CONTRIBUIÇÕES GRUPO CPFL ENERGIA – Módulo 8 - PRODIST
TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO Tabela 2 – Limites globais das distorções harmônicas
totais (em % da tensão fundamental).
4.3.1.2 Os limites globais representam o máximo
valor tolerável a ser observado em qualquer
barramento do sistema de distribuição, sendo de
responsabilidade da distribuidora mantê-los nesses
patamares.
4.3.2 Limites individuais
4.3.2.1 Os limites individuais para as distorções
harmônicas totais constam na Tabela 3.
Tabela 3 – Limites individuais das distorções
harmônicas totais (em % da tensão fundamental).
Indicador Tensão nominal do barramento
Vn ≤ 1,0 kV 1,0 kV < Vn < 69 kV 69 kV ≤ Vn < 230kV
DTT95% 8,0%10% 6,0%8% 5,0%
DTTP95% 2,0% 1,5% 1,0%
DTTI95% 6,0% 5,0% 4,0%
DTT395% 5,0% 4,0% 3,0%
4.3.1.2 Os limites Valores de Referência globais representam o
máximo valor tolerável a ser observado em qualquer barramento do
sistema de distribuição, sendo de responsabilidade da distribuidora
mantê-los nesses patamares.
4.3.2 Limites Valores de Referência individuais
4.3.2.1 Os limites Valores de Referência individuais para as
distorções harmônicas totais constam na Tabela 3.
Tabela 3 – Limites Valores de Referência individuais das distorções
harmônicas totais (em % da tensão fundamental).
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO Indicador
4.3.2.2 Os limites individuais representam o máximo
valor tolerável de emissão de distúrbios para cada
acessante no ponto de conexão ao sistema de
distribuição.
4.3.3 No caso de medições realizadas utilizando-se
TPs com conexão do tipo V ou delta aberto, os limites
permitidos para o indicador DTT395% deverão
corresponder a 50% dos respectivos valores indicados
nas Tabelas 2 ou 3, conforme o caso.
4.3.4 Os barramentos com tensão nominal igual ou
superior a 230 kV deverão obedecer aos limites
estabelecidos nos Procedimentos de Rede ou em
Indicador Tensão nominal do barramento
Vn ≤ 1,0 kV 1,0 kV < Vn < 69 kV 69 kV ≤ Vn < 230kV
DTT95% 4,0% 3,0% 2,5%
DTTP95% 1,0% 0,75% 0,5%
DTTI95% 3,0% 2,5% 2,0%
DTT395% 2,5% 2,0% 1,0%
4.3.2.2 Os limites valores de Referência individuais representam o
máximo valor tolerável de emissão de distúrbios para cada acessante
no ponto de conexão ao sistema de distribuição, sendo de
responsabilidade de cada acessante mantê-los nestes patamares.
4.3.3 No caso de medições realizadas utilizando-se TPs com conexão
do tipo V ou delta aberto, os limites valores de Referência permitidos
para o indicador DTT395% deverão corresponder a 50% dos
respectivos valores indicados nas Tabelas 2 ou 3, conforme o caso.
4.3.4 Os barramentos com tensão nominal igual ou superior a 230 kV
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO observância aos valores estipulados em
regulamentação específica.
deverão obedecer aos limites estabelecidos nos Procedimentos de
Rede ou em observância aos valores estipulados em regulamentação
específica.
4.3.5 Devem ser obedecidos os valores das distorções harmônicas
individuais indicados na tabela 4 a seguir.
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO
PRODIST – Módulo 8 – Seção 8.1 - item 5 –
Desequilíbrio de Tensão
5.3 Limites para os indicadores.
5.3.1 Limites globais.
5.3.1.1 Os limites globais para o indicador de
desequilíbrio de tensão estão apresentados na Tabela
5 a seguir:
5.3.1.2 Os limites globais representam o máximo
valor tolerável a ser observado em qualquer
barramento do sistema de distribuição, sendo de
responsabilidade da distribuidora mantê-los nesses
patamares.
5.3.2 Limites individuais.
5.3.2.1 Os limites individuais para o indicador de
5.3 Limites Valores de Referência para os indicadores.
5.3.1 Limites Valores de Referência globais.
5.3.1.1 Os limites valores de Referência globais para o indicador de
desequilíbrio de tensão estão apresentados na Tabela 5 a seguir:
Tabela 5 – Limites Valores de Referência globais para desequilíbrio
de tensão.
Indicador Tensão nominal do barramento
Vn ≤ 1,0 kV 1,0 kV < Vn < 230 kV
FD95% 3,0% 2,0%
5.3.1.2 Os limites valores de Referência globais representam o
máximo valor tolerável a ser observado em qualquer barramento do
sistema de distribuição, sendo de responsabilidade da distribuidora
mantê-los nesses patamares.
5.3.2 Limites Valores de Referência individuais.
5.3.2.1 Os limites Valores de Referência individuais para o indicador
de desequilíbrio de tensão constam da Tabela 6 a seguir:
Tabela 6 – Limites Valores de Referência individuais para os
desequilíbrios de tensão.
As justificativas para as
alterações sugeridas foram
abordadas no Capitulo 3.3 –
Desequilíbrio de Tensão.
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO desequilíbrio de tensão constam da Tabela 6 a seguir:
5.3.2.2 Os limites individuais representam o máximo
valor tolerável de desiquilíbrio de tensão para cada
acessante no ponto de conexão ao sistema de
distribuição.
5.3.3 Os barramentos com tensão nominal igual ou
superior a 230 kV deverão obedecer aos limites
estabelecidos nos Procedimentos de Rede ou em
observância aos valores estipulados em
regulamentação específica.
Indicador Tensão nominal do barramento
Vn ≤ 1,0 kV 1,0 kV < Vn < 230 kV
FD95% 2,5% 1,5%
5.3.2.2 Os limites valores de Referência individuais representam o
máximo valor tolerável de desiquilíbrio de tensão para cada
acessante no ponto de conexão ao sistema de distribuição, sendo de
responsabilidade de cada acessante mantê-los nestes patamares.
5.3.3 Os barramentos com tensão nominal igual ou superior a 230 kV
deverão obedecer aos limites estabelecidos nos Procedimentos de
Rede ou em observância aos valores estipulados em regulamentação
específica.
PRODIST – Módulo 8 – Seção 8.1 - item 6 – Flutuação
de Tensão
6.3 Limites para os indicadores.
6.3.1 Limites globais
6.3 Limites Valores de Referência para os indicadores.
6.3.1 Limites Valores de Referência globais
6.3.1.1 A Tabela 8 fornece os limites Valores de Referência globais a
serem utilizados para a avaliação do desempenho do sistema de
distribuição quanto às flutuações de tensão.
As justificativas para as
alterações sugeridas foram
abordadas no Capitulo 3.4–
Flutuação de Tensão.
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO 6.3.1.1 A Tabela 8 fornece os limites globais a serem
utilizados para a avaliação do desempenho do
sistema de distribuição quanto às flutuações de
tensão.
6.3.2
6.3.2.1 Os limites globais representam o máximo
valor tolerável a ser observado em qualquer
barramento do sistema de distribuição, sendo de
responsabilidade da distribuidora mantê-los nesses
patamares.
6.3.3 Limites Individuais
6.3.3.1 A Tabela 9 fornece os limites individuais a
serem utilizados para a avaliação do desempenho do
sistema de distribuição quanto às flutuações de
6.3.2
Tabela 8 – Limites Valores de Referência globais para flutuação de
tensão
Indicador Tensão nominal do barramento
Vn ≤ 1,0 kV 1,0 kV < Vn < 69 kV 69 kV ≤ Vn < 230kV
Pst95% 1,0pu 1,5pu2,0pu 2,0pu,2,5pu
6.3.2.16.3.1.2 Os limites Valores de Referência globais representam o
máximo valor tolerável a ser observado em qualquer barramento do
sistema de distribuição, sendo de responsabilidade da distribuidora
mantê-los nesses patamares.
6.3.36.3.2 LimitesValores de Referência Individuais
6.3.32.1 A Tabela 9 fornece os limites valores de Referência
individuais a serem utilizados para a avaliação do desempenho do
sistema de distribuição quanto às flutuações de tensão.
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO tensão.
6.3.3.2 Os limites individuais representam o máximo
valor tolerável de flutuação de tensão para cada
acessante no ponto de conexão ao sistema de
distribuição.
6.3.4 Os barramentos com tensão nominal igual ou
superior a 230 kV deverão obdecer aos limites
estabelecidos nos Procedimentos de Rede ou em
observância aos valores estipulados em
regulamentação específica.
Tabela 9 – Limites Valores de Referência individuais para flutuação
de tensão.
Indicador Tensão nominal do barramento
Vn ≤ 1,0 kV 1,0 kV < Vn < 69 kV 69 kV ≤ Vn < 230kV
Pst95% 0,8pu 1,0pu 1,2pu
6.3.32.2 Os limitesValores de Referência individuais representam o
máximo valor tolerável de flutuação de tensão para cada acessante
no ponto de conexão ao sistema de distribuição, sendo de
responsabilidade de cada acessante mantê-los nestes patamares.
6.3.43 Os barramentos com tensão nominal igual ou superior a 230
kV deverão obdecer aos limites estabelecidos nos Procedimentos de
Rede ou em observância aos valores estipulados em regulamentação
específica.
PRODIST – Módulo 8 – Seção 8.1 - item 9 – 9.1 Obtenção das leituras. As justificativas para as
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO Instrumentação E Metodologia De Medição
9.1 Obtenção das leituras.
9.1.1 As leituras devem ser obtidas por meio de
equipamentos que operem segundo o princípio da
amostragem digital.
9.1.2 Um único instrumento de medição poderá ser
utilizado para medir todos os fenômenos da
qualidade do produto.
9.1.3 Os equipamentos de medição devem atender
os seguintes requisitos mínimos:
a) Método de medição Classe A ou S;
b) Normas da International Electrotechnical
Commission (IEC) ou normas técnicas brasileiras.
9.1.3.1 Alternativamente, para a medição de tensão
em regime permanente, poderão ser utilizados
instrumentos com precisão de até 1% da leitura.
9.1.3.2 Em situações contratuais envolvendo a
solução de disputas específicas ou em questões
9.1.1 As leituras devem ser obtidas por meio de equipamentos que
operem segundo o princípio da amostragem digital.
9.1.2 Um único instrumento de medição poderá ser utilizado para
medir todos os fenômenos da qualidade do produto. Entretanto não
é impeditivo a utilização de mais de um instrumento de medição.
9.1.3 Os equipamentos de medição devem atender os seguintes
requisitos mínimos:
a) Método de medição Classe A ou S, conforme versão vigente da IEC
61000-4-30 ;
b) Normas da International Electrotechnical Commission (IEC) ou
normas técnicas brasileiras relacionadas à:.
i. IEC 61000-4-15: Flutuação de Tensão;
ii. IEC 61000-4-7: Desequilíbrio e distorção harmônica de tensão;
9.1.3.1 Alternativamente, para a medição de tensão em regime
permanente, poderão ser utilizados instrumentos com precisão de
até 1% da leitura.
9.1.3.2 Em situações contratuais envolvendo a solução de disputas
específicas ou em questões judiciais deverão ser utilizados
instrumentos classe A.
alterações sugeridas foram
abordadas no Capitulo 4 –
Instrumentação e
Metodologia de Medição.
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO judiciais deverão ser utilizados instrumentos classe A.
9.1.3.3 O processo de medição dos indicadores de
flutuação de tensão deve ser realizado com o
medidor ajustado para o nível de tensão
correspondente, em baixa tensão.
9.1.3.4 O espectro harmônico a ser considerado para
fins do cálculo das expressões relacionadas com a
distorção harmônica total de tensão deve
compreender uma faixa de frequências que considere
desde a componente fundamental até a 40ª ordem
harmônica.
9.1.3.5 O conjunto de leituras para gerar os
indicadores da qualidade do produto de regime
permanente (distorções harmônicas, flutuação de
tensão e desequilíbrio de tensão) deverá
compreender o registro de 1008 (mil e oito) leituras
válidas obtidas em intervalos consecutivos (período
de agregação) de 10 minutos cada, salvo as que
eventualmente sejam expurgadas conforme item
9.1.3.3 O processo de medição dos indicadores de flutuação de
tensão deve ser realizado com o medidor ajustado para o nível de
tensão correspondente, em baixa tensão. à tensão secundária dos
sistemas de medição de baixa tensão.
9.1.3.4 O espectro harmônico a ser considerado para fins do cálculo
das expressões relacionadas com a distorção harmônica total de
tensão deve compreender uma faixa de frequências que considere
desde a componente fundamental até a 40ª ordem harmônica.
9.1.3.5 O conjunto de leituras para gerar os indicadores da qualidade
do produto de regime permanente (distorções harmônicas, flutuação
de tensão e desequilíbrio de tensão) deverá compreender o registro
de 1008 (mil e oito) leituras válidas obtidas em intervalos
consecutivos (período de agregação) de 10 minutos cada, salvo as
que eventualmente sejam expurgadas conforme item 9.1.4. No
intuito de se obter 1008 (mil e oito) leituras válidas, intervalos
adicionais devem ser agregados, sempre consecutivamente.
9.1.3.6 Após a aquisição de 1008 registros válidos de medição, deve
ser obtido um conjunto de valores para os indicadores FD%, DTT%,
DTTp%, DTTi%, DTT3% e Pst que, devidamente tratados, conduzirá
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO 9.1.4. No intuito de se obter 1008 (mil e oito) leituras
válidas, intervalos adicionais devem ser agregados,
sempre consecutivamente.
9.1.3.6 Após a aquisição de 1008 registros válidos de
medição, deve ser obtido um conjunto de valores
para os indicadores FD%, DTT%, DTTp%, DTTi%,
DTT3% e Pst que, devidamente tratados, conduzirá
aos valores dos indicadores estatísticos FD95%,
DTT95%, DTTp95%, DTTi95%, DTT395% e Pst95%.
9.1.4 Critérios de expurgo no conjunto de leituras.
9.1.4.1 Para as medições de distorções harmônicas,
desequilíbrios de tensão e flutuações de tensão, na
ocorrência de variações de tensão de curta duração
ou de interrupções de longa duração, o intervalo de
medição de 10 (dez) minutos deverá ser expurgado e
substituído por igual número de leituras válidas.
9.1.4.2 Para as medições de nível de tensão em
regime permanente, na ocorrência de variações
temporárias de tensão ou de interrupções de longa
aos valores dos indicadores estatísticos FD95%, DTT95%, DTTp95%,
DTTi95%, DTT395% e Pst95%.
9.1.4 Critérios de expurgo no conjunto de leituras.
9.1.4.1 Para as medições de distorções harmônicas, desequilíbrios de
tensão e flutuações de tensão, na ocorrência de variações de tensão
de curta duração ou de interrupções de longa duração, o intervalo de
medição de 10 (dez) minutos deverá ser expurgado e substituído por
igual número de leituras válidas.
9.1.4.2 Para as medições de nível de tensão em regime permanente,
na ocorrência de variações temporárias de tensão ou de interrupções
de longa duração, o intervalo de medição de 10 (dez) minutos deverá
ser expurgado e substituído por igual número de leituras válidas,
sendo opcional o expurgo de intervalos com variações momentâneas
de tensão.
9.1.5 Para medição das VTCDs deverão ser considerados os seguintes
procedimentos:
a) A detecção e a caracterização dos eventos de VTCD deverão ser
realizadas por meio de instrumentos de medição que considerem
como parâmetro de referência uma tensão fixa ou uma tensão média
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CONTRIBUIÇÕES GRUPO CPFL ENERGIA – Módulo 8 - PRODIST
TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO duração, o intervalo de medição de 10 (dez) minutos
deverá ser expurgado e substituído por igual número
de leituras válidas, sendo opcional o expurgo de
intervalos com variações momentâneas de tensão.
9.1.5 Para medição das VTCDs deverão ser
considerados os seguintes procedimentos:
a) A detecção e a caracterização dos eventos de VTCD
deverão ser realizadas por meio de instrumentos de
medição que considerem como parâmetro de
referência uma tensão fixa ou uma tensão média
deslizante, de acordo com a seguinte expressão:
b) Num determinado ponto de monitoração, uma
VTCD é caracterizada a partir da agregação dos
parâmetros amplitude e duração de cada evento.
Assim sendo, eventos simultâneos são primeiramente
deslizante, de acordo com a seguinte expressão:
b) Num determinado ponto de monitoração, uma VTCD é
caracterizada a partir da agregação dos parâmetros amplitude e
duração de cada evento. Assim sendo, eventos simultâneos são
primeiramente agregados compondo um mesmo evento no ponto de
monitoração (agregação de fases).
c) Os eventos consecutivos, em um período de 3 (três) minutos, no
mesmo ponto, são agregados compondo um único evento
(agregação temporal).
d) O afundamento ou a elevação de tensão que representa o
intervalo de três minutos é o de menor ou de maior amplitude da
tensão, respectivamente.
e) A agregação de fases deve ser feita pelo critério de união das
fases, ou seja, a duração do evento é definida como o intervalo de
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO agregados compondo um mesmo evento no ponto de
monitoração (agregação de fases).
c) Os eventos consecutivos, em um período de 3
(três) minutos, no mesmo ponto, são agregados
compondo um único evento (agregação temporal).
d) O afundamento ou a elevação de tensão que
representa o intervalo de três minutos é o de menor
ou de maior amplitude da tensão, respectivamente.
e) A agregação de fases deve ser feita pelo critério de
união das fases, ou seja, a duração do evento é
definida como o intervalo de tempo decorrido entre
o instante em que o primeiro dos eventos transpõe
determinado limite e o instante em que o último dos
eventos retorna para determinado limite.
f) As seguintes formas alternativas de agregação de
fases podem ser utilizadas:
i. agregação por parâmetros críticos - a duração do
evento é definida como a máxima duração entre os
três eventos e o valor de magnitude que mais se
tempo decorrido entre o instante em que o primeiro dos eventos
transpõe determinado limite e o instante em que o último dos
eventos retorna para determinado limite.
f) As seguintes formas alternativas de agregação de fases podem ser
utilizadas:
i. agregação por parâmetros críticos - a duração do evento é definida
como a máxima duração entre os três eventos e o valor de
magnitude que mais se distanciou da tensão de referência;
ii. agregação pela fase crítica - a duração do evento é definida como
a duração do evento de amplitude crítica, ou seja, amplitude mínima
para afundamento e máxima para elevação.
g) Afundamentos e elevações de tensão devem ser tratados
separadamente.
9.1.6 Os equipamentos de medição devem permitir a apuração das
seguintes informações:
a) valores calculados dos indicadores individuais DRP e DRC;
b) tabela de medição de tensão;
c) histograma de tensão;
d) valores dos indicadores associados com a distorção harmônica
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO distanciou da tensão de referência;
ii. agregação pela fase crítica - a duração do evento é
definida como a duração do evento de amplitude
crítica, ou seja, amplitude mínima para afundamento
e máxima para elevação.
g) Afundamentos e elevações de tensão devem ser
tratados separadamente.
9.1.6 Os equipamentos de medição devem permitir a
apuração das seguintes informações:
a) valores calculados dos indicadores individuais DRP
e DRC;
b) tabela de medição de tensão;
c) histograma de tensão;
d) valores dos indicadores associados com a distorção
harmônica total de tensão, conforme expressões
apresentadas no item 4.2.2;
e) valores dos indicadores de distorção harmônica
individual de tensão até a 40ª ordem harmônica,
conforme expressão apresentada no item 4.2.2;
total de tensão, conforme expressões apresentadas no item 4.2.2;
e) valores dos indicadores de distorção harmônica individual de
tensão até a 40ª ordem harmônica, conforme expressão apresentada
no item 4.2.2;
f) valores do fator de desequilíbrio de tensão, conforme expressões
apresentadas no item 5.2.2 ou 5.2.3;
g) valores dos indicadores de flutuação de tensão, conforme
expressões apresentadas no item 6.2.2;
h) duração e amplitude dos eventos de variação de tensão de curta
duração, indicando a data e hora de início de cada evento.
9.1.6.1 Apenas a alínea “a” se aplica à medição permanente de que
trata a Resolução Normativa nº 502/2012.
9.1.6.2 Para os equipamentos exclusivos de medição de tensão em
regime permanente, aplicam-se as alíneas “a”, “b” e “c”.
9.1.7 Demais informações necessárias, não contempladas nas
informações mínimas a serem disponibilizadas pelos instrumentos de
medição, poderão ser obtidas através de sistemas computacionais
específicos de cada distribuidora.
9.1.8 As medições devem corresponder ao tipo de ligação do
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO f) valores do fator de desequilíbrio de tensão,
conforme expressões apresentadas no item 5.2.2 ou
5.2.3;
g) valores dos indicadores de flutuação de tensão,
conforme expressões apresentadas no item 6.2.2;
h) duração e amplitude dos eventos de variação de
tensão de curta duração, indicando a data e hora de
início de cada evento.
9.1.6.1 Apenas a alínea “a” se aplica à medição
permanente de que trata a Resolução Normativa nº
502/2012.
9.1.6.2 Para os equipamentos exclusivos de medição
de tensão em regime permanente, aplicam-se as
alíneas “a”, “b” e “c”.
9.1.7 Demais informações necessárias, não
contempladas nas informações mínimas a serem
disponibilizadas pelos instrumentos de medição,
poderão ser obtidas através de sistemas
computacionais específicos de cada distribuidora.
acessante, abrangendo medições entre todas as fases e o neutro
fornecidos no ponto de conexão. Caso o neutro não seja fornecido
pela distribuidora no ponto de conexão, a medição deve ser realizada
entre as fases. Nesse caso, especificamente, os limites de distorções
harmônicas deverão observar o disposto no item 4.3.3.
9.1.9 Os TPs utilizados em um sistema trifásico devem ter as mesmas
especificações entre si e suas cargas devem corresponder a
impedâncias semelhantes, e serem conectados preferencialmente
em Y – Y aterrado, independentemente do tipo ou classe de tensão.
Para os casos sem conexão à terra podem ser utilizados,
excepcionalmente, arranjos para os TPs do tipo V. Nesse caso,
especificamente, os limites de distorções harmônicas deverão
observar o disposto no item 4.3.3.
9.1.10 As medições de acessantes devem ser efetuadas no ponto de
conexão, salvo as seguintes situações:
a) quando a instalação do equipamento de medição no ponto de
conexão vier a comprometer a segurança do equipamento e de
pessoas, ou apresentar impossibilidade técnica, tal instalação poderá
ser realizada no ponto de derivação da rede da distribuidora com o
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO 9.1.8 As medições devem corresponder ao tipo de
ligação do acessante, abrangendo medições entre
todas as fases e o neutro fornecidos no ponto de
conexão. Caso o neutro não seja fornecido pela
distribuidora no ponto de conexão, a medição deve
ser realizada entre as fases. Nesse caso,
especificamente, os limites de distorções harmônicas
deverão observar o disposto no item 4.3.3.
9.1.9 Os TPs utilizados em um sistema trifásico
devem ter as mesmas especificações entre si e suas
cargas devem corresponder a impedâncias
semelhantes, e serem conectados preferencialmente
em Y – Y aterrado, independentemente do tipo ou
classe de tensão. Para os casos sem conexão à terra
podem ser utilizados, excepcionalmente, arranjos
para os TPs do tipo V. Nesse caso, especificamente,
os limites de distorções harmônicas deverão observar
o disposto no item 4.3.3.
9.1.10 As medições de acessantes devem ser
ramal de ligação do acessante, ficando a cargo da distribuidora a
estimativa da queda de tensão (para o caso específico da medição de
tensão em regime permanente) no ramal de ligação, caso em que
deverá ser disponibilizado ao acessante o memorial de cálculo da
referida estimativa;
b) quando a medição para fins de faturamento for realizada por meio
de medidores lacrados, denominados encapsulados, cujos circuitos
de corrente e de tensão não sejam acessíveis para as unidades
consumidoras conectadas no SDMT com equipamentos de medição
instalados em tensões do SDBT, a instalação do equipamento de
medição poderá ser realizada no lado secundário do transformador
de potência, considerando-se a relação de transformação para o caso
específico da tensão em regime permanente.No caso dos demais
indicadores da qualidade do produto, em regime permanente, os
valores obtidos serão comparados com os limites referentes ao
mesmo nível de tensão do ponto de instalação física do instrumento
de medição.
c) para acessantes conectados no SDAT com equipamentos de
medição instalados em tensões do SDMT, a instalação do
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO efetuadas no ponto de conexão, salvo as seguintes
situações:
a) quando a instalação do equipamento de medição
no ponto de conexão vier a comprometer a
segurança do equipamento e de pessoas, ou
apresentar impossibilidade técnica, tal instalação
poderá ser realizada no ponto de derivação da rede
da distribuidora com o ramal de ligação do acessante,
ficando a cargo da distribuidora a estimativa da
queda de tensão (para o caso específico da medição
de tensão em regime permanente) no ramal de
ligação, caso em que deverá ser disponibilizado ao
acessante o memorial de cálculo da referida
estimativa;
b) quando a medição para fins de faturamento for
realizada por meio de medidores lacrados,
denominados encapsulados, cujos circuitos de
corrente e de tensão não sejam acessíveis para as
unidades consumidoras conectadas no SDMT com
equipamento de medição poderá ser realizada no lado secundário do
transformador de potência, considerando-se a relação de
transformação no caso específico da tensão em regime permanente;
d) quando a medição de tensão for permanente (Resolução
Normativa nº 502/2012), o local de instalação do sistema de medição
de que trata a Resolução Normativa nº 502/2012 deve seguir o
disposto em resolução específica.
9.1.10.1 Para o caso das alíneas “b” e “c”, caso os respectivos
transformadores tenham conexão delta ou estrela flutuante em
algum dos seus enrolamentos, os limites para o indicador DTT395%
deverão observar o disposto no item 4.3.3.
9.2 Avaliação da qualidade do produto
9.2.1 A tensão em regime permanente deve ser avaliada por meio de
um conjunto de leituras obtidas por medição apropriada, de acordo
com a metodologia descrita para os indicadores individuais e
coletivos, nas seguintes modalidades: a) eventual, por reclamação
do acessante ou por determinação da fiscalização da ANEEL;
b) amostral, por determinação da ANEEL, de acordo com sorteio
realizado para cada trimestre; e
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO equipamentos de medição instalados em tensões do
SDBT, a instalação do equipamento de medição
poderá ser realizada no lado secundário do
transformador de potência, considerando-se a
relação de transformação para o caso específico da
tensão em regime permanente. No caso dos demais
indicadores da qualidade do produto, em regime
permanente, os valores obtidos serão comparados
com os limites referentes ao mesmo nível de tensão
do ponto de instalação física do instrumento de
medição.
c) para acessantes conectados no SDAT com
equipamentos de medição instalados em tensões do
SDMT, a instalação do equipamento de medição
poderá ser realizada no lado secundário do
transformador de potência, considerando-se a
relação de transformação no caso específico da
tensão em regime permanente;
d) quando a medição de tensão for permanente
c) permanente, ou por meio do sistema de medição de que trata a
Resolução Normativa n° 502/2012 ou para os casos em que o
acessante optar por medidor de qualidade da energia elétricado
produto, conforme critérios e procedimentos estabelecidos nesta
seção.
9.2.2 As distorções harmônicas de tensão, o desequilíbrio de tensão,
a flutuação de tensão e as variações de tensão de curta duração
deverão ser avaliados por meio de um conjunto de leituras obtidas
por medição apropriada, de acordo com metodologia específica, nas
seguintes modalidades:
a) eventual, por reclamação do acessante ou por determinação da
ANEEL; e
b) permanente, nos casos em que o acessante optar por medidor de
qualidade da energia elétricado produto, conforme critérios e
procedimentos estabelecidos nesta seção.
9.2.3 As variações de tensão de curta duração serão avaliadas, em
termos de duração de frequência de eventos, apenas para os casos
de reclamação do acessante conectado ao SDMT ou ao SDAT.
-x-
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JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO (Resolução Normativa nº 502/2012), o local de
instalação do sistema de medição de que trata a
Resolução Normativa nº 502/2012 deve seguir o
disposto em resolução específica.
9.1.10.1 Para o caso das alíneas “b” e “c”, caso os
respectivos transformadores tenham conexão delta
ou estrela flutuante em algum dos seus
enrolamentos, os limites para o indicador DTT395%
deverão observar o disposto no item 4.3.3.
9.2 Avaliação da qualidade do produto
9.2.1 A tensão em regime permanente deve ser
avaliada por meio de um conjunto de leituras obtidas
por medição apropriada, de acordo com a
metodologia descrita para os indicadores individuais
e coletivos, nas seguintes modalidades: a) eventual,
por reclamação do acessante ou por determinação da
fiscalização da ANEEL;
b) amostral, por determinação da ANEEL, de acordo
com sorteio realizado para cada trimestre; e
9.4 Dos critérios da medição permanente da qualidade da energia
elétrica. qualidade do produto.9.4.1 O acessante poderá solicitar à
distribuidora sistema de medição com funcionalidades específicas de
qualidade da energia elétrica do produto para fins de
acompanhamento permanente de todos os fenômenos e parâmetros
de que tratameste Módulo esta seção.
9.4.1.1 O sistema de medição deve ser instalado pela distribuidora,
devendo a diferença de custo entre o sistema de medição descrito
no item acima e o sistema de medição convencional ser de
responsabilidade do acessante interessado.
9.4.1.2 O sistema de medição deve ser instalado pela distribuidora
no prazo de até 60 dias a partir da solicitação do acessante e
conforme critérios estabelecidos na Resolução Normativa no
414/2010.
9.4.1.3 Quando o acessante possuir SMF com funcionalidades de
QEE, este sistema de medição deve, preferencialmente, ser utilizado.
9.4.2 As distribuidoras devem efetuar, para cada um dos pontos de
medição permanente de QEEde qualidade do produto, a medição
dos valores eficazes da tensão em regime permanente, valores das
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
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INSTITUIÇÃO c) permanente, ou por meio do sistema de medição
de que trata a Resolução Normativa n° 502/2012 ou
para os casos em que o acessante optar por medidor
de qualidade da energia elétrica, conforme critérios e
procedimentos estabelecidos nesta seção.
9.2.2 As distorções harmônicas de tensão, o
desequilíbrio de tensão, a flutuação de tensão e as
variações de tensão de curta duração deverão ser
avaliados por meio de um conjunto de leituras
obtidas por medição apropriada, de acordo com
metodologia específica, nas seguintes modalidades:
a) eventual, por reclamação do acessante ou por
determinação da ANEEL; e
b) permanente, nos casos em que o acessante optar
por medidor de qualidade da energia elétrica,
conforme critérios e procedimentos estabelecidos
nesta seção.
9.2.3 As variações de tensão de curta duração serão
avaliadas, em termos de duração de frequência de
distorções harmônicas de tensão, valores dos desequilíbrios de
tensão, valores dos indicadores de flutuação de tensão, duração e
amplitude dos eventos de variação de tensão de curta duração e
indicadores referenciados na Seção 8.2.
9.4.3 Do registro dos dados de medições permanentes de qualidade
do produto.
9.4.3.1 A distribuidora deverá manter registro em sistema
informatizado do ponto de medição permanente, contendo
obrigatoriamente os seguintes dados:
a) código identificador do ponto de medição permanente, que deve
equivaler ao constante do BDGD informado pela distribuidora,
conforme disposto no Módulo 6 do PRODIST;
b) coordenadas geográficas do ponto de medição permanente;
c) histórico dos indicadores individuais DRP e DRC, associados a cada
conjunto de 1008 leituras válidas;
d) histórico dos indicadores estatísticos DTT95%, DTTp95%, DTTi95%,
DTT395%, FD95% e Pst95%, associados a cada conjunto de 1008
leituras válidas;
e) data, hora de início, duração e amplitude de todos os eventos de
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
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INSTITUIÇÃO eventos, apenas para os casos de reclamação do
acessante conectado ao SDMT ou ao SDAT.
-x-
9.4 Dos critérios da medição permanente da
qualidade da energia elétrica.
9.4.1 O acessante poderá solicitar à distribuidora
sistema de medição com funcionalidades específicas
de qualidade da energia elétrica para fins de
acompanhamento permanente de todos os
fenômenos e parâmetros de que tratam este
Módulo.
9.4.1.1 O sistema de medição deve ser instalado pela
distribuidora, devendo a diferença de custo entre o
sistema de medição descrito no item acima e o
sistema de medição convencional ser de
responsabilidade do acessante interessado.
9.4.1.2 O sistema de medição deve ser instalado pela
distribuidora no prazo de até 60 dias a partir da
solicitação do acessante e conforme critérios
VTCD registrados;
f) histórico dos valores apurados para o Fator de Impacto (FI) e
respectivas estratificações dos eventos de VTCD associados,
conforme Tabela 12, associados a cada período de 30 dias;
g) parâmetros de qualidade do serviço, conforme estabelecido na
seção 8.2.
9.4.4 Para as medições permanentes de qualidade do produto,
especificamente, o Fator de Impacto (FI) deverá ser apurado
considerando-se cada mês do calendário civil, utilizando-se como
referência os mesmos limites valores de referência indicados na
Tabela 14.
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO estabelecidos na Resolução Normativa no 414/2010.
9.4.1.3 Quando o acessante possuir SMF com
funcionalidades de QEE, este sistema de medição
deve, preferencialmente, ser utilizado.
9.4.2 As distribuidoras devem efetuar, para cada um
dos pontos de medição permanente de QEE, a
medição dos valores eficazes da tensão em regime
permanente, valores das distorções harmônicas de
tensão, valores dos desequilíbrios de tensão, valores
dos indicadores de flutuação de tensão, duração e
amplitude dos eventos de variação de tensão de
curta duração e indicadores referenciados na Seção
8.2.
9.4.3 Do registro dos dados de medições
permanentes de qualidade do produto.
9.4.3.1 A distribuidora deverá manter registro em
sistema informatizado do ponto de medição
permanente, contendo obrigatoriamente os
seguintes dados:
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO a) código identificador do ponto de medição
permanente, que deve equivaler ao constante do
BDGD informado pela distribuidora, conforme
disposto no Módulo 6 do PRODIST;
b) coordenadas geográficas do ponto de medição
permanente;
c) histórico dos indicadores individuais DRP e DRC,
associados a cada conjunto de 1008 leituras válidas;
d) histórico dos indicadores estatísticos DTT95%,
DTTp95%, DTTi95%, DTT395%, FD95% e Pst95%,
associados a cada conjunto de 1008 leituras válidas;
e) data, hora de início, duração e amplitude de todos
os eventos de VTCD registrados;
f) histórico dos valores apurados para o Fator de
Impacto (FI) e respectivas estratificações dos eventos
de VTCD associados, conforme Tabela 12, associados
a cada período de 30 dias;
g) parâmetros de qualidade do serviço, conforme
estabelecido na seção 8.2.
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CONTRIBUIÇÕES GRUPO CPFL ENERGIA – Módulo 8 - PRODIST
TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO 9.4.4 Para as medições permanentes de qualidade do
produto, especificamente, o Fator de Impacto (FI)
deverá ser apurado considerando-se cada mês do
calendário civil, utilizando-se como referência os
mesmos limites indicados na Tabela 14.
PRODIST – Módulo 8 – Seção 8.1 - item 10 -
PROCEDIMENTOS DE GESTÃO DAS RECLAMAÇÕES
ASSOCIADAS À QUALIDADE DO PRODUTO
10.2 Tensão em regime permanente.
10.2.1 Quando da reclamação do acessante que não
possua a medição permanente, associada à qualidade
da tensão de regime permanente no ponto de
conexão, a distribuidora deve observar o item 10.1 e
também:
10.2 Tensão em regime permanente.
10.2.1 Quando da reclamação do acessante que não possua a
medição permanente, associada à qualidade da tensão de regime
permanente no ponto de conexão, a distribuidora deve observar o
item 10.1 e também:
g) informar ao acessante, com antecedência mínima de 48 horas da
realização da medição pelo período mínimo de 168 horas, a data e o
horárioperíodo (manhã, tarde ou noite) da instalação da medição de
tensão, seu direito de acompanhar a instalação do equipamento de
As justificativas para as
alterações sugeridas foram
abordadas na Introdução e
no Capitulo 5 -
Procedimentos de Gestão
das Reclamações
Associadas à Qualidade do
Produto - i) Considerações a
respeito do Processo de
Reclamação de Níveis de
Tensão.
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CONTRIBUIÇÕES GRUPO CPFL ENERGIA – Módulo 8 - PRODIST
TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO
g) informar ao acessante, com antecedência mínima
de 48 horas da realização da medição pelo período
mínimo de 168 horas, a data e o horário da medição
de tensão, seu direito de acompanhar a instalação do
equipamento de medição, a faixa de valores
adequados para aquele consumidor ou central
geradora, o seu direito de receber uma compensação
caso haja violação dos limites de DRP e DRC e o prazo
de entrega do laudo técnico do resultado da
medição, o qual deverá ser de 30 (trinta) dias a partir
da reclamação, devendo fornecer os resultados
completos das medições obtidas;
medição, a faixa de valores adequados para aquele consumidor ou
central geradora, o seu direito de receber uma compensação caso
haja violação dos limites de DRP e DRC e o prazo de entrega do laudo
técnico do resultado da medição, o qual deverá ser de 30 (trinta) dias
a partir da reclamação, devendo fornecer os resultados completos
das medições obtidas;
Reforça-se a necessidade de
adequação da redação em
virtude dos desafios
logísticos imputados as
distribuidoras se
interpretado erroneamente,
bem como a necessidade de
uniformização com os
demais regramentos que
versam sobre o
atendimento na prestação
de serviços e entregas de
produtos, nos quais é clara
a obrigação do
agendamento em turnos
(manhã, tarde ou noite).
PRODIST – Módulo 8 – Seção 8.1 - item 10 -
PROCEDIMENTOS DE GESTÃO DAS RECLAMAÇÕES
ASSOCIADAS À QUALIDADE DO PRODUTO
Exclusão do Procedimento de Regularização descrito no item 10.3.2
As justificativas para as
alterações sugeridas foram
abordadas na Introdução e
Rod. Eng. Miguel Nascentes Burnier, km 2,5, 1755 Pq. São Quirino. Campinas. SP. Brasil. 13088-900 www.cpfl.com.br
Revisão da Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST AUDIÊNCIA PÚBLICA 082/2015
CONTRIBUIÇÕES GRUPO CPFL ENERGIA – Módulo 8 - PRODIST
TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO
10.3.2 Procedimentos para regularização
no Capitulo 3 - Fenômenos
de Qualidade do Produto.
Reforça-se a prematuridade
em discutir “Procedimentos
de Regularização” com
prazos rígidos e previsão de
penalidades sendo que
paira certo
desconhecimento sobre o
real comportamento das
redes de distribuições e
ainda carece de
acompanhamento do
desempenho dos
indicadores estabelecidos
para que possam ser
classificados como
adequados.
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TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO
PRODIST – Módulo 8 – Seção 8.1 - item 11 – ESTUDOS DE QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA PARA ACESSO AOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO
11 ESTUDOS DE QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA PARA ACESSO AOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO 11.1 Estudos de qualidade da energia elétrica. 11.1.1 Os estudos específicos de qualidade da energia elétrica para fins de acesso ao sistema de distribuição devem observar o disposto no Módulo 3 do PRODIST. 11.1.2 Os estudos específicos deverão: a) avaliar o impacto da instalação do acessante no ponto de conexãosistema acessado quanto à qualidade da energia elétrica – QEE no que se refere à tensão em regime permanente, aos fenômenos de distorções harmônicas, flutuações de tensão, desequilíbrios de tensão e variações de tensão de curta duração; b) a avaliação do impacto da operação do acessante, considerando os indicadores de qualidade do produto; 11.1.3 O acessante deverá entregar a acessada quando da solicitação de acesso e nos prazos estabelecidos no Módulo 3 do PRODIST, as informações necessárias aos estudos específicos de qualidade da
As justificativas para as alterações sugeridas foram abordadas no Capitulo 6 - Estudos de Qualidade da Energia Elétrica para Acesso aos Sistemas de Distribuição
Rod. Eng. Miguel Nascentes Burnier, km 2,5, 1755 Pq. São Quirino. Campinas. SP. Brasil. 13088-900 www.cpfl.com.br
Revisão da Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST AUDIÊNCIA PÚBLICA 082/2015
CONTRIBUIÇÕES GRUPO CPFL ENERGIA – Módulo 8 - PRODIST
TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO
JUSTIFICATIVA
/
INSTITUIÇÃO energia elétrica, indicados no item 11.1. A acessada avaliará as informações e enviará seus comentários ao acessante e, quando for o caso, solicitará revisão / complementação doas referidoas estudosinformações. As conclusões dos estudos e/ou recomendações pela acessada deverão constar no parecer de acesso. 11.1.4 Caso se verifique nos estudos específicos de qualidade da energia elétrica – QEE, realizados pela acessada, que há violação de limites globais e individuais estabelecidos nesta Seção 8.1, a instalação dos equipamentos de correção ou outras adequações necessárias deverão ser providenciadas pelo acessante O acessante deve se responsabilizar pela implementação de ações de mitigação e pela instalação dos equipamentos necessários à correção ou proteção para se evitar o comprometimento da segurança e a violação dos valores de referência da qualidade da energia elétrica definidos neste Módulo.