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ANDERSON DA SILVA JUCÁ

AVALIAÇÃO DO RELACIONAMENTO ENTRE CONSUMIDORES E CONCESSIONÁRIAS NA SOLUÇÃO DE

CONFLITOS POR DANOS ELÉTRICOS: PROPOSTA DE ADEQUAÇÃO

Tese apresentada à Escola Politécnica da

Universidade de São Paulo para obtenção do

título de Doutor em Engenharia.

São Paulo 2003

ANDERSON DA SILVA JUCÁ

AVALIAÇÃO DO RELACIONAMENTO ENTRE

CONSUMIDORES E CONCESSIONÁRIAS NA SOLUÇÃO DE

CONFLITOS POR DANOS ELÉTRICOS: PROPOSTA DE

ADEQUAÇÃO

Tese apresentada à Escola Politécnica

da Universidade de São Paulo para

obtenção do título de Doutor em

Engenharia.

Área de Concentração:

Sistemas de Potência

Orientador:

Prof. Titular

Fernando Selles Ribeiro

São Paulo

2003

FICHA CATALOGRÁFICA

Jucá, Anderson da Silva

Avaliação do relacionamento entre consumidores e concessionárias na solução de conflitos por danos elétricos: proposta de adequação / Anderson da Silva Jucá. -- São Paulo, 2003.

178 p.

Tese (Doutorado) - Escola Politécnica da Universidade de São Paulo. Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas.

1.Danos elétricos 2.Pedidos de indenização 3.Proteção contra sobretensões transitórias 4.Conflitos entre consumidores e concessionárias I.Universidade de São Paulo. Escola Politécnica. Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas II.t.

Aos meus pais, Joaquim da Silva Jucá e Isaura

Zupirolli Jucá, pelos ensinamentos e exemplo de

conduta e a uma pessoa especial, Luciana Gama Lacaz

Jucá, pelo entusiasmo pela vida.

dedico este trabalho com amor.

AGRADECIMENTOS

Ao amigo e orientador Prof. FERNANDO SELLES RIBEIRO, pelo permanente

incentivo ao meu aperfeiçoamento e pelas diretrizes seguras e decisivas.

Ao Prof. CARLOS MÁRCIO VIEIRA TAHAN, pelas sugestões feitas ao longo do

desenvolvimento deste trabalho, pela compreensão, paciência e incansável apoio.

Ao Prof. MOACIR TRINDADE DE OLIVEIRA ANDRADE, pelo estímulo ao estudo

do tema e pelas críticas que propiciaram um maior aprofundamento nas questões

polêmicas da pesquisa.

Ao Prof. DUÍLIO MOREIRA LEITE, pela atenção dispensada e pelos ensinamentos no

tema da proteção elétrica.

À Profa. LÚCIA MARIA MARQUES GAMA LACAZ, pelo incentivo e pela gentileza

de ter revisado o texto.

Aos companheiros da EPUSP, da UNICID, da Qualitech, da Secretaria de Energia de

São Paulo, da Aneel e da CSPE, pelo privilégio de poder contar com vocês,

compartilhando conhecimento, experiências e principalmente amizade.

À Comissão de Serviços Públicos de Energia do Estado de São Paulo (CSPE), por

disponibilizar dados e informações essenciais ao desenvolvimento do trabalho.

À todos que, direta e indiretamente, contribuíram para a realização deste trabalho.

Minha sincera gratidão,

o autor.

RESUMO

Este trabalho analisa o agravamento das relações entre consumidores e

concessionárias a respeito dos pedidos de ressarcimento por danos em aparelhos

elétricos provocados por distúrbios da rede elétrica.

Os aparelhos tornam-se mais sensíveis, o que aumenta a ocorrência de

danos. Os consumidores estão mais conscientes de seus direitos. Em conseqüência, há

um número muito maior de pedidos de ressarcimento por danos que os consumidores

apresentam às concessionárias. No entanto, constata-se que as concessionárias estão se

adaptando à nova regulamentação e, há um número crescente de pleitos de consumidores

por danos denegados, cabendo recurso à agência de regulação.

A agência de regulação percebe um número crescente de conflitos entre

as partes, e, atualmente, não dispõe de meios eficientes para resolvê-los. Os conflitos

ocorrem quando não há o registro do fenômeno causador do surto que teria provocado o

dano. Alegando não haver nexo causal, cada vez mais, a concessionária vem rejeitando

sua responsabilidade pelo dano.

A pesquisa mostra a experiência internacional, estuda aspectos técnicos,

econômicos e jurídicos relevantes para o tema, e conclui que uma forma adequada de

diminuir tais conflitos é reduzir a probabilidade de que os danos possam ocorrer. Propõe

ações envolvendo concessionárias e sociedade para a proteção do sistema, equilibrando

responsabilidades pela instalação de dispositivos protetores para diminuir a solicitação

dos surtos transitórios – motivadores dos conflitos, pela dificuldade de registro de

ocorrência – sobre os aparelhos, e, por outro lado, buscando formas de que se diminua a

susceptibilidade dos aparelhos.

JUCÁ, Anderson da Silva. Evaluation of the relationship between consumers and

utilities in the solution of conflicts by electrics damages: proposal of

adequateness. 2003. 178p. Thesis (Doctorate at Electrical Engineer) –

Polytechnic School of the University of the São Paulo, Brazil, 2003.

ABSTRACT

This work analyzes the aggravation of relationship between consumers

and concessionaires (public utilities) with respect to claims for indemnification due to

damages on electric appliances caused by disturbances in the electrical network.

The appliances become more sensitive, which increases the occurrence

of damages. The consumers are more conscious of their rights. As a consequence, there

are a larger number of requests for indemnification of damages that the consumers

present to the utilities. Nevertheless, it is noted that the utilities are adapting themselves

to the new regulations and there are an increasing number of consumer demands for

denied damages, prompting recourse to the regulatory agency.

The regulatory agency notes an increasing number of conflicts between

the parties, and, actually, does not have efficient means to solve them. The conflicts

occur when there are no records of the phenomenon causing the surge that might have

provoked the damage. Alleging the absence of causal connection, more frequently, the

utility has been denying responsibility for the damage.

The search show international experience, studies technical, economical

and juridical aspects relevant to the subject, and concludes that an adequate way of

diminishing such conflicts is to reduce the probability that the damages may occur.

Actions on system protection, involving utilities and society, are proposed,

counterbalancing responsibilities for the installation of protective devices to diminish the

effect of transitory surges – originator of the conflicts, due to the difficulty of recording

occurrence – on the appliances, and, on the other hand, seeking ways of decreasing the

susceptibility of the appliances.

SUMÁRIO

LISTA DE TABELAS................................................................................................x

LISTA DE FIGURAS................................................................................................xi

LISTA DE SIGLAS E ABREVIATURAS............................................................xiv

CAPÍTULO 1

1 INTRODUÇÃO .................................................................................................. 1

CAPÍTULO 2

2 OS DANOS EM APARELHOS ELÉTRICOS E SEUS REFLEXOS NA REGULAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO...................................... 3

CAPÍTULO 3

3 AS RECENTES MUDANÇAS NO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO .... 8

3.1 A OUVIDORIA NO SETOR ELÉTRICO ............................................................. 11

3.1.1 O tratamento dado pela Ouvidoria da Aneel.......................................... 15

3.1.2 Reclamações referentes a PID na Ouvidoria da Comissão de Serviços Públicos de Energia de São Paulo ...................................................................... 17

3.1.3 O tratamento dado pela CSPE e concessionárias paulistas.................... 19

3.1.3.1 Termos empregados pelas concessionárias para denominação das causas de danos .............................................................................................. 22

CAPÍTULO 4

4 REGISTROS DE PID NAS CONCESSIONÁRIAS PAULISTAS.............. 24

4.1 EVOLUÇÃO DE PEDIDOS E INDENIZAÇÕES .................................................... 24

4.1.1 Evolução de pedidos de indenização por concessionária ....................... 27

4.2 PEDIDOS RECEBIDOS, DEFERIDOS E INDEFERIDOS ........................................ 28

4.3 EVOLUÇÃO PERCENTUAL DE PEDIDOS DEFERIDOS ....................................... 31

4.4 EVOLUÇÃO DOS VALORES DAS INDENIZAÇÕES EM COMPARAÇÃO COM A EVOLUÇÃO DA RECEITA LÍQUIDA OPERACIONAL DAS CONCESSIONÁRIAS ................ 32

4.5 INCIDÊNCIA DE RECLAMAÇÕES NA OUVIDORIA DA CSPE COMPARADOS AOS PEDIDOS DE INDENIZAÇÃO REGISTRADOS NAS CONCESSIONÁRIAS........................... 33

vii

CAPÍTULO 5

5 RESPONSABILIDADE DA CONCESSIONÁRIA PERANTE OS USUÁRIOS ................................................................................................................... ............................................................................................................................ 35

5.1 O TEMA NO DIREITO BRASILEIRO ATUAL.................................................... 37

5.2 RESPONSABILIDADE CIVI L DO ESTADO E DE SEUS PREPOSTOS – HISTÓRICO 38

5.3 RESPONSABILIDADE CIVIL DAS CONCESSIONÁRIAS NA CONSTITUIÇÃO DE 1988 .................................................................................................................... 44

5.4 RESPONSABILIDADE CIVIL DAS CONCESSIONÁRIAS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA NO CÓDIGO DE DEFESA DO CONSUMIDOR................................................. 46

5.5 RESPONSABILIDADE CIVIL DAS CONCESSIONÁRIAS NA LEI DE CONCESSÕES E NO CONTRATO DE CONCESSÃO................................................................................. 48

5.6 DISPOSIÇÕES DA RESOLUÇÃO ANEEL 456 E DO CONTRATO DE ADESÃO ...... 49

5.7 EXCLUDENTES DE RESPONSABILIDADE........................................................ 51

5.7.1 Caso fortuito e força maior..................................................................... 52

5.7.2 Fato de terceiro e culpa exclusiva da vítima .......................................... 55

CAPÍTULO 6

6 TRATAMENTO DADO PELA REGULAÇÃO ECONÔMICO-FINANCEIRA .......................................................................................................... 57

CAPÍTULO 7

7 EXPERIÊNCIAS INTERNACIONAIS ......................................................... 61

7.1 COMUNIDADE EUROPÉIA............................................................................. 61

7.1.1 França..................................................................................................... 62

7.1.2 Alemanha ............................................................................................... 64

7.1.3 Portugal .................................................................................................. 64

7.1.4 A diretiva européia relativa à compatibilidade eletromagnética ............ 65

7.2 ESTADOS UNIDOS DA AMÉRICA .................................................................. 68

7.2.1 A experiência da Flórida Power & Light ............................................... 69

7.3 CANADÁ ...................................................................................................... 71

7.4 ÁFRICA DO SUL ........................................................................................... 73

7.5 AUSTRÁLIA ................................................................................................. 74

7.6 JAPÃO.......................................................................................................... 76

7.7 ARGENTINA ................................................................................................. 77

viii

CAPÍTULO 8

8 A ORIGEM DO PROBLEMA........................................................................ 79

8.1 SUSCEPTIBILIDADE DOS APARELHOS ........................................................... 81

8.1.1 Margem e nível de compatibilidade....................................................... 85

8.2 OS DISTÚRBIOS NA TENSÃO DE FORNECIMENTO .......................................... 89

8.2.1 Sobretensões transitórias........................................................................ 93

8.2.1.1 Transitórios Impulsivos.................................................................. 95

8.2.1.2 Transitórios Oscilatórios ................................................................ 96

8.2.2 Resumo das categorias dos distúrbios de tensão .................................... 98

8.3 A ORIGEM E PROPAGAÇÃO DE SOBRETENSÕES TRANSITÓRIAS..................... 99

8.3.1 Sobretensões de origem atmosférica...................................................... 99

8.3.2 Sobretensões transitórias de manobra (chaveamentos) ........................ 113

CAPÍTULO 9

9 FORMAS DE PROTEÇÃO CONTRA SOBRETENSÕES TRANSITÓRIAS ................................................................................................... 116

9.1 A PROTEÇÃO OFERECIDA PELOS SUPRESSORES DE SURTOS NAS INSTALAÇÕES DOS CONSUMIDORES.............................................................................................. 120

9.1.1 Parâmetros e características elétricas dos dispositivos de proteção ..... 129

9.1.2 Custo de um sistema de proteção utilizando DPS................................ 132

9.2 ESTUDO DA NORMA ABNT - NBR 5410................................................... 133

CAPÍTULO 10

10 UMA PROPOSTA PARA A ADEQUAÇÃO DO PROBLEMA............... 144

10.1 POSSÍVEIS CONSEQÜÊNCIAS DO ATO DE OBRIGAR AS CONCESSIONÁRIAS A INSTALAR OS DPS ................................................................................................. 146

10.2 POSSÍVEIS CONSEQÜÊNCIAS DO ATO DE OBRIGAR OS CONSUMIDORES A INSTALAR OS DPS ................................................................................................. 149

10.3 ANÁLISE DAS FORMAS DE ROMPIMENTO DO DILEMA ................................. 151

CAPÍTULO 11

11 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES .................................................... 158

ix

ANEXO A – “CARTILHA DE ATUAÇÃO DA COMISSÃO DE SERVIÇOS PÚBLICOS DE ENERGIA RELATIVA A PID – PEDIDOS DE INDENIZAÇÃO DE DANOS DE CONSUMIDORES”..................................... 163

12 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................... 166

x

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Variações permissíveis da tensão de fornecimento (Austrália). ........................ 75

Tabela 2 - Impulsos normalizados para teste de equipamentos .......................................... 82

Tabela 3 - Tipos básicos de distúrbios de tensão ................................................................ 92

Tabela 4 - Categorias de transitórios ................................................................................... 94

Tabela 5 - Resumo das categorias dos distúrbios de tensão................................................ 98

Tabela 6 - Estatística de parâmetros de corrente de descargas atmosféricas para o

primeiro raio e os subseqüentes raios de retornos negativos. ............................................ 100

Tabela 7 - Parâmetros da tensão induzida por raios típicos, inicial e de retorno

subseqüênte.. ...................................................................................................................... 112

Tabela 8 – Valores esperados de sobretensões transitórias e corrente nos pontos das

instalações (categorias) com relação aos níveis de exposição aos surtos. ......................... 126

Tabela 9 – Categorias dos equipamentos e suportabilidade a sobretensões transitórias... 127

Tabela 10 : Principais características dos dispositivos de proteção ................................... 131

xi

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 – Gráfico representativo da evolução de pedidos e indenizações de danos

efetuadas pelas concessionárias paulistas nos anos de 1999, 2000 e 2001.......................... 25

Figura 2 – Gráfico representativo da evolução comparativa dos pedidos de indenização

por concessionárias nos anos de 1999, 2000, 2001 e no 1o. trimestre de 2002. ................... 27

Figura 3 – Gráfico representativo do indicador 1: pedidos recebidos por mil

consumidores por ano........................................................................................................... 28

Figura 4 – Gráfico representativo dos pedidos deferidos por mil consumidores por ano... 29

Figura 5 – Gráfico representativo dos pedidos indeferidos por mil consumidores por

ano. ....................................................................................................................................... 30

Figura 6 – Gráfico representativo do indicador 2: percentual de pedidos deferidos por

pedidos recebidos pelas concessionárias paulistas em 1999, 2000 e 2001. ......................... 31

Figura 7 – Gráfico representativo da receita operacional líquida em mil reais e

montantes de valores indenizados em reais (períodos 1999, 2000 e 2001) ......................... 32

Figura 8 - Gráfico representativo da incidência de reclamações na Ouvidoria da CSPE

comparados aos pedidos de indenização recebidos e indeferidos pelas concessionárias –

ano base 2001. ...................................................................................................................... 33

Figura 9 – Efeitos relativos em um aparelho em relação a amplitude e duração de

sobretensões. ........................................................................................................................ 80

Figura 10 - Faixa de operação satisfatória em aparelho projetado para compatibilidade

com a rede elétrica: ANSI/IEEE – std. 446-1987 susceptibilidade de equipamentos de

informática. .......................................................................................................................... 83

Figura 11 - Curva ITI (Information Technology Industry Council). .................................. 84

Figura 12 - Curva SEMI (Semiconductor Equipament and Materials International) ......... 85

xii

Figura 13 - Ilustração do conceito de margem de compatibilidade entre a

susceptibilidade de um aparelho e a severidade dos distúrbios na rede elétrica.................. 87

Figura 14 - Ilustração básica do conceito de nível de compatibilidade. ............................. 89

Figura 15 – Pontos notáveis de um transitório de tensão impulsivo................................... 95

Figura 16 - Transitório de tensão oscilatório na desenergização de capacitores. ............... 97

Figura 17 - Curva da probabilidade da magnitude da corrente do raio............................... 99

Figura 18 - Sobreposição de uma sobretensão atmosférica a onda fundamental de

tensão.................................................................................................................................. 100

Figura 19 - Proteção dispensada por um pára-raios a um transformador de distribuição. 102

Figura 20 - Corrente e tensão do sistema no momento da descarga pela atuação do pára-

raios. ................................................................................................................................... 103

Figura 21 : Características operativas dos pára-raios de ZnO e SiC .................................. 104

Figura 22 - Estrutura convencional de uma estação transformadora, com o sistema de

proteção contra descargas atmosféricas. ............................................................................ 104

Figura 23 - Surto conduzido no sistema de distribuição primário e secundário. .............. 106

Figura 24 – Ilustração da formação de sobretensões transitórias (surto) induzidas na

rede de distribuição de baixa tensão................................................................................... 111

Figura 25 - Sobreposição de uma sobretensão de manobra à onda fundamental de

tensão.................................................................................................................................. 114

Figura 26 – Curva característica de DPS classe “C”......................................................... 122

Figura 27 – Conceito de locação de categorias de proteção nas instalações das unidades

consumidoras (ANSI/IEEE C 62.41 – 1991). .................................................................... 123

Figura 28 - Locação de três estágios (categorias) de proteção.......................................... 124

Figura 29 - Conceito de locação de categorias de proteção nas instalações das unidades

consumidoras (IEC 60.664-1). de três estágios (categorias) de proteção .......................... 126

xiii

Figura 30: Instalação de Dispositivos de Proteção contra Sobretensões (DPS) em

esquemas de aterramento TN ............................................................................................. 138


esquemas de aterramento TT, a jusante do dispositivo Diferencial-Residual (DR) .......... 139


esquemas de aterramento TT, a montante do dispositivo Diferencial-Residual (DR)....... 140


esquemas aterramento IT, a jusante do dispositivo Diferencial-Residual (DR) ................ 141

Figura 34: Instalação de Dispositivos de Proteção contra Sobretensões (DPS classe “C”

trifásico) em esquemas de aterramento TN-C.................................................................... 142

Figura 35: Instalação de três estágios de Dispositivos de Proteção contra Sobretensões

(DPS - classe “B”, “C” e “D”) em esquemas de aterramento TN-S .................................. 143

Figura 36: Instalação de três estágios Dispositivos de Proteção contra Sobretensões

(DPS - classe “B”, “C” e “D”) em esquemas de aterramento TN-C-S.............................. 143

xiv

LISTA DE SIGLAS E ABREVIATURAS

? - Ohm.

? H/m – micro Henry por metro.

? s – microssegundo.

? s – nanosegundo.

ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas.

AMN - Associação Mercosul de Normalização.

Anatel – Agência Nacional de Telecomunicações.

Aneel – Agência Nacional de Energia Elétrica.

ANSI – American National Standard Institute.

BT – Baixa tensão (segundo a Resolução da Aneel No. 456/00 menor que 2,3 kV).

CBEMA - Computer Business Equipment Manufactures Association.

CDC – Código de Defesa do Consumidor.

CEA – Canadian Electricity Association.

CEER – Council of European Energy Regulator.

CEM – Compatibilidade Eletromagnética.

CENELEC – European Commitee for Electrotechnical Standardization.

CF – Constituição Federal.

CIRED - Conference International des Réseuax de Distribuição.

COPANT - Comissão Pan-americana de Normas Técnicas.

CP&L – Flórida Power & Light.

CPFL – Companhia Paulista de Força e Luz.

CSA – Canadian Standards Association.

CSPE – Comissão de Serviços Públicos de Energia do Estado de São Paulo.

DEC - Duração Equivalente de interrupções por Consumidor.

DPS – Dispositivo de Proteção contra Sobretensões (Surtos).

DR – Dispositivo Diferencial Residual.

E.U.A. – Estados Unidos da América.

xv

EDF – Electricité de France.

EDP – Eletricidade de Portugal.

EMI – Interferência Eletromagnética.

ETSI – European Telecommunications Standards Institute.

FEC - Freqüência Equivalente de interrupções por Consumidor.

Hz – Hertz.

IEC – International Electrotechnical Commission.

IEEE – Institute of Electrical and Electronic Engineers.

IRAM - Instituto Argentino de Normalização.

ISO - International Organization for Standardization.

ITI - Information Technology Industry Council.

kA – Quilo Ampère.

kA/? s – Quilo Ampère por microssegundo.

KHz – Quilo Hertz.

kJ – Quilo Joule.

kV – Quilo Volt.

kV/m – Quilo Volt por metro.

kVA – Quilo Volt Ampère.

L di/dt – Expressão da tensão elétrica em um indutor (L é a indutância e di/dt é a

derivada da corrente em função do tempo.

LEMP - Lightning Electromagnetic Pulse.

mA – mili Ampère.

MOV – Metal Oxido Varistor.

ms – milisegundo.

MTOC – Máxima Tensão de Operação Contínua.

NBR – Norma Brasileira.

NER – National Electricity Regulator in South Africa.

P&D – Pesquisa e Desenvolvimento.

p.u. – por unidade

PID – Pedidos de Indenização por Danos em aparelhos elétricos.

xvi

S.A.C. – Serviço de Atendimento ao Consumidor.

SAD – Silicon Avalanche Diodo

SAIDI - System Average Interruption Duração Index.

SAIFI System Average Interruption Frequency Index.

SEMI - Semiconductor Equipament and Materials International.

SEMP - Switching Electromagnetic Pulse.

SiC – Carboneto de Silício.

SMA/Aneel - Superintendência de Mediação Administrativa setorial da Aneel.

SRD/Aneel – Superintendência de Regulação da Distribuição da Aneel.

SRE/Aneel - Superintendência de Regulação Econômica da Aneel.

TEPCO – Tokyo Electric Power Company.

TVSS – Transient Voltage Surge Suppressors.

UTE – Union Technique De L’Electricité.

ZnO – Óxido de Zinco.

1 INTRODUÇÃO

Nos dias atuais, com o uso cada vez maior de dispositivos

semicondutores nos aparelhos e equipamentos eletroeletrônicos industriais,

comerciais e domésticos, em decorrência da maciça difusão da informática, da

automação e das telecomunicações, a sociedade passou a observar mais intensamente

as deficiências da qualidade da energia elétrica fornecida.

Os distúrbios nos parâmetros de qualidade da energia que, em

tempos atrás, eram pouco sentidos pelos aparelhos - normalmente eletromecânicos -

passaram a ser responsáveis, na medida da difusão de eletroeletrônicos mais

sensíveis, por um crescente aumento do índice de danos elétricos.

Favorecidos pelo novo ambiente setorial que foi regulado há poucos

anos e impulsionados pelo crescente acesso à informação e pela maior divulgação

dos direitos do consumidor, têm tomado monta “Pedidos de Indenização por Danos”

em aparelhos elétricos – PID - de consumidores atendidos em baixa tensão dirigidos

às concessionárias de distribuição de energia elétrica.

Só um consumidor insatisfeito reclama indenização. Se seu pleito

não for atendido, o estado de insatisfação se agrava e pode evoluir para um conflito.

As situações de conflito entre consumidor e concessionária têm se avolumado, com

reflexo em várias instâncias públicas e privadas da vida nacional.

Os “Pedidos de Indenização por Danos” de aparelhos elétricos e

eletrônicos se transformaram em um grande problema da sociedade brasileira. Há um

crescente estímulo ao consumidor em geral, e ao consumidor de energia elétrica em

particular, para que reclame seus direitos com base nas exigências de serviço público

com alto grau de qualidade. E há também, de forma simultânea, a constatação de

crescentes dificuldades na consecução da indenização reclamada.

2

O “apagão” de 1999 trouxe os problemas do sistema elétrico ao

cotidiano do brasileiro. Tanto a vulnerabilidade do sistema ficou exposta à família

brasileira, como ela percebeu que o Estado cumpria um novo papel de cobrar

responsabilidade das empresas de energia elétrica, inclusive para pagar aparelhos

afetados.

Todavia, o grande marco que selou a parceria da sociedade com o

setor elétrico, atendendo a um chamado do governo, foi o episódio do racionamento

de 2001. A resposta cívica foi surpreendente, permitindo um grande e inusitado

gerenciamento pelo lado da demanda. O povo tornou-se participante da gestão da

energia.

Assim, nada mais natural que exija o cumprimento das

responsabilidades quando algo lhe dá prejuízo.

Um dos objetivos declarados da reestruturação do setor elétrico

brasileiro foi o de buscar o equilíbrio entre agentes, principalmente o equilíbrio entre

os interesses do consumidor e da concessionária, através do instituto da regulação.

Este estudo constata que na matéria danos e ressarcimentos há uma

certa evidência da sociedade estar sendo levada justamente para o oposto, com forte

tendência para uma situação em que a concessionária, conseguindo adaptar-se ao

arcabouço regulatório atual, consiga também evitar, de maneira cada vez mais

acentuada, de pagar o ressarcimento reclamado pelo consumidor insatisfeito.

Levando em conta que as instituições ainda não dispõem de meios

de garantir uma forma socialmente justa de encaminhar soluções para a questão do

ressarcimento por danos elétricos, e considerando alguns aspectos técnicos, jurídicos

e econômicos relevantes para o tema, este trabalho pretende demonstrar a tese de que

uma forma adequada de diminuir litígios é reduzir a probabilidade de que os danos

possam ocorrer, através de ações envolvendo equilibradamente concessionárias e

sociedade com a proteção do sistema.

3

2 OS DANOS EM APARELHOS ELÉTRICOS E SEUS REFLEXOS NA

REGULAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

Para todos os efeitos, este trabalho considera que o termo aparelho

elétrico cabe, indistintamente, para o tratamento de aparelhos e equipamentos ligados

à rede elétrica, não importando se contenham componentes eletrônicos, quando são,

geralmente, denominados de eletroeletrônicos.

Os distúrbios na qualidade da energia fornecida pelas

concessionárias de serviço público, que em tempos atrás eram poucos sentidos pelos

aparelhos elétricos, normalmente eletromecânicos, atualmente têm sido responsáveis

por índices crescentes de danos elétricos à grande variedade de aparelhos

eletroeletrônicos e equipamentos elétricos tanto residenciais (eletrodomésticos) como

comerciais e industriais.

Os danos que, predominantemente, têm afetado os aparelhos dos

consumidores atendidos em baixa tensão de distribuição (tensão inferior a 2,3 kV),

normalmente nas tensões classe 127 e 220 Volts, podem ser desde uma falha

operacional até a falha permanente, costumeiramente chamada de queima.

Esse problema tem sido objeto de crescente atenção do setor elétrico

mundial devido à difusão da aplicação de dispositivos semicondutores, que são mais

sensíveis às perturbações da tensão de alimentação.

No Brasil, na medida em que se tem um crescente índice de Pedidos

de Indenização por Danos em aparelhos elétricos – PID (denominação costumeira do

setor elétrico que generaliza as solicitações de indenizações pela queima de toda

gama de aparelhos e equipamentos elétricos e eletrônicos, incluindo os

eletrodomésticos), predominantemente de consumidores atendidos em baixa tensão,

um problema de regulação do setor elétrico torna-se mais contundente. Diretamente,

em um PID são envolvidos aspectos técnicos, econômicos e legais.

4

Situações de incertezas, geradas pela falta de informações de falhas,

os chamados registros de ocorrências, estão presentes na análise de pertinência

realizada pelas concessionárias. Esse fato tem conduzido a uma situação de impasse

na decisão pelo deferimento ou indeferimento de um PID.

Costumeiramente, nesses casos, diz-se não haver nexo causal, ou

seja, algo palpável e registrado capaz de poder ao menos inferir sobre a causa do

dano. Na ausência desse elo entre o aparelho danificado e o fator causador, as

concessionárias consideram improcedentes os PID recebidos. Como exemplo,

podem-se destacar os danos causados por sobretensões transitórias geradas pelos

fenômenos físicos de condução ou indução de descargas atmosféricas, que não

causam interrupções sustentadas do fornecimento de energia.

Tais sobretensões transitórias podem não ser registradas pelas

concessionárias e, portanto, conduzirem a indeferimentos de PID. Algumas vezes

também são usadas alegações de caso fortuito ou força maior.

Alegações de que determinados eventos ocorridos na rede elétrica

não tiveram potencial suficiente para causar o dano do qual se pleiteia o

ressarcimento, também são usadas pelas concessionárias como justificativa para

indeferir alguns PID. Esse tipo de justificativa gera dúvidas e mesmo quando

corretamente analisadas não são entendidas pelos consumidores, que não têm o

mesmo embasamento técnico da concessionária. Para o consumidor o que importa é

que, com ou sem potencial danoso, a falha em seu aparelho coincidiu com o evento

ocorrido na rede elétrica da concessionária.

Alguns consumidores aceitam as justificativas do indeferimento sem

muita resistência, normalmente oprimidos pelo desconhecimento técnico. Para

outros, isso gera um grande mal estar. Sentem-se como se estivessem sendo

“passados pra traz” ou que a concessionária considera-os desonestos. Normalmente,

esses consumidores não conformados recorrem ao órgão regulador para que

interceda por eles. É importante que se tenha a sensibilidade de compreender a

5

dimensão cívica que há nesse recurso: o cidadão está a chamar o Estado para que este

o defenda frente ao poderio do concessionário, é um clamor por justiça, é um “aqui

d’el rey”.

O Estado é chamado pelo cidadão para lhe dar garantia de que seu

direito seja defendido. Essa dimensão dá a agência do Estado que trata com o

cidadão-consumidor uma responsabilidade adicional.

O Congresso criou em 1996 um órgão regulador com o nome de

agência para assumir, entre outras, tal responsabilidade. O próximo item desse

trabalho tratará do contexto político em que a Agência Nacional de Energia Elétrica

(Aneel) foi criada, em um ambiente de reformas estruturais do próprio Estado.

Antecipando-se a ele, talvez seja oportuno ver a forma como essa responsabilidade

vem sendo assumida, em um texto da própria agência, e os problemas que estão

surgindo.

“Assim é que tanto a Lei no. 9.427/96 quanto o Decreto No.

2.335/97 prevêem que é de competência da Agência Nacional de Energia Elétrica -

Aneel a solução, no âmbito administrativo, das divergências entre concessionárias e

seus consumidores. Mais detalhadamente, a Lei no. 9.784/99, que regula o processo

administrativo no âmbito da Administração Pública Federal, informa que se trata de

dever, e não de faculdade da Aneel, o exame de processos de sua competência, a

saber: ‘Art. 48 A Administração tem o dever (g.n.) de explicitamente emitir decisão

nos processos administrativos e sobre solicitações, em matéria de sua competência’.”

(Aneel, 2002e).

Todavia, no dever de emitir decisão, o regulador também não vê

possibilidade, em muitos casos, de dar um parecer com certeza do nexo causal.

Contudo, tem por responsabilidade manter o equilíbrio nas relações consumidor-

concessionária e intercede com o intuito de buscar uma solução, através de mediação

que, às vezes, é infrutífera. Como conseqüência, o consumidor fica em dúvida e

decide se recorre ou não ao judiciário.

6

A indisponibilidade de regras claras para a condução do problema e

o índice acentuadamente crescente de PID torna discutíveis as ações regulatórias,

colocando, de certa forma, em “xeque” a atuação da Aneel.

Pouco se tem feito no Brasil para a implantação de soluções que

evitem a ocorrência dos danos. Vários países já implementaram regras que definem

responsabilidades pelo provimento de sistemas de proteção, com êxito. Enquanto

isso, no Brasil ainda não se tem estabelecido responsabilidades. As ações regulatórias

setoriais, implementadas pela Aneel, se prendem na determinação de critérios para a

definição do deferimento ou indeferimento de PID pelas concessionárias, não

havendo nenhuma evidência de ações direcionadas à redução do índice de danos.

Há que se mencionar que as insatisfações dos consumidores se

agravam pelo fato de não terem sido claramente informados pela concessionária do

risco de sofrerem danos e das formas de prevenção.

Como fator concorrente aos danos, pode-se destacar, também, a

falta de melhores orientações pelos fabricantes dos aparelhos quanto aos riscos de

serem danificados se não forem adequadamente instalados, bem como apresentar

claramente nos manuais os níveis de tolerância às perturbações na rede elétrica.

Para os distúrbios elétricos transitórios, ainda não há

regulamentação sobre número de eventos, taxa de tolerância das variações de tensão

etc.. As disposições regulatórias voltadas para a qualidade do produto e serviço,

como exemplo a Resolução da Aneel No. 24, de 27 de janeiro de 2000 e a Resolução

Aneel No. 505, de 26 de novembro de 2001, respectivamente, consideram apenas as

interrupções (indicadores de continuidade) com duração maior ou igual a 1 (um)

minuto e estabelecem apenas as disposições relativas à conformidade dos níveis de

tensão em regime permanente, não sendo suficientes para garantir o monitoramento

da qualidade da energia fornecida.

7

Pelos relatórios de dados colhidos no Estado de São Paulo, constata-

se que nas concessionárias paulistas o número de reclamações vem crescendo a cada

ano, com um aumento do número de indeferimentos às solicitações, o que já é

preocupante com relação aos direitos e satisfação do consumidor, além de que os

valores envolvidos nas indenizações referentes apenas aos custos de reparo dos

aparelhos tem sido cifras grandes e crescentes, o que gera em ambas situações a

necessidade da busca pelo equilíbrio das relações entre consumidores e

concessionária.

Além do crescente aumento do uso da tecnologia do estado sólido

(dispositivos semicondutores em circuitos integrados) e maior acesso da população à

aquisição dos bens eletroeletrônicos, há que se considerar, também, a maior

conscientização da população aos seus direitos como consumidor.

8

3 AS RECENTES MUDANÇAS NO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

“O esgotamento do modelo de financiamento da manutenção e da

expansão do sistema elétrico brasileiro no final dos anos 80 foi o fator mais marcante

no desencadeamento do processo de transformação que se iniciou a partir dos anos

90. Essa mudança acompanhou tendências mundiais e vem se caracterizando pela

transferência do Estado para a iniciativa privada de setores de prestação de serviços

públicos de energia, através de um amplo processo de privatização” (COSTA et al.,

1999).

Há muitos autores que afirmam que o fator mais marcante foi o

fiscal: o governo vendeu ativos para ganhar dinheiro para abater a dívida.

Com o advento do Programa de Desestatização do setor elétrico, a

partir de 1995, tornou-se necessário o desenvolvimento de amplo processo de

reestruturação institucional e regulamentar desse setor.

A Lei de Concessões de Serviços Públicos (No. 8.987), editada em

13 de fevereiro de 1995, que dispõe sobre o regime de concessão e permissão da

prestação de serviços públicos previsto no art. 175 da Constituição Federal e a Lei

No. 9.074, de 07 de julho de 1995, específica para a área de energia elétrica,

forneceram um ordenamento legal básico e os principais contornos e diretrizes para o

desenvolvimento dos trabalhos de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro –

RESEB, que tiveram início em 1996 e sua conseqüente regulamentação.

Esse processo trouxe a redução do papel do Estado como

empreendedor. Entretanto, passou a ter importância, cada vez mais, o papel de

regulador. Restou, assim, ao Estado equilibrar, através da regulação, o novo

ambiente setorial, com a presença de agentes privados, gestão empresarial

independente e condição de mercado competitivo.

9

Cabe, ainda, fundamentalmente, ao Estado prover a proteção ao

consumidor, assegurando-lhe qualidade na prestação do serviço de energia, preço

justo e ritmo de expansão do setor elétrico adequado ao desenvolvimento econômico

do país.

Dentro dessa perspectiva, conferiu-se necessidade à criação e

organização de órgãos reguladores de serviços públicos, independentes, que teriam

incumbência de estabelecer as condições para expansão desses serviços, com

critérios de universalização – acessíveis a todos os brasileiros, de qualidade –

atendendo às diferentes necessidades e expectativas e de preços justos e módicos que

sejam viáveis a usuários e concessionários.

“A drástica transformação no papel do estado: em lugar de

protagonista na execução dos serviços, suas funções passam a ser as de

planejamento, regulamentação e fiscalização das empresas concessionárias. É nesse

contexto que surgem, como personagens indispensáveis, as agências reguladoras”

(MENEZELLO, 2002 apud BARROSO, 2002).

No setor elétrico, esse papel coube à Agência Nacional de Energia

Elétrica – Aneel, criada pela Lei No. 9.427, de 26 de dezembro de 1996. Seu

regulamento foi instituído pelo decreto No. 2.335, de 6 de outubro de 1997.

Assim, no contexto do novo modelo para o setor elétrico, foi

atribuída à Aneel competência para elaborar regulamentos e fixar normas, fiscalizar

o seu cumprimento e aplicar sanções quando as iniciativas do setor ou a ausência

delas venham a prejudicar o usuário e a sociedade em geral.

Também à Aneel foi conferido os poderes de conciliação, que se

traduzem na capacidade de, dentro do setor, conciliar ou mediar interesses de

concessionárias e consumidores e de recomendação, consistentes na prerrogativa de

subsidiar, orientar ou informar o poder político, recomendando medidas ou decisões

a serem editadas no âmbito das políticas públicas.

10

“Segundo Ildo Sauer, a decisão política de privatizar o setor deve

ser respeitada, já que foi tomada por um governo eleito democraticamente. ‘Cabe-nos

contribuir para que as conseqüências sejam as menos ruins e para que o sistema

funcione adequadamente, já que infra-estrutura e energia são fundamentais para a

sociedade.’ Ele destaca que, independente da opinião que cada um dos professores

tenha a respeito da nova política energética, ela é um fato. Cabe, portanto, às

universidades, segundo ele, suprir lacunas para que a sociedade tenha, na medida do

possível, preservados e resguardados os seus interesses” (Jornal da USP, 2000).

Apesar do arcabouço regulatório desenvolvido, os casos de Pedidos

de Indenização por Danos em aparelhos elétricos – PID ainda têm sido um hiato

regulatório.

Algumas obrigações das concessionárias, ainda não adequadamente

regulamentadas pela Aneel e que envolve o problema de PID, são estabelecidas pela

Lei 9.074, no item “Das Disposições finais” que, em seu artigo 34, frisa que a

concessionária que receber bens e instalações da União entregues à sua

administração, deverá:

“I – arcar com a responsabilidade pela manutenção e conservação das mesmas;”

“II – responsabilizar-se pela reposição dos bens e equipamentos na forma do disposto

no art. 6o. da Lei No.8.987, de 13 de fevereiro de 1995.”

Na Lei 8.987, no item: – “Do Serviço Adequado”, em seu artigo 6o.

está descrito: “Toda concessão ou permissão pressupõe a prestação de serviço

adequado ao pleno atendimento dos usuários, conforme estabelecido nesta lei, nas

normas pertinentes e no respectivo contrato.”

“§1o. Serviço adequado é o que satisfaz as condições de

regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, cortesia na sua

prestação e modicidade de tarifas”.

11

“§2o. A atualidade compreende a modernidade das técnicas, do

equipamento e das instalações e a sua conservação, bem como a melhoria e expansão

do serviço”.

Segundo BLANCHET (1999), a atualidade, nos termos do §2o.,

consubstancia-se na conjugação de três fatores: como pressuposto e meios, a

modernidade do Know how e dos procedimentos técnicos; como instrumento, a

modernidade e boa conservação dos recursos materiais (equipamentos e instalações);

e como meta, a melhoria e expansão do serviço.

“A lei afasta, portanto, a possibilidade de utilização de técnicas e

recursos materiais obsoletos e a falta de perspectivas de melhoria” (BLANCHET,

1999).

Entende-se, então, por atualidade, que a rede de distribuição de

energia elétrica deve acompanhar as evoluções tecnológicas da carga, ou seja, deve

ser modernizada.

3.1 A Ouvidoria no setor elétrico

Difundida nas instituições públicas e privadas e caracterizada como

um espaço para registro de críticas, sugestões, reclamações, denúncias etc., as

Ouvidorias estabelecem um canal prático e de fácil acesso aos usuários do serviço

público, consumidores e à sociedade em geral.

No Brasil, a origem das Ouvidorias remonta à época da colonização

portuguesa, em que os Governadores Gerais das Capitanias Hereditárias possuíam

em suas estruturas de governo Ouvidores, indicados pelo Rei de Portugal e que, já

naquela época, possuíam poderes para lavrar e promulgar leis, estabelecer câmara de

vereadores, atuar como comissários de justiça e ouvir reclamações e reivindicações

da população sobre improbidade e desmando por parte dos servidores do governo.

12

“A Suécia foi o primeiro país do mundo a criar a figura do

ombudsman. Isto ocorreu no século XIX. O ombudsman foi criado a partir do

ordenamento jurídico sueco, em 1809, com as atribuições de ‘controlar a observância

das leis e denunciar aqueles agentes públicos que, no exercício de suas funções

públicas, cometeram ilegalidades no desempenho das funções inerentes ao cargo e

canalizar as queixas, reclamações e sugestões do povo relacionadas à administração

pública’ ” (Polícia Militar de São Paulo - PM –SP, 2002).

A palavra Ombudsman, expressão de origem nórdica, resulta da

junção da palavra ombud, que significa “representante”, “procurador”, com a palavra

man, “homem”. Ombudsman seria, então, o "representante de alguém".

Após a 2ª Guerra Mundial, a figura do ombudsman tornou-se

referência internacional, identidade das democracias estáveis. Com denominações

diferenciadas, mas com funções similares àquelas dos países escandinavos, esse

instrumento democrático de fiscalização espalhou-se por todos os Continentes,

deixando de ser um mecanismo do sistema parlamentarista, adaptando-se aos mais

distintos sistemas jurídicos e de governo.

“No Brasil, um ano após a independência, inicia-se uma série de

tentativas visando regulamentar através de Lei, o Ombudsman Brasileiro. A primeira

ocorreu em 1923, por iniciativa do deputado constituinte José de Souza Mello e a

última, em 1998, em proposta apresentada pela Comissão de Notáveis, grupo

coordenado pelo jurista Afonso Arinos, de incorporar o instituto ao texto

constitucional. Apesar de todas as tentativas não existe a regulamentação da figura

do Ouvidor na Constituição Brasileira” (Secretaria da Fazendo do Governo do

Estado de Pernambuco - SEFAZ, 2002).

Embora a figura do Ouvidor não esteja incorporada ao texto

constitucional brasileiro, sua presença na administração pública, deve-se às

iniciativas independentes dos gestores públicos que, no desenvolvimento do processo

de modernização de cada instituição e dentro de seu universo de atuação,

13

identificaram a Ouvidoria como um canal prioritário de comunicação para se

relacionar com a sociedade.

Neste contexto, a consolidação das Ouvidorias no Brasil iniciou-se a

partir de 1986, quando foi criada a primeira Ouvidoria Pública no país, na cidade de

Curitiba - PR. A sua importância foi tão intensificada que não só a Administração

Pública desenvolveu sua implantação, como a iniciativa privada também identificou

essa necessidade, o que fez muitas empresas criarem o seu Ombudsman, com os

mesmos objetivos: inserir na forma de reclamações, sugestões e críticas, os anseios

de seus clientes/consumidores, visando atingir o mais elevado nível de excelência de

seus serviços e produtos.

No Brasil as sinonímias expressões “Ouvidor” e “Ombudsman” são,

respectivamente, utilizadas predominantemente no setor público e no setor privado.

No setor elétrico, a história das Ouvidorias se confunde com o

momento da recente reestruturação em que a Agência Nacional de Energia Elétrica -

Aneel foi instituída. A legislação que definiu a Aneel prevê que um dos diretores da

autarquia deve ser indicado pela diretoria colegiada para exercer a função de

Ouvidor. É da competência da Superintendência de Mediação Administrativa

Setorial (SMA/Aneel) o desenvolvimento de todas as atividades de ouvidoria no

âmbito da Agência, inclusive em relação à mediação de conflitos entre agentes do

setor, ou entre estes e os consumidores de energia elétrica.

“Considerada como o canal aberto de comunicação entre a Aneel e a

sociedade, com a incumbência de registrar as queixas sobre a qualidade do serviço

prestado e as expectativas do consumidor, ordená-las e exigir das concessionárias

maior agilidade na resolução das reclamações, a Ouvidoria pode ser considerada o

órgão diretor das ações de uma agência de regulação. Pelos seus registros pode-se

inferir sobre a situação do mercado regulado. A qualidade do serviço prestado reflete

diretamente na satisfação do consumidor. Sendo assim, suas estatísticas são o

‘termômetro’ dos serviços regulados” (Aneel, 2002f).

14

“A experiência de mediação da Ouvidoria vem ajudando a Aneel a

produzir regulamentos e resoluções mais próximas das expectativas da população.

Enquanto acata as reclamações do consumidor, ela serve como uma fotografia,

atualizada diariamente, do grau de satisfação do usuário” (Aneel, 2002f).

No Estado de São Paulo, onde parte importante da pesquisa foi

realizada, pela Lei Complementar No. 833, de 17 de outubro de 1997, com

regulamentação estabelecida pelo Decreto No. 43.036, de 14 de abril de 1998, foi

criada a Comissão de Serviços Públicos de Energia – CSPE para assumir, por meio

de convênio de delegação e descentralização firmado com a Aneel, as atividades de

fiscalização técnica, comercial e econômico-financeira das concessionárias de

energia elétrica. Também à CSPE compete a regulação e fiscalização das concessões

de distribuição de gás canalizado, de competência estadual por força de lei.

Na Comissão de Serviços Públicos de Energia do Estado de São

Paulo (CSPE), em conformidade com o Convênio de Cooperação e de

Descentralização de Atividades firmado com a Aneel, também foi criada a Ouvidoria

em 1998.

“A CSPE dispõe de um serviço de Ouvidoria que permite a todos os

cidadãos o registro de reclamações relativas aos serviços prestados pelas

concessionárias de energia elétrica e gás canalizado. Este serviço é gratuito e está à

disposição do consumidor sempre que forem esgotadas as possibilidades de acordo

direto entre ele e a concessionária” (CSPE, 2003).

Nas concessionárias de energia elétrica, as Ouvidorias devem

manter amplo relacionamento com a Ouvidoria da Aneel e de suas agências

descentralizadas, deixando transparentes as informações e os indicadores de

atendimento.

15

3.1.1 O tratamento dado pela Ouvidoria da Aneel

Como diretriz de procedimentos, a orientação da Aneel é que o

consumidor deva procurar, primeiramente, as concessionárias para encaminhar suas

reclamações. Caso se sinta insatisfeito com o atendimento da empresa, pode recorrer

à Ouvidoria da Aneel ou das Agências Estaduais Conveniadas.

Comumente, as reclamações registradas na Ouvidoria da Aneel ou

em suas agências estaduais delegadas já foram feitas também na Ouvidoria da

concessionária e não obtiveram resultado satisfatório.

No que concerne aos casos de PID, normalmente, o processo ao ser

recebido pela concessionária, através do S.A.C. (Serviço de Atendimento ao

Consumidor), é encaminhado à área técnica para que seja avaliada a pertinência e

emitido um parecer deferindo ou indeferindo a solicitação. Parte dos casos

considerados improcedentes pela concessionária, quando da insatisfação do

consumidor, são redirecionados em seqüência para a Ouvidoria da concessionária e,

finalmente, por iniciativa do consumidor, para a Ouvidoria da Aneel ou de suas

agências delegadas. Nesse caso, o consumidor recorre à instância superior, ainda na

esfera administrativa.

O procedimento da agência de regulação, a partir do recebimento de

solicitações desse tipo, é o de solicitar do seu corpo técnico o exame e a emissão de

um parecer. Se o resultado da apreciação da agência for favorável ao consumidor,

esta encaminhará notificação para a concessionária, expondo o seu entendimento e

solicitando a reanálise do caso. Caso contrário, se o entendimento for pela

improcedência do pedido, mesmo assim a agência busca o entendimento entre

concessionária e consumidor através de um processo de mediação.

“À Aneel, bem como às Agências Estaduais, cumpre o dever de

receber, examinar e decidir processos de sua competência. Cabe ressaltar que o dever

de decidir não implica em que seja a Ouvidoria instrumento de aplicação de sanções;

16

ao revés, a ela cabe o papel de orientadora, sendo que somente na hipótese de

ineficiência das orientações, que seja encaminhado o caso para a área de fiscalização,

com o intuito de que haja lugar para as deliberações necessárias” (Aneel, 2002e).

Neste contexto, a Constituição Federal, em seu Art. 5o., inciso

XXXV estabelece: “A lei não excluirá da apreciação do Poder Judiciário lesão ou

ameaça de lesão a direito”. Assim, caso haja um direito efetivamente lesado, não é

competência da Aneel, condenar o causador do dano a ressarcir, por se tratar de uma

decisão de competência do Judiciário, sob pena de violar o princípio constitucional.

Como as decisões da Aneel ou de suas agências descentralizadas

não transitam em julgado, tanto os consumidores como as concessionárias podem,

caso se sintam prejudicados, recorrer ao Poder Judiciário. As estatísticas mostram

que raramente o consumidor recorre ao judiciário. Explica-se o fato pelos custos

processuais e desequilíbrio de poderes técnico-econômicos entre o consumidor e a

concessionária.

Atenção especial foi dispensada pela Ouvidoria da Aneel, em 1999,

ao acompanhar o pagamento de indenizações aos consumidores que tiveram

aparelhos eletroeletrônicos danificados por causa das perturbações na qualidade da

energia advindas do “apagão” ocorrido no dia 11 de março de 1999. Feitas as

apurações, conforme determinação da Agência, cerca de 9 mil famílias foram

ressarcidas, num montante que atingiu aproximadamente R$ 1,5 milhão.

Em publicação no jornal eletrônico Canal Energia

(http://www.canalenergia.com.br), de 7 de abril de 1999, o Governo exigiu

indenizações por “apagão”: “Ministro recomenda à Aneel que puna as

concessionárias que não indenizarem os prejudicados.”

Segundo publicação no Boletim Energia da Aneel no.5 e no.7,

respectivamente, de março e maio de 2002 e no Canal Energia, de 08 de maio de

2002, outro destaque para a questão foi dado. Foram mais de 21 mil reclamações por

17

danos em equipamentos elétricos provocados pelo “apagão” do dia 21 de janeiro de

2002. As 41 distribuidoras de energia ressarciram os consumidores atingidos nas

regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste de um valor total de R$ 3 milhões.

Observa-se que apenas um evento pode gerar danos substanciais. Os

valores descritos referem-se apenas ao ressarcimento da manutenção ou reposição do

aparelho eletroeletrônico, não se trata dos lucros cessantes devidos à queima ou

mesmo mal funcionamentos e outros transtornos que podem ser mais vultosos.

Cotidianamente, a Agência, através de sua Ouvidoria, recebe muitas

reclamações referentes a PID. Constata-se que são PID provenientes das mais

diversas causas relacionadas à qualidade da energia e que, em grande parte, por

terem sido causados por eventos não registráveis pelos atuais meios convencionais

das concessionárias, apresentam dificuldades para a Agência emitir parecer.

3.1.2 Reclamações referentes a PID na Ouvidoria da Comissão de Serviços Públicos de Energia de São Paulo

“A Ouvidoria da CSPE tem a missão de conduzir de forma

imparcial e independente a tarefa pública de respeitar e fazer ser respeitada a

legislação que trata da prestação do serviço público de energia elétrica e gás

canalizado, contribuindo para a difusão dos direitos e deveres dos consumidores e

dos agentes, intervindo para a resolução de conflitos, sempre que o entendimento

direto tenha se tornado impossível” (CSPE, 2000).

Segundo o Relatório Anual CSPE (2000), são objetivos da

Ouvidoria:

- Buscar a solução dos problemas e conflitos entre cidadão-usuário e agentes,

atendendo e orientando esses diversos públicos.

- Registrar e acompanhar todas as etapas do processo, em cumprimento ao

Convênio de Cooperação e Descentralização de Atribuições da Agência

Nacional de Energia Elétrica – Aneel.

18

- Atuar na prevenção de questões que possam gerar conflitos.

- Esclarecer e orientar o público consumidor em geral, buscando a

conscientização e o fortalecimento da cidadania.

- Contribuir para o aprimoramento da legislação.

- Participar no sentido de orientar a fiscalização, a partir de reclamações

registradas.

“Considerando que entre os objetivos da CSPE está a busca de

equacionamento dos problemas comuns decorrentes do relacionamento entre as

empresas do setor elétrico e seus consumidores, constata-se como matéria de

interesse das concessionárias, a instituição de procedimentos uniformes e comuns a

serem seguidos, visando minimizar, e até eliminar, questões advindas da inexistência

de regras para as avaliações relativas a danos sofridos decorrentes da qualidade do

serviço prestado ou de contingências oriundas das instalações ou de interferência de

prepostos, aos consumidores ou a terceiros.” (ANDRADE et al., 2001).

“Nos casos de resolução de conflitos no âmbito administrativo, é

senso comum que a Aneel, e por conseqüência as Agências Estaduais, têm

competência para intervir junto à concessionária, pedindo informações e, se for o

caso, orientá-la a corrigir seu procedimento. Mas é perigoso enxergar nos diplomas

legais, especificamente no art. 3o., Inciso V da Lei no. 9.427/96, a competência da

Aneel para apurar responsabilidade civil das concessionárias, e determinar a

reparação de quaisquer danos relacionados à prestação do serviço público de energia

elétrica. A palavra quaisquer foi propositadamente grifada, pois há uma única espécie

de dano que entende-se ter a Aneel competência de orientar e depois, orientar a se

fazer o ressarcimento: aqueles danos causados a aparelhos eletroeletrônicos devido,

comprovadamente, à prestação do serviço de energia, na medida em que é

plenamente possível estabelecer a responsabilidade da concessionária no evento

danoso” (Aneel, 2002e).

Segundo Relatório da CSPE (1999), sua Ouvidoria teve importante

papel no acompanhamento das indenizações dos danos causados pelo “apagão”

19

ocorrido em 11 de março de 1999. Foram feitos para as concessionárias paulistas

3.144 pedidos de ressarcimento, sendo que 82,4% (2.592) dos PID foram deferidos,

envolvendo cerca de R$ 544.000,00.

Em 2001, segundo fonte da CSPE, das 31.000 reclamações

recebidas na Ouvidoria da CSPE, incluindo as referentes ao racionamento de energia,

aproximadamente 4.000 foram relativas à qualidade da energia, e destas, 1.170

referentes a Danos e Ressarcimentos. Como a orientação da CSPE é a de registrar

como reclamação apenas os casos já tratados pelas concessionárias, esses registros se

referem à parcela dos PID considerados improcedentes pelas concessionárias, ou

seja, por elas indeferidos.

Para proceder à análise desses PID, a CSPE depende do exame de

informações e registros das concessionárias, o que, nem sempre, está disponível ou é

suficiente para a tomada de decisão, restando à agência o dever de mediar os

possíveis conflitos.

Segundo o Relatório Anual CSPE (2000), as atividades de mediação

de conflitos aplicam-se aos casos onde existam lacunas na legislação, ausência de

dados comprobatórios das partes envolvidas ou interpretação controversa da

legislação.

3.1.3 O tratamento dado pela CSPE e concessionárias paulistas

“A troca de experiências no setor vem demonstrando, há anos, que

as concessionárias de energia elétrica têm entendimentos e procedimentos os mais

diversificados quanto à matéria relativa à ocorrência de pleito de ressarcimento de

danos sofridos pelos consumidores. A par disso, em todas as oportunidades em que

ocorreu intervenção da CSPE, evidenciou-se a necessidade da criação de normas

que possibilitassem atuação de forma sistemática e uniforme das concessionárias.”

(ANDRADE et al., 2001).

20

“As poucas normas existentes sobre o tema nas concessionárias do

setor elétrico paulista, além de possuírem conteúdo personalizado, são omissas e

carecem de uma sistematização que as tornem de aplicação ampla, simples e

eficiente, no sentido de que as soluções a ser dada às eventuais solicitações de

ressarcimento não fiquem na dependência de uma decisão unilateral. Estas devem

ser fruto de uma política interna da concessionária que reconheça a situação de

desigualdade em relação as eventuais vítimas dos eventos danosos, e que incluam a

legislação vigente em relação aos direitos do consumidor” (ANDRADE et al., 2001).

Baseado em um estudo da forma de abordagem e tratamento do

problema nas concessionárias paulistas, a CSPE, através de um grupo de trabalho,

com representatividade das concessionárias, editou, em 2000, um manual de

procedimentos para unificar o tratamento dos PID pelas concessionárias paulistas.

Esse manual, denominado Cartilha de Atuação da Comissão de Serviços Públicos de

Energia Relativa a PID – Pedidos de Indenização de Danos de Consumidores, é

apresentado no ANEXO A.

Na Cartilha há disposições que visam a unificação de procedimentos

e o incentivo do desenvolvimento de Pesquisas (P&D) que buscam identificar os

distúrbios na rede elétrica com potenciais de causar danos nos aparelhos dos

consumidores.

Avanços importantes foram conseguidos pela aplicação das

recomendações da Cartilha. Dentre eles destacam-se:

- unificação de procedimento de solicitação de orçamentos, os quais, somente

deverão ser solicitados aos consumidores caso seja decidido pelo deferimento

do PID.

- unificação de procedimentos para o caso do dano ter sido causado por um

terceiro (ex. abalroamento de poste), casos em que a concessionária,

primeiramente, deverá indenizar seu consumidor em decorrência do dano no

21

aparelho elétrico ter sido viabilizado pelos meios físicos (rede) da

concessionária.

Estimulados pelo incentivo dado às pesquisas sobre o assunto,

algumas concessionárias propuseram estudos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D),

destacando-se os seguintes:

- Metodologia para Suporte à Análise de Pedidos de Indenização em Queimas

de Aparelhos na Área de Concessão da Eletropaulo – Projeto P&D – Ciclo

1999 – 2000: Projeto da AES Eletropaulo desenvolvido pelo Centro de

Estudos em Regulação e Qualidade de Energia da Universidade de São Paulo

– Enerq / USP.

- Ressarcimento de Danos Elétricos – Projeto P&D 15 – Ciclo 2000 – 2001:

Projeto da Companhia Paulista de Força de Luz – CPFL desenvolvido pela

Universidade Mackenzie.

- Interferência de Ocorrências na Rede de Distribuição na Queima de

Equipamentos Eletro-Eletrônicos Residenciais – Projeto P&D - Ciclo 2000 –

2001: Projeto da Companhia Piratininga de Força e Luz – CPFL Piratininga

desenvolvido pela Fundação de Pesquisa e Assessoramento à Indústria da

Universidade Federal de Itajubá – FUPAI / UNIFEI.

Efetivamente, sob o ponto de vista de regulação, até o momento, os

estudos desenvolvidos pelas universidades e instituições de pesquisa não obtiveram

êxito nem na redução do índice de danos, nem na redução dos conflitos. Entende-se

esse resultado ora pela falta de incentivos ou obrigações regulatórias para

implementação de algumas soluções mitigadoras, ora por utilizações distorcidas de

apontamentos dos estudos realizados de P&D, baseando-se no princípio, às avessas,

de se buscar meios para justificar indeferimentos de PID com causas duvidosas.

22

Mesmo após a aplicação do estabelecido pela “Cartilha de Atuação

da Comissão de Serviços Públicos de Energia Relativa a PID”, o número de PID nas

concessionárias paulistas continua a crescer e os problemas de litígios entre

consumidor e concessionária, impulsionado pelo crescente índice de indeferimento,

segue a mesma tendência.

Apesar de sua aplicação ter-se constituído em grande avanço, a

Cartilha da CSPE não se aprofundou nos estudos dos danos causados por distúrbios

transitórios.

3.1.3.1 Termos empregados pelas concessionárias para denominação das causas de danos

Pelos registros das concessionárias paulistas (fonte: Comissão de

Serviços Públicos de Energia – CSPE), diversas denominações são empregadas, de

forma não uniforme, pelas concessionárias para a caracterização do motivo de um

PID. Algumas denominações são concernentes à causa do dano, outras, ao efeito,

além daquelas que visam caracterizar o PID como improcedente.

Normalmente, são caracterizados como procedentes PID cujos

danos têm causa registrada, ou seja, aquelas em que é indiscutível o nexo causal:

rompimento de condutor, curto-circuito na rede, nível de tensão inadequado (regime

permanente), perda de fase, operações de chaveamento feitas pelas equipes de

manutenção, dentre outras, visíveis e registradas.

Quando não são identificadas causas, comumente, os motivos dos

PID são denominados da seguinte forma: “não houve ocorrência”, “sem registro”,

“alheio ao sistema”, “nada constatado”, “causa não detectada”, “causa

desconhecida”, “outros” etc.. Em épocas de chuvas, sem que se possa constatar os

motivos que geraram os danos, as concessionárias caracterizam como “descargas

atmosféricas”.

23

Todas essas denominações são justificativas dadas para cerca de

80% dos casos de indeferimentos de PID, ou seja, dos que as concessionárias

consideram improcedentes. Os 20% restantes são considerados improcedentes,

comumente, devido às falhas causadas por terceiros e ocorrências na rede de

distribuição, caracterizadas pelas concessionárias de potencial insuficiente para

causar danos.

Em média, 40% do total de PID anuais são feitos nos meses de

janeiro, fevereiro e março, período do ano que coincide com a época de chuvas no

Estado de São Paulo. Nesse período são registrados os maiores índices de

indeferimentos.

Tomando-se como base o primeiro trimestre de 2001 – período que

não teve interferência de interrupções no sistema de transmissão (“apagão”) e os

novos procedimentos definidos pela cartilha da CSPE já vigiam – por volta de 60%

dos PID foram indeferidos pelas concessionárias, quando o mesmo índice para o ano

todo ficou por volta de 50%.

Do que foi exposto, constata-se como casos especiais os danos

causados por sobretensões transitórias devidas às descargas atmosféricas e aos

chaveamentos na rede.

24

4 REGISTROS DE PID NAS CONCESSIONÁRIAS PAULISTAS

Neste capítulo é montado um quadro da evolução do problema de

PID no Estado de São Paulo. As concessionárias têm sua identificação omitida.

Os registros de PID nas concessionárias paulistas, segundo dados da

Comissão de Serviços Públicos de Energia – CSPE, possibilitam, dentre outros, a

identificação dos seguintes dados:

?? Quantidade Anual de Pedidos de Indenização Recebidos;

?? Quantidade Anual de Pedidos de Indenização Deferidos;

?? Quantidade Anual de Pedidos de Indenização Indeferidos;

?? Montante Anual de Valores Indenizados (PID deferidos).

Os estudos da evolução dos Pedidos de Indenização de Danos nas

concessionárias do Estado de São Paulo, mostrando os índices de pedidos deferidos e

indeferidos, valores envolvidos nas indenizações, bem como os reflexos na CSPE,

são de vital importância para o conhecimento da situação e são apresentados nos

subitens seguintes.

Para auxiliar na identificação do problema, dois indicadores foram adotados:

?? Indicador 1: razão da quantidade de pedidos por mil consumidores por

concessionária;

?? Indicador 2: razão da quantidade de pedidos deferidos por quantidade de

pedidos recebidos.

4.1 Evolução de pedidos e indenizações

No gráfico da figura 1, para o período de 1999 a 2001, é apresentada

a evolução dos PID nas concessionárias de distribuição de energia elétrica paulistas,

os índices de deferimentos desses pedidos pelas concessionárias e os valores

envolvidos nas indenizações.

25

Figura 1 – Gráfico representativo da evolução de pedidos e indenizações de danos

efetuadas pelas concessionárias paulistas nos anos de 1999, 2000 e 2001.

10.202

6.154

1.678

14.057

7.878

2.790

30.344

14.992

5.173

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

1999 2000 2001

PEDIDOS PEDIDOS DEFERIDOS MONTANTES INDENIZADOS (EM MIL REAIS)

(60%) (56%)

(49%) +38%

+116%

+28%

+90%

+66%

+85%

- 13%

-7%

FONTE: Comissão de Serviços Públicos de Energia – CSPE

NOTA: Dados trabalhados pelo autor

Através do gráfico (figura 1), envolvendo todas as concessionárias,

dos totais anuais, para os anos de 1999, 2000 e 2001, dos pedidos recebidos, pedidos

deferidos e valores indenizados (em mil Reais) é possível a obtenção das seguintes

estatísticas:

- Evolução de pedidos recebidos:

?? De 1999 para 2000: crescimento de 38%



26

- Evolução de pedidos deferidos, dentre os recebidos:




- Evolução de montantes indenizados:




- Percentual de pedidos deferidos em relação aos pedidos recebidos:

?? Ano 1999: 60% dos pedidos recebidos



Os dados indicam que o índice de deferimento tem-se reduzido

gradativamente, apresentando as seguintes variações:

?? De 1999 para 2000: redução de 7% no percentual de pedidos deferidos

?? De 2000 para 2001: redução de 13% no percentual de pedidos deferidos

Supondo um crescimento linear das variáveis apresentadas, estima-

se, por regressão linear, o seguinte para o ano de 2002:

?? Quantidade de pedidos recebidos: 38.343

?? Quantidade de pedidos deferidos: 18.513

?? Montante de valores indenizados (em mil reais): 7.496

?? Índice de deferimento geral: 49%

27

Comparativamente, segundo dados da CSPE, tem-se, para primeiro

trimestre de 2002, considerando também os pedidos referentes ao “apagão” de 21 de

janeiro de 2002, os seguintes dados:

?? Quantidade de pedidos recebidos: 20.839

?? Quantidade de pedidos deferidos: 11.894

?? Montante de valores indenizados (em mil reais): 1.855

?? Índice de deferimento geral: 57%

4.1.1 Evolução de pedidos de indenização por concessionária

No gráfico da figura 2 é apresentada a evolução dos PID, de forma

comparativa entre as concessionárias paulistas (A- M), para os anos de 1999, 2000,

2001 e 1o. Trimestre de 2002.

Figura 2 – Gráfico representativo da evolução comparativa dos pedidos de

indenização por concessionárias nos anos de 1999, 2000, 2001 e no 1o.

Trimestre de 2002.

10

100

1.000

10.000

100.000

A B C D E F G H I J K L M

QU

AN

TID

AD

E D

E P

ED

IDO

S

(ES

CA

LA

LO

GA

RIT

MIC

A)

1999 2000 2001 PRIMEIRO TRIMESTRE 2002



28

Pelo gráfico da figura 2, observa-se que somente no 1o. Trimestre de

2002 o número de PID recebidos por algumas concessionárias já superam os

recebidos nos anos anteriores. Também é possível constatar que há um delineamento

de que os PID em 2002 serão muito superiores aos ocorridos em 2001.

Destaca-se como agravante, na tendência de crescimento em 2002,

os pedidos devidos ao “apagão” de 21 de janeiro de 2002. Esse fato pode ser mais

bem observado nas concessionárias E e G.

4.2 Pedidos recebidos, deferidos e indeferidos

No gráfico da figura 3 é apresentado, de forma comparativa entre as

concessionárias paulistas, para os anos de 1999, 2000 e 2001, o Indicador 1: Pedidos

(PID) anuais recebidos para cada 1000 (mil) consumidores atendidos.

Figura 3 – Gráfico representativo do Indicador 1: Pedidos recebidos por mil

consumidores por ano.

-

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

A B C D E F G H I J K L M CONCESSIONÁRIAS

RA

ZÃO

: PE

DID

OS

/ C

ON

SU

MID

OR

2001 2000 1999

FONTE: Comissão de Serviços Públicos de Energia - CSPE


29

Pelo gráfico da figura 3 observa-se que, apesar de haver certa

uniformidade no crescimento ano a ano dos pedidos, não há uniformidade do

indicador 1 entre as concessionárias paulistas.

No gráfico da figura 4 é apresentada, de forma comparativa entre as

concessionárias paulistas, para os anos de 1999, 2000 e 2001, a evolução da

quantidade de Pedidos (PID) deferidos para cada 1000 (mil) consumidores atendidos.

Figura 4 – Gráfico representativo dos pedidos deferidos por mil consumidores por

ano.

-

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00


RA

ZÃO

: PE

DID

OS

/ C

ON

SU

MID

OR

2001 2000 1999



Observa-se pelo gráfico da figura 4 que, em número, os pedidos

(PID) deferidos têm crescido ano a ano em todas as concessionárias paulistas.

Contudo, o índice desse crescimento é inferior ao dos pedidos (PID) recebidos,

contribuindo para que haja também um aumento dos pedidos (PID) indeferidos (vide

figura 5).

30

No gráfico da figura 5 é apresentada, de forma comparativa entre as

concessionárias paulistas, para os anos de 1999, 2000 e 2001, a evolução da

quantidade de Pedidos (PID) indeferidos para cada 1000 (mil) consumidores

atendidos.

Figura 5 – Gráfico representativo dos pedidos indeferidos por mil consumidores por

ano.

- 1,00

2,00 3,00

4,00

5,00

6,00 7,00 8,00

9,00


RA

ZÃ

O: P

ED

IDO

S /

CO

NS

UM

IDO

R

2001 2000 1999



Observa-se pelo gráfico da figura 5 que os pedidos (PID)

indeferidos têm crescido ano a ano em todas as concessionárias paulistas. Esse

crescimento, percentualmente, tem sido superior ao crescimento percentual dos

pedidos (PID) recebidos. A figura 6, a seguir, ilustra esse dado, mostrando o

decréscimo percentual ano a ano (1999 a 2001) dos pedidos (PID) deferidos.

31

4.3 Evolução percentual de pedidos deferidos

No gráfico da figura 6 mostra-se, de forma comparativa, entre as

concessionárias paulistas (A – M), o Indicador 2: razão entre os Pedidos (PID) anuais

(1999, 2000 e 2001) deferidos e recebidos.

Figura 6 – Gráfico representativo do Indicador 2: Percentual de pedidos deferidos

por pedidos recebidos pelas concessionárias paulistas em 1999, 2000 e

2001.

63,6%

60,2%

52,9% 54,8%

49,8%

39,1%

67,6%

51,4% 53,5%

50,4%

64,1% 64,4%

27,2%

44,7%

57,5%

46,1%

28,5% 29,8%

37,1%

32,7%

47,5%

23,3%

63,6%

54,5% 56,0% 53,4%

83,0%

44,8%

33,3%

54,4%

69,9%

94,0%

36,7%

64,3%

39,4%

56,1%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

1999 2000 2001 ANO

PE

RC

EN

TUA

L



32

4.4 Evolução dos valores das indenizações em comparação com a evolução da

receita líquida operacional das concessionárias

No gráfico da figura 7 vê-se a relação entre a receita líquida

operacional total das concessionárias paulistas e os valores das indenizações

advindas de PID, de forma evolutiva, para os anos de 1999, 2000 e 2001.

Figura 7 – Gráfico representativo da receita operacional líquida em mil Reais e

montantes de valores indenizados em Reais (períodos 1999, 2000 e

2001)

9.625.613

1.677.507

11.736.941

2.789.760

14.929.098

5.172.184

-

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

14.000.000

16.000.000

Receita Líquida (em MIL REAIS)

Montante Indenizado (em Reais)





1999 2000 2001

( 0,017% ) ( 0,024% )

( 0,035% )

+22%

+27%

+66%

+85% +36%

+46%



Percentual do montante indenizado em relação à receita líquida:

?? Ano 1999: 0,017% da receita líquida operacional



33

Os dados indicam que o percentual do montante indenizado em

relação à receita líquida tem crescido gradativamente, apresentando as seguintes

variações:



4.5 Incidência de reclamações na Ouvidoria da CSPE comparados aos

pedidos de indenização registrados nas concessionárias

No gráfico da figura 8 mostra-se o índice de reclamação em 2001 na

Ouvidoria da CSPE em relação aos PID feitos pelos consumidores às concessionárias

paulistas e, também, em relação aos PID indeferidos pelas concessionárias.

Figura 8 - Gráfico representativo da incidência de reclamações na Ouvidoria da

CSPE comparados aos pedidos de indenização recebidos e indeferidos

pelas concessionárias – ano base 2001.

2,9%

5,5% 4,9% 5,7%

0,9% 0,3% 0,4%

2,1% 1,2%

6,3%

2,8%

9,0%

3,0%

5,6%

20,2% 18,8%

11,1%

1,1% 0,5% 0,6%

3,0% 1,1%

16,4%

2,2%

14,6%

2,1%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%


PERCENTUAL EM PEDIDOS RECEBIDOS PERCENTUAL EM PEDIDOS INDEFERIDOS



34

Observa-se, pelo gráfico da figura 8, que não é uniforme o

descontentamento dos consumidores quanto ao tratamento dado por suas

concessionárias aos PID (qualidade do atendimento) ou não está uniformemente

difundido o papel da Comissão de Serviços Públicos de Energia ou da Aneel. Os

pleitos recebidos diretamente pela Aneel são, via de regra, redirecionados à

Ouvidoria da CSPE.

Pelos índices de reclamações sobre danos e ressarcimento recebidas

pela Ouvidoria da CSPE em 2001, 2002 e no primeiro quadrimestre de 2003,

respectivamente, de 1.169, 5.009 e 2.204, constata-se ser acentuadamente crescente o

número de conflitos entre consumidores e concessionárias. O consumidor pede a

intervenção do órgão regulador.

35

5 RESPONSABILIDADE DA CONCESSIONÁRIA PERANTE OS

USUÁRIOS

Este capítulo analisa a responsabilidade da concessionária por

prejuízos causados aos usuários (consumidores) do serviço público de distribuição de

energia.

O conhecimento legal do tema (danos e ressarcimentos), através do

estudo das leis que regem as relações de direitos entre os consumidores e as

concessionárias de serviços públicos de energia elétrica, é de fundamental

importância para possibilitar a interpretação das responsabilidades.

A reestruturação setorial, feita dentro de um amplo contexto de

reforma do Estado, criou novos papéis aos atores tradicionais e trouxe à cena, com

participação de destaque, muitos novos atores.

No teatro da regulação, a partir de 1995, começaram a se encontrar

engenheiros, advogados e economistas com uma intensidade nunca antes vista. Cada

um vinha com seu discurso tentando decifrar os novos papéis.

Mais açodado, o governo foi fazendo transformações radicais sem

antes preparar-se como o próprio figurino liberal, o motor dessas mudanças,

recomendava. No setor elétrico venderam-se empresas antes de fazer o arcabouço

regulatório que iria equilibrar os interesses da atividade econômica nessa área.

Uma frase, difícil de ser aceita por alguém de bom caráter e senso

normal, passou a ser a fonte de explicação para tudo que ia acontecendo: “é preciso

trocar o pneu do carro com o carro em movimento”.

Advogados e engenheiros tinham que estar formulando uma nova

base de conhecimentos teóricos para compor uma obra que um maestro, cuja batuta

36

sempre vibra no compasso político, já ia fazendo toda a orquestra tocar. Teorias

foram criadas, outras foram improvisadas.

O trabalho conjunto de advogados e engenheiros merece destaque

especial.

A primeira tese sobre a regulação na reestruturação do setor elétrico

da Faculdade de Direito da Universidade de São Paulo foi publicada no final de

1999, na área de Direito Econômico, apresentada por BARROS, intitulada

“Reestruturação do setor elétrico e concorrência”.

O assunto era novo e interfaceado com áreas muito diferentes. O

orientador tomou a providência de solicitar ao diretor da Escola Politécnica que

convidasse o chefe do departamento que fosse mais atinente ao tema, para participar

da banca, e foi lá o chefe do Departamento de Engenharia de Energia e Automação

Elétricas (PEA), orientador deste trabalho. Compunha a banca ainda um professor de

economia da Universidade Estadual de Campinas – Unicamp que tinha sido

Secretário de Ciência Tecnologia e Desenvolvimento do Estado de São Paulo – Prof.

Luiz Gonzaga Belluzzo – e três professores da São Francisco. Em 2001, um deles,

Prof. Calixto Salomão Filho, publicou um livro considerado pioneiro na área de

Direito, com o título de “Regulação na atividade econômica”.

Tais fatos são narrados para demonstrar o quanto é nova a ciência da

regulação e o quanto ela está a imbricar conhecimentos das três disciplinas citadas.

Também, há um outro motivo para falar do trabalho de BARROS

(1999). Na mesma época, na Unicamp, na área de planejamento energético,

publicava-se outro trabalho pioneiro na engenharia, a tese de doutorado do então

Comissário da CSPE, Fernando Amaral de Almeida Prado Junior (PRADO Jr.,

1999).

37

A leitura dos trabalhos de BARROS (1999) e PRADO Jr. (1999) é

muito interessante. Tratam de criar teoria para a compreensão do novo modelo do

setor elétrico brasileiro. Uma é advogada, o outro é engenheiro, mas há muita

semelhança no que dizem, nas abordagens, nas críticas e nas próprias fontes

bibliográficas respectivas e, nas suas interpretações do momento brasileiro.

De fato, a regulação só se entende com essa perspectiva de novidade

interdisciplinar.

Neste tema, de danos e ressarcimentos, é impossível deixar de

considerar conceitos que sempre se deixou por conta do advogado, o qual,

tradicionalmente, era um mero coadjuvante do setor. O autor não fez por menos;

mais do que nunca passou a consultar o advogado e, principalmente, a advogada.

5.1 O tema no Direito Brasileiro atual

O tema está disposto no § 6o do art. 37 da Constituição Federal. Não

somente a responsabilidade das pessoas jurídicas de direito público, mas, também,

das de direito privado prestadoras de serviços públicos estão estabelecidas, devendo

as concessionárias responder pelos danos causados por seus agentes agindo nessa

qualidade.

“Tradicionalmente, a responsabilidade civil é tomada sob dois

ângulos, contratual e extracontratual, os quais à primeira vista constituem tipos

completamente distintos, pois enquanto a responsabilidade contratual emerge do

descumprimento de dever que tem seu fundamento no negócio jurídico, a

extracontratual deriva de atividade que fere dever que não possui seu fundamento em

negócio jurídico, mas na própria lei” (ANDRADE et al., 2001).

“Assim é que os direitos e obrigações das concessionárias sempre

foram estabelecidos pela legislação setorial, que disciplina os serviços públicos de

energia elétrica, a partir do Decreto nº 24.643, de 10/07/1934, que decreta o Código

38

de Águas, decreto nº 41.019, de 26/02/1957, que regulamenta os serviços de energia

elétrica, com a redação dada pelo decreto no. 97.280, de 16/12/1988 e mais

recentemente pela Lei nº 8.987, de 13/02/1995, que dispõe sobre o regime de

concessão e permissão da prestação de serviços públicos previsto no art. 175 da

Constituição Federal ” (ANDRADE et al., 2001).

“Se pela concessão o Poder Público delega ao concessionário o

exercício do serviço público, a esse exercício são inerentes não apenas os direitos e

prerrogativas, mas também os ônus e riscos de toda sorte, pois não seria lógico que o

poder concedente atribuísse ao particular somente os direitos e prerrogativas e

continuasse respondendo pelos ônus e riscos” BLANCHET (1999).

5.2 Responsabilidade civil do Estado e de seus prepostos – histórico

O instituto da responsabilidade civil tem sofrido diversas alterações

através dos tempos, conquistando cada vez mais importância nos dias atuais.

Embora já houvesse, desde o princípio da sociedade, uma

preocupação com o estabelecimento de regras que norteassem as relações

interpessoais, com a repressão do ato danoso e sua reparação, a disciplina da

responsabilidade civil só recebeu maior atenção no século XX, e, principalmente,

pelos juristas franceses.

Anteriormente ao século XX, nos Estados absolutistas, o conceito

de soberania, que implicava na autoridade incontestável do Estado, encarnado em seu

Rei, era o alicerce da irresponsabilidade do Estado. A vontade do Rei era o direito e,

por conseguinte, ele jamais violava a lei e nunca errava, não havendo, portanto, que

se falar em responsabilidade.

Segundo DI PIETRO (2001), vigia, então, a teoria da

irresponsabilidade do Estado, que era norteada pelos princípios “the king can do no

39

wrong” (o Rei não erra), “le roi ne peut mal faire” (o Rei não faz mal) e “quod

principi placuit habet legis vigorem” (aquilo que agrada ao príncipe tem força de lei).

A injustiça despertada por essa teoria passou a ser combatida pela

população, surgindo uma nova teoria que defendia a necessidade de haver

responsabilidade do Estado, mas de forma relativa, distinguindo os atos de império

dos de gestão. A legislação passou a admitir, em alguns poucos casos excepcionais, a

obrigação do Estado indenizar o administrado.

Essa teoria, entretanto, não resistiu por muito tempo, pela

dificuldade ou impossibilidade de distinguir-se as duas espécies de ato (de império e

gestão) e pela divisão da personalidade do Estado. Os últimos Estados a sufragarem

essa doutrina foram os Estados Unidos, em 1946, e a Inglaterra, em 1947.

Posteriormente, surgiu uma nova corrente que, embora já não

fizesse a distinção entre atos de império e de gestão, aceitou a responsabilidade do

Estado, desde que demonstrada sua culpa. Criou-se, assim, a “teoria da culpa civil”

ou da “responsabilidade subjetiva do Estado”.

Segundo GASPARINI (1989), o estágio da “responsabilidade com

culpa civil do Estado”, também chamada de “responsabilidade subjetiva do Estado”,

assemelhava, para fins de indenização, o Estado ao indivíduo. Por esse artifício o

Estado e o indivíduo eram, assim, tratados de forma igual. Ambos, em termos de

responsabilidade patrimonial, respondiam se houvessem se comportado com culpa

ou dolo. Caso contrário, não respondiam.

Por culpa, entende-se o agir com imprudência, imperícia ou

negligência, causando prejuízo a alguém. Por outro lado, dolo é a vontade consciente

do agente público voltada para a prática de um ato que sabe ser contrário ao Direito

(leis). “Ambos os comportamentos impunham ao Estado a obrigação de indenizar.

Essa doutrina foi acolhida pelo Código Civil brasileiro e vigorou sozinha até o

advento da Constituição da República de 1946” (GASPARINI, 1989).

40

A teoria da responsabilidade subjetiva do Estado influenciou

fortemente diversos Códigos Civis do início do século XX, inclusive o Código Civil

Brasileiro de 1916 (Lei no. 3.071, de 01 de janeiro de 1916), que disciplinou de

forma superficial o assunto.

Segundo RODRIGUES (1993), o Código Civil de 1916 não deu à

questão da responsabilidade civil um disciplinamento sistemático. Os artigos 159 e

160 dispõem, respectivamente, sobre a regra geral da responsabilidade dos atos

ilícitos e registra algumas excludentes de responsabilidade.

O novo Código Civil brasileiro (Lei 10.406, de 10 de janeiro de

2002), em vigor a partir de 2003, teve em seus artigos 186, 187 e 188 o

disciplinamento do tema. O disposto no artigo 186 (“Aquele que por ação ou

omissão voluntária, negligência ou imprudência, violar o direito e causar dano a

outrem, ainda que exclusivamente moral, comete ato ilícito”) é o dispositivo

correspondente do artigo 159 do Código Civil de 1916 (“Aquele que, por ação ou

omissão voluntária, negligência, ou imprudência, violar direito, ou causar prejuízo a

outrem, fica obrigado a reparar o dano”). Ressalta-se que não houve mudança no

conceito de responsabilidade subjetiva do Estado.

A teoria da culpa civil (civilista), que adotava os princípios do

Código Civil, no entanto, não satisfazia inteiramente os anseios de justiça, pois, nos

casos de ação dolosa ou culposa do agente, incumbia ao administrado a prova do

dano, de sua causa pela Administração Pública e a culpa ou dolo do agente estatal, o

que, muitas vezes, impedia a responsabilização do Estado pela conduta danífica.

Alguns Estados, com o objetivo de se evitar os inconvenientes da

aplicação estrita da teoria civilista, passaram, então, a aplicar teorias segundo os

princípios do direito público (“teorias publicistas”).

Para DI PIETRO (2001), as teorias publicistas originaram-se na

França, com o famoso caso “Blanco”, ocorrido em 1873, envolvendo a menina

41

Agnès Blanco que, ao atravessar uma rua da cidade de Bordeaux, foi colhida por

uma vagonete da Companhia Nacional de Manufatura de Fumo; seu pai promoveu

ação civil de indenização, com base no princípio de que o Estado é civilmente

responsável por prejuízos causados a terceiros, em decorrência de ação danosa de

seus agentes. Suscitado conflito de atribuições entre a jurisdição comum e o

contencioso administrativo, o Tribunal de Conflitos decidiu que a controvérsia

deveria ser solucionada pelo tribunal administrativo, porque se tratava de apreciar a

responsabilidade decorrente de funcionamento de serviço público. Entendeu-se que a

responsabilidade do Estado não pode reger-se pelos princípios do Código Civil,

porque se sujeita a regras especiais que variam conforme as necessidades do serviço

e a imposição de conciliar os direitos do Estado com os direitos privados.

A partir daí começaram a surgir as teorias publicistas da “culpa do

serviço” ou “culpa administrativa” e da “teoria do risco”, subdividida em “teoria do

risco integral” e “teoria do risco administrativo”.

Segundo DI PIETRO (2001), a teoria da culpa administrativa

procura desvincular a responsabilidade do Estado da idéia de culpa do funcionário. A

culpa do serviço público, por essa teoria, ocorre quando: o serviço público não

funcionou (omissão), funcionou atrasado ou funcionou mal. Em qualquer dessas três

hipóteses, ocorre a culpa (“faute”) do serviço ou acidente administrativo, incidindo a

responsabilidade do Estado independentemente de qualquer apreciação da culpa do

funcionário.

Sem abandonar essa teoria (culpa administrativa), o Conselho de

Estado francês passou a adotar em determinadas hipóteses, a teoria do risco, que

serve de fundamento para a responsabilidade objetiva do Estado.

“Essa doutrina baseia-se no princípio de igualdade dos ônus e

encargos sociais: assim como os benefícios decorrentes da atuação estatal repartem-

se por todos, também os prejuízos sofridos por alguns membros da sociedade devem

ser repartidos. Quando uma pessoa sofre um ônus maior do que o suportado pelas

42

demais, rompe-se o equilíbrio que necessariamente deve haver entre os encargos

sociais; para restabelecer esse equilíbrio, o Estado deve indenizar o prejudicado,

utilizando recursos do erário público” (DI PIETRO, 2001).

“Nessa teoria, a idéia de culpa é subdividida pela de nexo de

causalidade entre o funcionamento do serviço público e o prejuízo sofrido pelo

administrado. É indiferente que o serviço público tenha funcionado bem ou mal, de

forma regular ou irregular” (DI PIETRO, 2001).

“É a chamada teoria da responsabilidade objetiva, precisamente por

prescindir da apreciação dos elementos subjetivos (culpa ou dolo); é também

chamada teoria do risco, porque parte da idéia de que a atuação estatal envolve um

risco de dano, que lhe é inerente. Causado o dano, o Estado responde como se fosse

uma empresa de seguro em que os segurados seriam os contribuintes que, pagando os

tributos, contribuem para a formação de um patrimônio coletivo (cf. Cretella Júnior,

1970, v.8: 69-70)” (DI PIETRO, 2001).

De acordo com MEIRELLES (2001), da finalidade de estabelecer

critérios objetivos para determinar a responsabilidade civil do Estado surgiram duas

modalidades da teoria do risco: a do risco integral e a do risco administrativo. A

segunda admite (e a primeira não) as causas excludentes da responsabilidade do

Estado: culpa exclusiva da vítima, culpa de terceiros ou força maior.

Assim, a teoria do risco integral, que precedeu a teoria do risco

administrativo, entendia que, acaso estivesse o Estado envolvido no evento, deveria

indenizar todo dano dele decorrente, pouco importando se a vítima ou qualquer

terceiro concorreu ou teve culpa exclusiva na ocorrência do ato. Essa teoria, por

propiciar inconvenientes e injustiças, por não admitir excludentes de

responsabilidade, não prosperou.

De todas as correntes expostas, subsistiram apenas duas delas: a

teoria da culpa administrativa e a do risco administrativo. “Na teoria da culpa

43

administrativa exige-se a falta de serviço; na teoria do risco administrativo exige-se,

apenas, o fato do serviço. Naquela, a culpa é presumida da falha administrativa;

nesta, é inferida do fato lesivo da administração” (MEIRELLES, 2001).

“Na teoria do risco administrativo não se cogita a culpa da

Administração ou de seus agentes, bastando que a vítima demonstre o fato danoso e

injusto ocasionado por ação ou omissão do Poder Público” (MEIRELLES, 2001).

Advirta-se, contudo, como relata MEIRELLES (2001), que a teoria

do risco administrativo que a diferencia da do risco integral, admite as causas

excludentes da responsabilidade do Estado: culpa da vítima, culpa de terceiros ou

força maior.

No entanto, para DI PIETRO (2001), a maior parte da doutrina não

faz distinção, considerando as duas expressões – risco integral e risco administrativo

– como sinônimos ou falando em risco administrativo como correspondendo ao

acidente administrativo. Mesmo os autores que falam em teoria do risco integral

admitem as causas excludentes da responsabilidade.

“Portanto, não é demais repetir que as divergências são mais

terminológicas, quanto à maneira de designar as teorias, do que de fundo. Todos

parecem concordar em que se trata de responsabilidade objetiva, que implica

averiguar se o dano teve como causa o funcionamento de um serviço público, sem

interessar se foi regular ou não. Todos também parecem concordar em que algumas

circunstâncias excluem ou diminuem a responsabilidade do Estado” (DI PIETRO,

2001).

DI PIETRO (2001) salienta que a doutrina da responsabilidade

objetiva do Estado baseia-se no princípio da igualdade do ônus e encargos sociais:

assim como os benefícios decorrentes da atuação estatal repartem-se por todos,

também os prejuízos sofridos por alguns membros da sociedade devem ser

repartidos.

44

5.3 Responsabilidade civil das concessionárias na constituição de 1988

Na Constituição Federal (CF) de 1988 os interesses dos

administrados foram mantidos conforme estava na Constituição Federal de 1946

(quando ficou consagrada a teoria da responsabilidade objetiva do Estado). Assim,

vigora a responsabilidade objetiva dos entes públicos e de seus agentes, bem como

dos concessionários de serviços públicos.

A teoria do risco administrativo ou da responsabilidade objetiva está

expressamente estabelecida no artigo 37, § 6º, da CF de 1988:

“Artigo 37. A administração pública direta e indireta de qualquer

dos Poderes da União, dos Estados, do Distrito Federal e dos Municípios obedecerá

aos princípios de legalidade, impessoalidade, moralidade, publicidade e eficiência e,

também, ao seguinte:

(...)

§6º As pessoas jurídicas de direito público e as de direito privado

prestadoras de serviços públicos responderão pelos danos que seus agentes, nessa

qualidade, causarem a terceiros, assegurado o direito de regresso contra o

responsável nos casos de dolo ou culpa.”

Portanto, a responsabilidade civil do Estado, por si ou pelas

empresas privadas prestadoras de serviços públicos, não depende sequer de

demonstração de culpa, sendo de natureza objetiva.

Assim, a obrigação de indenizar incide, desde que comprovados o

dano e o nexo causal existente entre o fato do serviço e o evento danoso.

“Segundo lição de PAUL DUEZ e GUY DEBEYRE, a

responsabilidade pressupõe, em primeiro lugar, naturalmente, a ocorrência efetiva do

dano, em segundo lugar, que este dano seja imputável, no caso em pauta, ao

concessionário, e em terceiro lugar, que haja nexo de causalidade entre o dano

45

sofrido pelo particular e a atitude (em caso de responsabilidade subjetiva) ou fato

(em caso de responsabilidade objetiva) inerente à atividade administrativa delegada

ao concessionário” (BLANCHET, 1999).

Vê-se, portanto, que o direito brasileiro não admite responsabilidade

sem causa, daí que sempre se precisará comprovar o nexo de causalidade entre a

atividade estatal e o prejuízo, para que tenha lugar o ressarcimento cabível.

“A responsabilidade objetiva, especificamente, pressupõe a

existência da situação de risco. É na relação entre o dano provocado e este fato

(risco) que se deverá ter verificado o nexo causal” (BLANCHET, 1999).

A escolha da teoria do risco administrativo, por sua vez, implicou,

igualmente, na aceitação das excludentes de responsabilidade: fato exclusivo da

vítima, caso fortuito ou de força maior e fato de terceiro, pois se tais fatores são

determinantes para a ocorrência do dano, este não pode ser imputado ao Estado ou a

seu agente.

“JEAN RIVERO aponta como características necessárias para que o

dano possa ensejar a responsabilização concernente ao exercício de atividade

administrativa, a certeza, a especialidade, a anormalidade, e o fato de atingir uma

situação juridicamente protegida. Assim, não haverá responsabilidade do

concessionário, se o dano não tiver sido certo (acepção oposta à de dano eventual),

ou seja, atual ou futuro e inevitável, não especial (terá sido especial quando atingir

apenas determinadas vítimas, ou uma delas, e não toda a coletividade) não tiver

anormal (tê-lo-á sido quando ultrapassar os transtornos inerentes à vida em

coletividade), nem tiver atingido uma situação juridicamente protegida. Estas

características não são exclusividade do direito francês, também entre nós, o dano,

para ser indenizável, deve ser certo, especial, anormal e lesivo a uma situação

protegida pelo direito” (BLANCHET, 1999).

46

5.4 Responsabilidade civil das concessionárias de distribuição de energia no

Código de Defesa do Consumidor

Oriundo da evolução da sociedade e com garantia constitucional, o

Código de Defesa do Consumidor – CDC (Lei no. 8.078, de 11 de setembro de

1990), dispõe sobre a proteção do consumidor e dá outras providências.

Segundo LANDINI et al. (2000), antes da publicação do Código do

Consumidor (1990) as obrigações exercidas entre “pessoas”, exceto as oriundas das

relações de trabalho, eram reguladas ou pelo Código Comercial (de 1850) ou pelo

Código Civil (de 1916). Com o advento do referido diploma legal, as relações

jurídicas, determinadas de “relações de consumo”, passaram a ser, única e

exclusivamente, regidas pelo CDC. Assim, o CDC surgiu com a pretensão de criar a

necessidade de haver mudança de mentalidade de todos os envolvidos nas relações

de consumo.

“O direito brasileiro inovou em termos de defesa do consumidor.

Todos os direitos e deveres, do consumidor e do fornecedor, encontram-se sob a

égide do CDC, ou seja, foi criado um micro sistema, onde somente se conhecem

matérias relacionadas à relação de consumo” (LANDINI et al., 2000).

Dessa forma, o CDC não revogou nada em termos de direito civil ou

comercial, somente retirou-lhes a competência para disciplinar essa relação. Assim,

todas as vezes que alguém estiver diante de uma relação de consumo, estará

submetido às relações atinentes ao CDC.

Pelo CDC, as concessionárias de energia elétrica, enquanto

fornecedoras e prestadoras de serviço público essencial, obrigam-se a prestar e

manter adequada e continuamente a transmissão e a distribuição de energia, por força

do disposto no inciso X, do art. 6º e art. 22 do CDC, consistindo direito do

consumidor ter adequada reparação de danos que, porventura, venha sofrer.

47

A não observância dessa disposição poderá ensejar às

concessionárias a obrigação de reparar danos porventura causados aos consumidores,

sem prejuízo de punições na esfera administrativa por parte do Poder Concedente,

principalmente considerando que o CDC permite que o consumidor provoque ação

fiscalizadora e punitiva desse Poder, por meio de instrumentos de defesa previstos

nos artigos 81 e seguintes da referida lei.

É importante ressaltar que o consumidor, para o Código de Defesa

do Consumidor, abrange todo um universo de pessoas que se utilizam ou aproveitam

o fornecimento de energia elétrica ou da prestação desse serviço, e não apenas aquele

indivíduo que está vinculado a uma unidade consumidora, de acordo com a definição

contida no art. 2º, incisos III e IV da Resolução Aneel 456/2000.

Ademais, o serviço de fornecimento de energia elétrica é tido como

atividade de risco, razão porque as empresas que exploram atividades e coisas

perigosas são obrigadas a tomar as providências que visem evitar danos aos usuários

e a terceiros, que nem sempre têm essa percepção.

Também o CDC, na busca do equilíbrio nas relações de consumo,

não poderia deixar o fornecedor, ou prestador do serviço, totalmente vulnerável à

ação do consumidor. Apesar de restrita a sua esfera de defesa, os incisos I e II, do §

3º, do art. 14, do CDC elenca as hipóteses excludentes de responsabilidade.

A força maior e o caso fortuito fazem cessar a responsabilidade,

pois a constatação de uma dessas circunstâncias exclui a obrigação de reparar o dano.

Segundo LANDINI et al. (2000), o fato de terceiro, sendo causa

exclusiva do prejuízo, também faz desaparecer a relação de causalidade entre a ação

ou omissão do autor e o dano. Apesar de não estarem explicitadas no CDC, tais

previsões são perfeitamente válidas para efeito de eventuais ocorrências, que

resultem em danos ao consumidor, devendo o concessionário buscar pelo dano a ele

imposto, incluindo os custos de ressarcimento que o mesmo efetivou junto a seus

48

consumidores. Ou seja, a relação comercial é entre consumidor e concessionária,

sendo esta última a responsável pelo dano ao consumidor, mesmo que originado por

terceiro de forma intencional ou não.

Sumariamente, o CDC reitera que as concessionárias prestadoras

dos serviços públicos de energia elétrica respondem, independentemente da

existência de culpa, pela reparação dos danos causados aos consumidores por

defeitos relativos à prestação dos serviços. Contudo, também admite excludentes de

responsabilidade, mas nesses casos, frisa que à concessionária cabe o ônus da prova.

5.5 Responsabilidade civil das concessionárias na Lei de Concessões e no

contrato de concessão

A Lei no. 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 (Lei de Concessões),

que dispõe sobre o regime de concessão e permissão de serviços públicos previstos

no artigo 175 da Constituição Federal de 1988, prevê, em seu artigo 25, a

responsabilidade das concessionárias de serviços públicos perante o Poder

Concedente, usuários ou terceiros.

A responsabilidade civil extracontratual das concessionárias segue a

teoria constitucional do risco administrativo, conforme demonstrado, admitindo as

excludentes de responsabilidade.

O mesmo se aplica ao contrato de concessão, mesmo porque não

poderia ele violar a disciplina legal do tema.

Segundo as disposições dos Contratos de Concessão das

distribuidoras, sem prejuízo do disposto na Lei no. 8.078, de 11 de setembro de 1990

(CDC), na prestação dos serviços a concessionária assegurará aos consumidores,

dentre outros, os seguintes direitos:

49

- ligação de energia elétrica para qualquer instalação que atenda aos

padrões da Concessionária e aos requisitos de segurança e adequação

técnica, segundo normas específicas;

- esclarecimento sobre dúvidas relacionadas com a prestação do serviço,

bem assim as informações requeridas e consideradas necessárias para a

defesa dos seus direitos; e

- de receber o ressarcimento dos danos que, porventura, lhes sejam

causados em função do serviço concedido.

Assim, os Contratos de Concessão, no seu teor, não ferem o

disposto no artigo 14 do CDC: é de responsabilidade da concessionária a reparação

dos danos causados a aparelhos eletroeletrônicos devidos, comprovadamente, à

prestação do serviço de energia elétrica, vigorando a aplicação do princípio da

responsabilidade objetiva pelo risco da atividade.

Havendo nexo causal entre o fato gerador e os danos apresentados, é

a concessionária responsável pela indenização dos prejuízos. O que equivale dizer

que cabe à concessionária, para eximir-se da responsabilidade de indenizar seus

consumidores por danos elétricos, a prova de que se tratou, dentre outros, de caso

fortuito e de força maior ou de culpa exclusiva do consumidor.

5.6 Disposições da resolução Aneel 456 e do contrato de adesão

O disposto no artigo 101 da Resolução Aneel no. 456, de 29 de

novembro de 2000, ao prever: “Na utilização do serviço público de energia elétrica

fica assegurado ao consumidor, dentre outros, o direito de receber o ressarcimento

dos danos que, porventura, lhe sejam causados em função do serviço concedido”,

confirma o estabelecido no Contrato de Concessão.

O “Contrato de Prestação de Serviço Público de Energia Elétrica

para Unidades Consumidoras Atendidas em Baixa Tensão”, também conhecido

como Contrato de Adesão, reitera, na Cláusula Terceira: Dos Principais direitos do

50

consumidor, item 16, o direito do consumidor de: “Ser ressarcido, quando couber,

pelo conserto ou reposição de equipamentos elétricos ou eletrodomésticos

danificados em função da prestação do serviço inadequado do fornecimento de

energia elétrica, no prazo de 60 (sessenta) dias, a partir da respectiva data de

solicitação”. (grifou-se)

O Contrato de Adesão, respaldado pelo artigo 54 da Lei 8.078/90

(CDC), ao estabelecer as principais condições da prestação e utilização do serviço

público de energia elétrica entre consumidores e distribuidoras, não estabelece novos

direitos; ele explicita os direitos e deveres existentes sem invalidar os já previstos nas

leis e outras normas que tratam do setor elétrico, como a própria Resolução Aneel

456/00, onde são estabelecidas as condições gerais de fornecimento.

Também merece destaque o seguinte dever do consumidor,

estabelecido no item 1 da Cláusula Quarta do Contrato de Adesão: Manter a

adequação técnica e a segurança das instalações elétricas internas da unidade

consumidora, de acordo com as normas oficiais brasileiras.

Do que foi exposto, algumas interrogações surgem quanto aos

termos grifados “quando couber”, “prestação de serviço inadequado do fornecimento

de energia elétrica” e com respeito às recomendações das normas técnicas brasileiras.

Quando o serviço for inadequado, englobando os casos de

sobretensões transitórias que atingem as instalações dos consumidores, utilizando a

rede elétrica pública como meio condutor, a concessionária responde objetivamente

pela reparação dos danos. Contudo, conforme já se afirmou, como o ordenamento

legal brasileiro não admite responsabilidade de indenizar sem causa e, normalmente,

esses eventos não são registrados inviabiliza a emissão de pareceres precisos do

órgão regulador, além de possibilitar que as concessionárias aleguem ser caso

fortuito ou de força maior para se eximirem da responsabilidade de indenizar.

51

As irregularidades técnicas nas instalações elétricas internas das

unidades consumidoras, também servem como motivo alegado pelas concessionárias

para indeferir PID, ensejando conflitos. Discute-se a quem cabe a responsabilidade

em prover proteção. As normas recomendam como devem ser as instalações internas

das unidades consumidoras como forma de se evitar danos por distúrbios na rede

elétrica, mas a responsabilidade da concessionária, em termos de instalações, vai até

o ponto de entrega, normalmente para os consumidores em baixa tensão, no quadro

de medição. Contudo, é a concessionária responsável pela transferência dos

distúrbios para as instalações consumidoras.

A definição clara das responsabilidades por ações preventivas é

premente. Enquanto não se tem, o índice de danos continuará crescendo,

intensificando os conflitos entre os consumidores e concessionárias.

5.7 Excludentes de responsabilidade

Em vista da relevância do tema, merece especial atenção o estudo

das excludentes de responsabilidade de indenização de danos, constituindo

importante ponto para análise das situações corriqueiras e da responsabilidade

objetiva das concessionárias na prestação dos serviços públicos de distribuição de

energia elétrica.

Do que foi exposto, é indispensável, para se impor a alguém a

obrigação de indenizar, que haja nexo de causalidade entre o ato praticado pelo

agente e o prejuízo sofrido pela vítima. Nesse passo, a ocorrência de culpa da vítima,

fato de terceiro, caso fortuito e força maior desfaz a relação de causalidade,

impedindo a responsabilização do agente.

“São excludentes de responsabilidade a culpa da vítima, o fato de

terceiro, o caso fortuito ou de força maior e, atuando exclusivamente no campo

contratual, a cláusula de não indenizar” (RODRIGUES, 1993).

52

Tais fatos afastam a relação de causa e efeito entre o ato do agente e

o prejuízo da vítima.

5.7.1 Caso fortuito e força maior

A conceituação das duas expressões ainda carrega certa polêmica

entre os advogados, não havendo sido pacificada sua correta extensão. Alguns

doutrinadores, tais como RODRIGUES (1993), optam pela sinonímia entre as

expressões, enquanto outros juristas, como GASPARINI (1989) e DI PIETRO

(2001), distinguem-nos entre si.

ÁLVARES (1962) apud CAVALCANTI (1948) explicita que o

conceito de caso fortuito ou força maior decorre de três elementos: inevitabilidade,

imprevisibilidade e irresistibilidade. Não há acontecimentos que possam, a princípio,

ser "sempre" considerados casos fortuitos ou força maior. Tudo depende das

condições de fato em que se verifique o evento e do grau de evolução da sociedade.

“Assim, o que no início deste século era considerado caso fortuito

ou de força maior, hoje talvez já não o seja, e o que hoje se caracteriza com tal,

amanhã poderá deixar de sê-lo, em virtude do progresso da ciência, do

desenvolvimento da tecnologia ou da maior providência humana. Percebe-se, pois,

que a simples alegação da ocorrência de caso fortuito ou força maior para as

hipóteses de descargas atmosféricas, temporais, árvores sobre a rede, abalroamentos

em postes, objetos estranhos atirados sobre a rede, etc., não mais poderão ser aceitos

como excludentes de responsabilidade. A concessionária deve provar que tais fatos

extrapolaram os limites do tolerável e do aceitável, sendo provocados por agentes

externos, imprevisíveis e irresistíveis ao sistema supridor” (ANDRADE et al., 2001).

Aqueles que encontram diferenças entre as duas expressões

defendem a diferenciação em relação à exterioridade ou interioridade do evento

caracterizado como fortuito. Vêem no caso fortuito um impedimento relacionado

53

com a pessoa do devedor ou com sua empresa, enquanto que a força maior é um

acontecimento externo.

Tal distinção permite estabelecer uma diversidade de tratamento

para o devedor, consoante o fundamento da sua responsabilidade. Se esta fundar-se

na culpa, bastará o caso fortuito para exonerá-lo. Com maioria de razão o absolverá a

força maior. Se a sua responsabilidade fundar-se no risco, então o simples caso

fortuito não o exonerará. Será necessário que haja força maior, ou como alguns

dizem, caso fortuito externo.

Posicionando-se em consonância com a primeira corrente,

RODRIGUES (1993) descreve: “O artigo 1.058 do Código Civil, define o caso

fortuito ou de força maior como o que se verifica no ‘fato necessário’, cujos efeitos

não era possível evitar ou impedir. É, em rigor, o ato alheio à vontade das partes

contratantes ou do agente causador do dano e que tampouco derivou da negligência,

imprudência ou imperícia daquelas ou deste. É o ‘act of God’, como classificam os

ingleses. (...)”.

Observa-se que o artigo 1058 do Código Civil de 1916 foi

substituído pelo artigo 393 do Código Civil de 2002 e que nada foi alterado na sua

essência.

O legislativo, de maneira bastante previdente, manteve no novo

Código Civil o conceito das expressões caso fortuito e força maior de forma

genérica, como sendo “o fato necessário, cujos efeitos não era possível evitar, ou

impedir”. Não tivesse assim conceituado, a evolução tecnológica ocorrida nos

últimos anos impor-lhe-ia a atualização dos conceitos de caso fortuito e força maior,

de forma a contextualizá-los à nova conjuntura.

O elemento “imprevisibilidade” a que se referem alguns

doutrinadores, não é indispensável à caracterização da força maior, mesmo porque

nenhum fato da natureza é, em tese, imprevisível. O conceito de RODRIGUES

54

(1993), nessa medida, observa o literalmente expresso no dispositivo da lei: “Nada

há, no mundo fenomênico, de novo. Todos os fatos da natureza possíveis e

imagináveis ocorreram e ocorrem periodicamente, constituindo o trabalho da

natureza ações cíclicas e repetitivas”.

“Não restam muitos “mistérios” da natureza ainda indecifrados. A

grande maioria dos fenômenos não assusta mais o homem, que conhece suas razões e

a maneira como se processam. Sendo assim, é sempre possível prever a ocorrência de

terremotos, tufões, maremotos e secas, que não são mais associados à ira de qualquer

deus” (RODRIGUES, 1993).

Essa “previsibilidade”, no entanto, não se lhes tornam evitáveis ou

contornáveis (irresistíveis), de modo que, uma vez inserido o elemento

imprevisibilidade, como requisito absoluto para a caracterização da força maior,

incorrer-se-ia em absurdos e injustiças.

Assim, pode-se entender que tudo dependerá das condições de fato em

que se verifique o evento, do grau de evolução da sociedade e, conseqüentemente, do

progresso da ciência e tecnologia capaz de possibilitar maior providência.

A Aneel, tendo em vista os inúmeros questionamentos acerca dos

aspectos da matéria danos e ressarcimentos, em especial quanto à classificação das

descargas atmosféricas e suas conseqüências no sistema elétrico como caso fortuito

e/ou de força maior por algumas concessionárias, posicionou-se através da Nota

Técnica no. 004/2003- SRD/SMA/Aneel, de 11 de fevereiro de 2003.

Pela Nota Técnica a Aneel descaracteriza como sendo de caso

fortuito ou de força maior a queima de aparelhos por sobretensões geradas nos

sistemas de distribuição de energia, por ação direta ou induzida de descargas elétricas

atmosféricas.

55

A Aneel destaca que o conhecimento físico sobre as descargas

atmosféricas é perfeitamente disponível e acessível, bem como são conhecidas as

formas de controlar seus efeitos sobre as redes elétricas, prevenindo suas

conseqüências e evitando os danos. Dessa forma, considera que as sobretensões

causadas por descargas atmosféricas não podem ser consideradas como caso fortuito

ou de força maior, a ponto de serem enquadradas como excludentes de

responsabilidade objetiva, conforme o Código de Defesa do Consumidor (CDC), que

estabelece ser a concessionária responsável pelo dano reclamado pelo consumidor,

desde que haja nexo causal entre o fato gerador e o prejuízo sofrido.

5.7.2 Fato de terceiro e culpa exclusiva da vítima

Além das excludentes: caso fortuito ou força maior, também pode

ser afastada a responsabilidade do prestador de serviço pela culpa exclusiva do

consumidor ou de terceiro, na ocorrência do evento danoso.

A culpa exclusiva do consumidor é caracterizada quando o dano por

ele sofrido decorre, estritamente, de sua conduta comissiva ou omissiva. Já o fato de

terceiro ocorre na hipótese do dano haver sido causado por conduta comissiva ou

omissiva de terceiro estranho à relação de consumo.

Nesses casos, também se desfaz a relação entre a ação do fornecedor

e o dano do consumidor, não havendo, por isso mesmo, como se lhe obrigar a

indenizar o dano sofrido.

Segundo LANDINI et al. (2000), no tocante às concessionárias de

energia elétrica, não se deve confundir que, na hipótese do dano ao consumidor ter

sido originado de fato de terceiro (ex.: abalroamento de poste), não desobriga a

concessionária de indenizar seu consumidor. A relação de consumo permanece,

cabendo à concessionária o dever de indenizar seu consumidor e o direito de regresso

ao terceiro motivador do dano.

56

Do que foi exposto, fica evidente que a engenharia elétrica foi

chamada a opinar, como se tivesse soluções viáveis a oferecer. Não as tem, ou se as

tem elas são caras ou de custo ainda não calculado, e se tem idéia aproximada dos

valores envolvidos, não se sabe quem os deve pagar.

De todo o saber que imagina dispor, fica uma idéia que é só querer

evitar danos que um eletricista especializado será capaz de providenciar a solução.

Todavia, há uma pergunta que fica sem resposta: “- Você tem proteção contra surtos

elétricos em sua casa que lhe permita sentir-se seguro com seus aparelhos ou

equipamentos nos dias de trovoadas ?”

Fica a resposta como uma demanda à comunidade de pesquisa, uma

demanda por novos conhecimentos: como fazer uma proteção contra surtos elétricos

eficiente e quem deve pagar por ela.

Novos conhecimentos técnicos, novas formas de entender o

problema, novos métodos, eles certamente poderiam ser úteis à comunidade de

regulação, assim como são imprescindíveis à tal comunidade alguns conceitos

discutidos neste capítulo 5: o engenheiro, para fazer regulação, precisa de muitos

conhecimentos que não traz em sua bagagem tradicional, e portanto, para ele são

novos conhecimentos. Entre eles, alguns conhecimentos dos advogados e advogadas

aqui discutidos.

57

6 TRATAMENTO DADO PELA REGULAÇÃO ECONÔMICO-

FINANCEIRA

O Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica,

disponibilizado pela Aneel, determina que os valores gastos nas indenizações de

danos (PID) sejam contabilizados pelas concessionárias como Gastos de Natureza:

99 – Outros (“Função: Destina-se à contabilização dos valores relativos a

indenizações devidas a terceiros, em decorrência de acidentes e cuja

responsabilidade, direta ou indiretamente, caiba a concessionária e para os quais não

há seguros contratados ou estes sejam insuficientes para a cobertura dos danos; dos

gastos com o consumo próprio de energia elétrica; das despesas com perdas; das

despesas com a falta no inventário em estoque; das despesas com propaganda e

publicidade; do prejuízo nas alienações de materiais, quando estes não forem

originários do Ativo Permanente; com a despesa de indenização trabalhista não

coberta pelo FGTS; com a despesa de arrendamentos, alugueres e seguros de bens

não vinculados ao serviço; com despesa com estagiários sem vínculo empregatício e

com o programa de iniciação ao trabalho; das despesas com benefícios a ex-

empregados aposentados”).

Dessa forma, os valores pagos a título de indenização por PID

devem ser registrados pelas concessionárias no plano de contas como despesas

operacionais. Contudo, quando da revisão tarifária periódica, poderão ser glosados

pela Aneel e não serem incorporadas ao custo do serviço. Conseqüentemente,

portanto, a concessionária poderá não obter cobertura tarifária para essas despesas.

Um fato que poderá ser um marco regulatório no tratamento de PID

ocorreu durante a revisão tarifária periódica da Companhia Paulista de Força de Luz

(CPFL), em abril de 2003. A Aneel não considerou, para fins de reposicionamento

tarifário os custos das indenizações de danos elétricos e despesas relacionadas a

administração e estudo dos PID.

A CPFL, durante o processo de revisão tarifária, em audiência

pública, apresentou o seguinte pedido, referente a Perdas e Danos:

58

“Já no caso de Perdas e Danos, ressaltamos que neste item existe o

caso das “Indenizações por Danos a terceiros provocados pela Rede Elétrica”, onde o

Ofício Circular da CSPE 009/2000 obriga o pagamento sempre que houver, por

exemplo:

- mais de um reclamante, mesmo que não haja registro de ocorrência na

rede;

- em todas as situações com registros de ocorrência na rede,

independentemente do fato gerador (descarga atmosférica, vendavais,

abalroamentos por terceiros, operação natural de equipamentos de

proteção e manobra de rede – inclusive “piscas”, etc.).

Como não temos condições de “gerenciar” estes eventos, até por

falta de tecnologia associada ao “nexo causal” – projetos de P&D em andamento em

diversas concessionárias do País – solicitamos à Aneel que aloque item de custo

suficiente para suprir estas demandas, ou anule a determinação da CSPE.

Calculamos que atualizada para a base Abr/03 resulta em R$

1.268.000,00 / ano.

RESUMO

Atividades Valor da Diferença (R$)

Estrutura de Apoio do Call Center 2.565.117,00

Comunicação do Call Center 9.079.707,00

Indenização por Danos Elétricos 1.268.000,00

Total – base Abr/03 12.912.824,00

Solicitamos a inclusão desta diferença na base da Empresa de

Referência para a CPFL – R$ 12.912.824,00 (base Abr/03)”.

Nesse contexto, através da Nota Técnica no. 041 a Aneel não acatou

solicitação da CPFL, não considerando, no item da contabilidade “outros itens de

custos” sub-tem ii) Indenização Perdas e Danos, uma vez que se entende que tais

59

custos devem ser absorvidos pela concessionária, por ser ela que está em melhores

condições de “gerenciá-los” e não por seus clientes cativos em condição de serviço

regular.

Não tivesse a Aneel tido esse posicionamento, permitiria afirmar o

ilógico: que o poder concedente atribuiu ao particular, o concessionário, somente os

direitos e prerrogativas e continuou respondendo pelos ônus e riscos.

Também, a reparação pela concessionária de lucros cessantes ou

outras indenizações vinculadas à ocorrência de um dano em um aparelho ou

equipamento, normalmente maiores que o custo do simples reparo, via decisão

judicial, traria uma ampliação dos repasses para a tarifa, transformando-se em tarifas

injustas aos consumidores.

Por outro lado esse posicionamento da Aneel não considera o

princípio da igualdade dos ônus e encargos sociais de onde se baseia a teoria do

risco, descrita no capítulo anterior. O controlador da concessionária, arcando com o

prejuízo, poderá passar a agir de forma a minimizar esse ônus:

- Aumentar as dificuldades para os consumidores obterem indenizações,

indeferindo todos os PID de causas não registradas no âmbito

administrativo, causando, assim, retrocessos aos avanços já conseguidos

(ex: Cartilha da CSPE) e agravando as dificuldades de atuação do órgão

regulador. Para os poucos casos que, historicamente, os consumidores

recorrem ao judiciário, justificarão ora não haver nexo de causalidade, ora

ser o dano causado por caso fortuito ou de força maior; e:

- Iniciar grandes investimentos, que tenham cobertura tarifária, em sistemas

de proteção capazes de reduzir drasticamente o índice de danos elétricos.

Em primeiro momento, parece óbvio o primeiro procedimento, uma

vez que no próprio pedido da CPFL, durante o processo de revisão tarifária, foi

60

solicitado à Aneel que alocasse item de custo suficiente para suprir as demandas de

indenizações de danos elétricos ou anulasse determinação da CSPE (aplicação da

Cartilha de PID) feita através do ofício circular CSPE/009/2000.

Esse episódio da revisão tarifária da CPFL vem afirmar que é

premente uma regulamentação técnica que defina investimentos prudentes em

sistemas de proteção, visando estancar o índice acentuadamente crescente de danos

elétricos e reduzi-lo. As formas viáveis de proteção, bem como onde instalar

dispositivos para esse fim devem ser estudados. Também a alocação das

responsabilidades e os custos deverão ser estudados a quem alocar e de que forma.

Independentemente da forma de tratamento econômico-financeiro

dado à questão, a ocorrência de um dano, por si só, traduz-se em prejuízo para a

sociedade. Qualquer avaliação econômica de otimização de investimentos em

medidas preventivas deverá levar em conta esse fato.

61

7 EXPERIÊNCIAS INTERNACIONAIS

O problema de danos em aparelhos eletroeletrônicos e os

conseqüentes Pedidos de Indenização por Danos não são uma particularidade do

setor elétrico brasileiro. Em vários países o problema também ocorreu pelos mesmos

fatores técnicos e por possuírem ordenamentos jurídicos semelhantes ao brasileiro.

Alguns países têm experiências que se destacam pelo bom resultado

na equacionamento do problema e pela busca de satisfação do consumidor. As

abordagens nem sempre são as mesmas, mas, indistintamente, as regulamentações

visam à implementação de ações preventivas e à divisão clara de responsabilidades.

7.1 Comunidade Européia

O exemplo da Comunidade Européia destaca-se pela iniciativa

pioneira no mundo de se unificar procedimentos, diretrizes e normas em vários

países com culturas diferentes e ordenamentos jurídicos próprios.

Antes da entrada em vigor das obrigações de unificação às atuais

diretivas de Compatibilidade Eletromagnética (CEM), muitas normas e diretrizes já

eram empregadas pelos diversos países que compõem a Comunidade Européia,

sendo que, em alguns deles o problema de danos em aparelhos eletroeletrônicos já

havia sido objeto de tratamento particular.

Como o problema de PID no Brasil está inserido em um contexto de

quase completa ausência de regulamentação sobre CEM e a seu equacionamento no

âmbito do setor elétrico é premente, o relato sucinto das experiências de alguns

países europeus, anteriores à unificação de normas técnicas e às diretivas de CEM, é

útil para a compreensão do tema.

62

7.1.1 França

Na França, antes de 1996, data da entrada em vigor das diretivas de

Compatibilidade Eletromagnética – CEM na Comunidade Européia, os problemas

técnicos relativos à ocorrência de danos em aparelhos eletroeletrônicos eram tratados

por normas elaboradas pela Union Technique De L’Electricité – UTE.

A UTE é o membro francês da CENELEC (the European

Committee for Electrotechnical Standardization) com sede em Bruxelas, cujos

documentos publicados são designados pelas letras iniciais “EN”, “ENV” ou “HD”.

Esse comitê compõe a IEC (International Electrotechnical Commission).

A qualidade da energia elétrica fornecida é estabelecida através de

um contrato denominado ÉMERAUDE, que rege os compromissos da Electricité de

France - EDF - empresa de eletricidade francesa responsável, dentre outras, pelas

atividades de distribuição de energia elétrica - no que se refere à continuidade de

serviço e qualidade da onda de tensão.

Para evitar os constantes pleitos de indenização e conflitos com seus

consumidores (consumidores de energia) nos casos de distúrbios transitórios, a EDF

passou a exigir deles a instalação de Dispositivos de Proteção contra Surtos (DPS) na

entrada de serviço (interface entre a rede da concessionária e as instalações do

consumidor). Também passou a disponibilizar serviços e orientação para instalações

novas e reformas (http://www.edf.fr).

Os DPS ou Surge Arrester, também conhecidos como supressores

de sobretensões transitórias, quando instalados na entrada de serviço são capazes de

limitar sobretensões ocorridas na rede elétrica, protegendo os aparelhos ligados a

essa rede.

63

A decisão da EDF foi uma forma de se evitar muitas ações de

indenização, lembrando-se que o ordenamento jurídico francês é, normalmente,

favorável aos consumidores.

Essa decisão é sustentada pelo fato de que, mesmo obedecendo aos

preceitos da norma EM 50160 (descreve as características principais da tensão

fornecida por rede pública de distribuição em baixa e média tensão) e a norma IEC

1000-2-2 (níveis de compatibilidade para as perturbações conduzidas em baixa

freqüência e transmissão de sinais nas redes públicas de alimentação em baixa

tensão), os dispositivos protetores instalados pela EDF na rede de distribuição não

são suficientes para garantir proteção adequada aos aparelhos de seus consumidores.

A partir dessa decisão, qualquer instalação nova só era energizada

pela EDF após ser constatada, através de inspeção, a obediência a essa nova

exigência. Para as instalações já ligadas estabeleceu-se prazo adequado para a

instalação dos dispositivos.

Quando da ocorrência de um dano para os consumidores que

dispunham dos protetores recomendados, ou seja, que atendiam aos preceitos das

normas NFCIS-100 (instalações de baixa tensão, hoje substituída pela IEC 1000-5),

IEC 60364 (“Electrical Installations of Buildings”) e NFC 15100, 15443 e 61-740, se

constatado dano por distúrbios na rede elétrica, a EDF, prontamente, efetua o devido

ressarcimento (indenização).

Com essa medida, conseguiu-se reduzir enormemente o índice de

danos provenientes de surtos transitórios, principalmente aqueles que não guardam

registros de ocorrências, possibilitando, assim, maior facilidade no tratamento dos

poucos casos que, porventura, venham a ocorrer.

Em 10 de fevereiro de 2000 foi criada a Comissão de Regulação da

Eletricidade – CRE com a missão de regular os serviços da EDF. Essa CRE segue as

64

diretivas européias para regulação de qualidade da energia e responsabilidades dos

agentes.

7.1.2 Alemanha

Na Alemanha, a norma DIN VDE 0185, desde 1982, tem sido usada

como um guia para projetos de proteção das instalações de edificações contra

descargas atmosféricas. O conceito de proteção por zonas contido na DIN VDE 0185

– parte 103 tem oferecido bons resultados na redução de danos em aparelhos

eletroeletrônicos.

Obrigações semelhantes às impostas pela EDF na França foram

impostas aos consumidores de energia elétrica na Alemanha. Agora, não pelas

concessionárias, mas pelas agências de seguros prediais que passaram a exigir a

instalação de supressores de sobretensões nas instalações prediais.

As normas alemãs da série DIN VDE 0100, em conformidade com

as normas IEC 60364 e IEC 60664, contêm o ordenamento das formas de proteção

contra surtos nas instalações elétricas.

Atualmente, o problema é tratado sob a ótica mais ampla de

compatibilidade eletromagnética, em conformidade com as determinações da

Diretiva 89/336/EEC do Council of European Energy Regulator – CEER.

7.1.3 Portugal

A Eletricidade de Portugal – EDP, empresa responsável, dentre

outros, pelos serviços de distribuição de energia elétrica em Portugal, tem

intensificado ações de melhoria de qualidade da energia distribuída, com

preocupação especial para as variações de tensão de curta duração.

Também, orientações aos seus consumidores têm sido constantes

acerca da necessidade técnica de possuírem as instalações em conformidade com as

65

normas estabelecidas, bem como com a instalação de Dispositivos Protetores de

Surtos (DPS).

Em sua página na internet (http://www.edp.pt) apresenta orientações

aos projetistas e instaladores. Dispõe também de um campo para reclamações

exclusivas de danos: Reclamações por Prejuízos Causados – “Se uma anomalia ou

incidente na rede de distribuição foi a eventual origem de danos em aparelhos

eléctricos e pretende apresentar uma reclamação, preencha e envie, no mais curto

prazo”.

7.1.4 A diretiva européia relativa à compatibilidade eletromagnética

Buscando a convivência harmônica no ambiente eletromagnético

dos diversos aparelhos e equipamentos eletroeletrônicos, em decorrência da maciça

difusão da informática, da automação e das telecomunicações, em 12 de Maio de

1989 foi publicado no Jornal Oficial das Comunidades Européias a Diretiva

89/336/CEE relativa à aproximação das legislações dos Estados-membros

respeitantes à Compatibilidade Eletromagnética (Diretiva CEM).

Esta Diretiva, cobrindo quase na totalidade os produtos

eletroeletrônicos, aplica-se aos aparelhos susceptíveis de causar perturbações

eletromagnéticas ou cujo funcionamento é passível de ser afetado por estas

perturbações, os quais devem ser fabricados de forma a terem controlado os níveis de

imunidade e emissão de perturbações:

- Tenham um nível adequado de imunidade intrínseca contra perturbações

eletromagnéticas, que lhes permita funcionar de acordo com o fim a que

se destinam.

- As perturbações eletromagnéticas geradas sejam limitadas a um nível que

permita, aos aparelhos de rádio e telecomunicações e aos outros

aparelhos, funcionarem de acordo com o fim a que se destinam.

Desta forma, a regulamentação de CEM não se limita a um dado

setor e abrange a totalidade dos fenômenos eletromagnéticos que podem criar

66

problemas de funcionamento num dispositivo, nos aparelhos ou nos sistemas. Dentre

esses fenômenos destacam-se: harmônicas, inter-harmônicas, flutuações de tensão,

cristas de tensão e cortes momentâneos, desequilíbrio de tensão trifásica, transmissão

de sinais nas redes, variações de freqüência de alimentação, componentes contínuos

em redes alternadas, tensões e correntes de surto e outras perturbações transitórias de

alta freqüência, descargas eletrostáticas, campos eletromagnéticos e campos

magnéticos.

É exigido, desde a entrada em vigor da Diretiva CEM (1o. de Janeiro

de 1996), que qualquer aparelho colocado no mercado ou em serviço na União

Européia atenda aos requisitos essenciais da Diretiva EMC - não causar interferência

nem ser interferido. Este atendimento pode ser demonstrado através do cumprimento

das “normas harmonizadas”, isto é, as especificações técnicas aprovadas ou pelo

CENELEC ou pelo ETSI (European Telecommunications Standards Institute) e

publicadas no Jornal Oficial.

Segundo KOUYOUMDJIAN (1998), a posição assumida pela

Comissão Européia foi a de definir a base para o entendimento - a Diretiva CEM, a

qual define os aspectos legais - e remeter para os comitês nacionais dos diversos

países, através do CENELEC / ETSI, a elaboração dos requisitos específicos – as

especificações técnicas.

Portanto, não se trata propriamente da imposição de “novas normas

européias”, mas sim de “novos procedimentos europeus” para a qualificação de

produtos, instalações e serviços, onde existe um caráter legal e comercial bem

delineados.

Assim, os problemas de danos em aparelhos eletroeletrônicos,

incluídos nos mais diversos problemas de compatibilidade eletromagnética, passaram

a ser tratados com as definições de responsabilidade claras, que primam pela solução

técnico-econômica.

67

Dentre essas obrigações, destacam-se as impostas aos fabricantes de

aparelhos eletroeletrônicos para que possam obter e ostentar a certificação de

conformidade às normas de CEM de seus produtos (o selo “CE”), além de atenderem

às normas técnicas, devem fornecer instruções contendo as informações necessárias

para permitir a utilização correta do aparelho. Essa última obrigação do fabricante,

indiretamente, impõe o que, diretamente, as diretivas de CEM impõem às instalações

dos usuários dos serviços públicos de energia e telecomunicações: devem atender às

normas da série IEC 1000-5 (instalações) e observar as precauções e utilização de

dispositivos que otimizam a compatibilidade (proteção) para os aparelhos mais

sensíveis às perturbações eletromagnéticas.

Dessa forma, ao se abordar a questão das “normas européias sobre

Compatibilidade Eletromagnética”, é conveniente tratar o assunto em três aspectos

principais:

- Legal, onde são referenciados os documentos que caracterizam as

obrigações neste campo (Diretivas).

- Procedimentos, onde são apresentados os diversos organismos e

procedimentos inerentes à qualificação de um aparelho ou instalação.

- Especificações técnicas, onde são identificadas as qualificações que os

aparelhos devem apresentar na área da Compatibilidade Eletromagnética.

A implementação da regulamentação de CEM na Comunidade

Européia, com caráter mais amplo, está sendo sustentada pelos avanços já

conseguidos por alguns países que, na vanguarda, já possuíam regulamentações

próprias. Como exemplo destaca-se o ordenamento francês.

Recentemente, o Council of European Energy Regulator – CEER,

através de representantes dos diversos países, está estudando as experiências de

implementação da regulação da qualidade de serviço em cada país, buscando

unificação dos indicadores de qualidade.

68

No Brasil, algumas normas de CEM são obrigadas a serem seguidas

pelo setor de telecomunicações (empresas concessionárias e prestadores de serviços e

usuários dos sistemas). A Resolução da Agência Nacional de Telecomunicações -

Anatel nº 237, de 9 de Novembro de 2000 (Regulamento para certificação de

equipamentos de telecomunicações quanto aos aspectos de compatibilidade

eletromagnética), permite um certo controle na instalação dos vários equipamentos,

evitando a ocorrência de problemas de Interferência Eletromagnética (EMI) causados

por fontes internas (unidades de equipamento) e mesmo para a maior parte das fontes

externas.

Também, a norma brasileira NBR 5410 (Instalações Elétricas de

Baixa Tensão), da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), de 1997,

observa conceitos de CEM e de proteção de aparelhos eletroeletrônicos sensíveis.

Esta norma foi elaborada com base na norma internacional IEC 60364 (Electrical

Installations of Buildings).

7.2 Estados Unidos da América

Nos E.U.A., os problemas de danos em aparelhos são tratados,

comumente, pelas normas publicadas pela American National Standard Institute

(ANSI) e as do Institute of Electrical and Electronic Engineers (IEEE).

Segundo informações da Pennsylvania Public Utility Commission –

PAPUC, a Lei Estadual 66Pa. C.S. seção 1501 dá autoridade à Comissão para

determinar às concessionárias de energia, caso tenham violado as disposições de

qualidade, que façam o devido ressarcimento de danos causados aos seus

consumidores. Os problemas de litígios são tratados pelo judiciário.

Algumas empresas de energia elétrica deram nova abordagem à

medida tomada pela EDF (França) e passaram a oferecer a instalação de DPS como

uma prestação de serviço. Dentre essas empresas, destaca-se a Flórida Power &

Light (CP&L).

69

7.2.1 A experiência da Flórida Power & Light

A CP&L, distribuidora de energia que atende ao estado da Flórida

nos E.U.A., região com grande incidência de descargas atmosféricas, para evitar as

constantes reclamações de danos em aparelhos eletroeletrônicos, seguindo as

recomendações da norma técnica ANSI/IEEE C 62.41 – 1991 (Recommended

Practice on Surge Voltages in Low—Voltage AC Power Circuits), passou a oferecer

um serviço de instalação de DPS, por ela denominado TVSS (Transient Voltage

Surge Suppressors). Em sua página na internet (http://www.fpl.com) podem-se obter

todas as informações. Dentre elas, destacam-se algumas apresentadas na forma de

perguntas e respostas:

- O que é um supressor de surto acoplado ao medidor?

É um dispositivo instalado diretamente junto ao medidor das

residências. Toda sobretensão que se destina às instalações internas são “vistas” por

este supressor, fazendo a primeira linha de defesa contra surtos de raios e de

chaveamentos. A CP&L usa um tipo de supressor de surto especificado para uma

tensão de grampeamento de 240 volts, com capacidade de dissipar uma energia de 40

kJ (quilo Joules), com um tempo de resposta menor que 1? s (um nanosegundo), e

uma capacidade nominal de condução de corrente de 57 kA (quilo Ampères).

- Há uma garantia oferecida pela instalação do supressor de surto

acoplado ao medidor?

O TVSS acoplado ao medidor é garantido ao proprietário do imóvel,

onde originalmente instalado durante o tempo em que o aluguel acordado for efetivo.

CP&L irá reparar ou substituir a unidade de proteção se esta falhar. CP&L oferece o

supressor de surto com a garantia do fabricante, que cobre o valor de mercado para

os eletrodomésticos denominados “brancos”, tais como, ar condicionado,

aquecedores e refrigeradores. Nota: A unidade deve falhar para que a reivindicação

da garantia seja válida.

70

- O supressor acoplado ao medidor protege todos os equipamentos?

Não por si só. Ele é a primeira linha de proteção necessária em

qualquer sistema de proteção contra surtos. Este supressor oferece excelente proteção

aos motores em equipamentos como: secadoras, lavadoras, refrigeradores, freezers,

lavadora de pratos, fogões (não para microondas), ar condicionado, compressores e

moto-bombas. Também oferece um grau de proteção aos outros aparelhos. Porém,

onde há aparelhos eletrônicos muito sensíveis, para melhorar a eficiência da

proteção, um 2o estágio de proteção é recomendado (o supressor de tomada).

- Por que CP&L não instala o supressor de surto acoplado aos

medidores em todas as residências?

Se a CP&L instalasse o supressor em todas as residências, o custo

teria que ser repassado a todos os clientes. Isto elevaria as contas de todos os

consumidores atendidos pela CP&L, independentemente da opção ou não de compra

desta proteção. Portanto, para adquirir o referido supressor, necessário se faz que

cada indivíduo manifeste o desejo de obter a referida proteção.

- A CP&L tem pára raios nas linhas. Por que o consumidor precisa

de proteção?

A CP&L possui pára-raios protegendo as suas linhas. Devido à alta

exposição aos raios, a CP&L utiliza pára-raios da melhor qualidade em suas linhas e

transformadores. Mas, devido ao alto valor de tensão de grampeamento destes pára-

raios e também pela exposição das linhas secundárias, estes pára-raios oferecem

pouca proteção aos equipamentos residenciais. Também, deve-se saber que surtos

transitórios podem entrar em uma casa por antenas, cabos, telefone e linhas de dados.

A CP&L oferece a proteção contra surtos para os serviços elétricos e para as linhas

de transmissão de dados.

71

A alternativa encontrada pela CP&L foi estabelecida considerando

que há dificuldades legais nos E.U.A. para que sejam imputadas obrigações aos

consumidores.

Os bons resultados da iniciativa da CP&L influenciaram outras

concessionárias, sendo que, atualmente, mais de 50 % das concessionárias norte-

americanas dispõe do serviço de instalação de protetores (DPS).

7.3 Canadá

No Canadá, duas associações são responsáveis pela emissão de

normas e recomendações técnicas, normalmente harmonizadas com as do IEEE

(Institute of Electrical and Electronic Engineers) e IEC (International

Electrotechnical Commission):

- Canadian Electricity Association – CEA e

- Canadian Standards Association – CSA.

Ambas Associações têm-se preocupado na formulação de

recomendações técnicas a serem seguidas pelas concessionárias canadenses na busca

de formas adequadas de monitoramento das variáveis envolvidas na qualidade da

energia elétrica fornecida.

A norma CSA – CAN3-C235-83 define os limites de variação da

tensão para os consumidores de baixa tensão.

Um projeto da CEA (Project Number 220D711) teve grande

destaque no estudo de uma questão posta à análise pela Canadian National Power

Quality Survey: - a energia elétrica fornecida pelas concessionárias canadenses tem

problemas de qualidade que precisam ser resolvidos?

72

Buscando um Protocolo de Qualidade, foram coletados dados e

informações nas concessionárias, e realizados, por três anos, estudos e

monitoramento da qualidade de diversos consumidores nas diversas concessionárias

canadenses. Dos vários problemas de qualidade da energia fornecida, foram

destacados os surtos de tensão (tensão de pico maior que 150 Volts e duração inferior

a 1 mili segundo).

A natureza dos sistemas de distribuição de energia (linhas aéreas

convencionais, linhas aéreas com cabos multiplexados, sistemas subterrâneos), o

índice de densidade de descargas atmosféricas, os sistemas de aterramento e de

proteção sobretensão, a coordenação do isolamento, as características das cargas

atendidas e o regime de operação têm sido objeto de estudos visando à

implementação de ações que possibilitem redução dos níveis de surtos.

Segundo KOVAL (1996), as discussões sobre a imunidade aos

surtos conduziram a várias análises das recomendações da norma ANSI / IEEE

C62.41-1991. Como resultado, passaram a ser recomendados os supressores de

surtos para melhor compatibilizar a operação de aparelhos eletroeletrônicos frente a

severidade dos distúrbios transitórios na rede elétrica. Os supressores de surtos

passaram a ser caracterizados pelas concessionárias como componente de um plano

de proteção abrangente, a ser oferecido aos seus consumidores.

A CEA, em 05 de novembro de 2002, publicou uma matéria editada

pela PR Newswire (http://www.prnewswire.com) sobre a oferta de protetores de

surtos (DPS) pelas concessionárias norte americanas. A matéria mostra ser crescente

o mercado de supressores de surtos para instalações residenciais e comerciais,

motivado pela necessidade de fornecer maior garantia na proteção dos aparelhos

eletroeletrônicos sensíveis.

No mesmo artigo é relatado que, em pesquisa realizada nas

concessionárias, a percentagem das concessionárias que ofereciam a instalação dos

DPS era de 15% em 1997, passando para 50% em 2002. Em outras 9% das

73

concessionárias, a oferta do serviço estava em fase de planejamento, além de mais

13% considerar que também tem interesse em operacionalizar essa oferta a seus

consumidores. Essas concessionárias (72%) consideram ser um serviço “ancilar”.

Há uma variedade de serviços que podem ser tratados como

ancilares, demonstrando que não há uma definição única. Para o setor elétrico, pode-

se entender por serviço ancilar um conjunto de serviços complementares requerido a

fim de assegurar uma operação eficiente e segura de um sistema elétrico. A energia

elétrica, para chegar ao consumidor na quantidade e qualidade especificadas, requer

um conjunto de serviços que são prestados por inúmeros agentes.

Ressalta-se que, conforme o esclarecimento de SILVA (2001), os

serviços ancilares não representam um novo conceito para os engenheiros; a

novidade é a necessidade de tratar esses serviços comercialmente, instituindo-se um

paradigma onde o sinal de preço deve orientar a oferta e o uso desses serviços.

“Os serviços ancilares são complementos, considerados

imprescindíveis, para dotar o produto energia elétrica de uma qualidade especificada.

Basicamente, os serviços ancilares visam a manutenção da freqüência e da tensão

dentro de tolerâncias especificadas em regime normal de operação, bem como

durante mudanças súbitas do estado do sistema. Estes serviços são de natureza

monopolista, podendo ser oferecidos por múltiplos agentes” (SILVA, 2001).

7.4 África do Sul

A National Electricity Regulator - NER, órgão regulador dos

serviços de energia elétrica na África do Sul, recentemente, realizou estudos das

variáveis que interferem na qualidade da energia elétrica. Os estudos realizados

identificaram as parcelas de responsabilidades dos agentes pela manutenção da

qualidade da energia e foram tomados como base para a publicação de uma diretiva

regulamentadora.

74

A versão final da “NER Directive on Power Quality – A Regulatory

Framework for the Management of Power Quality in South Africa”, publicada em

março de 2002, define o papel da NER no gerenciamento da qualidade da energia

elétrica, regulamenta as responsabilidades das concessionárias e dos consumidores e

estabelece um plano de ação para aperfeiçoamentos futuros das normas.

Pela diretiva, é de responsabilidade das concessionárias a

manutenção de um determinado nível de interrupções, da qualidade da forma de onda

da tensão e o do controle de votalge sags e swells, conforme limites estabelecidos

pela norma NRS-048. Também, pela diretiva, os consumidores passam a serem

responsabilizados pelo controle da “poluição harmônica”, através da utilização de

filtros e equipamentos que não afetam a operação de outros aparelhos ligados à

mesma rede.

Considerando inviável o estabelecimento de parâmetros de

qualidade para as sobretensões transitórias por descargas atmosféricas ou

chaveamentos na rede, a diretiva sul-africana, para esses tipos de distúrbios, também

estabelece que os consumidores são responsáveis pela proteção adequada de suas

instalações e aparelhos, conforme estabelecido na norma SABS-0142-1.

A norma SABS 0142-1 segue os critérios estabelecidos pela norma

IEC 61643-1, sendo que, em sua 1a. Parte – Instalações de Baixa Tensão – determina

que, a partir de 01 de janeiro de 2002, as novas instalações deverão dispor de

Dispositivos de Proteção contra Sobretensões – DPS (surge arresters). A partir de 01

de janeiro de 2005, essa mesma determinação passará a valer para todas as unidades

consumidoras.

7.5 Austrália

A qualidade do fornecimento de energia elétrica na Austrália é

regulada por Códigos e Regulamentos. Esses documentos legais, baseados em

75

normas internacionais, definem as responsabilidades das concessionárias de energia e

dos consumidores.

O Código de Distribuição australiano impõe obrigações às

concessionárias e consumidores e assume que a qualidade da energia depende da

interação harmônica entre os aparelhos dos consumidores e as redes de distribuição.

Dentre as obrigações das concessionárias, para os consumidores de

baixa tensão, o Código de Distribuição define as variações permissíveis de tensão,

apresentados na tabela 1.

Tabela 1 - Variações permissíveis da tensão de fornecimento (Austrália).

Valores máximos (ou mínimos) da tensão em função do tempo (duração) Nível de Tensão

Regime permanente

Menor do que 1 minuto

Menor do que 10 segundos Tensão impulsiva

< 1 KV + 6% + 10%

FASE TERRA: +150% A –100% Fase-Fase: +120% a – 100%

10 kV de pico

FONTE: MIELCZARSKI (1998)

A Código de Distribuição australiano, ao definir o limite de 10 kV

para impulsos de tensão, impôs às concessionárias a obrigação de indenizar danos

aos seus consumidores quando de ocorrências de surtos com picos maiores que 10

kV.

Como muitos aparelhos são susceptíveis de dano por impulsos de

valores de crista inferiores a 10kV, além de não se poder garantir, com precisão, se

um determinado aparelho foi danificado por um surto que teve como valor de crista

(pico) inferior ou superior a 10kV, criaram-se impasses. Daí porque, não sendo

factível monitorar todos os pontos da rede de distribuição, conclui-se por imputar às

concessionárias australianas a responsabilidade por todos os danos causados por

surtos conduzidos por suas redes aos consumidores.

76

Para evitar grandes perdas, as concessionárias tentaram a proteção

com apólices de seguros. Contudo, frustraram-se, visto que encontraram as mesmas

dificuldades já relatadas: falta de formas viáveis de medição do nível da sobretensão

impulsiva e da localização dos surtos.

A corrente regulatória na Austrália é que as concessionárias

distribuidoras devem se esforçar para reduzir os surtos (transitórios impulsivos) nas

suas redes e, conseqüentemente, os danos aos seus consumidores. De qualquer modo,

elas devem compensar os danos que porventura causarem aos aparelhos de seus

consumidores.

Segundo MIELCZARSKI (1998), a maior utilização de pára-raios,

as intensificações com as manutenções preventivas e as constantes orientações aos

consumidores da necessidade da instalação de Dispositivos de Proteção contra Surtos

– DPS tem sido o caminho encontrado pelas concessionárias australianas para

mitigarem o problema.

7.6 Japão

Segundo informações obtidas com o setor comercial da Tokyo

Electric Power Company – TEPCO (informação verbal em 22/06/2001), empresa

responsável, dentre outras atividades, pela distribuição de energia na região

metropolitana de Tokio, no Japão, não há problemas relacionados a danos em

aparelhos eletroeletrônicos. Os poucos casos são tratados com postura comercial

“agressiva”, ou seja, são prontamente resolvidos pela TEPCO: faz-se o devido

ressarcimento e tomam-se as providências para que não haja reincidência.

Pelas informações obtidas com a TEPCO, constatou-se que

raramente ocorrem reclamações de consumidores. Estes só reclamam quando

concluem que têm razão – apesar de suas instalações obedecerem às normas

recomendadas pela TEPCO o dano foi ocasionado por distúrbio na rede elétrica. Para

a concessionária o que vale é a satisfação do cliente. Portanto, não é preciso a

intervenção do Estado para mediar conflitos.

77

Pela página da TEPCO na internet (http://www.tepco.co.jp)

constata-se que a variação admitida da tensão nominal (200V – BT), em regime

permanente, é de mais ou menos 1% (um porcento).

Os indicadores técnicos SAIDI (System Average Interruption

Duração Index) e SAIFI (System Average Interruption Frequency Index),

correspondentes aos indicadores brasileiros DEC (Duração Equivalente de

interrupções por Consumidor) e FEC (Freqüência Equivalente de interrupções por

Consumidor), contabilizam, de forma separada, as interrupções acidentais ou não

programadas (falhas no sistema) e as de desligamentos programados. Para 2001,

foram contabilizados os seguintes valores para esses indicadores:

- SAIDI (desligamentos não programados): 4 minutos/consumidor/ano;

- SAIDI (desligamentos programados): 2 minutos/consumidor/ano;

- SAIFI (desligamentos não programados): 0,18 vezes/consumidor/ano;

- SAIFI (desligamentos programados): 0,02 vezes/consumidor/ano.

Pelos indicadores de qualidade, pode-se constatar que o baixo índice

de danos guarda relação diretamente proporcional ao número de falhas no sistema de

fornecimento de energia elétrica.

7.7 Argentina

Baseada na norma técnica da International Electrotechnical

Commission IEC 1662: 1995 “Evaluation of risks of damage produced by lightning”,

o Instituto Argentino de Normalização (IRAM) publicou em 2001 a norma IRAM

2425: “Guia para la evaluación de los riesgos de daños producidos por lãs

descargas eléctricas atmosféricas”.

O IRAM é o representante da Argentina na International

Organization for Standardization (ISO), na Comissão Pan-americana de Normas

Técnicas (COPANT) e na Associação Mercosul de Normalização (AMN).

78

A Norma IRAM 2425 é fruto do consenso técnico entre os diversos

setores envolvidos à norma IEC 1662:1995, seguindo a mesma estrutura do

documento internacional sem modificações ou inclusões, apenas com mudanças de

forma de redação, necessárias para manter a unidade de critério com o conjunto de

normas IRAM.

Tendo como principal objetivo a avaliação do risco de queda de

raios em uma estrutura, com o propósito de possibilitar ao engenheiro decidir ou não

pela instalação e pelo melhor sistema de proteção recomendado para uma

determinada estrutura, também a Norma IRAM 2425, baseando-se na probabilidade

de danos em aparelhos eletroeletrônicos causados por sobretensões transitórias

geradas por raios diretos ou indiretos, aborda a instalação de Dispositivos de

Proteção contra Sobretensões (DPS) na entrada de serviço de energia elétrica,

telecomunicações etc..

A Norma IRAM 2425, considerando que o uso de DPS na entrada

de serviço reduz a freqüência de danos por raios indiretos e mitiga os efeitos dos

impulsos eletromagnéticos de descargas atmosféricas (“LEMP”), apresenta critérios

para avaliação da necessidade ou não da instalação de DPS e define que quando uma

estrutura somente oferecer risco aos bens e esses não tiverem valor cultural ou social,

exemplo: aparelhos eletroeletrônicos domésticos, etc., do ponto de vista econômico,

somente são requeridas medidas de proteção tais como a instalação de DPS na

entrada de serviço de energia elétrica, telecomunicações etc..

Pela Norma IRAM 2425, tem-se evidenciado a importância de se

prover proteção complementar através da instalação de DPS e que se podem

estabelecer critérios técnico-econômicos que definam pela viabilidade ou não da

instalação de DPS na entrada de serviço de energia elétrica. Para o estabelecimento

desses critérios devem ser levadas em consideração não apenas as sobretensões por

descargas atmosféricas transferidas pela rede elétrica da concessionária, mas também

as sobretensões provenientes de manobras (chaveamentos) na rede elétrica.

79

8 A ORIGEM DO PROBLEMA

A dependência da vida moderna aos aparelhos eletroeletrônicos

cresce na mesma proporção em que estes demandam investimentos. Contudo, no

Brasil, a conscientização da necessidade de compatibilizar a operação desses

aparelhos sensíveis aos distúrbios na rede elétrica não tem sido tão rápida e eficaz

quanto seria necessária para evitar o crescimento tão acentuado de danos elétricos.

Os aparelhos eletroeletrônicos atuais estão mais sensíveis às

variações da qualidade da energia em relação aos utilizados no passado. Muitos

aparelhos modernos contêm controles microprocessados e/ou unidades eletrônicas de

potência, tornando-os muito sensíveis a certos tipos de distúrbios na tensão de

fornecimento, que, por décadas, podem ter ocorrido sem causar efeitos adversos e,

atualmente, resultam em má operação, redução da vida útil (degradação) e,

sobretudo, na falha permanente (queima) do aparelho.

A sensibilidade de um aparelho relativa à falha (queima) é diferente

da sensibilidade que ele tem para apresentar má operação ou perturbação no seu

processamento. Essa sensibilidade depende da amplitude máxima do surto, duração,

forma de onda e energia.

A figura 9 ilustra os efeitos relativos em um aparelho em relação

amplitude e duração de sobretensões.

O conhecimento da sensibilidade ou susceptibilidade dos aparelhos,

dos distúrbios da qualidade da energia e a forma com que sobretensões se originam e

com que são propagadas pelas redes até atingir um aparelho é importante para definir

o risco de ocorrer queima e para subsidiar avaliações para proposição de medidas de

proteção.

80

Figura 9 – Efeitos relativos em um aparelho em relação a amplitude e duração de

sobretensões.

FONTE: ANSI/IEEE C 62.41 – 1991.

NOTA: Os valores ou posição dos limites entre “no effect” (sem efeito) e “upset”

(perturbação operacional) e entre “upset” e “damage” (dano ou falha permanente)

varia com as características de cada aparelho ou equipamento exposto às

sobretensões transitórias (surtos).

Pela figura 9 pode-se avaliar a severidade dos surtos comparados

com a suportabilidade dos aparelhos. Outros fatores importantes consistem na

avaliação da corrente de pico, do tempo de rampa do impulso e da energia

transferida.

81

8.1 Susceptibilidade dos aparelhos

Susceptibilidade pode-se dizer que é a tendência que os aparelhos

têm de sentir a influência do meio. O nível de susceptibilidade ou suportabilidade aos

distúrbios da tensão de fornecimento pode ser definido como a tolerância máxima a

níveis de tensão e corrente aplicadas que um determinado aparelho eletroeletrônico

pode suportar sem a degradação de suas características originais, seja em aplicação

repetitiva ou não.

O nível de susceptibilidade de um determinado aparelho é uma

distribuição estatística que reflete o número de vezes que um dado valor máximo de

imunidade é constatado num lote de aparelhos de mesmo tipo ensaiados. A partir

disso, um determinado nível é escolhido, de tal modo que exista uma pequena

probabilidade (desvio padrão) de ser ultrapassado por um nível real de perturbação.

Os aparelhos eletroeletrônicos devem ser fabricados de forma a

suportar um certo nível de distúrbio na tensão de alimentação. Contudo, há uma

sensibilidade inerente aos dispositivos eletrônicos utilizados nesses aparelhos. Como

regra geral, “um componente de estado sólido pode suportar mais que duas vezes a

sua tensão nominal em regime de surto” (IEEE 1100-1992, ‘The Emerald Book’).

Para uma fonte de alimentação de 127 Volts fase/neutro, a máxima tensão de pico

será igual a 198 Volts [(127 . ?2 . 1,1 (10 % de tolerância da concessionária)]. A

suportabilidade desta fonte de alimentação será no mínimo de 396 Volts.

Várias normas internacionais estabelecem níveis de suportabilidade

para alguns aparelhos. Como exemplo, os aparelhos para serem postos no mercado

da Comunidade Européia devem obedecer às prerrogativas impostas pela série de

normas IEC 1000.

Dentre as normas IEC 1000, que tratam da susceptibilidade aos

distúrbios da tensão de fornecimento, destacam-se as seguintes: IEC – 1000-4-4:

Ensaios de imunidade aos transitórios elétricos rápidos em salvas; IEC – 1000-4-5:

82

Ensaio de imunidade a onda de choque; IEC – 1000-4-11: Ensaio de imunidade aos

valores de crista de tensão, cortes breves e variações de tensão; e IEC – 1000-4-14:

Ensaio de imunidade às flutuações de tensão, desequilíbrio e variações de freqüência.

Para simulação dos efeitos provocados por sobretensões transitórias

em equipamentos, vários tipos de forma de onda foram propostas para testar a

suportabilidade dos equipamentos ou avaliar a eficiência de um sistema de proteção.

Do mesmo modo em que foram divididos os níveis de exposição,

cada tipo de onda se aplica para simular determinado nível de exposição encontrado

na prática. Uma mesma forma de onda pode ser aplicada no intuito de simular vários

níveis, variando-se parâmetros como energia e tensão de pico da mesma.

A tabela 2 ilustra os diversos tipos de impulsos padronizados para

testes de suportabilidade em equipamentos.

Tabela 2 - Impulsos Normalizados para teste de equipamentos

Descrição Normalização Forma de onda Amplitude

Aplicação Típica

ANSI, IEC - 1,2/50? s - 8,0/20? s

Tensão especificada Corrente especificada

Genérica (circuitos de potência)

IEEE SWC – 472

- 1 a 1,5 MHz - Repetitiva 60 Hz; - 6? s de decaimento; - 150 ? (imp. fonte)

2,5 a 3,0 kV de pico Circuitos de baixo sinal e linhas de

controle em subestações

ANSI/IEEE Std C62.41.1980

- 0,5? s – 100 kHz; - 1,2/50? s (tensão) - 8,0/20? s (corrente)

Dependente da locação

Circuitos de corrente alternada de baixa

tensão REA - PE-60 - 10/1000 ? s

(tensão) 5000 V (pico) Circuitos telefônicos

FONTE: General Electric - GE

A susceptibilidade varia de aparelho para aparelho, sendo que,

mesmo dentro de uma categoria, podem ser encontrados diferentes desempenhos,

dependendo do modelo e do fabricante. Com isso, torna-se difícil normalizar um

padrão único para se definir a susceptibilidade dos diversos aparelhos.

83

Um exemplo de curva de susceptibilidade é a curva da Computer

Business Equipment Manufactures Association – CBEMA (IEEE Std 446/CBEMA),

mostrada na figura 10. Esta curva vinha sendo utilizada como uma referência no que

se refere à resposta de equipamentos de informática frente às variações de tensão de

curta duração, até a adoção da curva conhecida como ITI (Information Technology

Industry Council), indicada na figura 11.

Figura 10 - Faixa de operação satisfatória em aparelho projetado para

compatibilidade com a rede elétrica: ANSI/IEEE – Std. 446-1987

Susceptibilidade de equipamentos de informática.

FONTE: ANSI/IEEE Std 446/CBEMA 1987

Pode-se observar, nas figuras 10 e 11, a existência de uma região de

imunidade caracterizada por suas curvas envoltórias (voltage tolerance envelope). A

curva superior estabelece a fronteira entre a região de imunidade e a de

susceptibilidade frente a elevações de tensão, enquanto a inferior delimita a

84

susceptibilidade frente aos “afundamentos” de tensão (quedas de tensão

momentâneas).

Figura 11 - Curva ITI (Information Technology Industry Council).

FONTE: Information Technology Industry Council. Disponível em: <http://www.itic.org/technical/iticurv.pdf>

Outra curva de susceptibilidade existente é a da SEMI

(Semiconductor Equipament and Materials International) mostrada na Figura 12.

Essa curva indica a susceptibilidade apenas para “afundamento” de tensão (sags).

85

Figura 12 - Curva SEMI (Semiconductor Equipament and Materials International)

FONTE: Semiconductor Equipament and Materials International (SEMI).

Disponível em: < http://www.semi.org >.

Como os aparelhos apresentam uma certa suportabilidade às

variações da tensão de fornecimento, estabelecida por um tratamento estatístico e,

por outro lado, o grau de severidade dos distúrbios na qualidade da energia também

obedece a uma distribuição estatística, pode-se estabelecer uma região de

sobreposição entre a susceptibilidade – inerente ao aparelho – e a severidade –

inerente à rede elétrica, denominada margem de compatibilidade.

8.1.1 Margem e nível de compatibilidade

A margem e o nível de compatibilidade são variáveis que definem o

risco de falhas. São estabelecidos pela relação entre a severidade dos distúrbios na

rede elétrica e a suscetibilidade (suportabilidade) dos aparelhos.

Por um método estatístico pode-se quantificar o risco de falha,

baseando-se na análise numérica da natureza estatística dos distúrbios (índice de

severidade) e da susceptibilidade às imperfeições de tensão.

86

Segundo TAHAN (2002), empregando a terminologia do Comitê

Eletrotécnico Internacional (IEC) e do CIRED (Conference International des

Réseuax de Distribuição) há uma interface entre a severidade de imperfeição na rede

e a suportabilidade à imperfeição dos aparelhos. Se a distribuição de freqüências de

imperfeições de tensão (severidade) e a suportabilidade correspondente dos aparelhos

forem conhecidas, através de distribuição Gaussiana, o risco de dano nesses

aparelhos pode ser determinado.

Supondo que a suportabilidade de um determinado aparelho, dentro

de um intervalo de tempo ? T, seja definida pela suportabilidade Pt (U) submetida,

por exemplo, a uma imperfeição de tensão U, e a distribuição de imperfeições de

tensão seja definida pela densidade de probabilidade fo (U), então, a probabilidade de

que uma determinada imperfeição de tensão de valor compreendido entre U’ e U’ +

dU possa ocorrer é fo(U’) dU. A densidade de probabilidade de um dano ocorrer no

aparelho causada por uma imperfeição U’ é, por isso, o produto da densidade de

probabilidade de uma determinada imperfeição U’ pela probabilidade de que o

aparelho possa não suportar.

Assim:

dR = fo(U’) . Pt(U’) dU’

Portanto, a probabilidade de ocorrer dano para uma determinada

distribuição de imperfeições, ou seja, o risco de falha (R) será então:

R = ??

0

fo(U) . Pt(U) dU

Esta expressão mostra o princípio pelo qual a probabilidade de dano

em um aparelho pode ser estimada.

Graficamente, o risco de dano é representado pela área hachurada

indicada na figura 13, resultado da integração da expressão anteriormente

87

apresentada. No gráfico, o eixo das abscissas (U) representa o índice de imperfeições

e das ordenadas (fo) a probabilidade.

Figura 13 - Ilustração do conceito de margem de compatibilidade entre a

susceptibilidade de um aparelho e a severidade dos distúrbios na rede

elétrica.

FONTE: D’AJUZ et al. (1987).

A sobreposição entre a distribuição dos distúrbios (severidade) e a

distribuição da suportabilidade dos aparelhos se deve ao fato de que, tanto a

suportabilidade dos aparelhos, como os diversos distúrbios na rede elétrica, em sua

formação e no seu controle, são funções de distribuições estatísticas com

determinado desvio padrão que se sobrepõem.

Ressalta-se que, não se encontrando evidências de que o nível de

distúrbios na rede elétrica tenha piorado, pode-se chegar à conclusão de que o

gradativo aumento do índice de danos deve-se à diminuição da suportabilidade dos

aparelhos (deslocamento da curva de suportabilidade para a esquerda),

intrinsecamente, dependentes da intensificação do uso de dispositivos eletrônicos

mais sensíveis.

88

As ações (investimentos) que visem à redução do índice de danos

(“R”) podem ser na redução da severidade (deslocamento do histograma de

severidade fo(U) para a esquerda) e no aumento da suportabilidade dos aparelhos

(deslocamento do histograma de suportabilidade Pt(U) para a direita).

“A proporção do investimento em cada tipo deve refletir um

equilíbrio entre os benefícios marginais produzidos ao investir uma unidade

monetária em cada tipologia da obra” (TAHAN, 2002).

Qualquer destas soluções devem levar em consideração que o

investimento ótimo obtém-se quando o investimento de uma unidade monetária no

equilíbrio gera uma unidade monetária de diminuição do prejuízo da ocorrência de

um dano.

Essa análise metodológica do nível de compatibilidade entre uma

determinada rede elétrica, com seus distúrbios estatisticamente tratados e um

determinado grupo de aparelhos não guarda importância pela exatidão, mas o risco

“R” do dano tem um significado físico preciso capaz de avaliar o efeito de uma

mudança na severidade ou na suportabilidade.

O conceito de nível de compatibilidade é ilustrado na figura 14.

O nível de compatibilidade da operação de um aparelho com o

sistema elétrico de alimentação envolve a probabilidade da intersecção das duas

distribuições ilustradas.

O meio eletromagnético em que um equipamento opera pode variar

extremamente por diversos fatores, dentre os quais, geográficos, sazonais (descargas

atmosféricas) etc.. Quando já se tem estabelecido uma situação, a alternativa para

melhorar o nível de compatibilidade é estabelecer um plano de melhora da

imunidade.

89

Figura 14 - Ilustração básica do conceito de nível de compatibilidade.

FONTE: National Electricity Regulator NER – South África.

Disponível em: < http://www.ner.org.za >.

8.2 Os distúrbios na tensão de fornecimento

Diversos são os fenômenos ou ocorrências na rede de distribuição

que interferem na qualidade da energia elétrica. Dentre esses, os fenômenos que

causam distúrbios na tensão apresentam-se como de maior responsabilidade pelos

danos em aparelhos eletroeletrônicos, pela alta incidência e alto grau de severidade.

Os fenômenos de distorções harmônicas não são tratados nesse

trabalho, mas também têm muita importância quando se avalia a qualidade da

energia.

Geralmente, tanto as ocorrências intrínsecas de operação do sistema

elétrico (ex.: chaveamento, induções eletromagnéticas) como as anormais (falhas na

rede elétrica) podem originar anormalidades de tensão do tipo transitório, temporário

e de longa duração.

As variações na amplitude (magnitude) da tensão de longa duração,

nos sistemas de distribuição de energia ocorrem, mesmo em operação normal

90

(regime permanente), geralmente com duração superior a 1 (um) minuto. Essas

variações são reflexos das constantes variações da demanda. Contudo, são admitidas

dentro de limites inferiores e superiores da tensão nominal de operação, não afetando

a operação normal dos aparelhos. No Brasil, a Resolução Aneel No. 505, de 26 de

novembro de 2001, estabelece as disposições relativas à conformidade dos níveis de

tensão em regime permanente.

As variações de tensão de curta duração são desvios significativos

da amplitude da tensão fase-terra ou entre fases por curto intervalo de tempo. Têm

duração definida pelo intervalo de tempo decorrido entre o instante em que o valor

eficaz da tensão, em relação à tensão de referência do sistema no ponto considerado,

ultrapassa determinado limite e o instante em que a mesma variável volta a cruzar o

limite.

Esse tipo de distúrbio pode ser classificado em: interrupção, voltage

sags ou dips (“afundamento” ou “mergulho” da tensão) e voltage swell (“elevação”

ou “salto” da tensão).

Interrupções de curta duração são caracterizadas por quedas de

tensão abaixo de um nível aceitável pelos aparelhos elétricos, e sua caracterização

depende do tipo de aparelho e do período da queda de tensão. Comumente, são

caracterizadas por três categorias:

- Instantânea: com duração inferior a 0,5 ciclo, com 0,1 p.u. de amplitude em

relação a tensão nominal;

- Momentânea: com duração superior ou igual a 0,5 ciclo e inferior a 3

segundos, com 0,1 p.u. de amplitude em relação a tensão nominal;

- Temporária: com duração superior ou igual a 3 segundos e inferior a 1

minuto, com 0,1 p.u. de amplitude em relação a tensão nominal.

Voltage Sags (dips) são denominadas (IEEE 1159 – 1995) as

reduções do valor eficaz da tensão de fornecimento, na faixa entre 0.1 e 0.9 p.u., com

91

duração entre 0.5 ciclo e 1 minuto. Entende-se como amplitude ou profundidade do

afundamento a diferença entre a tensão eficaz de fornecimento e o valor eficaz

mínimo da mesma durante a redução, expressa em porcentagem da tensão eficaz de

fornecimento. O termo sag é mais usado nos E.U.A., enquanto a IEC define o

fenômeno com um dip.

Comumente, pode-se descrever o afundamento como uma redução

no valor da tensão eficaz a valores inferiores a 0.9 p.u. da tensão de fornecimento

(amplitudes de afundamento superiores a 0.1 p.u.), com duração entre 0.5 ciclo e 1

minuto.

Os Voltage Sags têm causas relacionadas às faltas (curto-circuito)

na rede de energia e manobras de cargas de grande porte (chaveamentos que

envolvem “pesadas” correntes, principalmente as impostas por partidas de grandes

motores) e por operação de proteções de auto-reestabelecimento (religadores).

Voltage swell ( ou surge) são denominadas (IEEE 1159 – 1995) as

elevações do valor eficaz da tensão de fornecimento, na faixa entre 1,1 e 1,8 p.u.,

com duração entre 0.5 ciclo e 1 minuto. Entende-se como amplitude da elevação a

diferença entre o valor eficaz máximo da mesma durante a elevação e a tensão eficaz

de fornecimento, expressa em porcentagem da tensão eficaz de fornecimento.

Comumente, pode-se descrever a elevação como um aumento no

valor da tensão eficaz com duração entre 0.5 ciclo e 1 minuto a valor superior a 1,1

p.u. da tensão de fornecimento.

O swell resulta da operação inversa causadora do sag, como

exemplo, a desconexão de cargas pesadas da rede elétrica. Neste caso o nível de

tensão aumenta.

Quando da ocorrência de uma falta monofásica, o mais freqüente

dentre os defeitos possíveis, há o surgimento de um transitório de curtíssima duração

92

(alguns ciclos, no máximo) seguido de uma redução da tensão na fase defeituosa e

geralmente de uma elevação de tensão (swell) nas fases sãs. Verifica-se este

comportamento não só no alimentador onde se dá o defeito, mas também nos demais

alimentadores derivados da mesma subestação supridora, perdurando tal fenômeno

até a eliminação do defeito, através da atuação do sistema de proteção

correspondente. Faltas fase-fase não causam voltage swell.

MIELCZARSKI (1998), conforme apresentado na tabela 3,

classifica os tipos básicos de distúrbios, relacionando-os com as causas, magnitude,

duração e efeito.

Tabela 3 - Tipos básicos de distúrbios de tensão

DISTÚRBIO Tipo 1 Sobretensão transitória

Tipo 2 Sub e sobretensão

momentânea

Tipo 3 Interrupção ou

subtensão sustentada Causa típica - Descargas

atmosféricas; - Manobras (chaveamento) na rede de distribuição.

- Faltas no sistema de distribuição; - Variações bruscas de cargas; - Disfunções nos equipamentos da concessionária.

- Excessivo carregamento do sistema elétrico; - Grandes variações de cargas; - Disfunções nos equipamentos da concessionária.

Amplitude típica

Amplitude igual ou superior a 130% do valor RMS nominal (pico instantâneo positivo ou negativo)

Amplitudes entre: 0-87% e 106-130% do valor RMS nominal.

Amplitude abaixo de 87% do valor RMS nominal

Duração típica

Tempo de crista de onda (rampa) de 0,5 a 200 ? s.

Faixa de ½ a 120 ciclos dependendo do tipo de equipamentos do sistema

Depende da forma de correção: Segundos para automática e minutos para manual

Efeitos - Danos em aparelhos (queima); - Erros em sistemas de controle e informática.

-Danos em aparelhos (queima); - Erros em sistemas de controle e informática; - Desligamento de sistemas.

-Danos em aparelhos (queima); - Desligamento de sistemas

FONTE: MIELCZARSKI, 1998.

93

Além das variações de tensão em regime permanente e de curta

duração, fenômenos transitórios altamente danosos aos aparelhos ocorrem no sistema

elétrico em função de diversas condições. Muitos transitórios são decorrentes de

variações instantâneas na corrente, as quais interagem com a impedância do circuito,

resultando em elevadas tensões instantâneas. Transitórios podem ser conseqüência de

cargas com operação intermitente, chaveamento de capacitores, faltas à terra,

operação de dispositivos semicondutores, falhas em condutores, descargas

atmosféricas etc.. As sobretensões transitórias provocadas por descargas atmosféricas

são um caso especial, devido aos níveis extremamente altos de energia e sua curta

duração.

8.2.1 Sobretensões transitórias

As sobretensões transitórias, também conhecidas como surtos de

tensão, são merecedoras de maiores estudos pela severidade responsável por grande

parte dos danos, principalmente os que não guardam registro de ocorrência.

D’AJUZ et al. (1987) define “surtos” como sendo ondas

eletromagnéticas íngremes, de curta duração, originadas por descargas atmosféricas

(origem externa) ou por manobras (origem interna). O surto de tensão gerado por

uma descarga atmosférica pode ter frentes de onda da ordem de frações de

microssegundo e durar poucas centenas de microssegundos. Surtos de manobra, por

outro lado, podem ter frentes de onda da ordem de dezenas de microssegundos e

durar alguns ciclos da freqüência fundamental.

Os transitórios são gerados por fenômenos internos e externos ao

sistema elétrico que causam mudança repentina das condições de um circuito.

Normalmente, os distúrbios de tensão, com duração menor do que meio ciclo da

tensão de suprimento são considerados transitórios ou surtos.

GOMES (1988) define transitórios como distúrbios resultantes de

súbitas descargas de energia elétrica armazenada, as quais provocam efeitos de

94

indução elétrica e magnética, face aos altos valores de corrente circulante no circuito

de descarga, em pequenos intervalos de tempo.

“Os transitórios podem ocorrer de forma repetitiva ou randômica.

Transitórios repetitivos são aqueles freqüentemente observados e provocados por

fenômenos conhecidos, tais como spikes, resultantes de chaveamentos elétricos

(excitação de motores, chaveamento de cargas indutivas etc..). Os transitórios

repetitivos são mais facilmente suprimíveis, por serem de causa definida.

Transitórios randômicos ocorrem em pontos inesperados, sem periodicidade

definida, e são de natureza complexa. Para sua detecção são necessários instrumentos

de monitoração de rápida resposta a frentes de onda e com características que os

habilitem a trabalhar com níveis de tensão ou de corrente elevados. Como exemplo

de transitórios randômicos, pode-se citar as induções provocadas por descargas

atmosféricas em linhas de alimentação de corrente alternada, corrente contínua,

cabos de controle e de telecomunicações em geral” (GOMES, 1988).

Também, os transitórios podem ser classificados em duas

categorias: impulsivos e oscilatórios. Os dois termos refletem a forma de onda da

corrente e da tensão transitória, como apresentado na tabela 4.

Tabela 4 - Categorias de transitórios

Categoria de transitório Conteúdo espectral

Duração Magnitude da tensão

Nanosegundos (ns) Rampa de 5 ns < 50 ns --- Microssegundos (? s) Rampa de 1 ? s 50 ns – 1

ms --- IMPULSIVO

Milisegundos (ms) Rampa de 0,1 ms

> 1 ms ---

Baixa freqüência < 5 kHz 0,3 – 50 ms 0 – 4 pu. Média freqüência 5 – 500 kHz 20 ? s 0 – 8 pu. OSCILATÓRIO Alta freqüência 0,5 – 5 MHz 5 ? s 0 – 4 pu.

FONTE: MIELCZARSKI, 1998.

As sobretensões transitórias nos sistemas elétricos, em função de

sua curta duração, quando comparadas com a tensão de freqüência fundamental de

95

60 Hertz, só podem ser registradas por meio de medidores especiais, conhecidos

como oscilógrafos. A carência de registros de ocorrência tem sido responsável por

grande parte dos litígios entre consumidores e concessionárias, pois, na ausência do

nexo de causalidade (registro de ocorrência), as concessionárias têm indeferido os

PID.

8.2.1.1 Transitórios Impulsivos

Classifica-se de transitórios impulsivos os que assumem

rapidamente o valor de crista de onda, possuem polaridade unidirecional, são

fortemente amortecidos (curta duração) e podem ser positivo ou negativo.

A figura 15 ilustra os pontos notáveis definidos para a

caracterização de transitórios impulsivos.

Figura 15 – Pontos notáveis de um transitório de tensão impulsivo.

FONTE: D’Ajuz; et. al. (1987).

Os transitórios impulsivos conduzidos pelas redes de alimentação de

energia elétrica são os de origem de descargas atmosféricas e os provocados por

manobras (chaveamento) nas redes.

Manobras, tais como, energização e religamento de linhas e abertura

de faltas, geram sobretensões transitórias impulsivas fortemente amortecidas e de

curta duração. A expressão “curta duração” serve para caracterizar a sobretensão

quanto ao tempo de frente de onda (t1) e o tempo até o meio valor (t2). Com base

nestes dois parâmetros, é feita uma distinção arbitrária entre sobretensão de manobra

96

e atmosférica. Assim, sobretensões com tempo de frente entre 100 e 500? s (que

correspondem às freqüências entre 10 kHz e 2 kHz) e com tempo até o meio valor da

ordem de 2500? s, são geralmente consideradas como sobretensões de manobra.

As sobretensões atmosféricas, denominadas de “curtíssima

duração”, são as caracterizadas por um tempo de frente de até 20? s (que

correspondem às freqüências maiores do que 50 kHz) e tempo até o meio valor da

ordem de 50? s.

Segundo D’AJUZ et al. (1987), as sobretensões de manobra

alcançam valores máximos (de crista) da ordem de 4 p.u. (por unidade). Entretanto,

devido à aleatoriedade de vários eventos, entre eles o instante de fechamento dos

pólos de um disjuntor, torna-se extremamente difícil prever a máxima sobretensão

que irá ocorrer para uma manobra específica, sendo necessário recorrer a métodos

estatísticos para descrever o comportamento da sobretensão.

A amplitude das sobretensões atmosféricas depende do ponto e da

forma com que as linhas de distribuição são atingidas (descarga direta - corrente

conduzida ou tensão induzida), da corrente do raio, da condutividade da rede e do

sistema de aterramento. Salienta-se que as descargas atmosféricas diretas em redes

de distribuição, principalmente de baixa tensão, têm índices de ocorrência menor do

que as descargas indiretas (sobretensão induzida).

8.2.1.2 Transitórios Oscilatórios

Os transitórios oscilatórios possuem variações em ambas as

polaridades, positiva e negativa. A natureza indutiva ou capacitiva do sistema

elétrico interage com a fonte de impulsos, resultando em transitórios oscilatórios. Um

exemplo desse tipo de distúrbio é o chaveamento de capacitores para correção do

fator de potência.

97

Normalmente, a freqüência primária fica na faixa de 300 a 900 Hz.

Transitórios oscilatórios com freqüência primária entre 5 – 500 kHz são ditos de

média freqüência. Um transitório com freqüência primária abaixo de 5 Hz e duração

entre 0,3 – 05 milisegundos é definido como transitório de baixa freqüência.

Transitórios com essa característica são resultantes de energização e desenergização

de banco de capacitores e de ressonância entre o capacitor e a impedância do sistema.

Transitórios oscilatórios com a freqüência principal menor que 300

Hz também podem ser encontrados em sistemas de distribuição, normalmente

associados com ferrorresonância na energização de transformadores.

Durante chaveamento de banco de capacitores, a amplitude (pico)

da corrente ou tensão depende de vários fatores e condições operativas.

Normalmente, sem a pré-inserção de resistores, varia entre 1,3 e 1,4 p.u. (por

unidade), podendo atingir 1.95p.u.. Com pré-inserção de resistores, reduz-se para a

faixa de 1,1 a 1,2 p.u.. A figura 16 ilustra o fenômeno na desenergização de

capacitores.

Figura 16 - Transitório de tensão oscilatório na desenergização de capacitores.


98

8.2.2 Resumo das categorias dos distúrbios de tensão

A tabela 5, a seguir, apresenta de forma resumida os distúrbios de

tensão.

Tabela 5 - Resumo das categorias dos distúrbios de tensão

Categorias Conteúdo espectral

Duração Típica

Magnitude da tensão

Transitório Nanosegundos (ns) 5 ns < 50 ns Microssegundos(?s) 1 ?s 50 ns – 1 ms

Impulsivo

Milisegundos (ms) 0,1 ms > 1 ms

Baixa freqüência < 5 kHz 0,3 – 50 ms 0 – 4 pu. Média freqüência 5 – 500 kHz 20 ?s 0 – 8 pu.

Oscilatório

Alta freqüência 0,5 – 5 MHz 5 ?s 0 – 4 pu. Variação de curta duração Instantânea

Sag 0,5 – 30 ciclos

0,1 – 0,9 pu.

Swell 0,5 – 30 ciclos

1,1 – 1,8 pu.

Momentânea Interrupção 0,5 ciclos – 3 s < 0,1 pu. Sag 30 ciclos – 3s 0,1 – 0,9 pu. Swell 30 ciclos – 3s 1,1 – 1,4 pu. Temporária Interrupção 3s – 1 min < 0,1 pu. Sag 3s – 1 min 0,1 – 0,9 pu. Swell 3s – 1 min 1,1 – 1,2 pu. Variação de longa duração

Interrupção sustentada > 1 min 0,0 pu. Subtensão > 1 min 0,8 – 0,9 pu. Sobretensão > 1 min 1,1 – 1,2 pu. Desequíbrio de Tensão

Estado estacionário

0,5 – 2%

FONTE: ALDABÓ (2001).

NOTA: A faixa de variação da tensão em regime permanente (tempo > 1 min.) não está de acordo com a estabelecida pela Resolução Aneel no. 505.

99

8.3 A origem e propagação de sobretensões transitórias

As sobretensões transitórias são perturbações bruscas e de grande

amplitude compostas por uma grande variedade de freqüência (largo espectro). Essas

sobretensões ou surtos de tensão ocorrem nas redes de distribuição de energia

elétrica aéreas originadas por duas fontes principais: descargas atmosféricas (diretas

ou induzidas) e por manobras na rede (chaveamentos). Os pulsos eletromagnéticos

gerados por descargas atmosféricas são comumente chamados de LEMP (Lightning

Electromagnetic Pulse) e os gerados por chaveamentos na rede elétrica de SEMP

(Switching Electromagnetic Pulse).

8.3.1 Sobretensões de origem atmosférica

As descargas atmosféricas são fenômenos naturais e randômicos

capazes de provocar correntes com intensidade variando entre 3 a 200 kA e com

duração de poucas dezenas de microssegundos. A intensidade da descarga (raio),

como mostrada na figura 17, é estatística, dependendo de uma série de

condicionantes meteorológicos.

Figura 17 - Curva da probabilidade da magnitude da corrente do raio.


100

A tabela 6, resultado de estudos do Cired/Cigré, resume aspectos

estatísticos fundamentais dos parâmetros das correntes das descargas.

Tabela 6 - Estatística de parâmetros de corrente de descargas atmosféricas para o

primeiro raio e os subseqüentes raios de retornos negativos.

Probabilidade 95 % 50 % 5 % Raio Primeiro Subseqüente Primeiro Subseqüente Primeiro Subseqüente I pico (kA) 14 4,6 30 12 80 30 [di/dt]Max. (kA/? s)

5,5 12 12 40 32 120

FONTE: PORRINO et al. (1998).

Sobretensões características surgem nas linhas de distribuição de

energia elétrica por estarem expostas, diretamente ou indiretamente por indução

magnética, às descargas elétricas atmosféricas.

A figura 18 ilustra a sobreposição, no tempo, de uma sobretensão

atmosférica (impulsiva), coincidente no ponto de máximo do semi-ciclo positivo da

onda de tensão fundamental (60 Hz).

Figura 18 - Sobreposição de uma sobretensão atmosférica a onda fundamental de

tensão.

FONTE: Aneel (2002d)

Sobretensão Atmosférica

8.333

2.500

16.666

5.000

T [? S]

S [KM] 0

101

Nas redes de baixa tensão de distribuição de energia, as

sobretensões características de descargas atmosféricas podem se originar por vários

mecanismos e se propagarem até as instalações dos consumidores causando danos

em seus aparelhos.

Um primeiro mecanismo que causa sobretensões transitórias ocorre

quando, na ausência de pára-raios na rede, as cadeias de isoladores e as estruturas de

sustentação dos condutores conferem uma forma de proteção natural contra as

sobretensões geradas pela descarga elétrica. Entretanto, havendo a fuga por estas

proteções naturais, um curto-circuito será provocado, ocasionando desligamento por

ação das proteções de sobrecorrente.

Além do inconveniente desligamento do sistema, os equipamentos

da rede podem não suportar as sobretensões remanescentes na linha e se danificarem.

Os circuitos de distribuição primários costumam ser equipados com

religadores para restabelecimento automático da energia nos casos de faltas

transitórias. Assim sendo, os religadores garantem um rápido restabelecimento do

sistema. Contudo, esse chaveamento para reenergização da linha, também, gera

sobretensões transitórias.

A utilização de pára-raios ao longo das linhas pode evitar grande

parte das disrupções pelos isoladores. Nesse caso, o fornecimento de energia pode

não chegar a ser interrompido por serem os pára-raios providos de característica de

reselagem de tensão. Assim que a descarga termina de se escoar para a terra, corta-se

a condução através dos pára-raios.

Um segundo mecanismo, muito freqüente, é a transferência de

sobretensões da rede de alta tensão para a de baixa tensão, através dos

transformadores de distribuição e sistemas de pára-raios protetores destes

transformadores.

102

“É prática comum entre as concessionárias brasileiras não prever

proteção contra sobretensões em linhas de distribuição, exceto o pára-raios de

distribuição colocado perto do transformador. Entretanto, ocorrem casos de

destruição de equipamentos elétricos e eletrônicos nas residências dos consumidores

por causa dos efeitos das descargas atmosféricas” (FARIAS, 1997).

Para a proteção dos transformadores, reguladores de tensão,

disjuntores etc., os pára-raios oferecem uma boa solução. Eles desviam as

sobretensões para a terra, assim que elas atingem o valor da tensão disruptiva,

evitando a queima dos equipamentos por eles protegidos. Entretanto, até a atuação do

pára-raios, parte da rampa da tensão já atingiu o equipamento protegido e, após a

atuação, uma onda cortada, de valor de crista igual a tensão de disrupção segue em

frente pelo sistema elétrico.

As figuras 19 e 20 ilustram, respectivamente, a proteção dispensada

por um pára-raios e a corrente e tensão no sistema.

Figura 19 - Proteção dispensada por um pára-raios a um transformador de

distribuição.

FONTE: CIPOLI (1993).

103

Figura 20 - Corrente e tensão do sistema no momento da descarga pela atuação do

pára-raios.


Há, basicamente, dois tipos de pára-raios que são utilizados nas

redes de distribuição de energia elétrica, ambos compostos de varistores: o primeiro

tipo, composto de Carboneto de Silício (SiC) e o segundo tipo, mais recente, porém

já, por pelo menos duas décadas utilizado com sucesso, composto de Óxido de Zinco

(ZnO). Os pára-raios de SiC foram superados pelos ZnO devido às seguintes

características: a) não tem a corrente subseqüente de freqüência fundamental; b)

maior capacidade de absorção de energia; c) melhor precisão na definição do nível de

proteção. A despeito disso, há, ainda, pára-raios de SiC instalados em muitos

sistemas de elétricos de distribuição de energia.

A figura 21 ilustra, de forma comparativa, o comportamento

operativo dos pára-raios de ZnO (lado esquerdo) e SiC (lado direito).

“Em circuitos de distribuição primários de tensão 13,8 kV, esta

tensão disruptiva dos pára-raios de carboneto de silício varia entre 40 e 60 kV. Para

os pára-raios de óxido de zinco esta tensão está situada em torno de 30 kV”

(NEGRISOLI et al., 1997).

Na proteção de transformadores, além da tensão de descarga do

pára-raios, o efeito dos cabos de ligação para a terra deve ser considerado. A figura

104

22 ilustra uma estação transformadora com o sistema de pára-raios e pontos de

ligação dos cabos entre os pára-raios e a terra.

Figura 21: Características operativas dos pára-raios de ZnO e SiC

FONTE: CIPOLI (1993)

Figura 22 - Estrutura convencional de uma estação transformadora, com o sistema de

proteção contra descargas atmosféricas.


105

Pela figura 22, observa-se que o transformador estará submetido à

soma das quedas de tensão VAB , VBC e VCD , respectivamente, representando a

queda de tensão no cabo de ligação da linha ao pára-raios, a tensão de descarga do

pára-raios e a queda de tensão no cabo de descida que vai do terminal “terra” do

pára-raios ao ponto de interligação com o tanque do transformador.

“O trecho DF (tanque para a terra) não terá muita influência para a

proteção do transformador, sendo, porém, de grande importância para a determinação

das sobretensões que passam para a rede secundária” (CIPOLI, 1993).

Segundo CIPOLI (1993), admitindo uma indutância de 1,2 ?H/m

para os condutores de ligação do pára-raios e a razão de crescimento da onda de

corrente de 5 kA/? s, tem-se uma queda de tensão (L di/dt) igual a 6kV/m.

Notadamente, a razão de crescimento da onda de corrente, utilizada por CIPOLI

(1993), conferem, conforme estudo do Cired/Cigré de 1998 (vide Tabela 6), a mais

de 95 % de probabilidade dos raios.

Para padrões convencionais, mesmo derivando o pára-raios

diretamente da “bucha” primária do transformador, haverá uma razoável queda de

tensão nos cabos de ligação. Considerando a soma das distâncias A-B e C-D igual a

2 metros, uma queda de tensão de 12 kV ocorrerá nos cabos de ligação que, se

somada à tensão disruptiva (VBC), por exemplo, de um pára-raios de ZnO (30 kV),

resulta em uma tensão de 42 kV imposta entre uma “bucha” primária e o tanque do

transformador.

Segundo NEGRISOLI (1997), mesmo com a correta atuação dos

pára-raios colocados no primário dos transformadores de distribuição, um certo valor

de sobretensão será transferido ao circuito secundário por meio das capacitâncias

naturais de acoplamento destes transformadores. Para os transformadores de

distribuição convencionais de 30 a 112,5 kVA, de 25% a 35% da sobretensão

primária é transferida ao secundário. Assim, do caso apresentado, pelo menos 10 kV

seriam transferidos ao secundário do transformador.

106

Para o trecho D-F, considerando um comprimento de 6 metros do

cabo de descida, uma queda tensão de 36 kV haverá entre o tanque do transformador

e a terra. Como o neutro é interligado a esse aterramento, ocorrerá,

conseqüentemente, a elevação do potencial deste condutor em relação a terra.

A figura 23 ilustra uma descarga atmosférica direta na rede primária

de distribuição e os surtos conduzidos para o fio neutro da rede de baixa tensão.

Figura 23 - Surto conduzido no sistema de distribuição primário e secundário.

FONTE: LEITE (1993).

Legenda: · (1) Raio cai sobre a linha; (2) Pára-raios atua protegendo o transformador; (3) A corrente flui para a terra; (4) A tensão eleva o potencial do tanque;

(5) Parte da corrente do raio entra pelo neutro, e o campo magnético gera um surto no circuito secundário.

O processo ilustrado pela figura 23 considera o efeito do surto

transferido para o secundário devido apenas à elevação do potencial do tanque do

transformador (L di/dt). Contudo, antes da “atuação” do pára-raios, ou seja, do início

do processo de “ceifagem” da onda de tensão, por um intervalo extremamente curto,

107

há a possibilidade de transferência de sobretensões para o secundário, através de

acoplamento capacitivo do transformador.

Após o início da atuação do pára-raios, o primário do transformador

passará a “enxergar” uma onda cortada que, dependo da duração do surto,

possibilitará também a ocorrência de correntes indutivas e, conseqüentemente, um

sistema complexo de oscilação no enrolamento ocorrerá. Nesse período, também,

serão transferidas sobretensões para o secundário do transformador que irão se

combinar com as geradas no condutor neutro pelo efeito da corrente de descarga no

fio de aterramento do pára-raios.

“Em um transformador de potência, a distribuição de tensão devido

a presença de fenômenos de transitórios é, freqüentemente, diferente da distribuição

linear uniforme que ocorre quando o transformador opera em condições normais. No

período transitório, os transformadores se comportam como uma rede de

capacitâncias, resistências e indutâncias” (FARIAS apud ABETTI, 1997).

“No primeiro intervalo de tempo, como a freqüência é elevada, a

reatância indutiva é também muito alta, impondo dificuldade à passagem da corrente,

existindo assim somente uma corrente de deslocamento. Como o efeito da

capacitância é o que predomina neste momento, num modelo inicial desprezamos as

indutâncias e as resistências que representam a contribuição para o amortecimento”

(MENDONÇA, 1998).

Segundo FARIAS (1997), quando um surto de tensão, provocado

por uma descarga atmosférica, atinge um transformador, seus enrolamentos se

comportam de forma diferente com o decorrer do tempo. Devido à combinação de

capacitâncias entre bobinas e para terra, o transformador, durante o período inicial,

reage como uma capacitância concentrada. Isto se deve à presença da indutância, que

não permite, no primeiro instante, uma rápida variação da corrente, mesmo porque a

propagação do surto através do isolamento entre espiras ocorre muito mais

rapidamente que a propagação do surto ao redor de cada espira ao longo do condutor.

108

Assim sendo, a rede de capacitâncias é rapidamente carregada e a tensão no terminal

da linha do transformador pode alcançar duas vezes a tensão de entrada, antes de

uma apreciável corrente indutiva se estabelecer nos enrolamentos. Este fenômeno

acontece no chamado período da solicitação do surto.

Decorridos os instantes iniciais, a corrente através dos enrolamentos

do transformador começa a se estabelecer, criando interações entre o campo elétrico

e magnético. Isto causa oscilações de corrente e tensões de alta freqüência; este é o

período intermediário.

“O período final é alcançado quando a corrente flui através da

indutância do enrolamento sem perturbações. Neste estágio, a indutância tem

extrema importância na representação dos enrolamentos, considerando-se ainda as

oscilações desprezíveis. Alcança-se então, o período estacionário, ou período final.

Estas considerações são válidas desde que o tempo de duração do surto permita a

ocorrência destes três estágios ou que não ocorra nenhuma interrupção do mesmo,

entre o tempo de 3 e 10 ? s após a aplicação do surto de tensão” (SILVA, 1992).

Advirta-se, entretanto, conforme estudos realizados por PIANTINI

et al. (2002), que em qualquer modelo a ser utilizado para avaliar a transferência de

surtos do primário para o secundário do transformador deve-se considerar o efeito da

carga conectada ao secundário. Em seu estudo, constatou que as amplitudes das

tensões transferidas diminuem à medida que se reduz a impedância da carga, sendo a

pior situação encontrada para a condição em vazio.

“As formas de onda das tensões transferidas apresentam em geral

comportamento oscilatório amortecido, sendo este amortecimento, no caso de cargas

resistivas, tanto maior quanto menor for o valor da impedância da carga” (PIANTINI

et al., 2002).

Das duas maneiras de transferência de surtos da rede primária para a

rede secundária (baixa tensão), através do transformador de distribuição, constata-se

109

que quando ocorrer uma descarga atmosférica na rede primária, certamente,

sobretensões severas e de alta complexidade serão transferidas, através do

transformador, para a rede secundária.

“Nos casos em que o aterramento do transformador e o neutro do

circuito secundário são obrigatoriamente conectados, prática geralmente adotada pela

maioria das concessionárias brasileiras, a parcela de transferência oriunda da

elevação do potencial no aterramento do transformador predomina amplamente sobre

a parcela de transferência associada ao acoplamento eletromagnético entre os

circuitos de média e baixa tensão (assumindo-se a presença de pára-raios protegendo

o primário do equipamento). Quando pára-raios são instalados também nos terminais

de secundário do equipamento, o mecanismo de transferência praticamente se resume

aos efeitos da elevação de potencial no aterramento do transformador, na grande

maioria das ocorrências” (DE CONTI, 2002).

No secundário do transformador, com a adoção de pára-raios de

baixa tensão, pode-se controlar as sobretensões de modo diferencial, entre fases e até

entre fase e neutro. Contudo, não conferem proteção às sobretensões de modo

comum (entre o neutro secundário e a terra) devidas à elevação do potencial do

tanque do transformador. Essas, ao longo do percurso, por indução, são responsáveis

também pela formação de novas sobretensões diferenciais.

Não pode ser desprezado o fato de que a velocidade de resposta dos

pára-raios de baixa tensão pode não ser suficiente para evitar a propagação das

frentes de onda e dos surtos extremamente rápidos.

As sobretensões nos circuitos de distribuição secundários são,

portanto, acopladas à tensão normal de fornecimento da concessionária e se

propagam até as instalações dos consumidores, podendo provocar a queima de

aparelhos eletroeletrônicos.

110

Um terceiro mecanismo é a ocorrência de descargas diretas sobre as

redes de baixa tensão. Essas são menos freqüentes em razão da extensão limitada e

da blindagem oferecida pelas redes de alta tensão de distribuição (redes primárias),

pelas edificações, árvores etc..

Nas linhas aéreas de baixa tensão, por ser a tensão suportável de

impulso atmosférico, entre fases e entre fase e neutro, muito menor que das linhas

primárias, e os condutores neutros por estarem, geralmente, presentes e ligados à

terra em espaçamentos que variam de 50 a 500 metros, normalmente, quando

atingidas por descargas diretas, disrupções são mais freqüentes, e a sobretensão

conduzida aos consumidores dependerá da combinação das impedâncias dos

aterramentos, mas, certamente, serão altamente severas em virtude da elevada

intensidade de corrente.

Um quarto mecanismo, muito freqüente, é a ocorrência de

sobretensões por indução. Estas estão associadas aos campos eletromagnéticos

gerados por descargas que interceptam o solo em regiões próximas às redes elétricas.

A forma e a intensidade das sobretensões geradas por descargas

indiretas dependem de vários fatores, mas, normalmente, o grau de severidade

(amplitude e conteúdo de energia) são menores, se comparadas às sobretensões de

descargas diretas. Apesar disso, a maior freqüência de ocorrências faz com que este

fenômeno seja responsável por grande parte dos danos que não guardam registros.

Na baixa tensão, as sobretensões induzidas podem ocorrer

basicamente por dois processos: 1) geradas por correntes transitórias na rede de alta

tensão que induzem sobretensões nas redes de baixa tensão, por estar estas,

normalmente, dispostas sob as de alta; e 2) por descargas diretas em objetos

próximos no solo, ou até por descargas intra e entre nuvens.

A figura 24 ilustra a formação e condução de sobretensões induzidas

na rede de baixa tensão por descarga em uma árvore próxima a rede.

111

Figura 24 – Ilustração da formação de sobretensões transitórias (surto) induzidas na

rede de distribuição de baixa tensão.

FONTE: MODENA (2002).

“As sobretensões induzidas em linhas de baixa tensão (BT) têm,

basicamente, o mesmo mecanismo de indução para as linhas de média tensão. As

sobretensões induzidas no condutor neutro são muito limitadas pelo aterramento,

sempre que a resistência de aterramento for baixa comparada à impedância de surto

da linha (que é da ordem de 50 ? ). A maior sobretensão de pico localiza-se no meio

do vão e seu valor é menor quanto mais curto for o cumprimento do vão. A menor

sobretensão é localizada em correspondência ao aterramento. Devido ao acoplamento

eletromagnético entre os condutores e o neutro – muito elevado em linhas de BT,

particularmente no caso de condutores isolados trançados sobre o neutro - as

sobretensões induzidas nos condutores fase também são limitadas em valores baixos.

Conseqüentemente, a isolação da linha geralmente não é afetada e, assim, essas

sobretensões podem ser perigosas para os aparelhos dos consumidores conectados à

linha” (PORRINO et al., 1998).

“Pelas características de velocidade de propagação e reflexão das

sobretensões e da sua duração, os valores não são os mesmos nos diversos pontos do

circuito, podendo queimar equipamentos de um consumidor sem, contudo, queimar o

de consumidores próximos” (Aneel, 2002d).

112

“Aparelhos eletrônicos, tais como televisores, vídeo cassetes, fornos

de microondas, computadores, aparelhos de som, máquinas de lavar roupas e pratos

(automáticas), secretárias eletrônicas etc., como funcionam com corrente contínua e

têm como primeiro componente uma fonte retificadora de tensão (para a conversão

de corrente alternada para corrente contínua), sobretensões de origem atmosféricas

podem queimar esta fonte, indicando assim que as sobretensões foram trazidas pelo

sistema elétrico. Também os motores elétricos utilizados para acionamento de

bombas hidráulicas, elevadores, geladeiras, freezers, máquinas de lavar roupa e

pratos mecânicas, liquidificadores, batedeiras, multiprocessadores, exaustores,

aparelhos de ar condicionado convencionais, portões elétricos etc., quando atingidos

por uma sobretensão de origem atmosférica têm seu isolamento queimado. Estas

sobretensões, devido a sua duração extremamente rápida, não produzem efeitos

térmicos nos equipamentos, ou seja, se um equipamento apresentar um defeito que

tenha sido provocado por uma exposição prolongada ao calor, isto não terá sido

provocado por estes fenômenos.” (Aneel, 2002d).

A tabela 7, resultado de estudos do Cired/Cigré, apresenta os

parâmetros da tensão induzida por descargas atmosféricas.

Tabela 7 - Parâmetros da tensão induzida por raios típicos, inicial e de retorno

subseqüente.

Local do raio próximo Local do raio distante Inicial Subseqüente Inicial Subseqüente

Up (kV) 74 53 4 2,2 (DU/dt)Máx (kV/? s) 52 153 1,3 3,8 tzero-pico (? s) 2,8 0,8 4 3,3 T50% (? s) 5,8 1,7 11 3,1 Fonte: PORRINO et al. (1998).

Pelos valores apresentados na tabela 7, constata-se que o risco de

sobretensões induzidas causarem danos em aparelhos eletroeletrônicos é

considerável.

113

Outro mecanismo, menos freqüente, ocorre quando descargas

atingem diretamente uma edificação. Nesse caso, a elevação do potencial das

instalações internas pode comprometer os aparelhos internos à edificação, além de

injetar surtos nas redes de baixa tensão da concessionária, que os transmitirá a outros

consumidores vizinhos.

Tomando como referência a amplitude e a freqüência das

sobretensões transitórias (surtos) na rede de baixa tensão, LEITE (2003) descreve

que as estatísticas americanas e européias coincidem nos valores, mas não na

quantidade de surtos por ano (nos EUA é maior):

- 20 kV (de 1 a 3 por ano);

- 10 kV (de 0,1 a 10 por ano);

- 5 kV ( de 1 a 100 por ano);

- 2 kV (de 80 a 1000 por ano);

- 900 V ( mais de 1000 por ano).

Nota: Nas zonas rurais há a predominância dos LEMP, enquanto nas áreas

urbanas os LEMP e os SEMP correspondem em torno de,

respectivamente, 40% e 60% das ocorrências de sobretensões transitórias.

8.3.2 Sobretensões transitórias de manobra (chaveamentos)

As sobretensões transitórias de chaveamentos podem estar

associadas às condições normais ou anormais de operação. Em um sistema elétrico

podem ser devidas, principalmente, a:

- Energização de linhas de transmissão, distribuição, transformadores,

reatores etc..;

- Restabelecimento de faltas nos circuitos de distribuição;

- Rejeição de cargas;

- Fenômenos de ferro-ressonância;

- Curtos-circuitos assimétricos com contato com a terra;

- Chaveamento de capacitores etc...

114

O valor das sobretensões de manobra depende de vários fatores e

entre eles os mais importantes são:

- valor da onda de tensão no instante do fechamento (energização) ou

abertura (desenergização) de um circuito;

- fator de potência do circuito energizado;

- energia armazenada nas capacitâncias do circuito no instante de

fechamento ou na abertura de um circuito;

- valores de parâmetros elétricos do circuito, indutâncias e capacitâncias;

- topologia dos circuitos de distribuição.

A figura 25 ilustra a sobreposição, no tempo, de uma sobretensão

impulsiva de manobra padronizada para referência de 250 microssegundos de tempo

de subida e 2,5 milisegundos de tempo de cauda (tempo de decréscimo do valor de

pico até a metade da amplitude), coincidente no ponto de máximo do semiciclo

positivo da onda de tensão fundamental (60 Hz).

Figura 25 - Sobreposição de uma sobretensão de manobra à onda fundamental de

tensão.

FONTE: Aneel (2002).

“As sobretensões de manobra máximas são da ordem de 35 kV em

um circuito de 13,8 kV e a suportabilidade de um isolador dos circuitos de

distribuição primária, para este tipo de sobretensão, é da ordem de 200 kV. Desta

Sobretensão de manobra

8.333 16.666

T [? S] 0

250

115

forma, uma disrupção por sobretensão de manobra nos isoladores de um circuito de

distribuição primário é de ocorrência praticamente nula” (NEGRISOLI et al., 1997).

“As sobretensões de manobra chegam plenas aos pára-raios de

proteção dos transformadores de distribuição. A tensão residual para uma

sobretensão de manobra em um pára-raios de distribuição, de óxido de zinco, de

tensão nominal de 12 kV, é da ordem de 30 kV” (NEGRISOLI et al., 1997).

Para os valores típicos de sobretensão de manobra, os pára-raios não

chegam a atuar, fazendo com que, da mesma forma que para as sobretensões

atmosféricas, um certo valor de sobretensão seja transferido para os circuitos de

distribuição secundários (baixa tensão), através do acoplamento entre o primário e o

secundário dos transformadores de distribuição.

Nos circuitos de distribuição secundários, as sobretensões de

manobra, também, se acoplam à tensão normal de fornecimento da concessionária e

se propagam até as instalações dos consumidores, podendo provocar a queima de

aparelhos eletroeletrônicos.

“A amplitude típica deste tipo de sobretensão varia entre 1,2 e 3,0

vezes o valor de pico da onda fundamental, ou seja, 1,70 a 4,20 vezes o valor eficaz

da tensão de fornecimento (127 V, 220 V)” (Aneel, 2002d).

Os efeitos nos aparelhos eletrônicos e motores elétricos são

semelhantes aos provocados por sobretensões de origem atmosféricas, podendo

causar os mesmos tipos de danos.

116

9 FORMAS DE PROTEÇÃO CONTRA SOBRETENSÕES

TRANSITÓRIAS

A forma mais eficaz de proteção é a que age nas causas das

sobretensões. Redes subterrâneas blindadas eletromagneticamente não estão sujeitas

às descargas atmosféricas, portanto, somente em alguns eventos de manobras

(chaveamentos) ocorrerão sobretensões transitórias.

A opção pela rede subterrânea encontra um enorme obstáculo: o

altíssimo custo de materiais e infra-estrutura de implantação, comumente, a

inviabiliza. O custo de implantação de um sistema subterrâneo supera em algumas

vezes o custo da rede aérea, tornando-se, na maioria das vezes, mesmo sendo

considerados todos os benefícios inerentes, um sistema economicamente inviável.

Maior inviabilidade terá a substituição do sistema aéreo atual pelo subterrâneo, com

o propósito de redução de sobretensões transitórias.

Uma forma de proteção ao pleno alcance de efetivação e que sempre

foram objetivadas pelas concessionárias, mas que age basicamente na redução dos

eventos causadores de distúrbios, são as manutenções preventivas na rede elétrica.

Muitas sobretensões de chaveamentos advindos de faltas e operação de religadores e

disjuntores podem ser evitadas com manutenções preventivas.

Muitas ações são de simples implementação. Dentre essas

destacam-se:

- As podas de árvores para que sejam evitadas faltas transitórias.

- O correto dimensionamento de estruturas e o bom tensionamento dos

condutores para se evitar contatos entre fases.

- A utilização de espaçadores de fases, conhecidos como cerca paraguaia,

para a redução dos contatos entre condutores da rede secundária.

- Monitoramento dos sistemas de aterramento.

- A correta realização de emendas e conexões, bem como o monitoramento

dos pontos “quentes”, passíveis de apresentarem falhas.

117

- Monitoramento de isoladores e chaves corta-circuito fusíveis etc.

Outras duas formas de proteção, mas que também dependem de

considerável investimento, são a adoção e/ou substituição das redes convencionais

por redes multiplexadas e a redução da extensão das redes secundárias.

DE CONTI (2002), em análises comparativas quanto ao

desempenho das redes multiplexadas e redes convencionais frente a surtos

transferidos, constatou que o uso de redes multiplexadas pode representar níveis de

solicitação muito menores nas cargas consumidoras e no secundário do

transformador de distribuição. Também, a prática de reduzir o comprimento da rede

de distribuição secundária, aumentando o número de setores de transformação, pode

reduzir sensivelmente as amplitudes máximas das sobretensões transferidas para as

instalações dos consumidores.

Também a utilização de pára-raios de baixa tensão tem sido

considerada como medida mitigadora importante. Contudo, devido à aleatoriedade

dos eventos, não é suficiente para garantir proteção adequada aos aparelhos das

unidades consumidoras.

A implementação de pára-raios nas redes de distribuição tem sido a

solução encontrada pelas concessionárias para a proteção dos equipamentos da rede.

Entretanto, como foi abordado no capítulo anterior, os pára-raios utilizados nas redes

primárias de distribuição e no primário dos transformadores não são suficientes para

oferecer proteção adequada aos aparelhos dos consumidores.

Alguns estudos (FARIAS, 1997), (PIANTINI, 2002) demonstram

que é restrito o controle das sobretensões atmosféricas e de manobra, geradas na rede

primária e transferidas para a rede secundária através da utilização de pára-raios de

baixa tensão.

118

Como descreve DE CONTI (2002), os pára-raios de baixa tensão,

quando instalados no secundário do transformador, asseguram a proteção deste

equipamento, entretanto, se forem consideradas as sobretensões transferidas, sua

colocação nesta posição do circuito é capaz de ampliar as sobretensões nas cargas

(em comparação com as sobretensões que seriam verificadas em sua ausência).

“No caso de redes de baixa tensão instaladas em áreas rurais em que

o padrão de entrada do consumidor e o transformador compartilham o mesmo poste,

por outro lado, a presença de pára-raios no secundário do transformador mostrou-se

benéfica não só para o equipamento, mas também para as cargas” (DE CONTI,

2002).

FARIAS (1997) realizou simulações com o programa Microtran

para uma rede de distribuição típica, utilizando um modelo simplificado para o

transformador composto de duas capacitâncias próprias, uma do primário e outra do

secundário, e uma capacitância entre o primário e o secundário. Para sobretensões

transferidas da rede primária para a secundária, através do transformador, concluiu

que a utilização de pára-raios nas redes secundárias oferece, em algumas condições,

uma alternativa na redução da amplitude das sobretensões. Em seu estudo,

considerou uma sobretensão atmosférica padrão (1,2 / 50? s) com 100 kV de valor de

crista.

Dos 58 casos simulados por FARIAS (1997), nos quais foram

abrangidas as combinações do uso de pára-raios de SiC e ZnO no primário do

transformador com pára-raios de baixa tensão (varistores de ZnO) em alguns pontos

da rede secundária, tais como no secundário do transformador, pontos de bifurcação

da rede secundária e extremos da rede secundária, destacam-se as seguintes

conclusões:

- Se no primário do transformador for usado o pára-raios de SiC, a tensão

no secundário pode chegar a níveis impraticáveis de 17,6 kV.

119

- O uso de pára-raios de SiC implica na existência de fortes transitórios

eletromagnéticos devido à disrupção do centelhador, gerando elevadas

sobretensões no sistema e ruídos que se propagam ao longo de todo

sistema de distribuição secundário.

- Se no primário do transformador for utilizado o pára-raios de ZnO, a

tensão no secundário é muito menor que no caso anterior, podendo atingir

2,1 kV.

- Com a utilização de varistores no secundário do transformador, associado

à utilização de pára-raios de ZnO no primário, reduz-se a sobretensão

diferencial (entre fases e entre fase e neutro), mas não interfere na

sobretensão de modo comum (entre o neutro ou fases e a terra). Portanto,

devido à propagação pelo neutro, induzindo sobretensões nas fases e as

possíveis reflexões de onda incidentes no extremo da rede secundária, a

tensão em alguns pontos pode chegar a 1 kV.

- A tensão na linha secundária é menor no local onde se encontra um pára-

raios de baixa tensão (varistor) e aumenta à medida que se distancia deste;

- Dentre todos os casos simulados, o que mais chegou próximo do ideal foi

o que representa um pára-raios de ZnO no primário do transformador, um

varistor no secundário do transformador e outros ligados nos finais das

ramificações da rede secundária.

PIANTINI et al. (2002), também estudando as sobretensões

transferidas do primário para o secundário do transformador de distribuição,

utilizando um modelo para simulação com os programas EMTP/ATP, concluiu que a

instalação de pára-raios no secundário do transformador e em alguns pontos da rede

secundária ameniza, mas não evita a ocorrência de tensões elevadas nas entradas das

unidades consumidoras.

Ressalta-se que os modelos utilizados por FARIAS (1997) e por

PIANTINI et al. (2002), mesmo possuindo diferenças, possibilitaram conclusões

semelhantes. Contudo, observa-se que não consideraram outras formas de origem de

120

sobretensões, além das transferidas da rede primária para a secundária através do

transformador.

As sobretensões induzidas, também, teriam restrito controle com a

utilização de pára-raios de baixa tensão. Os consumidores ligados no meio dos vãos

sofreriam as maiores sobretensões.

Do que foi exposto, as alternativas de controle dos distúrbios na

rede de baixa tensão da concessionária são importantes e sua implementação pode

oferecer um primeiro estágio de proteção, mas não suficiente para garantir uma boa

proteção aos aparelhos sensíveis dos consumidores.

Considerando que as opções apresentadas ou são inviáveis

economicamente ou não são abrangentes para a proteção contra as sobretensões

transitórias, principalmente as provocadas por descargas atmosféricas, inerentes à

operação de redes aéreas de distribuição de energia, resta a análise da opção pelos

Dispositivos de Proteção contra Sobretensões Transitórias (Surtos) – DPS.

9.1 A proteção oferecida pelos supressores de surtos nas instalações dos

consumidores

Como as alternativas de controle das sobretensões transitórias,

passíveis de serem feitas pelas concessionárias em suas redes, não são suficientes

para garantir adequada proteção aos aparelhos dos consumidores, ganha importância

a alternativa de se prover proteção através da implementação de dispositivos de

proteção na entrada do serviço de energia elétrica (origem da instalação) das

unidades consumidoras atendidas em baixa tensão. A viabilidade dessa alternativa

deve ser analisada como forma de redução do índice de danos elétricos e,

conseqüentemente, de redução dos conflitos entre concessionárias de energia elétrica

e consumidores.

121

Os supressores de surtos, também conhecidos como DPS, são

dispositivos destinados à proteção de aparelhos e equipamentos eletroeletrônicos

contra sobretensões transitórias. Eles atuam desviando as correntes inerentes aos

surtos elétricos e mantendo uma determinada tensão residual em seus terminais.

Há no mercado grande variedade de DPS. Dependendo das

características dos componentes e/ou dos circuitos a serem protegidos, esses

dispositivos podem ser utilizados individualmente ou associados em cascata. A

velocidade de resposta e a capacidade de conduzir corrente (capacidade energética)

são parâmetros básicos para a escolha do dispositivo a ser utilizado.

Algumas normas classificam os DPS, dividindo-os em classes:

- Classe “A” – para instalação nas linhas aéreas.

- Classe “B” – para instalação na entrada de serviço de energia elétrica.

- Classe “C” – para instalação nos quadros de distribuição internos; e:

- Classe “D” – para instalação nas tomadas e antes dos terminais.

Os DPS classe “A” são projetados para suportarem as intempéries

em que as redes aéreas de baixa tensão estão sujeitas. Normalmente, são compostos

de centelhadores associados com varistores de óxido metálico.

Os DPS classe “B” são projetados para serem instalados em

ambientes abrigados e para suportarem correntes de descargas atmosféricas diretas,

sendo testados na forma de onda impulsiva de corrente 10/350 ? s (microssegundos)

com corrente máxima de 100 kA e apresentam tensões disruptivas residuais máximas

de 4 kV.

Em instalações não sujeitas às descargas diretas, os DPS classe “C”

atendem plenamente às condições de severidade dos surtos nas entradas de serviço

de energia elétrica (quadro de medição). Estes são, geralmente, compostos por óxido

metálico (ZnO) e são projetados para suportarem pelo menos 15 solicitações de

122

correntes induzidas ou amortecidas de 15 a 20 kA na forma de onda impulsiva de

teste 8/20? s, apresentando tensão residual máxima de 1,5 kV. A característica de

reposta de DPS classe “C” é apresentada na figura 26.

Os DPS classe “D” são projetados para correntes induzidas ou

amortecidas de 2 a 6 kA, na corrente impulsiva de teste 8/20? s, apresentando tensão

residual máxima de 0,8 kV. Os mais comuns são os constituídos de semicondutores

com processo operativo baseados no efeito de avalanche.

Pela curva de operação dos DPS classe “C” (figura 26), constata-se

que, para uma tensão de 300 Volts, o dispositivo “absorverá” da linha uma corrente

de aproximadamente 0,1 mA. A cada valor de corrente corresponde uma tensão

residual. Para uma corrente de 3 kA, a tensão residual nos terminais do DPS será de

aproximadamente 800 Volts.

Figura 26 – Curva característica de DPS classe “C”

FONTE: LEITE, 2003

Normas internacionais recomendam a aplicação de dispositivos de

proteção na entrada principal e apontam esta prática como sendo o primeiro passo

123

para a criação de um sistema de proteção dividido por zonas. O conceito de zonas foi

estabelecido porque um dispositivo de proteção aplicado individualmente pode não

atender simultaneamente aos requisitos de tempo de atuação, capacidade de

condução de corrente e, ainda, às características de suportabilidade de tensão dos

aparelhos a serem protegidos face à tensão residual existente durante a operação do

dispositivo.

Baseado nesse conceito, a norma IEC 60.664 adota a filosofia de

fornecer as tensões que os aparelhos devem suportar nas várias categorias da

instalação, enquanto a norma ANSI/IEEE C 62.41 indica os valores esperados das

sobretensões e correntes nas várias partes (categorias) da instalação.

A norma ANSI/IEEE C 62.41 – 1991 segmenta em três categorias a

proteção (C, B e A). O objetivo é obter melhor desempenho da proteção através da

coordenação entre os estágios de dispositivos de proteção, uma vez que os

dispositivos de maior velocidade de resposta possuem pequena capacidade

energética, necessitando serem empregados junto aos aparelhos com, pelo menos,

mais um estágio a montante, com maior capacidade energética. Para a categoria “C”

(entrada de serviço), classifica sobretensões esperadas de até 10 kV e correntes

maiores que 10 kA, na categoria de locação “B” e “A” classifica sobretensões

esperadas de 6kV e correntes, respectivamente de 3kA e 200 A.

As figuras 27 e 28, a seguir, ilustram a filosofia de proteção por

zonas recomendada pela norma ANSI/IEEE C 62.41 -1991.

Figura 27 – Conceito de locação de categorias de proteção nas instalações das

unidades consumidoras (ANSI/IEEE C 62.41 – 1991).

124

Figura 28 - Locação de três estágios (categorias) de proteção

“A” “B” “C”

CATEGORIAS FONTE: ANSI/IEEE C 62.41 – 1991.

A filosofia de proteção por zonas é a coordenação dinâmica entre os

estágios de proteção, denominada de proteção em “cascata”: no instante inicial, o

estágio de maior velocidade (junto ao aparelho) grampeia o impulso e após este

instante, antes de sua capacidade energética ser ultrapassada, o estágio a montante,

mais lento, porém de maior capacidade energética, atua, drenando a maior parcela de

energia para a terra. A indutância própria dos condutores das instalações, no

momento do surto, é importante para a coordenação dos estágios de proteção,

necessitando que se mantenham distâncias adequadas de um estágio para outro.

125

O número de estágios de um sistema de proteção irá depender das

características do aparelho a ser protegido e das instalações elétricas. Os estudos

realizados da norma ANSI/IEEE C 62.41 – 1991 constatam ser suficiente para a

maioria das unidades consumidoras atendidas em baixa tensão a instalação de um

estágio na origem da instalação (quadro de medição), composto por DPS classe “C”,

associado, para os aparelhos mais sensíveis, da utilização de dispositivos de tomada

(DPS classe “D”) com maior velocidade de resposta, tais como os diodos zeners e

transzorbs.

Por razões de capacidade energética e vida útil dos dispositivos de

proteção, esse tipo de sistema de proteção terá melhor eficácia se a concessionárias

proverem um pré-estágio de proteção, através da instalação de pára-raios de alta e

baixa tensão em suas redes.

A tabelas 8, resultado de estudos realizados nos E.U.A., mostram os

valores esperados de corrente e sobretensões nas três localidades (categorias),

baseado na classificação de três seguintes níveis de exposição aos surtos:

- Baixa exposição: sistemas instalados em localidades com baixa incidência

de descargas atmosféricas, pequena carga ou livres de operação de

chaveamento de capacitores;

- Média exposição: Sistemas instalados em áreas com média incidência de

descargas atmosféricas e com significativa ocorrência de operações de

chaveamentos na rede; e

- Alta exposição: São casos mais raros de instalações em regiões com alto

índice de descargas atmosféricas e sujeitas a severas sobretensões de

chaveamento.

A norma IEC 60.664 apresenta um conceito de controle de

sobretensões baseado em quatro categorias. Dependendo da sensibilidade do

aparelho a ser protegido, é estabelecido o número de estágios. A figura 29 apresenta

o conceito de locação das categorias de instalações segundo a IEC.

126

Tabela 8 – Valores esperados de sobretensões transitórias e corrente nos pontos das

instalações (categorias) com relação aos níveis de exposição aos surtos.

Local Exposição Tensão (kV) Corrente (kA) A1 Baixa 2 0,07 A2 Média 4 0,13 A3 Alta 6 0,2 B1 Baixa 2 1 B2 Média 4 2 B3 Alta 6 3 C1 Baixa 6 3 C2 Média 10 5 C3 Alta 20 10

FONTE: LEITE (2003).

Figura 29 – Conceito de locação de categorias de proteção nas instalações das

unidades consumidoras (IEC 60.664-1 – 1980).

Segundo a norma IEC 60.664-1, a categoria “IV”, linhas aéreas de

baixa tensão e entradas de serviço em baixa tensão (quadros de medição), estabelece

que os aparelhos (ex.: medidor de energia, equipamentos de proteção contra

sobrecorrentes etc..) devem suportar 4 kV de sobretensão transitória. Na categoria

“III”, instalações fixas após a categoria “IV” (quadros de distribuição), é estabelecido

que os aparelhos devem suportar até 2,5 kV. Na categoria “II”, quadros de

subdistribuição e circuitos terminais, aparelhos portáteis que suportam 1,5 kV de

tensão impulsiva poderão ser instalados. A categoria “I”, após a “II” é recomendada

para equipamentos especiais e da tecnologia da informação, que suportam tensão

máxima de 0,8 kV.

A tabela 9 mostra os valores recomendados pela norma IEC 60364-

4-443 de suportabilidade a sobretensões transitórias, de acordo com a categoria dos

aparelhos e equipamentos. Esses valores fazem parte do texto sugerido pela

127

Comissão de Estudos de Instalações Elétricas de Baixa Tensão – CE – 03:064.1(GT

4 – sobretensões) para fazerem parte da nova versão da norma brasileira ABNT NBR

5410, com previsão de ser publicada em 2003.

Destaca-se que o esquema de aterramento dos aparelhos tem

importância fundamental para a implantação de um sistema de proteção. As tensões

fase-fase e fase-neutro afetam diretamente o funcionamento de equipamentos e estão

relacionadas com as tensões operativas admissíveis. As tensões fase-terra e neutro-

terra dizem respeito à isolação entre as partes vivas e a massa (caixa) dos aparelhos.

Tabela 9 – Categorias dos equipamentos e suportabilidade a sobretensões transitórias

Nível permissível de sobretensão transitória (kV) 1,2/50 ? s 10/700? s

Tensão nominal Uo da instalação em corrente alternada (V)

Monofásico Trifásico Monofásico

Categoria dos equipamentos

115/230 120/240 127/254

127/220 120/208

220/380 220/440

Linhas elétricas de sinal

“I” Equipamento

especialmente protegido

0,8

1,5

-

“II” Aparelhos

eletrodomésticos e eletroprofissionais

1,5

2,5

-

“III” Circuitos de distribuição e

terminais

2,5

4,0

-

“IV” Localizados na origem da

instalação

6,0

6,0

1,5

Valores diferentes de tensão nominal ver IEC 60664-1 e IEC 61663-2 FONTE: BARBOSA (2003)

Tensões elevadas em relação à terra podem comprometer a isolação

de aparelhos, mas o seu efeito depende da forma de aterramento do equipamento

(TN, TT, IT, etc.). No esquema TN, devido à interligação do condutor de

aterramento e proteção ao neutro (PEN), as elevações de tensão da rede em relação à

128

terra não são praticamente transferidas para o aparelho aterrado, o que não ocorre

com o esquema TT, que possui aterramento independente, não ligado ao neutro do

sistema.

A designação dos aterramentos dos sistemas é feita por duas letras.

A primeira indica como o neutro da fonte é ligado à terra: “T” quando a ligação é

feita diretamente a um eletrodo ou malha de aterramento e, “I” quando a ligação é

feita através de resistência de alto valor. A segunda representa a forma de ligação das

massas (estrutura do aparelho não energizada) à terra: “T” quando a ligação à terra

for feita através de um eletrodo de aterramento independente e não interligado ao da

fonte e, “N” quando a ligação à terra for através do condutor neutro, aterrado no

terminal de origem da instalação.

Desta forma, no esquema de aterramento “TT” a fonte é aterrada em

eletrodo na entrada e as massas são aterradas em outro eletrodo ou malha de terra; no

esquema “TN” a fonte é aterrada em eletrodo na entrada e as massas são aterradas

em um condutor que é aterrado, também, na entrada, junto com o neutro; no esquema

“IT” a fonte não é aterrada ou é aterrada através de resistência de alto valor. Algumas

variações do esquema de aterramento “TN” são feitas, possibilitando as seguintes

subdivisões: “TN-C” quando o condutor de proteção elétrica (PE) for o mesmo

(comum) que o neutro “N”, denominado PEN; “TN-S” quando os condutores “PE” e

“N” forem independentes (separados), tendo apenas conexão no aterramento

principal da instalação (origem); “TN-C-S quando os condutores “PE” e “N” forem

comuns até um certo ponto da instalação, por exemplo, o quadro de distribuição,

onde é feito outro aterramento, e, a partir desse ponto, passam a ser independentes.

Salienta-se que as tensões no neutro podem ser talvez mais críticas

do ponto de vista de segurança pessoal do que do aparelho, considerando que as

tensões consideradas seguras sob o aspecto de choque elétrico são bem inferiores aos

níveis de isolação dos aparelhos usuais de BT.

129

Também o sistema de aterramento constitui fator indispensável para

o desempenho satisfatório de qualquer sistema de proteção.

Uma boa característica de absorção de energia e baixa impedância

de surto constituem os fatores mais importantes de um aterramento para garantir um

bom desempenho de um sistema de proteção.

Um sistema eficiente de proteção contra sobretensões é aquele que

conjuga um bom sistema de aterramento, a equipotencialização e instalação

adequada de DPS.

“Os DPS são necessários porque é impossível equipotencializar alta

freqüência. Contudo, uma boa margem de equalização dos potenciais entre as massas

e aterramento possibilita utilizar DPS de menor capacidade e melhor desempenho

para corrente impulsiva” (MODENA, 2003).

Pelo exposto, conclui-se ser viável a proteção oferecida pelos DPS,

seguindo as recomendações das normas técnicas e experiências internacionais.

9.1.1 Parâmetros e características elétricas dos dispositivos de proteção

Para prover uma proteção efetiva aos aparelhos, os módulos

protetores devem ser compatíveis com a susceptibilidade dos aparelhos e ter vida útil

compatível com o grau de severidade dos distúrbios elétricos.

Para a escolha do tipo de dispositivo deve-se conhecer:

- Máxima Tensão de Operação Contínua (MTOC): é o valor no qual o DPS

inicia o processo de condução. Essa tensão deve ser estabelecida de acordo com a

tensão nominal da rede. Deve-se considerar para o estabelecimento da MTOC que os

DPS estarão susceptíveis a sobretensões temporárias provocadas por acidentes na

rede elétrica, tais como, por exemplo, falta de neutro ou até mesmo curto-circuito em

outras instalações de tensões mais elevadas. Como qualquer outro componente

130

eletrônico, os DPS também podem sofrer sobrecargas em função de sobretensões

temporárias, porém essas falhas não podem comprometer a segurança das

instalações;

- Tensão residual (clamping voltage): é o valor de tensão remanescente

durante a atuação da proteção, ou seja, é o valor de tensão garantido pelo sistema de

proteção para grampeamento do impulso. Essa tensão é variável em função da

corrente de surto;

- Tensão disruptiva (sparkover voltage): é o máximo valor de tensão ao

qual o equipamento a ser protegido fica exposto, no instante anterior à atuação da

proteção (antes de começar a conduzir a corrente do impulso). A tensão disruptiva é

variável, dependente da velocidade de crescimento do impulso (dv / dt);

- Tempo de resposta: é o tempo decorrido entre a passagem do impulso de

teste pelo valor da tensão de clamping e a atuação da proteção. O ponto de atuação

da proteção caracteriza-se pela última passagem do impulso pelo valor de

“clamping”, sendo que após este instante a tensão nos terminais do protetor é

mantida nos limites especificados de atuação do mesmo.

Existem vários tipos de dispositivos de proteção de surtos elétricos,

dependendo das características dos componentes e dos circuitos a serem protegidos.

Na tabela 10 são apresentadas as características dos principais dispositivos.

Algumas características dos dispositivos apresentadas na tabela 10,

pelo desenvolvimento tecnológico, foram melhoradas. Hoje já se tem disponível no

mercado DPS com maior capacidade energética como, por exemplo, os “Spark Gap”.

Também os DPS MOV (ZnO) e os de base de Diodos de Avalanche de Silício (SAD)

tiveram sua capacidade energética aumentada.

Os DPS à base de ZnO possuem uma melhor relação custo-

benefício, pois possuem alta capacidade energética, bem como uma enorme gama de

modelos com baixo custo. Associa-se a isso, ainda, um histórico de vários anos de

uso desse componente (ZnO) tanto nas instalações elétricas de baixa tensão como nas

redes de alta tensão.

131

Tabela 10: Principais características dos dispositivos de proteção

Dispositivo Valores típicos de operação

Aplicação Vantagens Desvantagens

MOV (Metal Oxido

Varistor)

- Tempo op.: 25? s; -Polaridade: bipolar; - Faixa de tensão: 12 – 1400 V; - Corrente: de 500 A a 80 kA (surto de 8 / 20 ?s); - Pot. pico: 700 kW; - Energia até 600 J

- Supressão de transientes em circuitos de potência e retificadores de potência em baixa tensão;

- Grande variedade de faixa de tensão e corrente de operação; - Bom para supressão de surtos de alta amplitude e curta duração; - Bom tempo de resposta; - Longa vida.

- Alta capacitância (> 1000 pF); - Impedância relativamente alta envolvendo alta potência na condução; - Corrente de fuga alta, inviabilizando seu uso para alguns circuitos de comunicação; - Características de limitação de tensão inferior, quando comparado com transzorb.

Transzorb (supressores

de semicondu-

tores – zener back-

to-back)

- Tempo op.: < 100 ps; - Mono e bipolar; - Faixa de tensão: 6 – 480 VCA; - Corrente max.: 200 A para pulso de 1/120s; - Faixa de potência de pico: 1,5 a 15 kW; - Energia até 600 J

- Devido ao seu rápido tempo de resposta e baixo fator de limitação (clamping), é usado normalmente como proteção secundária (junto ao aparelho) na proteção de circuitos transistorizados e integrados, dispositivos MOS, etc.

- Disponíveis em grandes faixas de tensão de operação; - Baixo fator de limitação (clamping); - Velocidade de resposta compatível com a velocidade de componentes eletrônicos mais modernos; - Longa vida.

- Baixa capacidade de dissipação de energia; - Normalmente necessita de proteção primária com alta capacidade de condução de energia;

Diodo Zener

Tempo de op.: 1 - 10? s; -Polaridade CA/CC; - Faixa de tensão de operação: 1,8 – 300 V; - Corrente máxima: 200 A para 0,25 ?s; - Energia: 100 mJ

- Proteção complementar dos circuitos transistorizados e alguns integrados; -

- São obtidos níveis precisos de limitação de tensão, mesmo em circuitos de baixa tensão; - Vida longa

- Substancial capacitância que varia com a polarização; - Baixa capacidade de conduzir energia (menor que a do tranzorb); - Apresenta aquecimento em limitação de tensão.

Centelhador a gás

(bipolar e tripolar)

Tempo op.: 0,1 - 10?s; - Polaridade: bipolar; - Faixa de tensão de operação: 90 – 2 kV; - Corrente max.: 25 kA - surto de 8 / 20 ?s; - Pot. Pico: 50 kW; - Energia: 50 J

- Para proteção de equipamentos elétricos de potência; - Utilizado como proteção primária em circuitos híbridos.

- Dimensão pequena; - Capacitância paralela menor que 10 pF; - Disponíveis com tensão de disparo variando de 75 V a 10 kV.

- Imprecisão na tensão de disparo; - Baixa capacidade de reselagem; - Tempo de operação muito longo para proteção de dispositivos do estado sólido.

FONTE: LOBO et al. (1988)

132

9.1.2 Custo de um sistema de proteção utilizando DPS

Para estimar o custo de um sistema de proteção tem-se que

considerar o tipo e a quantidade de DPS, a necessidade de dispositivos e materiais

complementares para prover melhor segurança nos casos de falha do DPS e da mão-

de-obra para a instalação.

Considerando que, para a maioria das unidades consumidoras

atendidas em baixa tensão, a probabilidade de ocorrência de correntes severas de

descargas atmosféricas diretas é muito pequena, os DPS classe “C”, com capacidade

de 10 a 20 kA (15 operações) e tensão residual máxima de 1,5 kV, atenderiam

plenamente às condições impostas na entrada do serviço de energia elétrica (quadro

de medição). Bastando, para os aparelhos mais sensíveis, ser instalado um estágio

complementar classe “D” para a coordenação.

Os preços, a seguir, foram tomados no mês de maio de 2003, com o

Dólar a, aproximadamente, R$ 3,00.

O custo médio, no mercado nacional, dos DPS classe “C” com

capacidade de 30 kA a 45 kA à base de varistor de óxido de zinco, que possuem

associado a ele um dispositivo de desconexão térmica (sobretemperatura) e elétrica

(sobrecorrente), além de possuir sinalização de estado de operação, é de R$ 70,00

(setenta reais). Um protetor classe “D” (de tomada) tipo SAD tem custo médio de R$

20,00 (vinte reais).

Sendo a maioria das unidades consumidoras atendidas no sistema

bifásico a três fios (2 fases e neutro), considerando um sistema de aterramento TN,

empregado também em grande quantidade das instalações, seriam necessárias 2

unidades monofásicas para o provimento da proteção na entrada de serviço.

Adicionando-se 30% a título de materiais eventualmente necessários para a revisão

do sistema de aterramento (hastes de aterramento) e dispositivo de proteção

sobrecorrente de retaguarda, tem-se um custo de materiais de R$ 182,00 (cento e

133

oitenta e dois reais). Se considerarmos o valor da mão-de-obra como 40% do valor

dos materiais, um sistema de proteção composto de DPS para a entrada do serviço de

energia elétrica custaria cerca de R$ 250,00 (duzentos e cinqüenta reais).

Adotando-se uma vida útil média de 20 anos de operação para esse

sistema, corresponderia a um custo mensal de, aproximadamente, R$ 1,00 (um real).

Salienta-se que qualquer análise de viabilidade econômica necessitará levar em conta

o benefício não só da diminuição do risco de queima de aparelhos eletroeletrônicos,

mas, também, das perdas por perturbações operacionais.

9.2 Estudo da norma ABNT - NBR 5410

A norma brasileira de instalações elétricas de baixa tensão, da

Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT, hoje NBR 5410, teve sua

primeira edição em 1941. Seguiram-se as revisões de 1960, 1980, 1990 até a edição

mais recente em 1997, que se encontra em processo de revisão, com previsão para

ser publicada no final de 2003.

Baseada na norma internacional IEC 60364: Electrical Installations

of Buildings, a NBR 5410 fixa as condições que as instalações de baixa tensão (com

tensão de operação menor ou igual a 1000 Volts) devem atender, aplicando-se a

instalações novas e a reformas em instalações existentes. Sua cobertura é ampla,

abordando as edificações residenciais, comerciais e industriais em geral.

No tocante à proteção contra sobretensões provenientes de faltas e

manobras nas redes da concessionária, fenômenos de ressonância e de descargas

atmosféricas conduzidas pela rede de alimentação, a NBR 5410 faz varias

abordagens nos seus diversos capítulos. A primeira menção ao tema aparece no item

1.3.4 – Proteção contra sobretensões: “As pessoas, os animais domésticos e os bens

devem ser protegidos contra as conseqüências prejudiciais devidas a uma falta

elétrica entre as partes vivas de circuitos com tensões nominais diferentes e a outras

134

causas que possam resultar em sobretensões (fenômenos atmosféricos, sobretensões

de manobra, etc.)”.

No item 5.4.3.2, a norma faz a primeira alusão à eventual

necessidade de utilizar dispositivos de proteção contra sobretensões: “Em instalações

alimentadas por rede de distribuição em baixa tensão situadas em zonas expostas a

raios, se necessário, devem ser instalados, na origem da instalação, dispositivos

adequados de proteção contra sobretensões, do tipo não curto-circuitante, tais como

pára-raios de resistência não-linear de baixa tensão (pára-raios secundário)”.

O tipo “não curto-circuitante” descrito para os Dispositivos de

Proteção contra Sobretensões (DPS), impõe a distinção dos dois tipos de

classificação, a saber:

- curto-circuitante, que apresenta uma alta impedância na ausência de surto,

que é bruscamente reduzida a um valor baixo em resposta a um surto;

- não curto-circuitante (ou limitador de tensão), que apresenta uma alta

impedância na ausência de surto, que vai sendo reduzida continuamente

com o crescimento do surto. Normalmente, esse tipo de DPS apresenta

tensões de limitação / referência e residual inferior a 120% do valor de

pico da tensão nominal.

No item 5.7.5, são descritas, genericamente, as medidas de proteção

contra sobretensões, destacando-se o parágrafo 5.7.5.2: “Os dispositivos de proteção

contra sobretensões podem ser necessários na origem da instalação, nos pontos de

entrada ou saída dos condutores referidos 5.4.3.1-e), junto aos equipamentos e,

eventualmente, também ao longo da linha”.

Verifica-se que a idéia central contida no parágrafo 5.7.5.2 é que a

proteção contra sobretensões deva ser feita em “cascata”, ou seja, deve-se atenuar

uma parte considerável do sinal na entrada da instalação e reduzi-lo mais um pouco

ao longo da linha e “matá-lo” definitivamente junto ao equipamento.

135

Na parte 6, que é aquela dedicada à seleção e instalação dos

componentes da instalação, volta-se a abordar com maior ênfase os critérios que

devem ser respeitados para a seleção de DPS. É o que a seção 6.3.5 se dedica a

apresentar:

- em 6.3.5.1, basicamente, são indicados os tipos de dispositivos aceitos,

enfocando que quando for utilizada proteção em cascata deve ser efetuada

a adequada coordenação;

- em 6.3.5.2, descreve que os dispositivos de proteção contra sobretensões

devem ser instalados na origem da instalação e descreve como devem ser

ligados em cada um dos esquemas de aterramento (TN, TT e IT).

Destaca-se a recomendação feita na Nota 2: “Não é aconselhável, em

princípio, prever equipamentos de tecnologia da informação (ver 6.4.8)

em instalações com esquema TT ou IT”. O termo “equipamento de

tecnologia da informação” é a denominação genérica aplicada a

equipamentos eletrônicos sensíveis, como computadores, centrais

telefônicas, aparelhos de fax etc. As figuras 30, 31, 32, 33, 34, 35 e 36

ilustram as formas de ligação dos protetores, nos diversos esquemas de

aterramentos, sendo válidas para a instalação do dispositivo na origem

(interface com a rede da concessionária, logo após o medidor) ou entrada

da instalação;

- em 6.3.5.3, é recomendado que se faça uma avaliação da necessidade da

utilização de dispositivos de proteção suplementares ao longo da

instalação e junto aos equipamentos mais sensíveis;

- em 6.3.5.4, admite-se o emprego de um único conjunto de dispositivos de

proteção, instalado na origem da instalação, cabendo as recomendações

nas Notas 1 a 3: para sistemas de baixa tensão em 60 Hz com até 127 V e

220 V nominal à terra, devem-se utilizar dispositivos de proteção contra

sobretensões do tipo não curto-circuitante, como pára-raios secundários,

136

com tensão contínua/nominal, respectivamente, 175 V e 280 V, tensões

de referência/proteção e residual com valor máximo de crista para ambas

de 700 V e corrente nominal de 10 kA (ou 20 kA nas áreas críticas);

NOTA: A norma não considerou, para a recomendação da Máxima Tensão de

Operação Contínua (MTOC), as possíveis sobretrensões temporárias que

podem ocorrer na rede elétrica. Essa questão está sendo revista na nova

versão.

- em 6.3.5.5, é dito que os “condutores de energia e de sinal que entram na

edificação devem convergir, sempre que possível, para um mesmo ponto”

e, a partir desse ponto, também devem seguir caminhos próximos,

paralelos, porém, em condutos separados. Disso se identifica já a

preocupação da norma com a compatibilidade eletromagnética. A

recomendação de que os condutores trilhem caminhos próximos visa à

diminuição da indutância mútua entre os circuitos, reduzindo-se, dessa

forma, as eventuais tensões e correntes induzidas nos condutores

(interferências nos circuitos de sinal). Já as razões para o emprego de

condutos separados são a facilidade de manuseio, a identificação de

condutores, a segurança das pessoas no manuseio dos circuitos etc.. Ainda

em 6.3.5.5, a norma prescreve que os circuitos destinados a alimentar

equipamentos de tecnologia da informação façam uso de condutos

fechados de material ferromagnético, aterrados e com continuidade

elétrica assegurada;

- em 6.3.5.6, a norma recomenda que nos casos em que o quadro geral de

distribuição da instalação distar mais que 10 metros da origem da

instalação (ponto logo após o medidor), e a planta do local indicar a

impossibilidade de equipotencialização entre o quadro e a origem, os dois

pontos devem ser objetos de proteção através da instalação de DPS

coordenados;

137

- em 6.3.5.9 e 6.3.5.10, explica-se como devem ser ligados os dispositivos

contra sobretensões destinados a proteger diretamente equipamentos de

tecnologia da informação. Caso os equipamentos sejam alimentados entre

fases – o que é recomendado pela norma – sem o uso do neutro, DPS

devem ser ligados entre cada uma das fases e o condutor PE do circuito.

Caso os equipamentos sejam alimentados entre fase e neutro, os DPS

devem ser ligados entre fase e neutro e entre o neutro e o PE.

No tocante à proteção contra quedas e faltas de tensão, a NBR 5410

também faz várias abordagens. Em 5.7.6 – Medidas de proteção contra quedas e

faltas de tensão - a norma diz que devem ser previstos dispositivos de proteção de

equipamentos que possam ser danificados pela ocorrência de quedas ou faltas de

tensão. No item 6.3.6 são apresentadas as especificações que os dispositivos de

proteção (ex.: relés de subtensão) devem atender.

Pelo exposto, observa-se que a NBR 5410, seguindo orientações de

normas internacionais, deu a devida importância ao tema. Contudo, constata-se que

ela não obriga, apenas recomenda a utilização de dispositivos de proteção contra

sobretensões transitórias. Mas, por sua leitura, fica evidente que, sabendo-se que as

instalações elétricas e, principalmente, os aparelhos estão sujeitos à ação dessas

sobretensões, não se pode omitir, ignorando o assunto.

138


esquemas de aterramento TN

FONTE: Guia EM da NBR 5410

LEGENDA: 1 Origem da instalação; 2 Quadro de distribuição; 3 Terminal de aterramento principal; 4 DPS; 5 Conexão de aterramento dos DPS (5a ou 5b); 6 Aparelhos a serem protegidos; F Dispositivo de proteção indicado pelo fabricante do DPS (por ex.,

fusível, disjuntor, DR); RA Eletroduto de aterramento (resistência de aterramento) da

instalação; RB Eletroduto de aterramento (resistência de aterramento) da

alimentação.

139


esquemas de aterramento TT, a jusante do dispositivo diferencial-residual (DR)


LEGENDA: 1 Origem da instalação; 2 Quadro de distribuição; 3 Terminal de aterramento principal (TAP); 4 DPS; 5 Conexão de aterramento dos DPS (5a ou 5b); 6 Aparelhos a serem protegidos; 7 Dispositivo diferencial-residual (DR);

F Dispositivo de proteção indicado pelo fabricante do DPS (por ex., fusível, disjuntor, DR); RA Eletroduto de aterramento (resistência de aterramento) da instalação; RB Eletroduto de aterramento (resistência de aterramento) da alimentação.

140


esquemas de aterramento TT, a montante do dispositivo diferencial-

residual (DR)



F Dispositivo de proteção indicado pelo fabricante do DPS (por ex., fusível, disjuntor, DR); RA Eletroduto de aterramento (resistência de aterramento) da instalação; RB Eletroduto de aterramento (resistência de aterramento) da alimentação;

141


esquemas aterramento IT, a jusante do dispositivo diferencial-residual

(DR)



F Dispositivo de proteção indicado pelo fabricante do DPS (por ex., fusível, disjuntor, DR); RA Eletroduto de aterramento (resistência de aterramento) da instalação; RB Eletroduto de aterramento (resistência de aterramento) da alimentação;

142

Figura 34: Instalação de Dispositivos de Proteção contra Sobretensões (DPS classe

“C” trifásico) em esquemas de aterramento TN-C

FONTE: LEITE (2003)

143

Figura 35: Instalação de três estágios de Dispositivos de Proteção contra

Sobretensões (DPS - classe “B”, “C” e “D”) em esquemas de aterramento

TN-S

FONTE: LEITE (2003)

Figura 36: Instalação de três estágios Dispositivos de Proteção contra Sobretensões

(DPS - classe “B”, “C” e “D”) em esquemas de aterramento TN-C-S

FONTE: LEITE (2003)

144

10 UMA PROPOSTA PARA A ADEQUAÇÃO DO PROBLEMA

As estatísticas de PID apresentadas demonstram que o arcabouço

regulatório, fruto da reestruturação do setor, não é suficiente para evitar os problemas

relacionados à ocorrência de danos elétricos causados por sobretensões transitórias.

Os PID, cada vez mais abundantes por causa do amadurecimento da convivência da

sociedade com o ambiente de reforma do Estado, são cada vez mais incertos por

causa do fortalecimento da tendência de captura do regulador pela concessionária

regulada.

As principais incertezas, como demonstradas no trabalho, são

geradas pela falta de registros de ocorrências de anomalias na rede da concessionária

e pela conseqüente dificuldade do estabelecimento do nexo de causalidade entre a

ocorrência do dano e as anomalias no sistema elétrico.

O caráter aleatório das ocorrências de sobretensões transitórias

impõe, para que se tenha registro, a necessidade de instalação de registradores

especiais (oscilógrafos) em vários pontos da rede elétrica ou até nos pontos de

entrada das unidades consumidoras. São muitos casos, logo, é inviável a obtenção

desses registros comprobatórios, bem como o estabelecimento, pelo órgão regulador,

de limites de sobretensões transitórias (padrões de qualidade) para serem obedecidos

pelas concessionárias. Estabelecer até que é possível. A fiscalização eficiente é que é

inviável.

O índice acentuadamente crescente de PID, aliado à intensificação

da utilização de cargas mais sensíveis aos distúrbios da tensão elétrica, está a

demonstrar que o problema tende a se agravar se medidas não forem tomadas a fim

de minorar o risco de danos. O quanto antes forem sendo implementadas medidas de

proteção, menores serão os impactos sócio-econômicos futuros.

Pelo estudo realizado, não se evidenciou, nas concessionárias

paulistas, nenhuma medida visando à redução de ocorrências de danos causados por

sobretensões transitórias. As poucas ações de algumas foram concentradas no

145

aprimoramento das metodologias de avaliações da pertinência de PID. Essas ações

acirram o problema, pois têm por finalidade a rejeição e conduz ao aumento do

índice de indeferimentos de PID.

Apesar do ordenamento legal brasileiro ter adotado a teoria do risco

administrativo, impondo responsabilidade objetiva às concessionárias, é necessário

que haja nexo de causalidade, visto que não há responsabilidade sem causa. Daí ser

imprescindível o registro das sobretensões transitórias, mesmo porque somente com

esses dados poder-se-ia avaliar se elas tiveram potencial suficiente para causar o

dano no aparelho.

O modelo de regulação econômico-financeira deixa mais evidente

que o problema deve passar a ser tratado por uma regulamentação técnica, que defina

os meios para redução do índice de danos, uma vez que, com os aumentos de PID e

dos gastos em indenizações, aumentam-se as possibilidades das concessionárias não

obterem cobertura tarifária. Como conseqüência, os direitos dos consumidores

poderão acabar sendo preteridos porque as concessionárias acabarão apresentando

maiores empecilhos à efetivação das indenizações.

Restrições também impedem a solução por meio da contratação de

seguro. Caso esta for feita pelo consumidor, com exceção de alguns casos de

aparelhos de altíssimo valor, o custo mostrará ser melhor investir na instalação de

sistemas de proteção. Se pela concessionária, por ser grande a incidência de danos e

indenizações de pequeno valor, pela lógica de mercado, o prêmio que a

concessionária pagaria para a companhia seguradora logo demonstraria não ser

opção vantajosa. Adicionando-se a isso a falta de nexo de causalidade, impor-se-iam

as mesmas dificuldades para a efetivação de pagamento pelas seguradoras.

A redução do índice de danos, principalmente os causados por

sobretensões transitórias, atingiria o âmago do problema. Reduzindo-se o índice de

danos, reduzem-se os prejuízos econômicos, ora do consumidor, ora da

concessionária e, conseqüentemente, as chances de conflito entre eles.

146

Cabe à investigação acadêmica propor solução. A função acadêmica

é propor e tornar pública a proposta. A sociedade mantém a universidade pública

para isso e para ela publicar o conhecimento adquirido. Se a proposta vai ser

utilizada pela sociedade, é outra história. Então, este trabalho passa a descrever a

proposta que oferece no cumprimento de seu papel acadêmico.

Considerando a eficiência e viabilidade técnica dos sistemas de

proteção capazes de mitigar a ocorrência de danos causados por sobretensões

transitórias, propõe-se, como medida para a redução dos conflitos entre

consumidores e concessionárias, a instalação de um estágio de Dispositivos de

Proteção contra Sobretensões transitórias (DPS) na entrada do serviço de energia

elétrica (quadro de medição) das unidades consumidoras atendidas em baixa tensão

(grupo B), baseado nos critérios estabelecidos pela norma brasileira ABNT – NBR

5410.

A instalação do estágio de proteção da entrada do serviço de energia

elétrica deve ser o ponto de partida para prover maior e mais eficiente proteção.

A implementação dessa proposta certamente reduziria os conflitos,

mas há um dilema a ser analisado: - A quem compete a responsabilidade pela

instalação e pelos custos?

Para melhor análise dessa questão, necessário se faz verificar as

barreiras em se estabelecer, exclusivamente, a responsabilidade às concessionárias ou

aos consumidores.

10.1 Possíveis conseqüências do ato de obrigar as concessionárias a instalar os

DPS

Ao se buscar estabelecer às concessionárias a responsabilidade pelo

provimento do estágio de proteção (DPS) na entrada do serviço de energia elétrica

das unidades consumidoras, defronta-se com várias implicações contrárias.

147

Uma primeira implicação contrária e que, certamente, seria usada

pelas concessionárias como objeção a qualquer determinação é o que está disposto

nos Contratos de Concessão onde, na cláusula que trata das “Condições de Prestação

dos Serviços”, está descrito: (“Na prestação dos serviços referidos neste contrato, a

CONCESSIONÁRIA terá ampla liberdade na direção de seus negócios,

investimentos, pessoal e tecnologia ...”).

Outro fator de defesa das concessionárias é o que está disposto no

Art. 9o. e complementado no Art. 10o., respectivamente, da Resolução Aneel No. 456:

(“O ponto de entrega de energia elétrica deverá situar-se no limite da via pública com

o imóvel em que se localizar a unidade consumidora...”) e (“Até o ponto de entrega,

a concessionária deverá adotar todas as providências com vistas a viabilizar o

fornecimento, observadas as condições estabelecidas na legislação e regulamentos

aplicáveis, bem como operar e manter o seu sistema elétrico”). Como o sistema de

proteção deve ser instalado internamente à unidade consumidora, poder-se-ia

entender ser de responsabilidade do consumidor.

Nessa linha, o disposto na alínea “a”, inciso I do Art. 3o. da

Resolução Aneel No. 456, reiterado no item 1 da cláusula quarta do Contrato de

Adesão, define que compete ao consumidor a adequação técnica das instalações

internas da unidade consumidora, de acordo com as normas oficiais brasileiras, no

caso, incluem-se as da Associação Brasileira de Normas Técnicas, em particular a

NBR 5410.

Na mesma linha está o disposto no Art. 102 da Resolução Aneel No.

456, ao estabelecer no caput e no parágrafo único, respectivamente: “É de

responsabilidade do consumidor, após o ponto de entrega, manter a adequação

técnica e a segurança das instalações internas da unidade consumidora. As

instalações internas que vierem a ficar em desacordo com as normas e/ou padrões a

que se refere a alínea “a”, inciso I, art. 3o, e que ofereçam risco à segurança de

pessoas ou bens, deverão ser reformadas ou substituídas pelo ‘consumidor’.”

148

Outro fator importante para se analisar é que, ao se estabelecer a

responsabilidade para as concessionárias, há que se considerar que elas deverão

poder ter cobertura tarifária para os investimentos, necessária para manter o

equilíbrio econômico-financeiro. Isso teria um peso na tarifa que, certamente, pelos

índices e valores atuais, se mostrariam inviáveis perante o risco de danos.

Segundo BLANCHET (1999), as concessionárias tem o direito de

ter revisão tarifária para as inovações destinadas a manter a atualidade do serviço,

que resultem de fatores que justificariam a revisão contratual para manutenção do

equilíbrio econômico-financeiro do contrato, como seria, por exemplo, o caso de

atualizações que só se tornaram necessárias em razão de alterações do contrato

determinadas unilateralmente pelo poder concedente, mas que não teriam sido, em

condições normais, exigíveis.

Observando-se que o risco de danos por sobretensões transitórias

pode variar por vários motivos, podendo, pelo menos, serem classificadas áreas com

baixo, médio e alto risco de exposição, e considerando as características das cargas

dos consumidores, como por exemplo, susceptibilidade, quantidade, valor etc...,

poder-se-iam estabelecer critérios para a seleção das unidades consumidoras – o que

está em estudo no processo de revisão da norma ABNT NBR 5410 – em que deveria

a concessionária obrigatoriamente instalar DPS. Essa alternativa, considerando

necessária a concessão de cobertura tarifária para os custos de instalação dos

sistemas de proteção, poderia ferir o princípio da isonomia. Os consumidores não

selecionados estariam sendo preteridos, pois participariam financeiramente em um

benefício particular. Assim, essas pessoas teriam, de inopino, sacrificadas suas

rendas familiares, ao ter que arcar com o pagamento de tarifa, a mesma dos usuários

privilegiados com a instalação do sistema de proteção.

A obrigatoriedade da concessionária, referente à isonomia no

tratamento de seus consumidores é um princípio legal e está, também, estabelecida

contratualmente e no Art. 122 da Resolução Aneel No. 456: “A concessionária deverá

observar o princípio da isonomia em todas as decisões que lhe foram facultadas nesta

149

Resolução, adotando procedimento único para toda a área de concessão outorgada”.

Também melhor análise carecia ser realizada, pois em se tendo riscos diferentes é

controverso se ter o mesmo tratamento para todos os consumidores.

10.2 Possíveis conseqüências do ato de obrigar os consumidores a instalar os

DPS

Ao se buscar estabelecer aos consumidores a responsabilidade pelo

provimento do estágio de proteção (DPS) na entrada do serviço de energia elétrica,

defronta-se, também, com várias implicações contrárias.

A primeira implicação contrária é que, ao se imputar

responsabilidade para o consumidor, indiretamente se permitiria que as

concessionárias passassem a não indenizar danos causados por sobretensões

transitórias. Em se tendo instalado o sistema de proteção, poderia ser alegado pelo

concessionário ser caso excludente de responsabilidade (caso fortuito ou de força

maior), pois mesmo com um sistema de proteção não foi possível evitar o dano, mais

justa seria a alegação para os casos quando o consumidor não dispusesse de proteção.

Logo se vê que a transferência da responsabilidade ao consumidor é

contrária ao ordenamento legal brasileiro, que estabelece responsabilidade objetiva

às concessionárias pelo risco do negócio. Assim, como foi estudado, os surtos

danosos são transferidos pela rede elétrica, e às concessionárias cabem as iniciativas

necessárias para que seus consumidores não tenham prejuízos.

Conforme o disposto no Art. 17 da Resolução No. 456, os

consumidores são responsáveis pelo controle das cargas susceptíveis de provocar

distúrbios ou danos no sistema elétrico da concessionária ou nas instalações e/ou

equipamentos elétricos de outros consumidores, facultando à concessionária impor

exigências que vão desde a instalação de equipamentos corretivos, até o

ressarcimento de indenizações por danos acarretados a outros consumidores, por

outro lado, deve ser a concessionária responsável pelo provimento dos sistemas de

150

proteção contra as sobretensões transitórias que em suas redes surgem e por elas são

transmitidas aos consumidores. Este é outro ponto a considerar.

Não justifica responsabilizar o consumidor somente por ser mais

eficiente um sistema de proteção contra sobretensões transitórias, instalado após o

ponto de entrega, ou seja, internamente à unidade consumidora, onde as técnicas de

equipotencialização são mais eficientes.

O disposto no inciso V do Art. 9o. da Resolução Aneel 456

(“havendo conveniência técnica e observados os padrões da concessionária, o ponto

de entrega poderá situar-se dentro do imóvel em que se localizar a unidade

consumidora”) ratifica o descrito no parágrafo anterior, pois permite à

concessionária, por conveniência técnica, que é o caso em questão, adequar o ponto

de entrega às necessidades técnicas, impondo a guarda do DPS ao consumidor, tal

qual já o faz para o medidor de energia.

Por oportuno, observa-se, também, que os medidores eletrônicos,

mais sensíveis, que estão substituindo os eletromecânicos, estariam, com os DPS

instalados a montante e junto ao quadro de medição, melhor protegidos contra os

surtos. Isso, certamente, é do interesse do concessionário.

Também não se pode desconsiderar que, na maioria dos casos, os

consumidores se encontram despreparados para atuarem nesta área técnica. Grandes

riscos estarão correndo se comprarem qualquer tipo de DPS e de contratarem

profissionais despreparados para a instalação. Dessa forma, pode-se não ter a devida

proteção buscada, além de ficarem expostos aos riscos de explosão dos DPS por má

qualidade e, principalmente, por não terem sido observadas as recomendações das

normas para seleção e instalação.

As concessionárias dispõem de um corpo técnico em melhores

condições de dimensionar, instalar e monitorar os sistemas de proteção. Também, o

151

seu poder de negociação com os fabricantes de DPS deve ser considerado,

objetivando-se chegar a custos módicos para a implementação desses sistemas.

10.3 Análise das formas de rompimento do dilema

As implicações em se estabelecer, exclusivamente, a

responsabilidade às concessionárias ou aos consumidores demonstram ser a questão

um dilema que, para ser rompido, outros aspectos devem ser abordados.

Mesmo com as análises de viabilidade da instalação dos sistemas de

proteção sinalizarem que, considerados os atuais índices de danos e as tendências de

crescimento, no longo prazo é opção acertada, no curto mostra-se ter custo direto ou

indireto (via tarifa) não suportável por grande parte dos usuários do serviço público

de energia elétrica. Assim, o dilema fica configurado, pois o custo dos sistemas de

proteção, no curto prazo, leva ao desequilíbrio, dificultando ao órgão regulador

cumprir seu papel mediador.

A mediação é uma novidade no setor elétrico. Uma função criada

pela reforma do Estado; um papel novo para os militantes do setor; uma nova

sabedoria que se vai reclamar dos engenheiros eletricistas.

Cumpre exercitá-la. Envolve três atores, os dois em litígio e o que

regula interesses, o mediador.

É perceptível que ela não é cômoda aos engenheiros. E não há como

eletricistas não estarem participando das transações de busca de equilíbrio no setor

elétrico. Cumpre exercitá-la, como cumpre à universidade estar debatendo o tema em

seus trabalhos acadêmicos, trazendo pesquisadores, estudantes de graduação,

professores e doutorandos ao debate aberto.

Este trabalho de pesquisa esbarrou em um dilema. Algo que no

escritório estaria na esfera do burocrático; na administração seria da esfera do

152

advogado esperto que defende os interesses dos acionistas acima de qualquer outro

valor; na sala de aula um ponto chato e sem interesse técnico maior; na vida nacional

é um problema polarizado entre o cidadão, a empresa e o Estado que se agrava

rapidamente. O problema tem uma solução técnica, mas para implementar essa

solução há duas alternativas configuradas. Nenhuma das duas alternativas é uma boa

solução, e isto é justamente o que se chama de dilema.

Diz a lógica que dilema não se resolve: se solução houvesse, ele não

existiria!

Dilema se rompe.

Cabe à Aneel, como mediador por força da lei, manejar suas

competências para romper esse dilema. Deverá fazê-lo arbitrando os ônus de forma

viável e equilibrada, contrabalançando as obrigações das concessionárias e dos

consumidores, criando incentivos ou restrições de forma a consagrar o interesse

público.

Dessa forma, o interesse público deve ser o caminho a ser trilhado

para sobrepujar o dilema. A realidade sócio-econômica brasileira por si só mostra

que medidas impositivas em qualquer dos extremos certamente não seria opção

acertada. Os custos dos sistemas de proteção seriam refletidos para a sociedade, que

teriam dificuldades para assumi-los.

Neste contexto, o enfoque educacional mostra-se como alternativa

de melhor aderência para o rompimento do dilema. A conscientização de todos os

envolvidos, inclusive do Poder Judiciário, permitiria avanços consideráveis. Em

conformidade com o Art. 100 da Resolução Aneel No. 456, a concessionária, por

determinação da Aneel, deveria realizar campanhas de divulgação e orientação a

respeito do problema.

153

Um serviço de instalação de sistemas de proteção deveria ser criado

em todas as concessionárias, obedecendo ao disposto nos artigos 109 e 110 (“Os

valores dos serviços cobráveis serão definidos por meio de Resoluções específicas da

Aneel”) da Resolução Aneel No. 456 e podendo atender satisfatoriamente a todos os

consumidores que desejarem contratar esse serviço “ancilar”.

O Contrato de Prestação de Serviço Público de Energia Elétrica

para Unidades Consumidoras Atendidas em Baixa Tensão, também conhecido como

Contrato de Adesão, em sua Cláusula Sexta: Da Execução e Cobrança de Outros

Serviços, permite à concessionária:

1) “Executar outros serviços que não estejam vinculados à prestação de

serviços públicos de energia elétrica, desde que o consumidor, por sua

livre escolha, decida por contratar”;

2) “Incluir na fatura, de forma discriminada, a cobrança de outros

serviços, desde que autorizada antecipadamente pelo consumidor”.

As agências de desenvolvimento, como, por exemplo, o Banco

Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES poderiam ser

chamados a financiar aos consumidores a instalação dos sistemas de proteção, via

concessionária ou empresas certificadas pelas concessionárias.

Também, na medida em que as concessionárias começassem a

perceber aumento dos prejuízos referentes às indenizações que não têm cobertura

tarifária, elas poderiam instalar DPS nas unidades consumidoras mais críticas, sem

ônus aos consumidores.

A obrigação legal da concessionária deve ser melhor entendida pela

sociedade, da mesma forma que a sociedade deve compreender melhor que se deve

garantir o direito à indenização de PID justo, apenas o que é justo que a

concessionária pague, que se deve coibir os abusos, ou seja, não há porque indenizar

os danos em que o sistema elétrico não tenha sido responsável.

154

Os esclarecimentos fazem parte do ato de mediação que este

trabalho propõe.

As concessionárias conscientes de suas responsabilidades deveriam

buscar melhores subsídios para as avaliações de pertinência de PID sem causa

registrada. Os efeitos característicos que sobretensões transitórias causam nos

aparelhos poderiam ser melhor estudados. Juntando-se a isto, registradores de

descargas atmosféricas poderiam dizer se no período em que ocorreu o dano houve a

possibilidade de ter ocorrido surtos na rede elétrica. Na Alemanha, há companhias de

seguros que compram os registros de descargas atmosféricas, são clientes dos

laboratórios que registram local, hora, intensidade e polaridade do raio, para pautar

decisões de pagamento de prêmios para sinistros atribuídos à natureza e suas

descargas. No Brasil, a Companhia Energética de Minas Gerais – Cemig tem

utilizado um sistema de previsão e de registro de descargas atmosféricas para melhor

gerenciar seu sistema.

Cabe ressaltar, por oportuno, que nem sempre o consumidor sabe o

momento exato em que ocorreu o dano em seu aparelho, as vezes nem o dia. Como

isso já traz dificuldades para que se consiga a indenização dos danos causados por

eventos de “regime permanente” e que, também, o fato de ter o registro da ocorrência

de descargas atmosféricas não confere a certeza e sim a suposição ou eventualidade

de que sobretensões danosas ocorreram, deve-se considerar que os registros de

descargas atmosféricas concorreriam, mas não resolveriam todos conflitos. Mesmo

porque, há outros tipos de surtos (chaveamentos) não registrados, além do que, essa

medida não tem ação preventiva.

O consumidor tem o direito de receber informações e à

concessionária compete prestá-las. Informações sobre o risco ou grau de exposição

das unidades consumidoras serviriam para subsidiar decisões dos consumidores pela

instalação dos dispositivos protetores.

155

Enquanto não houver melhor conscientização, pouco se vai fazer e o

problema que é, ainda, incipiente, pode tomar grandes proporções, causando grandes

prejuízos para a sociedade brasileira o que, certamente, não é o interesse público.

Salienta-se que a sociedade brasileira, durante o período do racionamento de energia,

já demonstrou reagir surpreendentemente diante das dificuldades e desafios impostos

e parece estar atenta aos problemas do setor elétrico e disponível a participar de

campanhas com respostas existentes.

A Aneel, adotando a forma de abordagem descrita, favorecendo não

a imposição de obrigações, mas a busca do consenso e da mediação de interesses,

sem perder de vista a tutela dos interesses gerais da sociedade, estaria realizando uma

regulação ativa.

Cumprindo a mediação. Cumprindo seu papel.

Um aspecto que foi abordado no trabalho, na parte que trata da

experiência européia e que guarda relação direta com o problema, diz respeito à

qualidade dos aparelhos colocados no mercado nacional. Os fabricantes dos

aparelhos eletroeletrônicos encontram-se inseridos em um mercado competitivo, com

produtos de custo mínimo, existindo um inerente desinteresse em adicionar aos

aparelhos características mais flexíveis, ou seja, de maior suportabilidade aos

distúrbios na rede elétrica. Assim, vem deixando a responsabilidade de possíveis

falhas à concessionária e aos seus próprios consumidores.

A proposta se complementa deixando para a Aneel, para a sociedade

e para os seus representantes no Poder Legislativo, a idéia de tratar da

susceptibilidade dos aparelhos elétricos produzidos e comercializados no Brasil. É

necessária a conscientização da sociedade, baseada no fato que, lá em suas matrizes,

os fabricantes são obrigados a oferecer um grau de qualidade imposto por normas

técnicas locais mais exigentes e, justo no Brasil, país tropical, recordista de dias de

trovoadas, por um relaxamento com o objetivo de reduzir custos, os fabricantes, de

modo geral, se permitem oferecer qualidade inferior.

156

Na figura 13 pode-se ver claramente que a redução do risco de dano

(área hachurada) depende tanto da redução das solicitações (severidade de

imperfeições da tensão) sobre o aparelho quanto da suportabilidade dos componentes

do aparelho aos eventos de surtos (suportabilidade às imperfeições da tensão).

Reduzir a probabilidade da sobretensão ocorrer significa posicionar a curva de

densidade de probabilidade de imperfeições da tensão (fo (U)) mais à esquerda e

aumentar a suportabilidade significa levar a outra curva (histograma de

suportabilidade Pt (U)) mais à direita. Este trabalho conclui que é possível que o

órgão regulador se empenhe pela consecução dos dois movimentos, reduzindo o

risco de dano.

A Aneel, utilizando-se dos poderes que lhe foram delegados,

poderia coordenar estudos visando propor ao Poder Legislativo um projeto de Lei

sobre certificação de aparelhos relativa à Compatibilidade Eletromagnética (CE),

visando o controle da qualidade dos aparelhos postos no mercado nacional. Esses

estudos poderiam se assemelhar aos realizados pela comunidade européia.

Pelo exposto, dá-se como demonstrada a tese de que o dilema de

PID se rompe pela ação legal do regulador, no exercício da mediação, em busca de

um equilíbrio fortalecido tecnicamente pela redução da exposição aos riscos de

danos, o que é do interesse dos agentes setoriais, da sociedade brasileira, e do próprio

Estado.

O Estado haverá de registrar um fortalecimento da cidadania,

baseado na busca equilibrada de responsabilidades compartilhadas com a sociedade,

redução de despesas inúteis pelo uso da inovação tecnológica, melhor desempenho

de um serviço público concedido e fortalecimento de seu papel maior de

salvaguardar o interesse nacional.

Propõe-se o debate. Amplo, em diferentes instâncias, como se

aprendeu a fazer no Brasil. Propõe-se que o assunto deve ser posto à discussão em

audiência pública, donde poder-se-ia, de forma transparente, colher as melhores e

157

legítimas contribuições para o aprimoramento das ações regulatórias. À Aneel

compete induzir e coordenar essas atividades.

“A virtualidade da noção do público, em suma, está em que ela

expressa a preocupação dos indivíduos com os assuntos que lhes são comuns e em

sua capacidade para influir nos mesmos” (MENEZELLO, 2002 apud GRAU, 1998).

A alternativa proposta atende ao propósito de diminuir a ocorrência

de conflitos que são gerados, basicamente por sobretensões transitórias não

registradas e, por isso, rejeitadas pela concessionária. Os casos de danos provocados

por sobretensões de regime permanente são registrados quase sempre, já tem solução

adequada e estão fora desta proposta.

158

11 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Este é um trabalho de regulação do serviço público de energia

elétrica. Assunto novo, os primeiros livros acabam de ser publicados. A maior parte

das escolas de engenharia elétrica do Brasil ainda está pensando se é um tema para

graduação, ou se é um tema para pós-graduação. Ou ainda: não seria um tema para

advogados , economistas etc.?

Foi dado um tratamento ao tema do ressarcimento por danos

elétricos sob diferentes enfoques, além das fronteiras da engenharia elétrica.

O trabalho apresentado buscou avaliar o relacionamento entre

consumidores e concessionárias, ampliando as discussões em torno do tema,

considerando o momento brasileiro com os cidadãos cheios de responsabilidades

com os problemas da energia elétrica e, cheios de vontade de ver seu direito

respeitado, como uma contrapartida do setor. As concessionárias caminhando para

capturar o regulador no trato desse tema, caminhando para não pagar aquilo

reclamado. E o próprio regulador sofrendo uma crise existencial!

Pronunciando sobre um dos maiores perigos que podem

comprometer as agências, JUSTEM FILHO (2002) descreve: “captura se configura

quando a agência perde sua condição de autoridade comprometida com a realização

do interesse coletivo e passa a produzir atos destinados a legitimar a realização dos

interesses egoístas de um, alguns ou todos os segmentos empresariais regulados. A

captura da agência se configura, então, como mais uma faceta do fenômeno de

distorção de finalidade dos setores burocráticos estatais”.

Por oportuno, nesse momento decisivo em que vivem as agências

reguladoras, a Associação Brasileira das Agências de Regulação (ABAR), em texto

da lavra do professor Floriano de Azevedo Marques Neto (ABAR, 2003),

objetivando catalisar os imprescindíveis debates públicos sobre o papel das agências

reguladoras, apresentou 10 (dez) sugestões para o aperfeiçoamento do Modelo de

159

Agências, dentre as quais, algumas concernentes à proposta do trabalho: (i) maior

articulação entre os órgãos reguladores setoriais e os órgãos de tutela dos interesses

gerais (difusos) da sociedade; (ii) o incremento da transparência e participação

popular; além da principal: necessidade de uma lei geral sobre o regime jurídico das

agências.

Conclui-se que os objetivos foram atingidos, uma vez que mostrou

que a origem do problema é técnica, ou seja, atribuída às sobretensões transitórias

que ocorrem na rede de baixa tensão. Estas, não registradas pelas concessionárias,

são as maiores responsáveis por danos cujos PID tem sido indeferidos e,

conseqüentemente, pelos intensos conflitos entre consumidores e concessionárias. O

trabalho identificou que a implementação de dispositivos de proteção às sobretensões

transitórias nas instalações das unidades consumidoras, principalmente na entrada do

serviço de energia elétrica, é uma alternativa viável para equacionamento do

problema.

Especificamente sobre os conflitos, foi possível identificar as

principais causas e entender que os danos em aparelhos causados por sobretensões

transitórias são naturalmente polêmicos por envolver dificuldades para o

estabelecimento do nexo de causalidade, necessário ao estabelecimento à

concessionária da responsabilidade de indenizar.

A análise dos surtos inerentes à operação dos atuais sistemas de

distribuição de energia elétrica e à exposição dos aparelhos eletroeletrônicos

sensíveis, possibilitou identificar que a instalação de supressores de surtos (DPS) nas

instalações das unidades consumidoras deve ser recomendada como uma forma de

compatibilizar a severidade dos distúrbios transitórios na rede elétrica com a

suportabilidade dos aparelhos eletroeletrônicos.

Conclui-se, pois, que há uma solução tecnológica.

160

Todavia, quem vai pagar a conta? Há a alternativa de

responsabilizar só a concessionária. Concluiu-se que não é uma boa alternativa

porque, dentre outras conseqüências, a concessionária rejeitaria alegando ter

liberdade, contratualmente expressa, na direção de seus investimentos e no emprego

de tecnologia. Além de que, caso a obrigação seja imposta, necessário para manter o

equilíbrio econômico-financeiro, o consumidor iria pagar a conta, indiretamente, via

aumento tarifário que, certamente, pela realidade sócio-econômica brasileira, se

mostrariam, para muitos consumidores, ser um custo incompatível com seu risco de

ter um aparelho danificado e não obter o devido ressarcimento. Há a alternativa de

responsabilizar o consumidor. Conclui-se, também, que não é uma boa solução

porque, dentre outras conseqüências, a principal é que se estaria, assim, contrariando

o Direito, transferindo a responsabilidade legal da concessionária, pelo risco do

negócio, ao consumidor hipossuficiente.

Dessa forma, o trabalho chegou a uma encruzilhada, com dois

caminhos possíveis, nenhuma das duas alternativas sendo uma solução razoável para

o problema. Ficou configurado um dilema: paga a concessionária e cobre na tarifa,

ou paga diretamente o consumidor!

O dilema foi analisado e foi demonstrado que ele pode ser rompido

pela ação do Estado, através do papel mediador que a lei confere à agência

reguladora.

“A especialidade, a complexidade, a multiplicidade e a velocidade

de surgimento das questões regulatórias determinam a necessidade de que parcela

significativa da regulação estatal seja delegada ao órgão regulador. Até porque nestes

espaços se torna possível (mediante os instrumentos de mediação e interlocução

internos ao lócus regulatório) a produção de regras, instrumentos e decisões com

muito maior possibilidade de operacionalização (eficácia) e de implementação

(efetividade)” (MENEZELLO, 2002 apud SUNDFELD, 1997).

161

“Para maior maturidade desse instituto temos que instituir uma

cultura de mediação nas agências, com base no consenso das partes que, repetimos,

não se compara em hipótese alguma a sua atuação enquanto ente fiscalizador e

aplicador de sanções administrativas. Nesse caso, embora também seja um

procedimento administrativo, trata-se de um dever indelegável de que dispõe a

agência para fazer cumprir a legislação” (MENEZELLO, 2002).

Compete ao trabalho de pesquisa buscar solução e publicá-las. À

solução que este estudo encontrou tomou-se a liberdade acadêmica de chamá-la de

“proposta”. É certo que é uma proposta de aprimoramento da teoria acadêmica, mas

ela é lançada para que se pense se pode ser uma proposta de aprimoramento da

prática regulatória.

Conclui-se, finalmente, que a forma mais adequada de resolver o

problema é propor uma audiência pública. A conscientização sobre o problema deve

ser estendida a toda sociedade brasileira.

A busca de uma solução para preencher os vazios regulatórios

setoriais é um papel aberto para o pesquisador. Cabe às universidades suprir lacunas

para o desenvolvimento harmonioso da nação.

Para novos estudos, recomenda-se:

- Avaliação da situação das instalações elétricas das unidades consumidoras

de baixa tensão, tanto urbanas como rurais, considerando o disposto na

norma ABNT – NBR 5410 e propondo alternativas de reformas com a

obtenção de linhas de crédito especiais de agências de desenvolvimento,

tal como o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social –

BNDES.

162

- Estudos sobre certificação de aparelhos relativa à Compatibilidade

Eletromagnética (CE), visando subsidiar a formulação de um projeto de

lei a ser posto a discussão no âmbito do Poder Legislativo.

- Análise do problema de interrupções de processos industriais causados

por distúrbios na rede da concessionária, que envolvem perdas

econômicas vultuosas e que não se tem regulamentação apropriada e

geram ações judiciais controversas.

- Estudo sobre as responsabilidades pelo controle do conteúdo harmônico,

nos sistema elétricos, para fomentar regulamentação apropriada.

163

ANEXO A – “Cartilha de atuação da Comissão de Serviços Públicos de Energia

relativa a PID – Pedidos de Indenização de Danos de consumidores”

“ De acordo com o Código de Defesa do Consumidor, Art. 14 § 3º - O fornecedor

de serviços só não será responsabilizado quando provar:

I – que tendo prestado serviço o defeito inexiste

II – a culpa exclusiva do consumidor ou de terceiro.

Quando o concessionário, ao responder solicitação de ressarcimento do

consumidor, exigir previamente à sua decisão final, um ou mais orçamentos para

avaliação do reparo solicitado, estará se comprometendo, indiretamente, à

efetivação do ressarcimento solicitado, sendo que os custos decorrentes da

obtenção dos demais orçamentos exigidos, além daquele em que se efetivará a

execução do serviço de reparo, se houver, deverão ser, também, suportados pela

concessionária.

Para a comprovação da qualidade do serviço prestado ao consumidor na

data e horário contidos no pedido ressarcimento, o concessionário deverá

apresentar gráficos e registros que comprovem, de forma inequívoca, a

inexistência de problemas de desempenho do sistema elétrico.

São considerados como requisitos da boa prática da prestação dos serviços,

a correta proteção da rede às interferências externas. A concessionária deverá

obter a comprovação das particularidades da ocorrência em instalações elétricas

de unidades consumidoras circunvizinhas àquela que registra a solicitação.

No caso do dano ter sido originado por um terceiro agente (diferente da

concessionária ou do próprio consumidor), como, por exemplo, um abalroamento

de poste por veículo, embora possa ser responsabilizado o agente ativo e dele

procurar o recebimento dos prejuízos, cabe a concessionária, em primeira

164

instância, indenizar seu consumidor em decorrência do dano ter sido viabilizado

pelos meios físicos da rede da concessionária.

Ficou acordado, na reunião realizada no dia 15/08/2000, na sede da CSPE

que:

O INDEFERIMENTO SE CARACTERIZARÁ, quando:

1. O concessionário não dispuser de registro de ocorrência para o

alimentador e transformador de suprimento à unidade consumidora do

reclamante, sendo a mesma a única solicitação existente para esta data, horário e

local. O registro de ocorrência acima mencionado é caracterizado por qualquer

forma de registro, tanto aqueles decorrentes do contato dos consumidores

(Telefone, e-mail, carta, balcão de agência, etc.) quanto àqueles decorrentes de

falhas de desempenho ou de ocorrências no sistema próprio ou do sistema

interligado com influência no desempenho do sistema supridor daquela unidade

consumidora.

2. Estiver configurado que a potencialidade do evento registrado não

seja suficiente para causar o dano a que se solicita o ressarcimento em função

das características do equipamento danificado. Ficou acordado que a

configuração da potencialidade de eventos, de uma forma geral, deve ser

evidenciada através de estudos específicos e contar com as particularidades

decorrentes da rede, inerentes ao fornecimento da unidade consumidora

solicitante, a ser caracterizado após a conclusão do projeto de P & D

cooperativo, ora em desenvolvimento. Portanto, os estudos de caracterização da

potencialidade de eventos decorrentes de falhas do sistema elétrico, não se

encontra disponível atualmente e deverão ser gradativamente integrados aos

mecanismos de análise de PID’s, sempre que for obtido o consenso entre

concessionárias e órgãos reguladores sobre a sua aplicabilidade.

165

3. As análises de PID`s desenvolvidas pelas concessionárias deverão

incluir identificações do sistema elétrico que supre a unidade consumidora, por

exemplo, o alimentador e a unidade (ou Estação) transformadora para

consumidores em baixa tensão (110)127/ 220 volts” (Fonte CSPE, 2001).

166

12 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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