AGNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELTRICA - ANEEL

AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL RELATÓRIO DE ANÁLISE DAS CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À CONSULTA PÚBLICA Nº 005/2011

NOTA TÉCNICA Nº 0028/2012-SRD/ANEEL, DE 15/03/2012 – ANEXO 1

REVISÃO DA REGULAMENTAÇÃO SOBRE A QUALIDADE DO PRODUTO NO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

1. Contribuições às perguntas

Q.1 As definições e termos empregados no PRODIST referentes a Harmônicos requerem modificações, adequações ou complementações?

Agente Contribuição

Grupo CPFL Energia

No item 2.1.1.5 – “Valores de Referência” é necessário definir o conceito de “Valores de Referência Globais” e “Individuais”, para diferenciar quais são os valores referenciais que se aplicam à barra de uma distribuidora dos valores referenciais aplicados a um PAC específico de um determinado acessante. Além disso, nas Tabelas 1 e 2 deste item é necessário padronizar a quantidade de algarismos significativos, sendo sugerido apresentar todos os limites com uma casa decimal. Ressalta-se que as terminologias devem acompanhar as definições da NBR IEC, que estão em processo de adequação. Sugestão de complementação: “As distorções harmônicas são fenômenos associados com deformações nas formas de onda das tensões e correntes em relação à onda senoidal da freqüência fundamental.” Define-se distorção harmônica como um tipo de distorção na forma de onda de tensão ou corrente caracterizada por um desvio, em regime permanente, da forma de onda puramente senoidal, na frequência fundamental que é ocasionada pela presença de tensões ou correntes senoidais de frequência múltiplas inteiras da frequência nominal na qual opera o sistema. Termos: Com o objetivo de caracterizar os termos associados à distorção harmônica:

Agente Contribuição DTT% - adequar com a NBR IEC 61000-4-30 DITh% - adequar com a NBR IEC 61000-4-30

CEAMAZON Sim. A proposta de inclusão de definições como consta no documento anexo à Nota Técnica no. 0029/2011- SRD/ANEEL é adequada. Sugere-se, no entanto, para a padronização da notação, que na definição de tensão harmônica, utilize-se a notação h ao invés de n para a caracterização da ordem harmônica genérica.

Rede Energia A proposta de revisão de algumas terminologias proposta na NT 0029/2011 está adequada.

ENERGISA Para efeito de padronização da terminologia da Qualidade da Energia Elétrica seria oportuna a menção a indicadores relacionados com a corrente elétrica, mas sem que sejam considerados valores de referência ou apuração do desempenho.

LIGHT Sim, a princípio, concordamos com as modificações propostas.

ELEKTRO Sim, há necessidade de se compatibilizar os termos com os já utilizados pelo ONS. Manter coerência com documento do ONS Procedimentos de Rede, módulo 2, Submódulo 2.8.

UFU

Corrente harmônica: valor da corrente eficaz de ordem harmônica n. Justificativa: Para efeito de padronização da terminologia nacional referente aos fenômenos da Qualidade da Energia Elétrica, seria muito interessante a inclusão das terminologias e indicadores relacionados com a corrente elétrica, mesmo que não venham a existir procedimentos, critérios ou limites específicos para essa grandeza em particular. Ordem harmônica: Número inteiro que expressa a relação entre a frequência harmônica e a frequência fundamental. Justificativa: Conceituação mais simples e objetiva. Utilizar sempre o termo “ ... agregação de 10 minutos ...” Justificativa: Terminologia mais adequada. Não existe integralização para composição dos registros digitais dos parâmetros de QEE. Todos os registros são discretos.

CELESC-D Utilizar a terminologia padronizada pela IEC ou IEEE. Exemplo: THDv. Facilita o entendimento e é mais adequado. No Módulo 8 do PRODIST em sua Seção 8.1 já utiliza para os distúrbios "desequilíbrio de tensão" e " "flutuação de tensão", as termologias e valores de referência padronizados pela IEC.

KRON medidores A proposta de inclusão das definições dos termos é adequada. Um ponto relevante é que o Prodist módulo 8 cita que os instrumentos de medição atendam aos protocolos e normas vigentes e que devem medir, no mínimo, até a 25ª ordem harmônica, para esta definição, instrumentos Classe S atendem integralmente os requisitos de medição, não sendo necessário instrumentos Classe A para realização das medições.

EDP Sugere-se que seja complementada, de forma a aproximar-se da norma ABNT NBR IEC 61000-4-30.

AES BRASIL A AES Brasil entende que as definições apresentadas na presente Consulta Pública estão adequadas, não necessitando de alterações.

Q.2 Os indicadores de desempenho diários propostos são adequados? Outros percentis devem ser usados?


Grupo CPFL Energia

Os procedimentos de Rede, definem como indicador diário, o percentil 95 dos valores integralizados em 10 minutos. O indicador semanal é o maior entre esses valores diários. Os indicadores são apurados dessa forma tanto para as distorções harmônicas individuais quanto para as distorções harmônicas totais. Desse modo, propõe-se a adoção de indicadores fundamentados nos Procedimentos de Rede, os quais estão em consonância com a norma NBR IEC 61000-4-30, para a comparação com os valores de referência. Seriam dois indicadores, sendo um de apuração diária e outro de apuração semanal. O texto proposto pra inclusão no PRODIST é o seguinte: Módulo 8- PRODIST (...) 4.3.4 Os valores dos indicadores de distorção harmônica (DITh% e DTT%) a serem comparador com os valores limites são assim obtidos: (a) determina-se o valor que foi superado em apenas 5% dos registros obtidos no período de 1 dia (24 horas), considerando os valores dos indicadores integralizados em intervalos de 10 (dez) minutos, ao longo de 7 (sete) dias consecutivos; e (b) o valor do indicador corresponde ao maior entre os sete valores obtidos anteriormente, em base diária (...) (Pág. 32 – Anexo da NT) Os indicadores de desempenho apresentados atualmente servem como referência adotando-se o percentil P95, devendo-se padronizar a base diária com início a 00:00:00 e fim às 23:59:59 horas. Todavia, só será possível certificar sua aplicação no sistema nacional após as campanhas de medição. Os percentis utilizados também precisam ser aplicados em grandes volumes de dados para certificar sua representatividade nos resultados, o que será possível somente com o término da campanha de medição. Atualmente os valores devem ser utilizados como uma referência, uma vez que, não dispomos das condições atuais do

Agente Contribuição sistema elétrico brasileiro. A partir da campanha de medição e da análise dos dados obtidos, poderemos estabelecer valores de referência que condizem a nossa realidade. Contudo, limites para essas grandezas deverão ser verificados de acordo com a capacidade e tolerância dos equipamentos existentes instalados no sistema elétrico. Ressalva-se a adequação dos limites para os dados da rede da distribuidora e entre os respectivos indicadores para o consumidor. Observa-se que na prática Norte Americana é utilizado um DTT de 6%, na CPFL Paulista, por exemplo, é utilizado um DTT de 5% para clientes com conexão em redes de distribuição de (11,4 a 34,5 kV). Como aspecto relevante em relação ao DTT de 8%, levanta-se a indagação de qual a influência desse valor de DTT nos equipamentos da rede primária bem como nos equipamentos dos clientes.

CEAMAZON Para avaliar a qualidade da energia elétrica fornecida pelas concessionárias de energia, os harmônicos são caracterizados como eventos de regime permanente. Dessa forma o procedimento de apuração integralizando em intervalos de 10 minutos e utilizando o percentil 95 é adequado para filtrar comportamentos atípicos nos valores das tensões harmônicas, por exemplo, devido a ocorrência de transitórios durante o intervalo de medição.

Rede Energia Esse questionamento deverá ser estudado em eventuais campanhas de medição, inclusive ser objeto de pesquisas estratégicas.

ENERGISA Entendemos que os indicadores de desempenho diários, mesmo sem perder a capacidade de efetuar uma aferição dos resultados e uma análise frente os padrões estabelecidos, devem ser flexibilizados de forma a comportar eventuais distúrbios no sistema de distribuição que não possam ser creditados a ausência de investimentos ou problemas operacionais por parte das distribuidoras. A utilização de outros percentis é, portanto, indicada.

LIGHT Sim, são adequados.

ELEKTRO A metodologia adotada está adequada para a geração do indicador, e contempla avaliação ao longo de uma semana. Na nossa interpretação o indicador, para avaliação harmônica deve contemplar verificação ao longo de uma semana, conforme critério já estabelecido nos Procedimentos de Rede, módulo 2, Submódulo 2.8.

UFU

No caso brasileiro, especificamente, o uso dos indicadores de desempenho para harmônicas baseado na estatística percentil diário 95% se mostra inadequado. Para a questão das harmônicas deveria ser utilizada outra estatística, a exemplo do percentil diário 90%. Quando da transmissão de grandes eventos televisivos, como os jogos da seleção brasileira durante as copas do mundo, assim como os capítulos finais de novelas, os valores de distorções harmônicas nas redes de distribuição superam em aproximadamente duas vezes os valores normalmente registrados. Considerando-se o tempo médio dos eventos televisivos em 2 horas, tem-se que os registros de 10 minutos associados representariam 8,33% dos registros envolvidos, podendo,

Agente Contribuição eventualmente, ocorrer violação de algum limite futuro a ser estabelecido, sem que o mesmo esteja obrigatoriamente relacionado a um problema que deva ser resolvido. Referências: [1] P. F. Ribeiro, Fellow IEEE, J. J. A. L. Leitão, Member IEEE, M. M. S. Lira, Member IEEE, J. R. Macedo Jr, Senior Member IEEE, A. L. Z. Grandi, A. Testa, Fellow IEEE, R. Langella, Member IEEE, J. F. G. Cobben, N. R. Browne, Member IEEE. "Harmonic Distortion During the 2010 FIFA World Cup". IEEE Power & Energy Society General Meeting, Detroit, Michigan, USA, July 24th-28th, 2011. [2] MACEDO Jr, J. R., Grandi, A. L. Z, Siqueira, M. J. V, Carneiro, J. R. V., “Impacto da transmissão da Copa do Mundo 2010 para a qualidade da energia elétrica nos sistemas de distribuição”. IX Conferência Brasileira sobre Qualidade da Energia Elétrica. CBQEE 2011. Agosto de 2011. Cuiabá – Brasil. Pág. 919-923. ISSN 2236-8531. [3] MACEDO Jr, J. R., Martins, A. G., A. L. Z, Siqueira, M. J. V, Carneiro, J. R. V., “The impact of FIFA World Cup 2006 on power quality in the electric distribution systems”, 9th International Conference Electrical Power Quality and Utilisation, Barcelona - Espanha, Outubro de 2007.

COPEL-D Dependente da campanha de medição.

KRON medidores Para padronização dos indicadores diários, poderiam ser utilizados os termos DITD95% (indicador do percentil diário da Distorção harmônica individual de tensão) e DTTD95% (indicador do percentil diário da Distorção harmônica total de tensão).

EDP

Entende-se que é necessário que o PRODIST possua o tratamento estatístico das distorções harmônicas, na forma como verificado tanto nas normas internacionais como também nos Procedimentos de Rede. Contudo, a utilização do percentil 95% diário não se mostra plenamente adequado à tratativa do impacto de grandes eventos televisivos neste parâmetro de qualidade de energia [2]. Tais eventos podem durar cerca de duas horas ou mais, os quais não seriam excluídos integralmente da análise diária do percentil 95%. Além disso, sugere-se, como nos moldes dos Procedimentos de Rede, a criação de limites inferiores e superiores que possam classificar a situação medida entre adequado, em observação e inadequado. Outro ponto que merece destaque e pode ser considerado diz respeito à questão temporal associada à perturbação, que não é considerada, ou seja, quanto tempo se viola um determinado limite de distorção durante o período de monitoramento [1]. Os indicadores propostos, mesmo com a utilização do percentil, apenas observam um máximo ocorrido e não dão importância à freqüência ou duração da ocorrência. Referências: [1] Grandi, André L. Z; Carneiro, Jules R. V. - Carneiro-Caracterização das distorções harmônicas de tensão em circuitos secundários de distribuição, VIII CBQEE, 2009. [2] Grandi, André L. Z; Siqueira, Maria J. V.; Carneiro, Jules R. V.; Macedo Jr, José Rubens; Ribeiro, Paulo F. - Impacto da

Agente Contribuição transmissão da Copa do Mundo 2010 para a qualidade da energia elétrica nos sistemas de distribuição, IX CBQEE, 2011.

AES BRASIL Para que a questão apresentada seja adequadamente respondida, julgamos ser necessários maiores esclarecimentos/subsídios que poderão ser obtidos após a análise dos resultados da campanha de medição (com duração mínima de três anos), prevista na Seção 8.3 do Módulo 8 do PRODIST. Consideramos como bom ponto de partida, a adoção das definições do Procedimento de Rede.

Q.3 Os indicadores semanais propostos são adequados (maior valor dentre os percentis diários)?


Grupo CPFL Energia Sim, os indicadores semanais são adequados, como sendo o maior valor dentre os percentis diários. Ressalta-se que somente a partir dos resultados de uma campanha de medição que reflita as condições do sistema elétrico brasileiro será possível avaliar qual a melhor forma de apurar o valor de referência semanal (maior valor, média, dentre outras medidas).

CEAMAZON A integralização em intervalos de 10 minutos, e o uso do percentil 95 garante uma boa filtragem de variações rápidas nos valores R.M.S. das tensões harmônicas. Dessa forma para o indicador semanal pode ser adotado o maior valor entre os 7 valores diários apurados. Uma alternativa mais conservadora seria adotar um valor médio a partir dos indicadores diários. Esse procedimento atuaria como sendo mais um filtro para atenuar possíveis ocorrências atípicas nos valores de tensão.

Rede Energia Idem questionamento 2.

ENERGISA Entendemos que os indicadores de desempenho semanais, mesmo sem perder a capacidade de efetuar uma aferição dos resultados e uma análise frente os padrões estabelecidos, devem ser flexibilizados de forma a comportar eventuais distúrbios no sistema de distribuição que não possam ser creditados a ausência de investimentos ou problemas operacionais por parte das distribuidoras. A utilização de outros percentis é, portanto, indicada.

LIGHT Sim.

ELEKTRO Sim, entendemos que este critério atende a necessidade. Justificativa: Manter coerência com documento do ONS Procedimentos de Rede.

UFU Para compatibilização com o item anterior, sugere-se a utilização de outros percentis, a exemplo do percentil semanal 90%. Justificativa: Idem anterior

CELESC-D Para medições de Harmônicas, diárias de 24 horas, considerar o período de funcionamento da carga em regime de trabalho subtraindo-se os valores obtidos fora de funcionamento da carga em regime de trabalho e, dos fenômenos transitórios de curta

Agente Contribuição duração ocorridos durante o tempo em medição. Medições fora de regime de trabalho e durante uma VTCD podem mostrar valores elevados de harmônicas, porém sem representatividade.

KRON medidores Para padronização dos indicadores semanais, poderiam ser utilizados os termos DITS95% (indicador do percentil semanal da Distorção harmônica individual de tensão) e DTTS95% (indicador do percentil semanal da Distorção harmônica total de tensão)

EDP Entende-se que não está plenamente adequado. O indicador a ser adotado deve contemplar o percentil sobre todo o período semanal de monitoramento e não o máximo entre os percentis diários, de forma a se trabalhar melhor com o expurgo de eventos, ou seja, indicador semanal único.

AES BRASIL Para que a questão apresentada seja adequadamente respondida, julgamos ser necessários maiores esclarecimentos/subsídios que poderão ser obtidos com a análise dos resultados da campanha de medição (com duração mínima de três anos), prevista na Seção 8.3 do Módulo 8 do PRODIST. Consideramos como bom ponto de partida, a adoção das definições do Procedimento de Rede.

Q.4 Há necessidade de criação de indicadores de harmônicos das correntes elétricas?


Grupo CPFL Energia

Sim, há a necessidade de criação de indicadores de harmônicas das correntes, uma vez que os mesmos ainda não são definidos. Os harmônicos de corrente têm importância fundamental nas redes de distribuição onde, resumidamente, os gastos financeiros são compartilhados por todos que a utilizam. Dessa forma, há também a necessidade de se tomar medidas corretivas diretamente no agente causador das harmônicas. Cita-se: Fator K, Derating do transformador. Ressalta-se também que a correta identificação da origem de perturbações no sistema só é possível por meio de uma avaliação conjunta da tensão e corrente no ponto avaliado.Quanto maior a quantidade de informações disponíveis, melhor será a capacidade de análise e diagnóstico das consequências destas perturbações. Todavia, deve-se atentar que as metodologias para determinação do fluxo harmônico visando caracterizar a responsabilidade dos agentes envolvidos ainda são muito frágeis e incertas, conforme demonstra o trabalho de Santos, I.; Oliveira, J. C. e Silva, S. P. - Avaliação do método do fluxo de potência harmônica para a identificação da fonte de distorção dominante. IX CBQEE – Conferência Brasileira sobre Qualidade da Energia Elétrica, 31/07 a 03/08 de 2011, Cuiabá-MT. Como ressalva, salienta-se que os indicadores sejam utilizados como valores de referência para os indicadores individuais, ou seja, para avaliar um determinado PAC, não sendo

Agente Contribuição utilizados para referências globais para barramentos de uma distribuidora como um todo. Além de serem úteis como uma das ferramentas para avaliar a origem das perturbações, os indicadores de harmônicos de corrente serão importantes para a padronização dos limites máximos de emissão dos equipamentos não lineares fabricados para utilização nas instalações dos acessantes. As componentes harmônicas de corrente são importantes para o acessante projetar adequadamente o transformador, condutores e demais componentes das suas instalações para suportar a presença destas componentes.

CEAMAZON

Sim. Ocorre com muita freqüência, em campanhas de medição, que muitas instalações elétricas não apresentam violações de distorções harmônicas com relação à tensão, mas apresentam violações com relação às distorções harmônicas de corrente. Nesses casos é fundamental ter-se também os indicadores de desempenho para a corrente, pois certamente níveis de distorções elevados de corrente irão contribuir para redução de vida útil de equipamentos, aumento de perdas, a queima de componentes, entre outros efeitos indesejados.

Rede Energia Há a necessidade de alinhamento na regulação de responsabilidade não só dos distribuidores, como também dos consumidores e das fontes de distorções conectadas ao sistema.

ENERGISA Sim, mas apenas para uniformização da terminologia envolvida, mas não devem ser fixados parâmetros de referência a serem observados pela distribuidora, pois a avaliação do desempenho da concessionária fica afetada pelas interações com as cargas instaladas e injeções no sistema de distribuição.

LIGHT Os harmônicos de corrente são responsáveis pelos harmônicos de tensão, de maneira que, em uma segunda etapa, seria possível a criação de tais indicadores principalmente no sentido de verificar e acompanhar clientes responsáveis por contribuir com os harmônicos de corrente. Nesta primeira etapa, avaliarmos os indicadores de DHT já seria um grande passo.

ELEKTRO Não, neste momento. Talvez após uma maturação no assunto, isto se faça necessário

UFU

Sim, a criação de indicadores de harmônicas para as correntes elétricas seria uma boa novidade para o módulo 8. A criação de indicadores específicos para correntes harmônicas, a exemplo dos existentes para a tensão, uniformizaria em definitivo a terminologia nacional sobre o tema. Contudo, em função das grandes dificuldades técnicas para definição de responsabilidades associadas ao fluxo de correntes harmônicas nas redes elétricas, não deveriam ser apresentados nem mesmo valores de referência para esses novos indicadores. Talvez em um futuro próximo isso seja finalmente possível.

CELESC-D Não. Harmônicas de corrente são geradas por fontes harmônicas, normalmente na carga à jusante do barramento de entrega de energia da concessionária. Na presença de harmônicas expressivas de corrente circulando pela rede de distribuição, estas serão observadas através de medição de harmônicas totais de tensão.

COPEL-D Sim, conforme justificativas apresentadas no item 2.1.1.

KRON medidores Sim. Seria necessário para os casos onde a medição é feita com a finalidade de analisar a carga instalada na rede, por exemplo, na ocorrência de reclamações de clientes onde o próprio é o causador dos distúrbios.


EDP

Sugere-se que sejam complementados indicadores de harmônicos de corrente. Pode-se ter uma referência o IEEE 519-1992 standard[3], que a partir da monitoração do PAC(Ponto de Acoplamento Comum) pode-se monitorar a injeção para o sistema. O PRODIST deve prever os indicadores de harmônicos de corrente de forma a se trabalhar responsabilidades, com índices individuais e globais, levando ainda em consideração não apenas o percentual em si, mas o valor absoluto da corrente harmônica. Contudo, deve-se ter em mente que, as medições das correntes, ainda que produzam significativo ganho nas análises, imputam maior custo dos equipamentos de medição envolvidos, de forma que a necessidade de medição não deve ser encarada como uma obrigatoriedade, mas como um adendo de forma a esclarecer dúvidas. Referência: [3] IEEE, “IEEE Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems”, IEEE Standard 519-1992, 1993.

AES BRASIL A AES Brasil entende ser importante a criação de indicadores de harmônicas das correntes elétricas, pois a Qualidade da Energia em um sistema elétrico depende, inclusive, de tal fator. Entretanto, sendo as perturbações harmônicas das correntes um fenômeno originado pela carga (unidade consumidora), entendemos que a adequação a níveis aceitáveis deve ser realizada nas instalações do consumidor, sob sua responsabilidade e expensas.

Q.5 As definições e termos empregados no PRODIST referentes à Desequilíbrio de Tensão requerem modificações, adequações ou complementações?

Agente Contribuição Grupo CPFL Energia Entende-se previamente que não.

CEAMAZON Com relação à definição de Desequilíbrio de tensão o PRODIST apresenta uma definição a qual dificulta o entendimento imediato. No entanto, a sugestão de definição apresentada no Documento Anexo à Nota Técnica no. 0029/2011-SRD/ANEEL é de mais fácil entendimento.

Rede Energia A proposta de revisão de algumas terminologias proposta na NT 0029/2011 está adequada. ENERGISA Entendemos que o envio de contribuições originadas de instituições de ensino permitirá a ANEEL reavaliar essa questão. LIGHT Sim.

ELEKTRO Sim. As definições e os termos devem possuir coerência com os adotados no procedimento de redes. Manter coerência com documento do ONS Procedimentos de Rede, módulo 2, Submódulo 2.8.

UFU Sim. As terminologias atuais, apresentadas no módulo 1, são de certa forma redundantes. As sugestões seriam as seguintes:

Agente Contribuição Cancelar o termo “Suprimento Desequilibrado” e considerar apenas o termo “Desequilíbrio de Tensão” para designação do fenômeno associado. Para esse último, deveria ainda ser mantida a conceituação sugerida pela ANEEL, ou seja: “condição do sistema trifásico em que os valores eficazes das tensões de linha, e/ou os ângulos de fase entre as tensões de linha consecutivas não são todos iguais”. Adicionalmente, seria muito útil a criação da nova terminologia “Desequilíbrio de Carga”, uma vez que este, por sua vez, representa um das principais causas do Desequilíbrio de Tensão nas redes elétricas de distribuição. As definições propostas para o Desequilíbrio de Tensão são mais corretas. Adicionalmente, a criação da definição para Desequilíbrio de Carga preencheria uma lacuna importante na Regulamentação vigente sobre qualidade da energia elétrica.

KRON medidores A proposta de definição citada neste documento é adequada para o Prodist.

EDP Entende-se que as alterações propostas no documento anexo à Nota Técnica nº 0029/2011-SRD/ANEEL encontram-se adequadas.

AES BRASIL A AES Brasil entende que as definições e termos empregados no PRODIST referentes ao Desequilíbrio de Tensão devem ser adequados àqueles constantes na norma NBR IEC 61000-4-30.

CEMIG Estão adequados, não é necessário modificar. Q.6 Há a necessidade de manter no PRODIST a fórmula de cálculo do desequilíbrio de tensão dada pela equação (4)?


Grupo CPFL Energia

5.3.3 Alternativamente, pode-se utilizar a expressão abaixo, que conduz a resultados em consonância com a formulação anterior:

Sendo:

(Pág. 22 – PRODIST Módulo 8)

Agente Contribuição Sim, entende-se que deve ser mantida a fórmula em questão. Com a utilização deste procedimento pode-se ter uma abrangência maior quanto à utilização de medidores para a análise de tal fenômeno. As medições poderão ser realizadas com medidores já existentes e de posse das concessionárias ou poderão ser adquiridos medidores mais baratos, que apesar de apresentarem menor quantidade de recursos atendem as expectativas para este tipo de análise. As formas para o cálculo do desequilíbrio, disponíveis no Módulo 8 não apresentam discrepâncias significativas entre os resultados. Pelo ponto de vista técnico e econômico, a equação 4, apresenta maior simplicidade, conforme referência (J. R. Macedo Jr., I. N. Gondim, J. A. F. Barbosa Jr., C. E. Tavares - Aspectos Práticos dos Testes de Desempenho em Medidores de Parâmetros de QEE. - IX CBQEE – Conferência Brasileira sobre Qualidade da Energia Elétrica, 31/07 a 03/08 de 2011, Cuiabá-MT).

CEAMAZON

No cálculo do desequilíbrio de tensão expresso pela equação (4) estão envolvidos somente os módulos das tensões de linha. Para a utilização da expressão (3), a representação é fasorial, envolvendo também os ângulos de fase das tensões de seqüência negativa e seqüência positiva, fato este que torna as medidas mais precisas, principalmente em condições que tensões harmônicas estão presentes. A questão é que os instrumentos de mercado com capacidade de medição fasorial ainda são poucos e relativamente dispendiosos. Uma possibilidade de solução de compromisso para conciliar este ponto talvez fosse também manter o cálculo do desequilíbrio pela equação (4) com um prazo bem definido de aplicação, para que os fabricantes de instrumentos de medição e as próprias empresas concessionárias se adequassem às novas exigências.

Rede Energia A equação pode ser suprimida. ENERGISA Entendemos que o envio de contribuições originadas de instituições de ensino permitirá a ANEEL reavaliar essa questão. LIGHT Não temos a contribuir neste tópico. ELEKTRO Não há necessidade.

UFU

Sim, pois a formulação para Desequilíbrio de Tensão estabelecida na equação (4) é muito útil para a medição dessa grandeza a partir de medidores convencionais utilizados para monitoração da tensão em regime permanente, amplamente disponíveis nas distribuidoras de energia elétrica. Além da aplicação prática relacionada à equação (4), não são verificadas divergências significativas entre as formulações indicadas nas equações (3) e (4) para as defasagens angulares típicas verificadas nos sistemas de distribuição, conforme referência abaixo: [1] J. R. Macedo Jr., I. N. Gondim, J. A. F. Barbosa Jr., C. E. Tavares. “Aspectos Práticos dos Testes de Desempenho em Medidores de Parâmetros de QEE”. IX Conferência Brasileira sobre Qualidade da Energia Elétrica. CBQEE 2011. Agosto de 2011. Cuiabá – Brasil. Pág. 843-848. ISSN 2236-8531.

COPEL-D Não, desde que os equipamentos de medição atendam os requisitos de cômputo dos indicadores. Se os equipamentos não

Agente Contribuição atenderem os requisitos haverá dificuldade na repetibilidade de medições por diferentes agentes.

KRON medidores

Sim, para os casos de instrumentos que tenham menor recurso de computação, sendo assim possível realizar a medição do Desequilíbrio de Tensão em instrumentos de baixo custo, porém estes instrumentos devem atender à Nota 1 do item 5.7.1 “Método de medição”, “NOTA 1 O efeito das harmônicas é minimizado pelo uso de um filtro ou pelo uso de um algoritmo da Transformada Discreta de Fourier (DFT).” Ou seja, utilizam apenas a fundamental no cálculo do Desequilíbrio, como citação abaixo retirada da IEC NBR 61000-4-30. “Para sistemas trifásicos considerando apenas tensões fase-fase, e somente a tensão fundamental, isto pode ser escrito (com

= tensão fundamental da fase i para fase j):” fundijU _

100631631

2 ∗−+

−−=

ββ

u com ( )22

31223

212

431

423

412

fundfundfund

fundfundfund

UUU

UUU

++

++=β

EDP

Entendemos que pode-se utilizar apenas a mesma metodologia de cálculo adotada pelos Procedimentos de Rede[4] que o fator de desequilíbrio é dado pela componente de seqüência negativa dividida pela componente de seqüência positiva. Para situações específicas, em que basicamente quer-se conhecer uma amplitude do parâmetro desequilíbrio de tensão, utilizando equipamentos de medição apenas de tensão em regime permanente, entende-se que a formulação apresentada no PRODIST pode ser mantida. Neste caso, as medições deverão ser realizadas entre fases. Quando da utilização de equipamentos de medição capazes de obter as tensões de sequência positiva e negativa, então a instalação da medição poderá ser realizada entre fases e neutro. Referência: [4] Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS. Submódulo 2.8 – Gerenciamento dos indicadores de desempenho da rede básica e de seus componentes, Disponível em < http://www.ons.org.br/download/procedimentos/modulos/Modulo_2/Submodulo%202.8_Rev_1.0.pdf>

AES BRASIL A AES Brasil sugere que seja retirada a fórmula de cálculo dada pela equação (4), mencionando apenas a norma NBR IEC 61000-4-30 no PRODIST, exceto em situações onde o procedimento de cálculo é específico e não definido pela referida norma.

CEMIG Sugerimos manter a equação de forma a assegurar a clareza da definição desse parâmetro. O cálculo do fator de desequilíbrio conforme essa equação é de mais fácil implementação prática nos instrumentos de medição.

Q.7 Há a necessidade de medição do fator de desequilíbrio de sequência zero dado pela equação (6)?


Grupo CPFL Energia

Para este conceito apresentado, não vemos parâmetros suficientes para justificar a necessidade ou não de medição do fator de desequilíbrio de sequência zero. Também não temos dados estatísticos ou estudos aprofundados sobre problemas ou fenômenos relacionados a este desequilíbrio para concretizar sua medição e cálculos. A medição dessa grandeza deve ser mais bem estudada.

CEAMAZON

A componente de seqüência negativa é muito importante para a descrição do desequilíbrio, pois ela é transformada pelo transformador independente do tipo de ligação, da mesma forma que ocorre com a seqüência positiva. Logo ela pode estar presente em todas as partes do sistema elétrico. Por outro lado a corrente de seqüência zero só circula quando encontra um caminho fechado, o que é típico de ligações em delta, estrela aterrado, e sistemas trifásicos a quatro fios; e desta forma está normalmente presente somente nas redes de baixa tensão, já que o transformador ligado em delta não permite que ela passe para as tensões mais elevadas, exceto quando ocorrem harmônicos assimétricos, os quais são decompostos em componentes de seqüência positiva, seqüência negativa, e seqüência zero. No caso dos Procedimentos de Rede do ONS é utilizada somente a equação (3), i.é, a relação entre a componente de seqüência negativa pela componente de seqüência positiva, o que está consistente com a aplicação em sistemas de AT e EAT. Se a apuração do desequilíbrio de tensão no PRODIST for limitada aos SDAT e SDMT, então não seria necessária a apuração do fator de desequilíbrio de seqüência zero. Caso seja incluída a apuração de fator de desequilíbrio para a BT então é recomendado também utilizar, além da equação (3), a equação (6).

Rede Energia Entendemos que não. ENERGISA Entendemos que o envio de contribuições originadas de instituições de ensino permitirá a ANEEL reavaliar essa questão.

LIGHT Depende do local da Medição. Para o caso em que a Medição de Qualidade é realizada no lado de média tensão nos Circuitos Alimentadores do Sistema de Distribuição, nos quais os Transformadores de Distribuição estão ligados em delta-estrela aterrado (como é o caso da Light em seus transformadores 13,8kV-220V), a seqüência zero não poderá ser verificada.

Agente Contribuição ELEKTRO Não. Considerando que nesta etapa o objetivo é de se efetuar uma avaliação prévia (período de testes), não há necessidade

deste preciosismo.

UFU Não, para os propósitos da Distribuição de Energia Elétrica não seria necessário o uso do fator de desequilíbrio de sequência zero. Apenas para medições com requisitos mais sofisticados, como exigido para os medidores Classe A, haveria necessidade de tal medição.

COPEL-D Não, desde que os equipamentos de medição atendam os requisitos de cômputo dos indicadores. Caso os requisitos indicados sejam atendidos, o fator de desequilíbrio pode ser obtido a partir das demais equações.

KRON medidores Talvez a medição da componente de sequência zero deva ser feita apenas em casos críticos de desequilíbrio em processos contratuais, neste caso deveria ser utilizado um instrumento Classe A, conforme previsto na IEC NBR 61000-4-30.

EDP Entendemos que deverá haver menção a fórmula de cálculo de desequilíbrio de seqüência zero , conforme NBR IEC 61000-4-30, de forma não obrigatória de monitoração. Assim, quando houver a possibilidade de utilizar medidores classe A, este parâmetro será mensurado.

AES BRASIL

A AES Brasil entende que a medição do fator de desequilíbrio de seqüência zero carece de planejamento em vista dos objetivos técnicos a serem alcançados. Por exemplo, para os casos envolvendo análises de reclamações específicas de consumidores, o fator de desequilíbrio de seqüência zero torna-se importante, em um ambiente onde as cargas não lineares tendem a aumentar com o uso de equipamentos eletrônicos, caracterizados pela composição de dispositivos semicondutores, transistores e chaves individuais. Embora a medição do fator de desequilíbrio de seqüência zero implique em avanços e desenvolvimentos nos processos de medição, a NBR IEC 61000-4-30 (Testing and Measurement Techniques) estabelece que esse recurso é facultativo e não mandatório para os equipamentos de classe S. Se a medição supracitada for exigida na campanha de medição das distribuidoras, a necessidade de utilização de instrumentos de medição classe A poderá gerar impactos econômicos significativos inviabilizando a referida campanha.

CEMIG Não. O objetivo do indicador é garantir níveis adequados de desequilíbrio de tensão aos acessantes em regime permanente. Nessas condições o desequilíbrio pode ser corretamente avaliado pelo fator de desequilíbrio de seqüência negativa.

Q.8 Os indicadores de desempenho diários propostos são adequados? Outros percentis devem ser usados?

Agente Contribuição Grupo CPFL Energia

Os indicadores de desequilíbrio seriam divididos em diário e semanal. O texto proposto a ser acrescentado ao PRODIST é o seguinte:

Agente Contribuição (...) 5.3.4 O valor do indicador e desequilíbrio (FD%) a ser comparado com o valor de referencia é assim obtido: (a) determina-se o valor que foi superado em apenas 5% dos registros obtidos no período de 1 dia (24 horas), considerando os indicadores integralizados em intervalos de 10 (dez) minutos, ao longo de 7(sete) dias consecutivos; e (b) o valor do indicador corresponde ao maior entre os sete valores obtidos anteriormente, em base diária. (...)

(Pág. 34 – Anexo da NT)

Sim, entende-se que os indicadores propostos são adequados. No tocante a desequilíbrio de tensão, os limites atuais são satisfatórios. Por meio da campanha de medição poderá ser analisada uma maior quantidade de dados bem como a verificação de aderência dos indicadores atuais. Porém, somente a partir dos resultados de uma campanha de medição que reflita as condições do sistema elétrico brasileiro atual será possível melhor avaliar o percentil que se aplica aos indicadores de desempenho diários. Ressalta-se a necessidade de padronização da base diária com inicio à 00:00:00 e fim às 23:59:59 horas. Tendo em vista que atualmente é uma prática comum no sistema elétrico brasileiro a utilização de bancos de reguladores de tensão em delta aberto, é indicado avaliar o impacto desta configuração neste indicador.

CEAMAZON Os indicadores diários são adequados, e não é necessário utilizar outros percentis.

Rede Energia Esse questionamento deverá ser estudado em eventuais campanhas de medição, inclusive ser objeto de pesquisas estratégicas. Algumas medições em barramentos fortes (138 kV) podem indicar como adequado, mas uma campanha de medição poderá mostrar resultados diferentes.


Medições de desequilíbrio em um barramento 138 kV

ENERGISA Entendemos que os indicadores de desempenho diários, mesmo sem perder a capacidade de efetuar uma aferição dos resultados e uma análise frente os padrões estabelecidos, devem ser flexibilizados de forma a comportar eventuais distúrbios no sistema de distribuição que não possam ser creditados a ausência de investimentos ou problemas operacionais por parte das distribuidoras. A utilização de outros percentis é, portanto, indicada.

LIGHT Sim. São adequados.

ELEKTRO A metodologia adotada está adequada para a geração do indicador, e contempla avaliação ao longo de uma semana. Para avaliação do desequilíbrio de tensão, deve-se contemplar verificação ao longo de uma semana, conforme critério já estabelecido nos Procedimentos de Rede, módulo 2, Submódulo 2.8.

UFU Para o caso específico dos indicadores diários propostos para Desequilíbrios de Tensão, o indicador KD95% é perfeitamente adequado. Para o caso específico dos Desequilíbrios de Tensão, diferentemente das Distorções Harmônicas, não existem eventos específicos nos sistemas de distribuição que inviabilizem a utilização de estatísticas do tipo P95%.

COPEL-D Dependente da campanha de medição

KRON medidores Para padronização dos indicadores diários, poderia ser utilizado o termo FDD95% (indicador do percentil diário do Desequilíbrio de Tensão).

EDP Entendemos estar adequada a utilização do Percentil 95%, pois, está em consonância com a norma NBR IEC 61000-4-30.


Agente Contribuição CEMIG São adequados, não é necessário alterar. Q.9 Os indicadores semanais propostos são adequados (maior valor dentre os percentis diários)?

Agente Contribuição Grupo CPFL Energia Sim, até que sejam obtidos os resultados da campanha de medição e melhores estudos sejam realizados com o objetivo de

aprimoramentos.

CEAMAZON O maior valor entre os 7 valores obtidos em base diária é um indicador adequado para ser comparado com o valor de referência para o desequilíbrio de tensão, pois caracteriza muito bem o comportamento de regime permanente.

Rede Energia Idem questionamento 8.

ENERGISA Entendemos que os indicadores de desempenho diários, mesmo sem perder a capacidade de efetuar uma aferição dos resultados e uma análise frente os padrões estabelecidos, devem ser flexibilizados de forma a comportar eventuais distúrbios no sistema de distribuição que não possam ser creditados a ausência de investimentos ou problemas operacionais por parte das distribuidoras. A utilização de limites para os percentis é, portanto, indicada.

LIGHT Sim. ELEKTRO Sim, entendemos que este critério atende a necessidade. Manter coerência com documento do ONS Procedimentos de Rede.

UFU Para o caso dos indicadores semanais propostos para Desequilíbrios de Tensão, o maior valor dentre os percentis diários (máx. KD95%) é totalmente adequado. Idem justificativa anterior.

COPEL-D Dependente da campanha de medição

KRON medidores Sim. Para padronização dos indicadores semanais, poderia ser utilizado o termo FDS95% (indicador do percentil semanal do Desequilíbrio de Tensão).

EDP Similar ao item 8. Entendemos estar adequada a utilização do Percentil 95%, pois, está em consonância com a norma NBR IEC 61000-4-30.


CEMIG São adequados, não é necessário alterar.

Q.10 As definições e termos empregados no PRODIST referentes à Flutuação de Tensão requerem modificações, adequações ou complementações?

Agente Contribuição Grupo CPFL Energia Não, as definições e termos utilizados estão coerentes.

CEAMAZON

Sugerem-se as seguintes inclusões/modificações: Flutuação de tensão: é definida como uma variação cíclica do valor eficaz da tensão, em amplitude que não excede a 10% do valor nominal. Cintilação Luminosa: é definida como a impressão de incômodo visual induzido por um estímulo luminoso variável resultante da flutuação de tensão nas lâmpadas, principalmente nas lâmpadas incandescentes.

ENERGISA Entendemos que o envio de contribuições originadas de instituições de ensino permitirá a ANEEL reavaliar essa questão. LIGHT Sim, concordamos com as modificações propostas.

ELEKTRO Sim, inclusive o texto no Prodist está muito similar ao do Procedimento de Redes. Talvez os valores do Fator de transferência não sejam os mesmos. Cabe uma análise mais profunda.

UFU

Na verdade, associar o fenômeno da flutuação de tensão apenas à variação do valor eficaz da tensão é um erro. A definição ficaria mais correta da seguinte forma: Flutuação de Tensão: é uma variação aleatória, repetitiva ou esporádica do valor eficaz, ou de pico, da tensão. Com o advento das modernas lâmpadas eletrônicas, observou-se que as mesmas possuem maior sensibilidade luminosa à variação do valor de pico da tensão de suprimento e não somente à variação do valor eficaz da tensão, como verificado no caso das lâmpadas incandescentes. Inclusive, existem situações específicas nas quais uma lâmpada fluorescente compacta pode apresentar o efeito da cintilação luminosa, ao passo que uma lâmpada incandescente conectada ao mesmo barramento elétrico não apresentaria o mesmo efeito. Referências: [1] MACEDO Jr, J. R., Simonetti, D. S. L. “Análise de desempenho do flickermeter IEC na presença de componentes interharmônicas”. IX Conferência Brasileira de Qualidade da Energia Elétrica. CBQEE 2011. Agosto de 2011. Cuiabá – Brasil. Pág. 836-842. ISSN 2236-8531. [2] Redação de EM. “Dois olhares sobre harmônicas, interharmônicas e sua medição e análise”. Revista Eletricidade Moderna, Outubro, 2008. [3] JAEGER, E.; KOSTER, M.; VANCOETSEM, W. “Light flicker caused by interharmonics”. IEEE PES Interharmonic Task Force RelatedDocuments. http://grouper.ieee.org/groups/harmonic/iharm/ [4] DRAPELA, J. et al. “Light flicker of fluorescent lamps with different types of ballasts caused by interharmonics”. IEEE

http://grouper.ieee.org/groups/harmonic/iharm/

Agente Contribuição Power Tech, Russia, June 2005.

KRON medidores Não. A proposta de definição citada neste documento é adequada para o Prodist. EDP Estamos “de acordo” com as definições adotadas a serem incluídas no módulo.


CEMIG Não são necessárias adequações, pois a definição já está correta. Q.11 Há necessidade de apuração dos Pst e Plt na distribuição de energia elétrica?

Agente Contribuição Grupo CPFL Energia Sim, uma vez que o histórico de problemas por presença desta perturbação no sistema elétrico já é de posse e conhecimento

dos agentes.

CEAMAZON

A principal fonte de variações de tensão são as grandes cargas industriais. Normalmente estas cargas estão conectadas nos circuitos de alta tensão, de forma que se elas produzirem um nível considerável de flutuação de tensão, elas poderão afetar um grande número de consumidores. Os fornos a arco são a principal origem de flicker conectados nos circuitos de alta tensão. Os geradores eólicos também são fonte em potencial de geração de flicker, devido a flutuação de potência, quando as pás passam pelo sombreamento da torre. Como a penetração de geração eólica está crescendo nos sistemas, esta também é uma fonte de flicker a ser considerada. Também outras cargas típicas geradoras de flicker, que se encontram conectadas nos circuitos de BT são as máquinas de solda elétrica, as caldeiras elétricas para produção de vapor industrial, equipamentos de raio-X, grandes máquinas copiadoras. Pode-se observar que os maiores produtores de flicker são grandes e médias cargas industriais e que invariavelmente estão ligadas nos circuitos de tensões mais elevadas. Dessa forma parece suficiente a medição de flicker nos níveis de tensão onde se encontram as principais cargas poluidoras, não sendo necessária a medição direta na BT. Dessa forma os níveis de flicker na BT são obtidos pelos FT entre os barramentos.

ENERGISA

Entendemos que sim, por ser um fenômeno percebido pelo consumidor e que afeta o fornecimento de energia prestado. Apenas sugerimos que o regramento associado a esta matéria garanta uma adequacidade nos requerimentos a serem feitos as distribuidoras. A título de exemplo da necessidade em se ter um zelo com a regulamentação, citamos o item 2.12.1 do Módulo 8 do PRODIST, que estabelece que em caso de reclamação do consumidor, associada à qualidade da tensão de regime permanente no ponto de conexão, que a distribuidora deve informar ao consumidor, com antecedência mínima de 48 horas, da realização da medição. Ou seja, com o medidor no veículo, na frente da residência e na presença do consumidor, a

Agente Contribuição distribuidora não pode fazer o serviço, se o prazo de 48 horas não foi observado.

LIGHT Não se aplicaria em função das respostas 12 e 13.

ELEKTRO Sugere-se que a apuração deste indicador seja efetuada apenas em regiões onde há indícios deste tipo de problema. Pela nossa experiência, este indicador não possui relevância para o sistema de distribuição. São raríssimas as reclamações referentes a este fenômeno. Outra questão é que os medidores que registram este fenômeno são mais sofisticados e, portanto, de maior custo. Normalmente estes problemas são pontuais.

UFU

Sim, além dos reflexos da operação dos fornos a arco conectados aos sistemas de 138 kV (ou à Rede Básica) serem percebidos nos sistemas de distribuição, existem diversas cargas conectadas nos circuitos secundários de distribuição (BT) as quais são geradoras do fenômeno da flutuação de tensão como as máquinas de solda e as cargas de dupla conversão, a exemplo das lâmpadas fluorescentes compactas. Adicionalmente, cabe destacar que o termo flutuação de tensão representa o fenômeno físico-elétrico e o termo cintilação luminosa (ou flicker) representa apenas um dos efeitos associados ao fenômeno da flutuação de tensão. Muitas das vezes, os consumidores efetuam suas reclamações junto ao Call Center das distribuidoras para relatar um problema de flutuação de tensão, porém, por desconhecimento do assunto, tanto por parte do consumidor quanto do(a) atendente, o problema fica registrado como “oscilação de tensão” e, até mesmo, como problema de “tensão em regime permanente”. Na prática, a quase totalidade dos problemas eletricamente relacionados com o fenômeno da flutuação de tensão são erroneamente cadastrados pelas distribuidoras.

CELESC-D Não há necessidade de apuração dos Pst e Plt na distribuição de energia elétrica e também não há á necessidade de apuração do fenômeno de Flicker nas campanhas de medição. São casos específicos envolvendo grandes potências elétricas.

COPEL-D Sim. Porém a medição de flutuação de tensão não deve ser considerada para determinação de referência, mas sim, apenas para informação adicional e estudo da abrangência deste fenômeno.

KRON medidores

Sim, tanto no sistema de distribuição primário quanto no sistema de distribuição secundário, grandes clientes das distribuidoras recebem a energia diretamente do sistema de distribuição primário, nos casos onde o cliente ligado ao sistema primário é um “causador” de Flicker, clientes dos sistemas secundários sofrerão os efeitos do Flicker com maior intensidade. Outro ponto, é que estas medições poderão ser utilizadas para a verificação dos fatores de transferência (FT) atualmente adotados no Prodist.

EDP Em função da existência de cargas não lineares que apresentam consumo de potência variável no tempo( por exemplo: Siderugia) e do crescente aumento dessas cargas, sugerimos que seja realizada a apuração do Pst e do Plt.

AES BRASIL A AES Brasil entende que a apuração dos níveis de severidade de cintilação de curta e longa duração vem ao encontro da qualidade do produto, entretanto sua aplicabilidade implica na observância da relação custo x benefício ao consumidor.

Agente Contribuição Sabemos que tal fenômeno tende a se agravar em sistemas com potência de curto circuito relativamente baixa, que é o caso da distribuição. Sendo assim, devido à elevada quantidade de unidades consumidoras com esta característica e, levando-se em consideração a sofisticação e preço do equipamento de medição, é necessário que haja um planejamento estratégico para as apurações (Pst e Plt). Tais medidas visam não comprometer os investimentos da distribuidora e o consequente impacto na tarifa paga pelo consumidor, bem como não inviabilizar a realização da campanha de medição.

CEMIG Não. Essa medição é complexa e de difícil implementação, devendo ser realizada apenas quando necessário (de acordo com demandas específicas).

Q.12 Considerando que há uma forte tendência de substituição das lâmpadas incandescentes pelas lâmpadas fluorescentes, os efeitos de Flicker deixarão de ser um problema expressivo de qualidade da energia elétrica?


Grupo CPFL Energia

Não. O Flicker é apenas um dos problemas causados pela flutuação de tensão. Deve-se observar a vibração nos motores, o efeito de subharmônicas nos transformadores e nos demais equipamentos da rede elétrica. Destacam-se: artigos do Prof. Alexander Emanuel e José Policarpo de Abreu; artigos do ICHQP de 2004. Novas metodologias em estudo mostram que as lâmpadas fluorescentes também sofrem os efeitos da flutuação de tensão. Destaque para o trabalho “Análise de desempenho do flickermeter IEC na presença de componentes interharmônicas”, do Prof. José Rubens Macedo Jr., Universidade Federal de Uberlândia - UFU, Brazil e Domingos Sávio Lyrio Simonetti, UFES, Brazil, publicado na IX CBQEE. O item 6.1.2 retrata apenas o incômodo visual provocado pela cintilação luminosa. Deveria abordar também os efeitos da flutuação de tensão sobre os equipamentos do sistema elétrico.

CEAMAZON

Do ponto de vista elétrico, o flicker é causado pelas flutuações de tensão com amplitudes que geralmente são bem menores do que o limiar que possa causar problemas em equipamentos elétricos. Dessa forma pode-se dizer que o efeito maior causado pelas flutuações de tensão é o efeito visual, ou flicker, que se manifesta principalmente na iluminação incandescente. A diminuição no uso desse tipo de iluminação tenderá a reduzir o problema de incômodo visual, reduzindo conseqüentemente, o número de reclamações devido a este fenômeno.

ENERGISA É preciso avaliar o impacto dos produtos/equipamentos que são (serão) ligados a rede elétrica vis‐à‐vis a percepção do consumidor quanto à existência de um fenômeno que está ocorrendo e os problemas reais verificados pela concessionária na operação do sistema de distribuição. Ou seja, a consideração ou não do flicker nas análises e na metodologia deve ser

Agente Contribuição sopesada em função dos problemas reais que causa e o custo das soluções. O serviço adequado, no momento em que é avaliado em termos de custo‐benefício, pode até considerar que a permanência de uma não‐conformidade pode ser tolerada, desde que o impacto seja pequeno e o custo de solução elevado.

LIGHT Com a substituição das lâmpadas é verdade que o problema percebido visualmente irá reduzir. Aproveitamos a oportunidade para ressaltar que na Light, não temos histórico de reclamações por parte dos clientes quanto à Flutuação, ou ao efeito de Flicker.

ELEKTRO Não temos esta informação. Necessidade de estudos.

UFU

Não, de forma alguma. O problema da flutuação de tensão e, particularmente, da cintilação luminosa será cada vez mais presente no mundo moderno em função da tendência mundial de substituição das lâmpadas incandescentes pelas lâmpadas fluorescentes compactas. Na verdade, as lâmpadas fluorescentes compactas não somente são sensíveis ao efeito da cintilação luminosa, como geram o fenômeno da flutuação de tensão e, em certas ocasiões, podem inclusive promover o surgimento do efeito da cintilação luminosa. Existem relatos de distribuidoras dos EUA que providenciaram o recolhimento de um lote de doações de LFCs aos seus consumidores em função da grande quantidade de cintilação luminosa que geravam (ver referência [1], pág. 217). [1] Redação de EM. “Dois olhares sobre harmônicas, interharmônicas e sua medição e análise”. Revista Eletricidade Moderna, Outubro, 2008. Pág. 217. [2] MACEDO Jr, J. R., Simonetti, D. S. L. “Análise de desempenho do flickermeter IEC na presença de componentes interharmônicas”. IX Conferência Brasileira de Qualidade da Energia Elétrica. CBQEE 2011. Agosto de 2011. Cuiabá – Brasil. Pág. 836-842. ISSN 2236-8531. [3] MACEDO Jr, José Rubens. “Uma contribuição à análise das componentes inter-harmônicas e seus efeitos nos indicadores de flutuação de tensão”. Tese (doutorado) – Universidade Federal do Espírito Santo, Centro Tecnológico. Vitória-ES. 2009. [4] DRAPELA, J. et al. “Light flicker of fluorescent lamps with different types of ballasts caused by interharmonics”. IEEE Power Tech, Russia, June 2005.

COPEL-D Não. Para os consumidores residenciais, se forem considerados apenas os efeitos das cintilações em sistemas de iluminação, talvez; porém flutuações de tensão também podem ocasionar oscilação de potência e torque em máquinas elétricas, queda de rendimento em equipamentos e interferência em sistemas de proteção.

KRON medidores Acreditamos que existe a necessidade de realizar a medição do Flicker, mesmo com a tendência de substituição das lâmpadas incandescentes por fluorescentes, as quais têm menor efeito na variação do fluxo luminoso em relação à variação do valor eficaz de tensão, atualmente ainda existe uma grande parcela da população que utiliza lâmpada incandescente. Outro ponto a ser destacado é que o estudo para se definir o protocolo de medição de cintilação luminosa foi realizado

Agente Contribuição baseando-se em condições totalmente diferentes das que temos atualmente, tanto no sistema de distribuição quanto na topologia dos dispositivos utilizados para iluminação. Em relação às lâmpadas fluorescentes, outros fenômenos podem provocar a cintilação além da variação da componente fundamental, por exemplo, alterações nas amplitudes da 3ª e da 5ª harmônicas.

EDP

As lâmpadas fluorescentes compactas não são tão sensíveis ao efeito da cintilação luminosa como as lâmpadas incandescente, porém, podem gerar o fenômeno da flutuação de tensão [5]. Existe um relato de uma distribuidora do oeste dos EUA, a qual teve que recolher todas as lâmpadas fluorescentes compactas distribuídas à comunidade em função da grande quantidade de flicker que as mesmas geraram no sistema de distribuição local[6]. Portanto não deixarão de ser um problema expressivo de qualidade da energia elétrica, devendo os indicadores associados permanecer nas diretrizes do PRODIST. Além disso, deve-se entender que o flicker é apenas uma conseqüência associada à flutuação de tensão. Os indicadores constituem uma forma de mensurar o efeito flicker, que, por sua vez, leva consigo o parâmetro de qualidade de energia. [5] MACEDO JR., José Rubens; SIMONETTI, Domingos S. L. As inter-harmônicas e o fenômeno da cintilação luminosa. VIII Conferência Brasileira sobre Qualidade da Energia Elétrica – CBQEE, 2009; [6] Redação de EM. Dois olhares sobre harmônicas, inter-harmônicas e sua medição e análise. Revista Eletricidade Moderna. Outubro, 2008. Página(s): 212 – 220.

AES BRASIL Levando-se em consideração o que foi exposto na resposta do item anterior e a real tendência de substituição das lâmpadas incandescentes pelas fluorescentes, a AES Brasil entende que tal fenômeno deve ser monitorado estrategicamente em escala reduzida pela campanha de medição.

CEMIG Sim, a tendência é que esse problema se torne menos relevante. Entretanto, deve-se considerar que as lâmpadas incandescentes ainda permaneçam no mercado pro algum tempo.

Q.13 Há necessidade de apuração do fenômeno de Flicker nas campanhas de medição?

Agente Contribuição Grupo CPFL Energia Sim, pois se trata de um indicador relacionado à flutuação de tensão.

CEAMAZON Sim. É importante a inclusão de Flicker exatamente para avaliar se os FT entre barramentos estão adequados, e processar os devidos ajustes caso sejam necessários.

ENERGISA Vide resposta anterior. (Grupo ENERGISA)


LIGHT

Dada a ausência de reclamações de Flicker por nossos Clientes, e levando em consideração o elevado custo dos medidores de qualidade com capacidade para medição de Flicker, consideramos que não há necessidade. Esta questão merece uma avaliação detalhada pois, uma vez excluído este indicador agora, o mesmo não deve ser solicitado futuramente, caso contrário, haveria a necessidade da troca de todo o parque de medição comprado não só para a campanha de medição como aqueles adquiridos para acompanhamento dos indicadores.

ELEKTRO Sugere-se que a apuração deste indicador seja efetuada apenas em regiões onde há indícios deste tipo de problema.

UFU Inicialmente, sugere-se a substituição do termo “flicker” pelo termo “cintilação luminosa”, o qual é mais adequado ao nosso idioma pátrio. Finalmente, a apuração do fenômeno da cintilação luminosa será totalmente necessária nas futuras campanhas de medição, pelos mesmos motivos já mencionados no item anterior. Idem item anterior.

CELESC-D Não há necessidade de apuração dos Pst e Plt na distribuição de energia elétrica e também não há á necessidade de apuração do fenômeno de Flicker nas campanhas de medição. São casos específicos envolvendo grandes potências elétricas.

COPEL-D Sim. Devido a especificidade e custo do equipamento de medição, sua causa está relacionada à presença de cargas específicas (ex: forno a arco). Entretanto, a medição de flutuação de tensão não deve ser considerada para determinação de referência, mas sim, apenas para informação adicional e estudo da abrangência deste fenômeno.

KRON medidores Sim, existe uma grande parcela da população que utiliza lâmpada incandescente, que atualmente ainda sofre com o fenômeno de cintilação, além de diversos equipamentos que são sensíveis a variação do valor eficaz da tensão.

EDP Sim, em função dos citados nos itens 11 e 12, entendemos que seja necessária a monitoração de Flicker, indicadores (pst e plt).

AES BRASIL Sim, mas em uma campanha específica em escala reduzida.

CEMIG Não, conforme já comentado a medição desse parâmetro é complexa e os equipamentos capazes de realizar essas medições são extremamente dispendiosos, não sendo apropriado realizar essas medições em larga escala.

Q.14 Os valores de FT adotados no PRODIST estão adequados ou necessitam de revisões?


Grupo CPFL Energia 6.5.1 A tabela 7 a seguir fornece os valores de referência a serem utilizados para a avaliação do desempenho do sistema de distribuição quanto à flutuações de tensão. Observa-se a delimitação de três faixas para classificação dos indicadores estabelecidos: valor adequado, valor precário e valor crítico. Esses valores servem para referência do planejamento elétrico em termos de QEE e que, regulatoriamente, serão

Agente Contribuição estabelecidos em resolução específica, após período experimental de coleta de dados.

Tabela 7- Valores de Referência Valor de

Referência PstD95% Plt95%

Adequado <1 p.u./FT <0,8 p.u./FT Precário 1 p.u.-2 p.u./FT 0,8 p.u.-1,6 p.u./FT Crítico >2 p.u./FT >1,6 p.u./FT

(Pág. 26 – PRODIST Módulo 8)

Os valores de FT precisam ser revistos, assim como a faixa de limites de PstD95% (Valores entre 1,0 – 2,0) para tensão no barramento < 69 kV com FT correspondente igual a FT=1. A campanha de medição a ser realizada permitirá que seja feita uma análise e respectiva verificação dos valores dos indicadores de cintilação no âmbito das características do sistema elétrico brasileiro.

CEAMAZON

Os valores limites para Pst e Plt são respectivamente 1 e 0,8 para que sejam considerados em níveis adequados nas instalações de BT. Ao se propagar a partir do ponto de medição (barramento de AT) até as instalações de BT onde se encontram os circuitos de iluminação, o fenômeno de flutuação de tensão experimenta sucessivas atenuações, de modo que podem ser admitidos níveis mais elevados para Pst e Plt nos pontos de medição. Considerando-se que à medida que aumenta o nível de tensão do ponto de medição em relação à BT, eletricamente esses pontos estão mais distantes entre si, e certamente introduzirão mais atenuação à propagação da flutuação da tensão. Logo é razoável admitir-se, progressivamente, maiores valores de Pst e Plt à medida que cresce o nível de tensão no ponto de medição. Os FT adotados no PRODIST refletem essa sistemática, e os valores numéricos em si podem ser melhor avaliados (ajustados), se for o caso, via campanhas de medição.

ENERGISA Entendemos que os valores, mesmo sem perder a capacidade de efetuar uma aferição dos resultados e uma análise frente os padrões estabelecidos, devem ser flexibilizados de forma a comportar eventuais distúrbios no sistema de distribuição que não possam ser creditados a ausência de investimentos ou problemas operacionais por parte das distribuidoras.

LIGHT Não se aplicaria em função da resposta acima.

ELEKTRO Não temos esta informação. Justificativa: Necessidade de estudos /avaliação.

UFU Na verdade, os Fatores de Transferência (FTs) para o fenômeno da flutuação de tensão podem ser suprimidos do PRODIST. Considerando-se que no caso da distribuição as medições são realizadas diretamente nas baixas

Agente Contribuição tensões do sistema (ou no secundário dos TPs de faturamento), não faz sentido a adoção de FTs para estimativa das amplitudes das flutuações de tensão. Adicionalmente, a dinâmica dos sistemas de distribuição (em função dos constantes remanejamentos de carga existentes) faz com que os FTs, os quais estão totalmente relacionados com as impedâncias do sistema, variem a todo momento. Apenas na Rede Básica faz sentido a adoção de tal aproximação (uso dos FTs).

COPEL-D Necessitam de revisão. Não conseguimos avaliar os impactos dos valores de FT.

KRON medidores Acreditamos que para o início da campanha de medição, os valores de FT adotados poderão ser utilizados, ao final da primeira fase de medição, os valores de FT deverão ser reavaliados para possíveis alterações.

EDP Para melhor responder esta questão é preciso que sejam realizadas análises nas campanhas de medição para aperfeiçoamento do FT por barra ou por nível de tensão.

AES BRASIL Para que a questão apresentada seja adequadamente respondida, julgamos ser necessários maiores esclarecimentos/subsídios que poderão ser obtidos com a análise dos resultados da campanha de medição (com duração mínima de três anos), prevista na Seção 8.3 do Módulo 8 do PRODIST.

CEMIG Não é necessário alterar. Esses valores são consagrados internacionalmente e foram obtidos a partir de medições práticas. Q.15 As definições e termos empregados no PRODIST referentes aos fenômenos de VTCD requerem modificações, adequações ou complementações?

Agente Contribuição Grupo CPFL Energia Não requerem modificações ou complementações. Rede Energia A proposta de revisão de algumas terminologias proposta na NT 0029/2011 está adequada. Grupo ENERGISA Entendemos que o envio de contribuições originadas de instituições de ensino permitirá a ANEEL reavaliar essa questão. LIGHT Sim, concordamos com as modificações propostas.

ELEKTRO Sim, há necessidade de se compatibilizar os termos com os já utilizados pelo ONS. Manter coerência com documento do ONS Procedimentos de Rede, módulo 2, Submódulo 2.8.

UFU As adequações sugeridas pela ANEEL para o termo “Interrupção”, conforme mostrado no Quadro 9 do documento anexo à Nota Técnica nº 0029/2011-SRD/ANEEL (Pág. 36) está perfeita. Para o caso específico das VTCDs, as demais classificações contidas na Revisão 3 do Módulo 8 do PRODIST (pág. 27) estão igualmente adequadas. Justificativas: Definições mais coerentes e corretas


CELESC-D

As definições e termos empregados no PRODIST referentes aos fenômenos de VTCD requerem modificações quanto ao critério de se adotar uma classificação e referência de susceptibilidade a afundamentos de tensão. A idéia é ter uma resposta focada para o cliente, como no apresentado no PRODIST mód8 nas medições de tensão em regime permanente, nas medições de flutuação de tensão, nas medições de fator de potência e das harmônicas. Na prática, de acordo com o modelo atual proposto no PRODIST, o consumidor questiona a forma de resposta após os resultados de medição de VTCD apresentados pela concessionária. O Consumidor quer respostas na forma de caracterização, de agregação e de contabilização dos eventos visando a solução de problemas se a ele couber. Talvez, conforme o modelo de classificação das VTCD apresentado no PRODIST é interessante para o planejamento e conhecimento estatístico das VTCD sobre o sistema elétrico de distribuição da concessionária.

KRON medidores Sim. A proposta de definição das interrupções citada neste documento é adequada para o Prodist. EDP Há necessidade de modificação e estamos de acordo com as sugestões propostas.


CEMIG Sim, as adequações são necessárias.Sugerimos utilizar o texto apresentado no quadro 9 (consta no texto da CP nº 005/2011) Q.16 Indicadores de desempenho fundamentado em freqüência de ocorrência como os empregados pelo ONS são aplicáveis a realidade das distribuidoras brasileiras?


Grupo CPFL Energia

Estes indicadores seriam aplicados à realidade das distribuidoras, porém de forma específica para estes agentes. Seria necessário o estabelecimento de limites diferenciados para os indicadores conforme as diferentes topologias de rede utilizadas e características regionais. Sugerimos neste ponto uma regionalização antes de aplicar os futuros indicadores. As VTCDs, no tocante a afundamento momentâneo de tensão – AMT, afundamento temporário de tensão – ATT, elevação momentânea de tensão – EMT e elevação temporária de tensão – ETT, são fenômenos inerentes às características do sistema elétrico, portanto sempre vão ocorrer em maior ou menor grau de amplitude e duração (Dugan R. C. et. al. - Electrical power systems quality). Sabe-se também que o custo das soluções existentes para atenuação destes fenômenos cresce com a potência ou carga a ser protegida (Dugan R. C. et. al. - Electrical power systems quality) ou seja, soluções por parte das concessionárias teriam

Agente Contribuição elevados custos. Em casos de curto-circuito, o indicador de frequência de VTCDs poderia indicar que uma dada área, denominada área de vulnerabilidade, necessita de inspeção e manutenção para minimizar os eventos que acarretam os AMTs. Porém, deveria haver parâmetros e procedimentos de tratamento dos eventos, como existe hoje o Dia Crítico e a Interrupção em Situação de Emergência (referentes à continuidade do serviço) nos quais, fatores inerentes às distribuidoras podem ser expurgados dos respectivos indicadores de continuidade. Mais do que caracterizar as VTCDs e definir indicadores para estes fenômenos, faz-se necessário primeiro definir responsabilidades dos agentes envolvidos (distribuidoras, transmissoras, fornecedores e consumidores). Considerando que as VTCDs são inerentes ao sistema elétrico, a responsabilidade da concessionária deveria ter um balizador/proporcionalizador. Há também a questão de consumidores que utilizam muitas vezes equipamentos importados cuja sensibilidade não condiz com a realidade do cenário elétrico brasileiro, sem contar que muitos destes equipamentos ainda podem ser instalados sem seguir recomendações técnicas mínimas, o que aumentaria ainda mais o problema. Quanto ao fornecedor de equipamentos e máquinas, estes deveriam fornecer produtos com especificações ou proteções que atendam o cenário ao qual serão inseridos seus equipamentos. Para se estabelecer VTCDs como indicadores seria necessária primeiramente a definição e orientação de como medir estes fenômenos nos pontos de entrega (nos mesmos níveis em que os indicadores seriam definidos, ou seja, BT, MT, AT). Posteriormente, o passo seria realizar a campanha de medição nestes pontos para ter uma base de dados suficiente para estabelecer os indicadores. Salienta-se a necessidade de faixas de indicadores, condizentes com especificações tais como região e nível de tensão.

CEAMAZON

Conforme procedimentos do ONS o indicador utilizado para quantificar uma VTCD em um ponto de controle é a freqüência, em base anual, de pares (amplitude, duração) dos eventos discretizados em faixas de observação para a amplitude e para a duração, compondo uma planilha para o cálculo do indicador ATCD (Afundamento de Tensão de Curta Duração) e outra planilha para o indicador ETCD (Elevações de Tensão de Curta Duração). Essa metodologia pressupõe a instalação de medição permanente no ponto de controle por um período bastante longo que corresponde a 1 ano de medição. O medidor de Qualidade de Energia instalado monitorará continuamente os sinais de tensão nas fases A-B-C, disparando o processo de registro do afundamento ou da elevação de tensão quando o valor R.M.S. alcançar o valor de limiar de caracterização desses fenômenos (inicio do evento), e encerrará o registro (fim do evento) quando o valor R.M.S. retornar ao nível do inicio do registro. Certamente que para operação contínua o medidor não terá capacidade de armazenamento para um período tão longo. Faz-se então necessário a transferência periódica dos dados medidos para um banco de dados, para a realização da agregação de fase e a agregação temporal dos eventos estabelecidas nos procedimentos de apuração, para o posterior

Agente Contribuição cálculo dos indicadores ATCD e ETCD. A implementação de procedimento análogo ao adotado pelo ONS para a apuração dos indicadores de VTCD na distribuição de energia no Brasil não é uma tarefa fácil e direta, e exigirá uma análise mais detalhada da realidade dos sistemas de distribuição. Inicialmente é necessário definir para os sistemas de distribuição, quais são os pontos de interesse para a realização das medidas. Nos SDAT e SDMT concentram-se os consumidores do Grupo A, cujas cargas normalmente são mais sensíveis aos fenômenos de VTCD. Então estes seriam em princípio pontos de interesse para localizar os medidores. Para cobrir os consumidores da BT talvez o ponto natural de medição seja os secundários dos transformadores de distribuição, pois desta forma a medição aí realizada pode alcançar todos os consumidores do Grupo B. Nessas circunstâncias pode-se observar que os pontos de interesse rapidamente podem chegar aos milhares, mesmo para redes de distribuição relativamente pequenas. Além do mais, seguindo a base anual de apuração recomendada pelo procedimento do ONS seriam necessárias medições permanentes em todos esses pontos, além da necessidade de infra-estrutura de comunicação e armazenamento em banco de dados para a realização das etapas de agregação e apuração dos indicadores ATCD e ETCD. Portanto, deve ser feita uma avaliação mais específica para a implementação da apuração de indicadores de VTCD nos sistemas de distribuição, baseados em freqüência de ocorrência. Entende-se que o problema poderia ser parcialmente resolvido adotando-se um procedimento que aproveitasse a infra-estrutura de oscilografia já existente em muitos sistemas de distribuição, e utilizar uma técnica de análise, por exemplo, wavelet, para tratar essa oscilografia e rotular os eventos de VTCD nela contida, obtendo-se os indicadores ATCD e ETCD. Nessa mesma linha, também novos oscilógrafos poderiam ser instalados em subestações, para melhorar a rede de aquisição de dados. Outra maneira complementar é a realização de estudos de simulação para a obtenção de áreas de vulnerabilidade aos eventos de VTCD, nas redes de distribuição. A partir da classificação obtida por esse procedimento, poderiam ser selecionados os pontos de medição para as áreas mais criticas, ou seja, com maior probabilidade de ocorrência de VTCD. Dessa forma poder-se-ia reduzir significativamente os pontos de medição para apuração dos indicadores ATCD e ETCD. Os estudos de simulação poderiam ser baseados em estudos de curto circuito, e de transitórios eletromagnéticos. Para estudos de curto circuito poderia ser aplicada a técnica de curtos circuitos deslizantes, por toda a rede de distribuição. Para os transitórios eletromagnéticos poderiam ser reproduzidas outras operações que provocam VTCD, avaliando-se as magnitudes e áreas de abrangência dessas manobras.

Rede Energia O sistema de distribuição possui característica muito diversa em relação a rede básica, local de atuação do ONS. Sendo assim, os parâmetros adotados pelo ONS podem se apresentar inadequados para o sistema de distribuição de energia.

ENERGISA Sim. O trabalho do ONS é importante para a tomada de decisões e realização de trabalhos no âmbito da distribuição.

LIGHT Entendemos que a definição dos indicadores deve ser adequada a realidade do sistema de distribuição suportado pelos resultados da campanha de medição.


ELEKTRO Sim. A incidência de VTCD’s em uma planta industrial é um dos maiores motivadores para reclamação. Assim, é importante se conhecer o desempenho do sistema elétrico, porém, a forma de se obter tais dados deve ser com o menor impacto possível para a distribuidora.

UFU

Sim, com toda certeza. A cada 10 (dez) reclamações de clientes industriais relacionadas com a qualidade da energia elétrica no Brasil (e no mundo), 9 (nove) são referentes à variações momentâneas de tensão. Assim, a formação de uma base de dados sobre o assunto é de grande importância. Em algumas distribuidoras do Sudeste existem indústrias procurando por estas informações antes da definição pela compra do terreno para edificação de suas plantas industriais. Em outras palavras, as frequências históricas da ocorrência de VTCDs nas regiões de interesse, em função da grande sensibilidade de alguns processos produtivos, consistem uma variável importante na definição de negócio.

KRON medidores Sim, uma vez que é necessário apurar o impacto sobre o atendimento aos consumidores devido às ocorrências de VTCDs no sistema de distribuição.

EDP

Sim, são aplicáveis. É relatado no procedimento de rede que não são atribuídos limites de referência de acordo com a experiência internacional. Pontos de observação de intensidade e �reqüência das ocorrências, são base para os indicadores supracitados, tal informação serve como referencia de desempenho para todos os agentes. O fenômeno que gera o maior número de paradas de processos/serviços, devido a sensibilidade dos equipamentos eletroeletrônicos é, de fato, O VTCD. Soluções voltadas para minimizar o impacto de VTCDs significam competitividade e fidelização. Sugere-se que o PRODIST contemple: • Indicadores de desempenho fundamentado em �reqüência de ocorrência como os empregados pelo Procedimento de rede do ONS . • Monitoramento contínuo dos pontos de conexão entre os agentes do sistema distribuidor. • Monitoramento contínuo de barras de AT e MT de subestações. • Monitoramento da qualidade com alocação ótima de medidores [7]. Referência: [7] KAGAN, Nelson; ZVIETCOVICH, Willingthon Guerra. Alocação ótima de medidores de qualidade de energia elétrica visando ao monitoramento de VTCDs frente às condições de simetria utilizando estratégicas evolutivas – IX CBQEE, 2011.

AES BRASIL A AES Brasil entende que sim. Entretanto, poderá gerar impactos econômicos significativos inviabilizando a referida campanha.

CEMIG Não são aplicáveis, o sistema de Distribuição não trabalha com suporte N-2.Há custos elevados, etc

Q.17 Como viabilizar as campanhas de medida visto que muitos instrumentos de medição não atendem as especificações da NBR IEC 61000-4-30 ou a outras padronizações?


Grupo CPFL Energia

Primeiro deve-se padronizar a forma de medição. Como sugestão, levantamos a adoção da configuração de 3 (três) TPs e 3 (três) TCs, além de transdutores adequados para posterior realização de medições em média e alta tensão. As campanhas poderiam ser viabilizadas com os instrumentos já disponíveis nas distribuidoras. Para tanto, pode-se adotar uma faixa de erro aceitável para a campanha, mesmo que seja superior aos limites de normas nacionais/internacionais, no primeiro momento. Juntamente, seriam feitas avaliações de quais instrumentos obedeceriam esta faixa de erro. Ademais, uma vez definidas as formas e protocolos de medição e estabelecida a campanha de medição propriamente dita, juntamente com os locais de medição, novos fornecedores de equipamentos de medição tenderiam a buscar homologação para a utilização de seus equipamentos. Ainda seria importante o estabelecimento de um protocolo de apuração, para que haja conformidade na forma de tratar os registros obtidos nas medições pelos agentes do setor.

Rede Energia Os fabricantes/fornecedores de equipamentos devem verificar o grau de dificuldade de atender as especificações e, caso tenhamos uma boa disponibilidade de fornecedores no mercado aptos a atender tal demanda a questão fica equalizada.

ENERGISA Entendemos que já existem no mercado um número razoável de equipamentos que atendem às especificações da NBR IEC 61000‐4‐30 no padrão Classe S. Além disso, em função da movimentação no mercado, outros fabricantes estão se habilitando para oferecer o produto, o que favorecerá a modicidade tarifária.

LIGHT Utilizar critério semelhante o utilizado pelo ONS na campanha de medição da Rede Básica.

ELEKTRO Os instrumentos adotados para as campanhas de medição, devem permitir comparações de resultados. Portanto, é imprescindível a adoção de uma padronização de protocolo. Porém, deve-se adotar neste momento um nível de exigência tolerante.

UFU

Na verdade, existe um quantitativo razoável de equipamentos disponíveis no mercado nacional que atendem perfeitamente às especificações da NBR IEC 61000-4-30 no padrão “Classe S”. Na verdade, o país dispõe de pelo 4 fabricantes com equipamentos adequados ao padrão “Classe S” estabelecido pela NBR IEC 61000-4-30. A Universidade Federal de Uberlândia realiza, regularmente, testes de desempenho em medidores de parâmetros de QEE de diversos fabricantes nacionais e internacionais.

CELESC-D Necessariamente a campanha de medição deve se adequar aos instrumentos de medição nacional e às existentes nas concessionárias.

COPEL-D Definindo prazos para padronização, homologação, adequação de equipamentos e aquisição dos mesmos pelas distribuidoras.


KRON medidores Para que a campanha de medição tenha êxito, será necessário utilizar instrumentos que atendam a especificação NBR IEC 61000-4-30, no mínimo, os requisitos exigidos na classe S, que segundo a norma, devem ser utilizados para aplicações estatísticas como pesquisas ou avaliações de qualidade de energia.

EDP

Sugere-se adoção de recomendações e premissas similares as previstas nas “instruções para realização de estudos e medições de QEE relacionados aos novos acessos à Rede Básica O N S indicada abaixo: “A partir da publicação da IEC 610000-4-30, a qual estabelece as condições para que um instrumento de medição seja considerado do tipo classe A; o ONS aceitará como adequados os instrumentos de medição que tenham obtido tal classificação através de laboratório nacional ou internacional credenciado para a realização dos ensaios necessários e emissão de atestado comprobatório. Caso contrário o instrumento deverá ser ensaiado em laboratório, de acordo com o caderno de ensaios elaborado pelo ONS.” Pág. 18 [8] Referência: [8] Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, instruções para realização de estudos e medição de QEE relacionados aos novos acessos à Rede Básica, 2011. Disponível em <HTTP://www.ons.org.br//download/integracao_sin/Re057-2008-estudos_medicoes_relacionados_novos_acessos_RB-Rev2.pfd ><

AES BRASIL

A AES Brasil entende que se a ANEEL definir essas exigências no PRODIST, o mercado se ajustará a essa necessidade, sendo imprescindível que sejam definidas as especificidades essenciais à campanha de medição. Propomos a adoção da NBR IEC 61000-4-30 para a campanha de medição, com medidores classe S, e processamento em subgrupo dos harmônicos. Um segundo ponto a ser abordado é a necessidade de uma estrutura básica para a avaliação desse tipo de equipamento em relação à Rede Brasileira de Calibração e processo de homologação (INMETRO).

CEMIG

A NBR IEC 61000-4-30 é uma referência internacional de parâmetros de QEE. A fim de se assegurar que os resultados de medições realizadas com equipamentos de fabricantes diferentes sejam intercomparáveis entre si os mesmos devem seguir “protocolos de medição” comuns entre si. Sugerimos que a Aneel adote o protocolo dessa NBR, já que ele é consagrado internacionalmente e realize, através do Inmetro ou de laboratórios da RBLE (Rede Brasileira de Laboratórios de Ensaios) a homologação de instrumentos que atendam esses requisitos. Devem ser homologados no mínimo 3 instrumentos de fabricantes diferentes, a fim de assegurar a concorrência entre os fabricantes. Nessemeio tempo, os instrumentos atualmente em uso devem continuar sendo aceitos.

Q.18 A classe S é adequada para medições dos fenômenos discutidos nesse Anexo, considerando principalmente os eventos de VTCD?


Grupo CPFL Energia Sim, os medidores da classe S mostram-se adequados. Porém, ressalva-se o retorno financeiro para os agentes na compra de tais equipamentos, se seriam classificados como investimento ou despesa pelas distribuidoras. Uma alternativa seria, em um primeiro momento, a utilização combinada de medidores de classe A e S, de acordo com as quantidades destes equipamentos já de posse das concessionárias.

Rede Energia Em um primeiro momento o fenômeno VTCD deverá ter sua evolução regulatória postergada. Uma alternativa ao caso com bons resultados é a utilização de medições instantâneas (máximos e mínimos) registrados pelos equipamentos classe S.

ENERGISA Considerando a experiência da Energisa na aquisição de medidores para campanha de medidas da Qualidade do Produto (ver no item 28 menção a Projeto de P&D) entendemos que é preciso cuidado na especificação dos equipamentos, para que a relação custo‐benefício não se mostre inadequada e inviabilize o processo (com escala expressiva de medições a serem realizadas). A Classe S, portanto, pode se mostrar a mais adequada.

LIGHT Não temos a contribuir neste tópico.

ELEKTRO Sim. Nesta fase de avaliação do sistema elétrico, erros de até 10% são totalmente aceitáveis, o importante nesta etapa é de se ter um diagnóstico a um baixo custo.

UFU

Sim, para efeito de uma campanha de medições, onde não existem processos judiciais nem tampouco processos de medição junto ao Órgão Regulador, a classe S é totalmente adequada, inclusive para quantificação dos eventos de VTCD. Em uma campanha de medições do porte pretendido para as empresas distribuidoras brasileiras a “Classe S” é totalmente indicada. Aliás, os custos associados a uma campanha de mesmo porte, porém realizada através de medidores “Classe A” seria totalmente inviável em função dos custos dos equipamentos.

COPEL-D São necessários estudos e pesquisas para verificar se os equipamentos classe S atendem as necessidades de medição de VTCD.

KRON medidores

Sim, uma vez que a NBR IEC 61000-4-30 estabelece que os instrumentos classe S devem ser utilizados para aplicações estatísticas como pesquisas ou avaliações de qualidade de energia, porém para que os VTCDs sejam medidos e classificados de forma correta, os instrumentos devem ter, no mínimo, uma amostragem de 128 amostras por ciclo. Outro ponto a ser considerado é que para os fenômenos abaixo devem ser calculadas as agregações de 10 minutos, utilizando a metodologia descrita da NBR IEC 61000-4-30: - Tensão, - Desequilíbrio de Tensão, - Distorção Harmônica Total de Tensão,

- Harmônicos de Tensão. O cálculo das tensões harmônicas deve ser realizado conforme descrito na IEC 61000-4-7:2002 , utilizando a metodologia de agrupamento de grupo ou subgrupo, o fabricante deve especificar a metodologia utilizada. O instrumento deve ter capacidade de memória para armazenar todas as informações exigidas no Prodist, os cálculos devem ser realizados no próprio instrumento, sem que haja necessidade de ferramenta externa (software) para realização dos cálculos, um software externo deverá ser utilizado apenas para leitura dos registros. Grandezas armazenadas em memória não volátil: - Cálculo dos indicadores individuais DRC e DRP - Tabela de medição das 1008 leituras válidas das Tensões em Regime Permanente (TRP). - Histograma de tensão.

EDP

Sim, para uma campanha de medições. Em uma campanha de medições, erros de até 10% podem ser aceitos sem nenhum prejuízo para os propósitos da campanha. Utilização de medidor classe S para a campanha de medições: apropriado para aplicações estatísticas tais como pesquisas ou avaliações de qualidade de energia, erros da ordem de 5 a 10% (somados a dos transdutores), custo mais acessível e já possuem fornecedores no mercado interno. Medidor com IP-65 para realização das campanhas de medições aleatórias e sem IP-65 para os pontos permanentes(fixos). Nota: Existe uma nota expressa(nota 4) na NBR IEC 61000-4-30 que alerta que a classe B pode ser removida em uma futura edição desta norma. Apurações mais precisas, como por exemplo, para aplicações contratuais que pode exigir soluções de disputas, verificações de conformidade de padrões o medidor mais indicado é o da classe A.

AES BRASIL A AES Brasil entende que deve ser exigido a opção Urms (1/2), que é default na classe A, também na classe S. Com relação ao VTCD, por ser um fenômeno transitório, exige-se um monitoramento de longa duração, o que resultará num processo oneroso.

CEMIG Sim, a classe S é suficiente. Q.19 A taxa de aquisição de 32 amostras/ciclo é suficiente para se medir os fenômenos discutidos neste Anexo, principalmente os eventos de VTCD?

Agente Contribuição Grupo CPFL Energia Sim, porém deve-se observar que para fenômenos de VTCD pode-se utilizar qualquer medidor acima de 16 amostras/ciclo,

Agente Contribuição uma vez que a duração fenômeno avaliado é no mínimo 1 ciclo (16,67 ms). De acordo com a palestra apresentada no IX CBQEE, 32 amostras por ciclo são suficientes para monitorar VTCDs, sendo que a janela e o deslocamento da janela tem mais efeito do que a quantidade de amostras/ciclo. Ressalta-se que para medir harmônicas deve ser utilizada uma taxa de aquisição igual ou maior que 50 amostras/ciclo, para conseguir medir harmônicas da 25ª ordem e respeitar o teorema de Nyquist. Todavia, para ambos os fenômenos descritos acima, deve ser padronizado os métodos para cálculo dessas grandezas para evitar maiores erros nos cálculos, conforme J. R. Macedo Jr., I. N. Gondim, J. A. F. Barbosa Jr., C. E. Tavares – Aspectos Práticos dos Testes de Desempenho em Medidores de Parâmetros de QEE. – IX CBQEE – Conferência Brasileira sobre Qualidade da Energia Elétrica, 31/07 a 03/08 de 2011, Cuiabá-MT).

CEAMAZON

Com a taxa de aquisição de 32 amostras/ciclo chega-se a uma freqüência de amostragem de 1.920 Hz, o que garante que sejam medidos fenômenos com freqüência máxima de 960 Hz. Para os fenômenos de VTCD, Desequilíbrio e Flutuação de Tensão, essa é uma taxa de aquisição suficiente, pois esses fenômenos são baseados na variação do valor R.M.S em 60Hz. No entanto para os Harmônicos, levando em conta o estabelecido no PRODIST para medição de pelo menos até a 25ª componente harmônica, essa taxa deveria ser de no mínimo 50 amostras/ciclo.

Rede Energia Vide resposta ao questionamento 18. ENERGISA Entendemos que o envio de contribuições originadas de instituições de ensino permitirá a ANEEL reavaliar essa questão. LIGHT Sim.

ELEKTRO Sim. Não necessitamos neste primeiro momento de elevada precisão nos indicadores. O indicador mais afetado pela taxa de 32 amostras/ciclo é distorção harmônica, para VTCD’s é possível atender com boa precisão.

UFU

Não, uma vez que o PRODIST considera o registro de harmônicas até a ordem 25. Para os casos de VTCD, especificamente, os erros não seriam expressivos. A taxa de aquisição (em amostras por ciclo) deve ter pelo menos o dobro da maior frequência contida no sinal amostrado. Assim para se efetuar o registro de harmônicas até a ordem 25, seria necessária uma taxa de amostragem mínima de 50 amostras por ciclo. De qualquer forma, todos os medidores aptos para realização de campanha de medições disponíveis no mercado nacional possuem uma taxa amostral igual ou superior a 64 amostras/ciclo.

CELESC-D Taxa de aquisição mínima de 128 amostras/ciclo. Os fabricantes nacionais já disponibilizam esta taxa de amostragem.

KRON medidores Não, utilizando 32 amostras por ciclo poderemos calcular as harmônicas até a ordem 16 (960 Hz), portanto não seria possível atender a NBR IEC 61000-4-30 para classe S que especifica a medição das harmônicas até ordem 40, ou o Prodist que especifica a medição das harmônicas até ordem 25. Para que a medição das harmônicas seja realizada de forma adequada, é conveniente que o instrumento faça a aquisição do sinal com, no mínimo, 128 amostras por ciclo.

Agente Contribuição Em relação aos VTCDs, os cálculos dos valores de tensão RMS para detecção dos eventos devem ser feitos a cada ciclo, utilizando apenas 32 amostras por ciclo, ocorrerá um erro maior no valor RMS calculado, principalmente em sinais com conteúdo harmônico, podendo ocorrer erros no cálculo da amplitude e duração dos eventos de VTCDs, novamente seria conveniente que o instrumento faça a aquisição do sinal com, no mínimo, 128 amostras por ciclo.

EDP Para esta questão sugerimos que sejam adotadas 64 amostras/ciclo ou 128 amostras/ciclo, pois aumenta a precisão de medição, sendo relevante na monitoração de harmônicos e VTCD’s.

AES BRASIL A AES Brasil entende que não. Os medidores da classe S devem medir até a 40ª ordem, de forma a estarem adequados para VTCD e outras grandezas.

CEMIG A taxa de 32 amostras/ciclo é suficiente para fenômenos VTCD, já que o fenômeno mais rápido considerado tem duração mínima de 1 ciclo (16,67 ms). Entretanto, essa taxa de amostragem não é suficiente para a medição de harmônicos, já que se pretende a medição até o 25º harmônico.

Q.20 Os transdutores disponíveis no mercado têm resposta em freqüência que atendem a essa taxa de amostragem, considerando o teorema de sobreposição de espectros (Nyquist)?


Grupo CPFL Energia Os equipamentos mais utilizados, TPs, TCs e TPCs convencionais, funcionam como filtro passa-baixa com frequência de corte de 10 kHz, portanto atendem a taxa de amostragem e o teorema de Nyquist. Contudo, ressalta-se a averiguação de transdutores ópticos e transdutores de corrente para tensão no estudo deste conceito (Dugan R. C. et. al. - Electrical power systems quality).

CEAMAZON Sim. O atendimento a este requisito não é um problema tendo-se disponíveis transdutores de efeito hall, tipo shunt, transformador de corrente, etc.

Rede Energia Não se vê alternativa viável a não ser a utilização dos transdutores (TPs ) de medição de faturamento hoje existentes nas unidades consumidoras. Para eliminar possíveis problemas, uma avaliação de impacto faz-se necessária.

ENERGISA Entendemos que o envio de contribuições originadas de instituições de ensino permitirá a ANEEL reavaliar essa questão.

LIGHT Se durante a campanha de medição forem utilizados TPs com as mesmas características dos TPs a serem utilizados no futuro, para apuração dos indicadores, então o possível erro relacionado à resposta em freqüência destes equipamentos será contemplado em ambos os resultados.

Agente Contribuição ELEKTRO Não temos esta informação.

UFU Mais uma vez, considerando-se que os objetivos estão relacionados tão simplesmente a uma campanha de medições, a amplitude das diferenças eventualmente obtidas são perfeitamente aceitáveis. Na prática, os TPs de faturamento para classe de tensão primária até 138 kV apresentam boa resposta em frequência até 2000 Hz (resultados próprios obtidos em laboratório).

KRON medidores Sim, existem intrumentos no mercado que atendem ou superam a taxa de amostragem necessária para medição de harmônicas de ordem 40 ou 50, inclusive, instrumentos de fabricação nacional.

EDP No inicio, as medições devem ser realizadas nos equipamentos existentes nas subestações de preferência que sejam em TP’s do Tipo indutivo.

AES BRASIL Não. Dependendo do fenômeno a ser monitorado, tem-se grande influência da não linearidade dos transdutores. Entende-se que a compensação deve ser feita na definição dos valores de referência/limites. Entretanto, a exigência de transdutores especiais pode inviabilizar economicamente a campanha.

CEMIG

Não. Os materiais magnéticos encontrados em TCs e TPs não são apropriados para frequências em regime não transitório, muito superiores à 60Hz. Inclusive no modelo matemático usado para projetar TCs e TPs utiliza-se uma faixa de freqüência de referência de 50 a 60Hz. Essas informações e outras devem ser verificadas junto aos diversos fabricantes de TCs e TPs nacionais. Consequentemente devem ser consideradas as limitações dos TCs e TPs para os objetivos propostos, e focar os estabelecimentos dos valores limites nas campanhas de medições, uma vez que utilizarão os próprios TCs e TPs já instalados.

Q.21 Atualmente, os custos dos instrumentos de medição podem inviabilizar a campanha de medição proposto pela ANEEL?


Grupo CPFL Energia

Entende-se que os custos dos equipamentos utilizados para medição são relevantes, e dependem basicamente de como será estruturada a campanha de medição. Por outro lado, instrumentos para medição em MT e AT, ainda são de alto custo financeiro devido aos transdutores empregados. Quanto à disponibilidade, ainda há poucos fornecedores para estes equipamentos e os mesmos ainda devem ser homologados e testados. Dependendo de como seja estabelecida a referida campanha de medição, este poderá ser um

Agente Contribuição fator que pode inviabilizá-la. É importante ressaltar que a referida qualidade tem custo, assim indagamos quanto aos investimentos das distribuidoras na campanha de medição (custos dos equipamentos, despesas operacionais de instalação, custos das análises, dentre outros) se os mesmos serão reconhecidos. Uma vez definido o escopo e abrangência da campanha, seria fundamental que o processo de monitoramento de qualidade da energia elétrica continue e se torne permanente.

Rede Energia Existem medidores classe S adequados a campanha de medição, contudo com quantidade de fornecedores limitada.

ENERGISA Sim. Considerando a experiência da Energisa na aquisição de medidores para campanha de medidas da Qualidade do Produto (ver no item 28 menção a Projeto de P&D) entendemos que é preciso cuidado na especificação dos equipamentos, para que a relação custo‐benefício não se mostre inadequada e inviabilize o processo.

LIGHT Não apenas o custo com os instrumentos de medição, manutenção e reposição dos mesmos, mas também os custos com a execução da medição e armazenamento (Software e Hardware).

ELEKTRO Não. O custo dos medidores com capacidade de registro dos fenômenos de qualidade da Energia vêem caindo sistematicamente, com forte tendência de se manterem em queda, principalmente se a demanda crescer.

UFU

Os custos atuais (mercado nacional) dos equipamentos adequados às campanhas de medição na distribuição (somente tensão) situam-se entre R$ 4.000,00 e R$ 5.000,00, podendo estes serem ainda reduzidos com os ganhos em escala. Considerando-se medições em caráter de rodízio, com tempo de conclusão de até 3 anos, a quantidade de medidores a serem adquiridos pelas distribuidoras será bastante reduzido, o que não inviabilizaria a campanha. Na verdade, os valores já realizados pelas distribuidoras com a aquisição de medidores de tensão em regime permanente superam em muito os valores a serem realizados na aquisição dos medidores de parâmetros de QEE para efetivação das campanhas.

COPEL-D Dependerá da classe e da metodologia adotada pela ANEEL para a realização da campanha de medição. Por exemplo, o custo de um equipamento classe S é da ordem de R$ 5 mil, enquanto um classe A é da ordem de R$ 40 mil.

KRON medidores Não, atualmente fabricantes mobilizados com a finalidade de atender os protocolos de medição descritos na NBR IEC 61000-4-30 e o Prodist, inclusive fabricantes nacionais com a proposta de fabricação de instrumentos classe S que permitem um custo bastante reduzido, levando-se em consideração os instrumentos importados.

EDP Com a gama de medidores disponíveis no mercado entendemos que a campanha de medição é viável. Medidores com certificação Classe A possuem custos muito elevados, os quais poderão trazer dificuldades à execução da campanha de medição por parte das concessionárias. De qualquer forma, deve-se pensar na proposição de um P&D Estratégico da ANEEL que garanta a aquisição dos equipamentos de medição necessários.

AES BRASIL A viabilidade da campanha de medição depende, basicamente, do preço unitário de cada equipamento, da quantidade de

Agente Contribuição equipamentos, além da infra-estrutura para essa campanha (mão de obra interna e externa e outras despesas). Inclusive, a mitigação desses impactos às distribuidoras deve ser considerada. Ressalta-se que a questão apresentada encontra-se em discussão no âmbito da SBQEE.

CEMIG

A atual proposta e com os equipamentos e transdutores disponíveis do mercado, sem dúvida inviabilizarão. Em especial porque demandará elaboração de novos projetos de equipamentos, pois atualmente os existentes não atendem ou existem poucos que atendem ou existem poucos fornecedores capazes de oferecer produtos nacionais que atendem a proposta ANEEL. Entretanto, os fabricantes estão atentos às modificações, e estão aguardando apenas a definição da ANEEL sobre os parâmetros de medição que serão exigidos na campanha de medição, para atender. O custo dos equipamentos depende do grau de exigência aplicado e a adoção da Classe S leva a equipamentos de custo inferior a equipamentos de classe A.

Q.22 Atualmente, há instrumentos de medição no mercado a custos acessíveis e com confiabilidade que atendam a medição de harmônicos, desequilíbrio de tensão, flutuação de tensão e VTCD?


Grupo CPFL Energia Em relação a medições em baixa tensão existem medidores confiáveis, porém nem sempre apresentam baixo custo de aquisição. Para medições em MT e AT, não há disponibilidade de medidores confiáveis e a custos acessíveis, ressaltando que os custos dependem basicamente de como será estruturada a campanha de medição.

CEAMAZON Sim. Todos os instrumentos de Classe A atendem aos requisitos para a medição de harmônicos, desequilíbrio de tensão, flutuação de tensão e VTCD. Alguns desses têm custos bastante acessíveis.

Rede Energia Há a disponibilidade de medidores classe S, que podem ter os custos reduzidos de utilizados em larga escala.

ENERGISA Considerando a experiência da Energisa na aquisição de medidores para campanha de medidas da Qualidade do Produto (ver no item 28 menção a Projeto de P&D entendemos que sim). É preciso cuidado na especificação dos equipamentos para que a relação custo‐benefício não se mostre inadequada.

LIGHT Não possuímos conhecimento de Medidores de Qualidade no mercado nacional com certificado da IEC 61000-4-30, restando apenas opções do mercado internacional que, por conseqüência, possuem preços mais elevados. O mercado nacional carece de desenvolvimento tecnológico que deve ser acompanhado de certificado/homologação do órgão metrológico de forma a assegurar uniformidade.

ELEKTRO Sim, com exceção à Flutuação de Tensão que exige uma maior complexidade do medidor.


UFU Sim, conforme já mencionado. Existem atualmente pelo menos 4 fabricantes nacionais com capacidade de fornecimento desses equipamentos a partir de janeiro 2012. Uma vez publicada as regras da campanha de medição pela ANEEL, a quantidade de fabricantes a ofertarem medidores adequados para medição de parâmetros de QEE poderá ser duplicada rapidamente.

COPEL-D Dependerá do número de pontos da campanha, exigências regulatórias, periodicidades e prazo para execução das medições e aquisição dos dados.

KRON medidores Sim, já existem no mercado instrumentos com custos acessíveis que atendam aos protocolos de medição para harmônicas, desequilíbrio de tensão, flutuação de tensão e VTCDs, inclusive instrumentos de fabricação nacional com classificação dos VTCDs atendendo aos requisitos do Prodist e parâmetros DRP e DRC sendo calculados “on-line” nos instrumentos.

EDP

SIM. Já existem algumas opções(de diferentes fabricantes) e existirão outras opções após a regulamentação definitiva do assunto. Os mesmos medidores de parâmetros de QEE utilizados nas campanhas de medição poderão continuar a ser utilizados nas medições de tensão em regime permanente, agregando os novos indicadores. Aumento contínuo da base de dados. Há equipamentos capacitados pelo ONS para campanhas de medição que possuem custos acessíveis. Contudo, ratifica-se que a proposição de um P&D Estratégico da ANEEL tende a ser de extrema importância para desenvolvimento do tema em âmbito nacional.

AES BRASIL Para o que se deseja para a campanha, sim.

CEMIG Existem equipamentos no mercado capazes de medir todos os parâmetros citados, porém o custo dos mesmos é altíssimo (acima de R$ 55.000,00 por equipamento de medição com transdutores). Assim, é impraticável aplicação dessas exigências em larga escala a custos acessíveis.

Q.23 Quais fenômenos devem ser medidos nas campanhas de medição?

Agente Contribuição Grupo CPFL Energia Entende-se que devem ser medidos todos os fenômenos mencionados na Nota Técnica nº 0029/2011-SRD/ANEEL e em seu

anexo. Salientamos a necessidade de um estudo aprofundado sobre os efeitos de harmônicas de correntes elétricas. CEAMAZON Todos citados no PRODIST: Harmônicos, Desequilíbrio de Tensão, Flutuação de Tensão, VTCD. Rede Energia Todos os que serão objeto de valores de referência ou eventuais metas. ENERGISA Distorções Harmônicas de Tensão, Flutuações de Tensão (Pst e Plt), Desequilíbrios de Tensão e VTCDs (apesar do risco da

Agente Contribuição informação para esse fenômeno não se apresentar no período em que o medidor estiver instalado).

LIGHT Principalmente Harmônicos e Desequilíbrio de Tensão. Quanto às medições de VTCD, consideramos necessário que a medição seja realizada por um período bem superior a 7 dias.

ELEKTRO Todos, com exceção das VTCD’s. As VTCDs possuem característica aleatória exigindo acompanhamento fixos.

UFU Distorções Harmônicas de Tensão, Flutuações de Tensão (Pst e Plt), Desequilíbrios de Tensão e VTCDs. Conforme tudo o que foi abordado até o presente momento.

COPEL-D VTCDs, Harmônicos, Desequilíbrios de Tensão e flutuação de tensão. A medição de flutuação de tensão, não deve ser considerada para determinação de referência, mas sim apenas para informação adicional e estudo da abrangência deste fenômeno.

KRON medidores Inicialmente os fenômenos descritos no Prodist. EDP Tensão em regime permanente, freqüência, Harmônicos, desequilíbrios de tensão, flutuação de tensão e VTCDs.

AES BRASIL Os fenômenos que devem ser medidos nas campanhas de medição são os harmônicos, desequilíbrios de tensão, VTCD, flutuação e interrupções de curta duração.

CEMIG Analisar, por exemplo para flutuação de tensão não há necessidade. Para DTT talvez pontos fixos em algumas SE px desde que reconhecido nas tarifas e efetuar medições pontuais; para VTCD avaliar medições em algumas SEs (px fronteiras com Rede Básica) e medições pontuais sob demanda; e para desequilíbrios tais como DTT e talvez algumas medições fixas e pontuais.

Q.24 Como definir a quantidade e a alocação eficiente dos pontos de medição?


Grupo CPFL Energia

Este ainda é um assunto em estudo. Não há pesquisas relevantes até o presente momento que abordem e envolvam todos os fenômenos relacionados nesta consulta pública. Os estudos apresentados são apenas para perturbações individuais, não se aplicando ao conceito de indicadores/valores globais. A alocação deverá levar em conta quais os fenômenos mais importantes a serem considerados naquele local específico, questões de segurança da instalação e integridade dos equipamentos instalados/existentes. Seria necessário definir a quantidade e a alocação de pontos de medição a partir de estudos estatísticos que definam a amostra mais adequada que represente o comportamento do sistema elétrico em relação aos fenômenos listados nesta

Agente Contribuição consulta.

Rede Energia Deve ser feito estudo estatístico para esta definição.

ENERGISA Entendemos que um padrão mínimo deve ser definido pela ANEEL para todas as distribuidoras (exemplo: 03 pontos por alimentador + clientes AT), com possibilidade da concessionária, considerando o histórico de operação do sistema, propor alternativas de pontos de instalação e quantidade de equipamentos instalados.

LIGHT Temos conhecimento que a Universidade de São Paulo – USP tem alguns trabalhos estatísticos de alocação mínima ideal para apuração dos indicadores de QEE. Seria interessante avaliar estes trabalhos objetivando a diminuição do numero de pontos a serem avaliados, assim como a uniformização do critério entre concessionárias.

ELEKTRO Para as grandezas de regime permanente, a melhor alternativa, é manter o mesmo critério amostral já adotado para Tensão. Trata-se de sistemática já utilizada pelas concessionárias, e com representatividade estatística para apresentar o desempenho do sistema elétrico de cada uma das grandezas de regime permanente.

UFU Utilizar a mesma metodologia utilizada pela ANEEL nos processos de medição amostral de tensão em regime permanente. Os problemas de QEE são aleatórios nas redes de distribuição, não sendo relevante a alocação eficiente dos medidores. Sugestão de pontos de medição: Todos os consumidores AT (Vn > 69 kV) e três pontos de medição por alimentador de distribuição (consumidores MT e circuitos secundários BT).

COPEL-D Existem vários trabalhos relacionados ao tema, porém não há consenso. Sugere-se a realização de pesquisa específica para este tema.

KRON medidores Existem diversos artigos publicados que utilizam diferentes técnicas para uma alocação eficiente dos pontos de medição.

EDP

• Monitoramento contínuo dos pontos de conexão entre os agentes do sistema distribuidor. • Monitoramento contínuo em barras de subestações. • Monitoramento de qualidade com alocação ótima de medidores [7]. Referência: [7] KAGAN, Nelson; ZVIETCOVICH, Willingthon Guerra. Alocação ótima de medidores de qualidade de energia elétrica visando ao monitoramento de VTCDs frente às condições de simetria utilizando estratégicas evolutivas – IX CBQEE, 2011.

AES BRASIL A questão abordada na presente consulta, não está relacionada exclusivamente à gestão da distribuidora. Desta forma, entendemos que a definição questionada deveria envolver entre outros aspectos as particularidades das classes de consumo de uma determinada região, as características construtivas e operacionais da rede, o que poderia ser obtidos por meio de uma pré-avaliação em um projeto piloto.

CEMIG Talvez utilizar uma metodologia fundamentada em um estudo amplo com fundamentos estatísticos para a definição da quantidade e alocação de eficiente de pontos de medição.

Q.25 Qual seria a melhor forma de acompanhar os fenômenos de VTCD nas redes de distribuição?


Grupo CPFL Energia A melhor forma de acompanhar os fenômenos de VTCD é medição permanente, com a utilização de um medidor de baixo custo com utilização específica, o que viabilizaria sua instalação e que a medição seja efetuada nas barras dos transformadores das subestações. Outra consideração a ser feita sobre a medição de forma permanente é de que estudos baseados em frequência de ocorrência deste fenômeno podem ser aprimorados com os resultados obtidos das medições.

CEAMAZON

Os fenômenos de VTCD não se caracterizam como de regime permanente e têm uma característica de ocorrência aleatória. Esse aspecto impõe um grau de dificuldade adicional para o seu acompanhamento pois a aleatoriedade temporal de sua ocorrência é um forte indicador de que a sua observação deve ser por medição de longo prazo. Além do mais, a robustez de um ponto elétrico com relação a ocorrência de VTCD certamente inclui a freqüência de ocorrência. Pontos eletricamente fracos da rede são mais susceptíveis às ocorrências de VTCD. Para descobrir os pontos mais vulneráveis às VTCD estudos de simulação são bastante efetivos. Logo, como sugestão para um acompanhamento efetivo dos fenômenos de VTCD sugere-se o emprego de medidas e estudos de simulação.

Rede Energia Vide resposta ao questionamento 18.

ENERGISA Uma estatística de VTCD poderia ser obtida a partir das medições de tensão em regime permanente. Nas campanhas de medida periódicas também seria possível avaliar o fenômeno.

LIGHT Para acompanhamento de fenômenos de VTCD é necessária medição por um período de seis meses a um ano. Portanto, fica inviável medir adequadamente o fenômeno VTCD caso seja determinado o prazo para a campanha através de rodízio em 3 anos.

ELEKTRO

O cliente industrial que possua processo automatizado é o que mais sofre com este tipo de problema. A grande maioria deste segmento é atendida em Media Tensão, desta forma este tipo de acompanhamento deve ser realizado apenas na MT. Viabilizar tal acompanhamento de forma racional. Tal acompanhamento, poderia ser realizado através da escolha estratégica de alguns consumidores de MT, utilizando-se da infraestrutura já disponível nos mesmos (Painel, TPs, TCs, etc...), proporcionando assim um diagnóstico do desempenho do sistema de distribuição.

UFU A princípio, os eventos de VTCD seriam acompanhados apenas na ocasião das campanhas de medição. A correta apuração dos eventos de VTCD depende de uma medição digital. De forma alternativa, poderiam ser utilizados os registros das tensões mínimas atualmente obtidas nas medições de tensão em regime permanente (amostrais ou reclamadas), as quais indicam a ocorrência de uma VTCD sem, no entanto, precisar a hora exata de início, assim como a duração de cada evento.

COPEL-D Monitorando periodicamente o desempenho das redes primárias e secundárias para cada evento registrado.

Agente Contribuição KRON medidores Uma forma de acompanhar os fenômenos de VTCD seria a instalação de instrumentos nas redes primárias e nas redes

secundárias, desta forma seria possível analisar a propagação e a localização da origem dos VTCDs. EDP O monitoramento de acordo com os pontos elencados 24.

AES BRASIL A melhor forma de acompanhar os fenômenos de VTCD seria por meio da medição dos níveis de tensão no final dos circuitos de distribuição e nas barras das subestações de forma prolongada, por se tratar de fenômenos sazonais.

CEMIG Sob demanda, oriundas de reclamações de consumidores, e pontos fixos em determinadas barras de SEs. Q.26 As campanhas devem ser periódicas ou permanentes?

Agente Contribuição Grupo CPFL Energia As campanhas devem ser permanentes. Porém, em se tratando de campanha de medição para verificação e estabelecimento

de indicadores ou limites, esta deve ser periódica e com a devida ponderação no intervalo de tempo entre as campanhas.

CEAMAZON Para os fenômenos que apresentam característica de regime permanente, ou alta previsibilidade de ocorrência, as campanhas devem ser periódicas (Harmônicos, Desequilíbrio de Tensão, Flutuação de Tensão). Para os fenômenos de VTCD devem ser permanente.

Rede Energia Medições periódicas podem sinalizar um desempenho irreal. ENERGISA Entendemos que as campanhas periódicas (a cada dois ciclos de Revisão Tarifária) se mostrariam mais adequadas. LIGHT A pergunta dá espaço para interpretações diferentes. Necessita melhor esclarecimento.

ELEKTRO Periódicas, com exceção das VTCDs. No caso das VTCD’s que são eventos com característica aleatória, o acompanhamento de longo prazo se faz necessário, favorecendo o acompanhamento permanente.

UFU Seria muito interessante a repetição das campanhas em intervalos de 5 anos. Análise da evolução das cargas nas redes elétricas.

COPEL-D As campanhas devem ser permanentes. Primeiramente, para avaliação dos fenômenos monitorados e em seguida para verificação da evolução dos mesmos.

KRON medidores As campanhas devem ser permanentes, uma vez que as características das cargas instaladas variam continuamente.

EDP As campanhas devem ser: • Permanentes com alocação ótima em barras de subestações AT e MT. • Periódicos nos clientes com tensão abaixo de 69kV. A exemplo das medições amostrais em regime permanente.


AES BRASIL A AES Brasil entende que as realizações das campanhas deveriam estar atreladas ao tipo de fenômeno a ser monitorado: Para fenômenos de regime permanente, as medições deveriam ser periódicas; Para fenômenos de regime transitório, as medições deveriam acontecer de forma prolongada.

CEMIG Em geral, medições devem ser periódicas, as medições permanentes ficaria a cargo da concessionária para casos individuais. Q.27 Para os fenômenos de Harmônicos, Desequilíbrio de Tensão e VTCD, a norma IEC 61000-4-30 atende aos objetivos da campanha de medição proposta pela ANEEL?


Grupo CPFL Energia

Nesta questão ressalva-se que a campanha de medição propriamente dita ainda não foi proposta. Embora ainda esteja faltando definir o escopo da campanha de medição, entende-se que a NBR IEC 61000-4-30 atende apenas quanto ao estabelecimento do protocolo de medição, ou seja, como o qualímetro fará a aquisição dos registros. Porém nesta norma não está definido como tratar os registros para apurar os indicadores de qualidade referentes aos fenômenos desta questão. Seria necessário também o estabelecimento de um protocolo de apuração para que haja conformidade dos indicadores apurados por meio dos registros. Referência: artigo “Uma Contribuição para o Processo de Análise de Indicadores de Qualidade da Energia Elétrica em Sistemas de Distribuição”, IX CBQEE 2011, Cuiabá.

Rede Energia Entendemos que sim.

GRUPO ENERGISA A princípio nos parece que sim. Entretanto, entendemos que o envio de contribuições originadas de instituições de ensino permitirá a ANEEL reavaliar essa questão.

LIGHT Não temos a contribuir neste tópico.

ELEKTRO Sim, porém, na utilização do medidor classe S, algumas definições serão necessárias para garantir a possibilidade de comparações de resultados. Dependendo da grandeza, há necessidade de se padronizar algumas definições de procedimentos para garantir uniformidade no registro das grandezas.

UFU Para os objetivos de uma campanha de medições de tal magnitude, sim, certamente. Justificativa: Já mencionado em itens anteriores.

COPEL-D Dependerá do objetivo e da metodologia adotada pela ANEEL para a realização da campanha de medição.

KRON medidores Sim, a IEC 61000-4-30 atualmente é utilizada como padrão de protocolo de medição em diversos países, utilizando-se outras normas como complemento para valores de referência ou limite dos parâmetros de medição, portanto é adequada para a

Agente Contribuição campanha de medição da ANEEL.

EDP Sim, é a norma referência do assunto.

AES BRASIL A AES Brasil entende que a norma IEC 61000-4-30 atende aos objetivos da campanha de medição. Entretanto, de forma a viabilizar a campanha, propõe-se a definição do medidor classe S, com a utilização de subgrupo no processamento das harmônicas.

CEMIG Sim. Q.28 Atualmente, há algum programa de acompanhamento e controle dos indicadores de qualidade do produto realizado pelas concessionárias de distribuição?


Grupo CPFL Energia

Sim, ainda não há um processo de acompanhamento e controle destes indicadores, embora haja algumas iniciativas neste sentido ainda em caráter experimental. Dentre outros fatores, a falta de definição do protocolo de medição e de apuração, os custos relativamente altos dos qualímetros, e a falta de definição regulatória, são os principais fatores restritivos para o estabelecimento de um acompanhamento e controle sistemático dos indicadores de qualidade do produto.

CEAMAZON

Não temos conhecimento de programas dessa natureza, mas entende-se que no atual cenário, cada vez mais competitivo e regulado do setor de distribuição de energia no Brasil, as concessionárias necessitam dispor de metodologias para o monitoramento sistemático da operação de seus sistemas, com o intuito de obter informações atualizadas sobre as condições operacionais, para avaliar continuamente se os indicadores de qualidade do produto estão aderentes aos padrões e requisitos recomendados pela ANEEL. Especificamente com relação ao comportamento da tensão elétrica em regime permanente, as recomendações das antigas resoluções 505, e 520 foram revisadas e ampliadas pelo PRODIST, além de serem introduzidos novos requisitos como a avaliação do conteúdo harmônico da tensão, o desequilíbrio de tensão, a flutuação de tensão, e as variações de tensão de curta duração. Todos esses requisitos que demandarão novas metodologias, modelos e ferramentas computacionais para que as empresas possam adquirir informações sobre a operação de seus sistemas; possam diagnosticar situações de não conformidade; corrigi-las e desta forma estarem preparadas para atender as novas exigências da Agência Reguladora, sem o ônus das pesadas multas impostas pelas transgressões. Neste sentido faz-se necessário o desenvolvimento de metodologias adequadas, e de baixo custo, de modo que as distribuidoras de energia elétrica passem a dispor de meios para, de forma automatizada, acessar informações sobre a operação do seu sistema elétrico, sob as mais

Agente Contribuição diversas condições de operação. Deste modo poderão ser detectados e identificados pontos das redes elétricas de média e baixa tensão que não atendem aos padrões de qualidade impostos pelo PRODIST, e que desta forma ao participarem de eventuais amostragens da ANEEL para as campanhas de medição em campo, comprometerão o desempenho da concessionária na apuração dos indicadores, podendo gerar dessa forma pesadas multas para a empresa. A estimação de estado é uma função avançada de análise de redes elétricas, a qual é amplamente utilizada para a obtenção de estimativas do estado operacional dos sistemas de transmissão de energia. As estimativas obtidas são mais confiáveis do que as medidas brutas adquiridas no campo, pois estas podem estar corrompidas com erros de várias naturezas. A aplicação de estimação de estado nos sistemas de distribuição tem esbarrado em uma dificuldade inerente a estes sistemas, que é a falta de uma redundância adequada de medidas, de modo a garantir a observabilidade do estado operacional do sistema. Hoje este aspecto vem sendo superado rapidamente pelos sistemas de distribuição de um modo geral, observando-se na maioria deles grande esforço de implantação de dispositivos de proteção com capacidade de supervisão (religadores microprocessados, chaves com supervisão, entre outros), o que certamente contribuirá para a obtenção de uma boa redundância de medidas, viabilizando desta forma o uso em tempo real de estimadores de estado. Dentro deste cenário, propõe-se, como alternativa para a implantação de um programa de acompanhamento e controle dos indicadores de qualidade do produto para os fenômenos de regime permanente, o uso de estimação de estado para as redes de distribuição em AT (SDAT) e MT (SDMT). É proposto o uso de um estimador de estado à freqüência fundamental (60 Hz), que acompanharia a evolução dos indicadores para valor RMS da tensão, fator de potência e desequilíbrio de tensão; e um estimador de estado harmônico nas freqüências harmônicas de interesse, para acompanhar a evolução dos indicadores relativos ao conteúdo harmônico. Esta solução disponibilizará estimativas confiáveis das tensões, potências e correntes, em todos os transformadores da rede de AT e MT, permitindo o monitoramento em tempo real da operação do sistema. As estimativas obtidas nos secundários dos transformadores de distribuição poderão ser estendidas para os consumidores da BT ligados a esses transformadores, via o desenvolvimento de modelos apropriados para isso, e dessa forma, os indicadores de qualidade do produto poderão ser estimados também para todos os consumidores da BT. Esta é uma solução de baixo custo, que poderá ser utilizada pela Empresa, melhor preparando-a para as campanhas de medição requeridas pela agência reguladora.

Rede Energia Os fenômenos objetos desta consulta são acompanhados de forma esporádica.

GRUPO ENERGISA

Apenas voltados para a tensão em regime permanente, mas mesmo assim de forma incipiente. Entretanto, o Grupo Energisa, ciente dessa nova fronteira da regulamentação da qualidade da energia, está desenvolvendo um Projeto de P&D em conjunto com a Universidade Federal de Uberlândia – UFU voltado para o desenvolvimento de software para simulação e análise dos distúrbios da QEE nas redes de distribuição com base em modelos matemáticos dos elementos da rede de distribuição, assim como dos fenômenos associados com a qualidade da energia elétrica e caracterização das unidades de consumo em relação

Agente Contribuição às perturbações da QEE.

LIGHT Não temos conhecimento deste tipo de programa em concessionárias nacionais.

ELEKTRO Sim, a Elektro mantém um sistema com essa finalidade. Na implementação das medições de faturamento nas fronteiras, houve a decisão de se acompanhar os fenômenos de qualidade da energia, otimizando a infra estrutura desta atividade.

UFU

Não temos informação sobre programas de acompanhamento existentes, apenas de um programa específico em pleno desenvolvimento. Existe um projeto de P&D em andamento nas empresas do Grupo Energisa, com execução realizada pelo Núcleo de Qualidade da Energia Elétrica da UFU, destinado não somente a este propósito, como principalmente a implementação de um software para análise dos distúrbios associados com a qualidade da energia elétrica nos sistemas de distribuição.

COPEL-D Não. Sob demanda, a COPEL é consultada por consumidores quanto à qualidade da energia fornecida e efetua verificações pontuais.

KRON medidores Avaliamos que esta questão poderá ser respondida com maior clareza pelas concessionárias de distribuição.

EDP Somente, há controle das tensões em regime permanente via índices DRP/DRC/ICC(amostrais), baseado na determinações da ANEEL.

AES BRASIL Na área de distribuição, os programas de acompanhamento de controle dos indicadores de qualidade do produto estão basicamente relacionados à tensão em regime permanente.

CEMIG Os controles são pontuais em casos de reclamações, através de análises específicas. Q.29 É viável a adequação pelos fabricantes de equipamentos que emitem distúrbios?


Grupo CPFL Energia

Sim, tendo uma metrologia legal no Brasil para que a produção seja economicamente viável. A adequação pelos fabricantes de equipamentos que emitem distúrbios seria de suma importância. Além disso, seria necessária também a adequação de fabricantes de produtos (nacionais e importados) que são muito sensíveis a fenômenos de qualidade, ou seja, cujas especificações técnicas não atendem a realidade do sistema elétrico brasileiro. Contudo, para que isso se torne realidade deve haver uma normatização das especificações técnicas por parte órgãos dos competentes. Como sugestão, a adoção de uma classificação conforme modelo adotado pelo PROCEL referente à eficiência energética.

Agente Contribuição Rede Energia A forma mais barata de eliminar problemas e fazendo isso na fonte. Os fabricantes devem estudar estratégias de evolução dos

equipamentos para redução dos distúrbios gerados por estes.

ENERGISA Sim. Entendemos que essa medida implica em um compartilhamento de responsabilidades com vistas à melhoria do serviço prestado, devendo, entretanto, a normatização expedida pela ANEEL funcionar como indutora dos arranjos institucionais e legais para que na prática tal adequação seja viabilizada no país.

LIGHT É necessária.

ELEKTRO Sim, sempre existe, mas trata-se de solução customizada ao ponto de instalação. As condições do sistema elétrico no ponto de conexão da carga podem interferir significativamente nas alternativas de solução.

UFU Sem dúvida. Contudo, qual seria o órgão regulador/fiscalizador de tal obrigatoriedade no Brasil? O INMETRO, conforme já informado em workshop recente, realizado no âmbito da SBQEE, não possui atualmente condições de realizar tais análises e certificações. Carência de entidade reguladora/fiscalizadora no país.

COPEL-D

Sim, é viável e necessária. Citamos por exemplo a iluminação pública, sob responsabilidade das prefeituras, substituídas por luminárias LED, que apesar dos inúmeros benefícios que proporciona, devido ao fato de serem alimentadas em corrente contínua através de um conversor (de baixo custo) sem a devida certificação, têm apresentado baixíssimo fator de potência (0,4) e elevado THD de corrente. Há necessidade de criação de um mecanismo de certificação dos equipamentos, frente aos requisitos de qualidade de energia.

KRON medidores Entendemos que cada caso deve ser avaliado individualmente.

EDP

Sim, os fabricantes devem participar e oferecer equipamentos que não emitem distúrbios e menos sensíveis aos VTCD’s. A exemplo da utilização dos selos de eficiência energética os equipamentos deveriam ter também um selo de qualidade de energia. - Limites de suportabilidade e de emissividade de equipamentos eletroeletrônicos; - Limites de suportabilidade de proteções de equipamentos e de plantas industriais;

AES BRASIL AES Brasil entende que é necessária e viável a adequação de equipamentos pelos fornecedores. O sucesso depende do trabalho do órgão normatizador e da ação dos fabricantes de equipamentos.

CEMIG De certa forma talvez seja necessária alguma adequação para controle do nível de emissão dos distúrbios.