AUDIÊNCIA PÚBLICA 082/2015 - ANEEL · AUDIÊNCIA PÚBLICA 082/2015 Em outras oportunidades, como por exemplo, na contribuição à CP nº 005/2011, AP nº 093/2013, AP nº 029/2014,

AUDIÊNCIA PÚBLICA 082/2015

REVISÃO DA REGULAMENTAÇÃO SOBRE A QUALIDADE DO

PRODUTO NO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA

ELÉTRICA (SEÇÃO 8.1 DO MÓDULO 8 DO PRODIST)

Rod. Eng. Miguel Nascentes Burnier, km 2,5, 1755 Pq. São Quirino. Campinas. SP. Brasil. 13088-900 www.cpfl.com.br

Revisão da Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST AUDIÊNCIA PÚBLICA 082/2015

Sumário

Considerações Iniciais ............................................................................................................... 3

1. Objetivo ............................................................................................................................. 3

2. Introdução ......................................................................................................................... 3

3. Fenômenos de Qualidade do Produto .............................................................................. 9

3.1. Fator de Potência .............................................................................................................. 9

3.2. Distorções Harmônicas.................................................................................................... 22

3.3. Desequilíbrio de Tensão .................................................................................................. 32

3.4. Flutuação de Tensão ....................................................................................................... 32

3.5. Variação de Tensão de Curta Duração ............................................................................ 34

4. Instrumentação e Metodologia de Medição ................................................................... 40

5. Procedimentos de Gestão das Reclamações Associadas à Qualidade do Produto ......... 43

6. Estudos de Qualidade da Energia Elétrica para Acesso aos Sistemas de Distribuição.... 52

7. Resumo das Contribuições do Grupo CPFL Energia ........................................................ 59

8. Propostas de Alteração de Texto .................................................................................... 60



Considerações Iniciais

As distribuidoras do Grupo CPFL Energia (CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, CPFL Santa Cruz,

CPFL Leste Paulista, CPFL Sul Paulista, CPFL Jaguari e CPFL Mococa) com intuito exclusivo de

preservar seus direitos, esclarecem que o oferecimento das suas contribuições e

considerações relativas às propostas de revisão da regulamentação sobre a Qualidade do

Produto no sistema de distribuição de energia elétrica (seção 8.1 do módulo 8 do PRODIST)

proposta na Audiência Pública ANEEL nº 082/2015, não implica reconhecimento da

legitimidade do modelo proposto pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL,

tampouco a desistência ou renúncia a qualquer pretensão, direito, prerrogativa, faculdade,

interesse, impugnação, recurso, pedido ou providência judicial ou extrajudicial, anterior,

existente ou futura, relativa a quaisquer matérias, documentos, dados, contratos, decisões,

processos, comunicações, elementos de fato ou de direito, relacionados, direta ou

indiretamente.

1. Objetivo

Oferecer subsídios para o aprimoramento da Seção 8.1 do Módulo 8 dos Procedimentos de

Distribuição de Energia Elétrica – PRODIST.

2. Introdução

Primeiramente, cabe destacar que as distribuidoras do Grupo CPFL Energia entendem que a

discussão sobre a Qualidade da Energia Elétrica, tanto em seu aspecto de produto quanto de

serviço, encontra-se em processo de constante aprimoramento e reconhecem o mérito desta

Agência em avançar na regulamentação dos fenômenos associados à Qualidade da Energia

Elétrica.

As discussões desta Audiência Pública nº 082/2015 é mais um importante passo para a

reflexão do patamar de investimento/qualidade em que as distribuidoras se encontram

atualmente e também para definir diretrizes que sejam ao mesmo tempo factíveis e

desafiadoras de forma a garantir o fornecimento de energia elétrica com qualidade aos

consumidores sem deixar de ser avaliado o nível de investimento necessário para atingir tal

patamar de melhoria.

Neste cenário, merece reflexão o limite do nível de qualidade prestado frente ao conceito de

investimento prudente, que está diretamente correlacionada ao valor de tarifa a qual a

sociedade está disposta a pagar pela prestação desse serviço público, sabendo-se que para um

produto ou serviço isento de falhas, o custo tende a infinito.



Em outras oportunidades, como por exemplo, na contribuição à CP nº 005/2011, AP nº

093/2013, AP nº 029/2014, AP nº 052/2014, AP nº 020/2015 e CP nº 018/2015, as

distribuidoras do Grupo CPFL Energia já ponderaram sobre a necessidade de aprimoramento

na regulamentação referente à Qualidade da Energia Elétrica, entretanto sem deixar de levar

em consideração a distribuição equilibrada de responsabilidades entre os agentes do setor.

Não se pode esquecer que o cenário atual tem propiciado desafios diários no campo técnico e

econômico, bem como envidado significativo esforço das distribuidoras para garantir a

qualidade do fornecimento de energia elétrica a seus consumidores. Portanto, para que os

objetivos pretendidos com a evolução da presente proposta de regulamentação sejam

alcançados, ressalta-se a importância de se buscar um ponto de equilíbrio entre as ações que

deverão ser implementadas para a melhoria da Qualidade da Energia Elétrica e as demais

atividades já atribuídas às distribuidoras como, por exemplo, as recentes alterações na

metodologia de apuração das perdas técnicas, na metodologia de definição dos limites dos

indicadores DEC/FEC, a revisão dos Módulos 6 e 8 dos Procedimentos de Distribuição –

PRODIST, motivada pela inclusão dos sistemas de medição de que trata a Resolução Normativa

nº 502/2012, os novos critérios para utilização do expediente de Interrupção em Situação de

Emergência – ISE e, principalmente, os desafios impostos as distribuidoras que tiverem seus

contratos de concessão renovados nos moldes definidos no âmbito da AP nº 038/2015.

Conforme trecho da minuta dos novos contratos de concessão apresentado na sequência, as

distribuidoras serão cobradas de forma bastante incisiva quanto à manutenção da qualidade

da prestação do serviço e a condição de sustentabilidade econômico-financeira. Portanto,

evoluir no regramento da qualidade do produto pautado apenas na retórica da necessidade de

evoluir o regramento e deixar de avaliar de forma adequada o cenário de desafios que está

sendo desenhado pode contribuir para o insucesso dos objetivos almejados.

“CLÁUSULA DÉCIMA SEGUNDA – EXTINÇÃO DA CONCESSÃO E REVERSÃO DOS BENS E

INSTALAÇÕES VINCULADOS

A concessão para exploração do serviço público de distribuição de energia elétrica

regulada por este Contrato será considerada extinta, observadas as normas setoriais,

nos seguintes casos:

(...)

III. caducidade;

(...)

Subcláusula Sétima – Verificada qualquer das hipóteses de inadimplemento previstas

nas normas vigentes e neste Termo Aditivo, a ANEEL instaurará processo

administrativo para verificação das infrações e falhas, assegurado o contraditório e a

ampla defesa à DISTRIBUIDORA, e poderá recomendar ao Poder Concedente a

declaração de caducidade da concessão, que poderá adotar as seguintes medidas,

além daquelas previstas na Lei 8.987, de 1995 e 12.783, de 2013:



Parágrafo 2º – Para fins da preservação da continuidade da prestação do serviço

público, o Poder Concedente estabelecerá, a 36 meses do termo deste contrato, as

diretrizes para licitação do serviço público objeto deste contrato, sendo que para a fase

de transição, a distribuidora se compromete a manter a prestação do serviço

adequado, particularmente a:

a) manter a qualidade da prestação do serviço e a condição de sustentabilidade

econômico-financeira

(..)” (grifo nosso)

Neste sentido, ainda resgata-se a discussão sobre a revisão dos Módulos 6 e 8 do PRODIST, em

especial um trecho da Nota Técnica n° 0173/2013-SRD/ANEEL, de 16/07/2013, disponibilizada

quando da abertura da Audiência Pública nº 093/2013.

“15. Entretanto, os instrumentos regulatórios que incentivam as distribuidoras a

corrigir os problemas de nível de tensão em regime permanente devem ser

aperfeiçoados, de modo a reforçar a responsabilidade dos agentes de manterem o

sistema de distribuição em patamares de operação adequados. Assim, o período para

atuação da distribuidora de forma exclusivamente corretiva deve ter fim. Com a

publicação da REN nº 502/2012, o nível de tensão nas unidades consumidoras poderá

ser registrado pelo mesmo medidor usado para medir outros fenômenos e o próprio

consumo de energia elétrica. Isso representará um desafio às distribuidoras, qual seja o

de acompanhar a tensão em regime permanente de forma contínua, uma vez que os

indicadores passarão a ser muito mais conhecidos e fiscalizados pelos consumidores.

16. Desse modo, propõe-se reforçar a atuação preventiva no regulamento. Deve-se

estimular que as empresas busquem a modernização e automação das redes e

sistemas para acompanhar os níveis de tensão, detectando previamente os pontos

que, futuramente, poderão apresentar problemas de tensão em regime permanente.

Exceto em situações excepcionais, não é mais aceitável que a distribuidora perceba

esses problemas principalmente ou, pior, exclusivamente, através de reclamações

dos consumidores. O prazo de regularização foi estabelecido há mais de 40 anos,

quando ainda eram raras as soluções para acompanhamento do nível de tensão

fornecido aos consumidores. Hoje, a realidade é completamente diferente daquela e,

portanto, não se pode admitir o desconhecimento por parte da distribuidora como

argumento que justifique o problema de nível de tensão.” (Grifo nosso)

Primeiramente, observa-se o intuito de reforçar a responsabilidade das distribuidoras em

manterem os seus respectivos sistemas de distribuição em patamares de operação adequados

no que tange a Qualidade do Produto – Tensões em Regime Permanente. Por consequência,

leva-se a uma atuação preventiva ao regulamento estimulando assim a modernização e

automação das redes e sistemas para que seja possível acompanhar os níveis de tensão.



Entretanto, nota-se também que a Agência, ao propor o fim deste período de atuação

corretiva por parte das distribuidoras, pautou-se na evolução paulatina do regulamento, com

etapas dosadas e adequadas ao contexto tecnológico e econômico que estavam inseridas, no

acompanhamento da modernização das redes e dos sistemas de automação e, por fim, a

maturidade de um regulamento que evoluiu ao longo dos anos permitindo assim que os

agentes se adequassem as novas propostas.

Atendo-nos ao tema discutido na presente AP, não se pode negar os avanços nas discussões

referente à metodologia para obtenção de indicadores que permitam acompanhar os

fenômenos de qualidade, o esforço desta Agência em levar a discussão do tema para outras

esferas além dos atos formais de intercâmbio documental e a busca por consultoria

especializada para suportar os estudos de aprimoramento.

Entretanto, não se pode negar também que o caminho ainda é longo até que a proposta possa

atingir um grau de maturidade em sua plenitude. Assim como cabe menção honrosa o avanço

em determinados pontos, faz-se primordial cobrar atenção de outros pontos que ainda

carecem de discussão mais refinada para estarem aptos a contribuir positivamente no avanço

do regramento da qualidade do produto.

Destes pontos destaca-se o pioneirismo da proposta relacionada ao indicador “Fator de

Impacto” para acompanhamento das Variações de Tensão de Curta Duração e as diversas

dúvidas sobre a adequação dos parâmetros adotados para sua construção. Também chama a

atenção as divergências entre as metodologias adotadas pelo Procedimento de Rede e a

minuta ora discutida do PRODIST (metodologia de obtenção dos indicadores, valores de

referência adotados e exigências do processo de acesso ao sistema).

Transformar o “Processo de Reclamação de Nível de Tensão” em um “Processo de Reclamação

da Qualidade do Produto” agregando todos os fenômenos de qualidade parece preocupante.

Será um grande desafio não comprometer algo que já está consolidado e que em algumas

distribuidoras existem investimentos de alta monta em andamento para otimização e

estabilização dos mesmos. A sensibilidade dos consumidores aos demais fenômenos de

qualidade é seletiva ao potencial de perdas econômicas caso venha a gerar uma parada no

processo produtivo e, portanto, neste primeiro momento faz mais sentido focar o processo de

reclamações de assuntos mais complexos para aqueles consumidores que de fato percebem

estes fenômenos. Assim seria possível promover a melhoria da relação comercial entre

acessante e acessado, em especial com consumidores industriais por serem os mais

impactados pelos fenômenos discutidos nesta AP.

Preocupa também já se discutir “Procedimentos de Regularização” com prazos rígidos e

previsão de penalidades sendo que paira certo desconhecimento sobre o real comportamento

das redes de distribuições e ainda carece de acompanhamento do desempenho dos

indicadores estabelecidos para que possam ser classificados como adequados. Cita-se como

exemplo a agregação em indicadores mensais para acompanhar as VTCDs e questiona-se: seria



adequado promover qualquer adequação, seja na rede da distribuidora ou na planta industrial

do acessante, baseado na violação de um único indicador mensal para mensurar um fenômeno

sabidamente de natureza aleatória?

Todo este cenário já promoveria desafios bastante significativos, porém se tem no prazo de

inicio de vigência desta proposta outro grande complicador. Segundo consta nos autos desta

AP, as alterações na Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST terá seu inicio de vigência em 1 de

janeiro de 2017. O prazo exíguo para absorção das novas diretrizes e estruturação das

empresas para atendimento adequado do regulamento poderá comprometer o atendimento

pleno na data hoje estipulada. As distribuidoras do Grupo CPFL Energia oferecem nesta

contribuição sólidos argumentos técnicos e preocupações que dão respaldo ao pedido de

parcimônia quanto ao inicio de vigência do regulamento. A própria Agência reconhece a

necessidade de estruturação das distribuidoras em sua Análise de Impacto Regulatória – AIR,

conforme se destaca na sequência.

“Qual é o prazo para a implantação do regulamento?

Uma vez que as propostas são de pequena intervenção, considera-se que os impactos

nas distribuidoras serão relativamente pequenos. Para todas, haverá a necessidade

de desenvolvimento ou adequação de um procedimento para o tratamento das

reclamações. Para algumas, haverá a necessidade de aquisição de equipamentos e

treinamento/contratação de pessoas.” (grifo nosso)

A avaliação se mostra um pouco confusa, pois ao mesmo tempo em que reconhece a

necessidade de estruturação, afirma que os impactos são relativamente pequenos devido a

pouca intervenção. Por isso, cumpre destacar que a AIR apresentada no âmbito desta

Audiência Pública se furta de uma análise mais assertiva quanto aos impactos das alterações

propostas. Nesse sentido, resgata-se o Art. 2º da Norma de Organização ANEEL nº 40, de 12 de

março de 2013.

“Art. 2º A AIR é o procedimento por meio do qual são providas informações sobre a

necessidade e as consequências da regulação que está sendo proposta e é verificado

se os benefícios potenciais da medida excedem os custos estimados, bem como se,

entre todas as alternativas avaliadas para alcançar o objetivo da regulação

proposta, a ação é a mais benéfica para a sociedade”.

Reconhece-se neste trabalho o esforço da Agência em identificar as necessidades para

justificar o avanço do regulamento, entretanto não se tem a mesma percepção em relação à

avaliação dos impactos conforme os trechos destacados da AIR.

“Para evitar maiores transtornos, a proposta neste momento é o estabelecimento de

limites relativamente conservadores – da mesma forma como foi feito na regulação

da continuidade do fornecimento, do indicador FER (Frequência Equivalente de

Reclamação) e de outros exemplos. Assim, parte-se de um valor factível, que



certamente será um avanço para os acessantes que sofrem com problemas de má

qualidade e não causará transtornos para as distribuidoras que operaram as redes de

forma minimamente eficiente.”

Desde 2008, o PRODIST estabelece valores de referência para acompanhamento destes

fenômenos. As distribuidoras que operam suas redes de forma minimamente eficientes

realizaram investimentos para tal e estes foram balizados nestes indicadores. Na proposta de

alteração do PRODIST, estão sendo realizados aprimoramentos nas metodologias de apuração

dos indicadores de acompanhamento da qualidade do produto, criação de um indicador

inovador para acompanhamento das VTCDs, definição de limites globais e individuais,

alterações significativas no processo de gestão das reclamações relacionadas aos

consumidores e definição de responsabilidades quanto aos estudos para o acesso ao sistema

de distribuição.

Talvez as alterações propostas não sejam tão facilmente absorvidas assim, ainda mais se

considerarmos a complexidade do tema que está sendo discutido. Conforme será abordado

nos capítulos referentes aos fenômenos de qualidade, a solução para adequação do sistema

aos limites propostos é bastante onerosa e precisa estar pautada tecnicamente e não somente

buscando atender um número que poderá ser revisado no futuro.

O processo de gestão das reclamações precisa avançar para que exista um padrão de

atendimento uniforme entre todas as distribuidoras do país, porém não se pode perder o foco

que os fenômenos discutidos neste AP exigem comprometimento de ambos as partes para que

possam ser avaliados/solucionados.

Insiste-se que as discussões avançaram em muitos temas, mas ainda se tem muito a discutir,

estudar e acompanhar em relação a outros pontos. Sem conhecer a fundo o Problema 2

(“desconhecimento do desempenho dos sistemas de distribuição com relação aos fenômenos

da qualidade do produto”) parte da evolução da discussão do Problema 1 (”não tratamento

das reclamações dos acessantes quando da ocorrência de problemas relacionados à qualidade

do produto”) fica deveras comprometida. Sendo assim, por que não considerar na AIR a

evolução parcimoniosa do regramento proposto? Avançar com cautela tende a garantir a

subsistência de regulamentos complexos e que de certa maneira ainda possui lacunas técnicas

para definição precisa de responsabilidades.

Neste complexo contexto, as distribuidoras do Grupo CPFL Energia vêm respeitosamente

oferecer suas contribuições quanto ao aprimoramento da regulamentação associada aos

fenômenos de qualidade: desequilíbrios de tensão, distorções harmônicas, flutuações de

tensão e variações de tensão de curta duração – visando a sensibilizar esta Agência quanto à

necessidade de amadurecimento da proposta apresentada nesta Audiência Pública nº

082/2015 visando distribuir adequadamente as responsabilidades entre os agentes e garantir

que a evolução do regulamente venha no sentido de melhorar as relações comerciais entre os

mesmos.



3. Fenômenos de Qualidade do Produto

3.1. Fator de Potência

i) O fator de potência nos pontos de conexão

O sistema elétrico do estado de São Paulo se desenvolveu, desde a época dos pioneiros na

eletrificação de pequenos centros urbanos, no sentido de integrar e otimizar o sistema de

transmissão e distribuição de energia, visando o transporte eficiente de energia das usinas

hidrelétricas até os centros de consumo.

Com o desenvolvimento de novas tecnologias e a ampliação da participação da geração

distribuída na matriz energética, a tradicional visão centralizada de geração, adotada até o

final do século passado, dá espaço ao conceito de geração distribuída e a novos desafios na

gestão eletroenergética do sistema de geração, transmissão e distribuição.

A Resolução Normativa n° 414/2010 define no Art. 2º:

"XXXV – fator de potência: razão entre a energia elétrica ativa e a raiz quadrada

da soma dos quadrados das energias elétricas ativa e reativa, consumidas num

mesmo período especificado."

O fator de potência é um indicador da eficiência energética das instalações, porém em alguns

casos, há necessidade de ampliar a visão de forma sistêmica, avaliando um conjunto de fatores

das quais a análise isolada de um ponto de conexão trariam conclusões e necessidades

equivocadas de investimentos.

ii) O fator de potência global e o efeito da geração conectada ao sistema de distribuição

Para fins de avaliação do desempenho no atendimento as cargas da Distribuidora foram

realizadas a análise da carga total agrupando todas as medições de SMF dos pontos de

contratação de MUST. Em contrapartida, avaliou-se também o montante de geração

conectada ao sistema de distribuição e o seu efeito sobre a composição da carga da

distribuidora e na definição do fator de potência global. Os resultados desta avaliação são

apresentados a seguir.

Nos gráficos abaixo, são apresentados o Fator de Potência dos pontos de contratação de MUST

em 2011 e 2012, representados pelas linhas em azul (FP das fronteiras de MUST) e o FP Global

da distribuidora que corresponde à contabilização considerando a geração conectada ao

sistema de distribuição, ou seja, caracterizando o Fator de Potência real da carga atendida pela

distribuidora.



Podemos observar a indicação equivocada de transgressão do limite de Fator de Potência nas

fronteiras em função da redução da potência ativa devido à geração conectada no sistema da

distribuidora.

O efeito da geração conectada ao sistema de distribuição é mais evidente quando olhamos as

medições de potência ativa e reativa.



Verifica-se nítida redução da demanda de potência ativa vista nos pontos de contratação de

MUST durante o período de geração, sendo predominante a geração à biomassa de bagaço de

cana.

Por outro lado, o efeito da geração sobre a demanda de potência reativa visto nos pontos de

contratação de MUST da CFPL não apresenta o efeito proporcional, mantendo os níveis de

demanda de potência reativa.

Em resumo, se de um lado a potência ativa demanda nos pontos de contratação de MUST da

distribuidora reduz em grandes proporções com a injeção da geração conectada ao sistema de



distribuição, por outro, a demanda de potência reativa permanece praticamente a mesma,

demonstrando que haverá um efeito direto e prejudicial ao cálculo do fator de potência nos

pontos de contratação de MUST.

iii) Efeito da geração conectada no sistema de distribuição

As centrais geradoras conectadas diretamente ao sistema de distribuição fornecem potência

ativa localmente, reduzindo a demanda para atendimento a carga da distribuidora nos pontos

de conexão com o sistema de transmissão.

Figura 1 - Efeito da geração distribuída

Na Figura 1, o suprimento da potência ativa ocorre através de duas fontes em pontos distintos,

porém o suprimento de potência reativa se dá através da conexão com a rede básica, desta

forma, embora a carga da distribuidora mantenha o fator de potência de 0,92, o que se

observa na fronteira é um fator de potência baixo devido ao efeito da redução da potência

ativa fornecida pela geração distribuída.

O principal efeito é que o fator de potência visto no ponto de conexão com o sistema de

transmissão não reflete a característica real da carga atendida pela distribuidora.

iv) Efeito da cogeração conectada no sistema de distribuição

Um caso particular é a de centrais geradoras à biomassa da cana-de-açúcar, os quais são

constituídos de sistemas de cogeração, com o processo de produção de energia associado à

produção industrial de álcool ou açúcar.

Na última década, este tipo de central geradora teve grande expansão no estado de São Paulo,

consequência de programas de incentivo do governo, tais como, o PROINFA. Devido a sua

localização e ao porte destas centrais geradoras, a grande maioria das conexões se

desenvolveu, seguindo o critério de menor custo global, no sistema elétrico das distribuidoras.

Qualificados como produtores independentes de energia têm como princípio a

comercialização do excedente de geração de energia ativa e, não ultrapassando o montante de

uso contratado (MUSD), estes geradores injetam, a cada instante, a potência ativa não

utilizada em seu processo industrial.

RB/DIT

Distribuidora

G M M

FP=0,51 10 MW

FP=1,0 30 MW

FP=0,92 40 MW

17 Mvar



Figura 2 - Efeito da cogeração conectada a rede de distribuição

Na Figura 2, a potência ativa gerada pela central geradora é parcialmente utilizada pela sua

carga, sendo o excedente injetado na rede de distribuição. Este excedente irá suprir a carga da

distribuidora, reduzindo as solicitações de potência ativa no ponto de conexão com a

transmissora. Por outro lado, o sistema de rede básica realiza o suprimento de potência

reativa às cargas da distribuidora e adicionalmente, supre a necessidade de reativos da carga

própria da cogeração. Desta forma, embora todas as cargas mantenham o fator de potência de

0,92, o fator de potência no ponto de conexão com a transmissão fica ainda mais baixo devido

ao efeito da redução da potência ativa fornecida pela geração distribuída, agravado pela

solicitação de potência reativa da carga própria da cogeração.

v) Cogeração - grandes consumidores de reativos

Na cogeração à biomassa da cana-de-açúcar, em sua maioria, verificam-se no período de

geração que estas centrais geradoras injetam pouco reativo na rede (capacitivo) e possuem

um consumo elevado de reativos (indutivo), como podemos observar nos Gráficos de 1 a 4.

Gráfico 1 – Medição da UTE 1

UTE 1

Distribuidora

RB/DIT

G M M

FP=0,36 10 MW 25,5 Mvar

FP=0,96 30 MW 8,5 Mvar

FP=0,92 40 MW 17 Mvar

FP=0,92 20 MW 8,5 Mvar

FP=1,0 50 MW






UTE 2

UTE 3

UTE 4



Desta forma, temos um fator agravante na definição do fator de potência nos pontos de

conexão influenciados pela geração distribuída (vide Figura 2), onde ocorre a:

i. Redução na solicitação de potência ativa; e

ii. Elevação na solicitação de potência reativa.

Os Procedimentos de Rede definem requisitos para que a geração mantenha o fator de

potência dentro de uma faixa definida, podendo esta ser indutiva, capacitiva ou unitária.

vi) Sistema operando em malha

Em sistemas operando em malha, com ponto de conexão com diferentes sistemas da Rede

Básica/DIT, os fluxos de reativos nestes pontos de contratação de MUST dependem dos ajustes

de tensão nas barras das fronteiras definidas pelo ONS. Qualquer degrau de tensão pode

definir novos cenários de fluxo de reativos.

Podem ocorrer situações onde o fluxo de ativo e/ou reativo seja no sentido da Distribuidora

para o sistema de transmissão, por influência de intercâmbio entre sistemas de transmissão

e/ou de geração despachada centralizadamente, ou seja, nestes pontos existe uma forte

dependência das condições de operação eletroenergética do sistema da Rede Básica.

Figura 3 - Sistemas operando em malha

RB/DIT

GM M

RB/DIT

M

Distribuidora

RB/DIT

M

CARGA500 kV

440 kV

345 kV



vii) Efeito em sistemas operando em malha - caso real (sistema mirassol)

Os pontos de conexão de Mirassol e São José do Rio Preto, da distribuidora Paulista, sofrem a

influência dos despachos das usinas da bacia do Tietê. Em certos períodos ocorre a inversão do

fluxo na SE Mirassol, que vem das centrais geradoras conectadas às DIT, passa pelo sistema de

distribuição da distribuidora e sobe para a Rede Básica.

Figura 4 - Sistemas Mirassol/S.J.R.Preto - operando em malha

Gráfico 5 - Medição do ponto de conexão de São José do Rio Preto 138 kV

SE MIRASSOL

440/138 kV

440 kV138 kV

138 kV

GGUHE IBITINGA

UHE BARIRI

UHE PROMISSÃO

UHE NOVA AVANHANDAVA

SE ÁGUA VERMELHA 440/138 kV

SE TRÊS IRMÃOS440/138 kV

SE BAURU 440/138 kV

SE GETULINA 440/138 kV

SE S.J.RIO

PRETO 138 kVSE S.J.RIO

PRETO 138 kV

(CPFL)

CPFL – 138 kV

DIT CTEEP – 138 kV

REDE BÁSICA – 440 kV

Elevação da Geração do

Tietê

+



Gráfico 6 - Medição do ponto de conexão de Mirassol 138 kV

Analisando as medições do ponto de conexão de Mirassol e São José do Rio Preto, sendo mais

evidente entre os meses de maio a setembro, verifica-se a elevação fluxo de potência ativa em

São José do Rio Preto (Gráfico 10), levando a inversão do fluxo no ponto de conexão de

Mirassol (Gráfico 11), ou seja, a geração do Tietê, associado ao período de safra da cana-de-

açúcar (geração à biomassa), levando a geração presente no sistema das DIT a exportar para

Rede Básica, passando pelo sistema da distribuidora Paulista.

Em contrapartida, o fluxo de potência reativa é do sentido Rede Básica para a DIT, passando

pelo sistema da distribuidora Paulista, constatado pela variação e constantes inversões de

fluxo de reativo na fronteira de São José do Rio Preto (Gráfico 10).

Com isto, o fator de potência de ambos os pontos de conexão dependem das condições de

operação eletroenergética dos sistemas das DIT e da Rede Básica. A resultante, principalmente

no ponto de conexão de Mirassol, é a formação de uma nuvem de pontos de fatores de

potência, que não refletem a característica da carga da distribuidora, mas o intercâmbio entre

dois sistemas de transmissão.

viii) Sistemas operando em malha e com influência de geração distribuída – caso real

(agrupamento da região campinas/piracicaba)

Com a finalidade de avaliar o efeito conjunto dos intercâmbios de Rede Básica e da geração

conectada no sistema de distribuição, a distribuidora Paulista realizou a avaliação do

agrupamento de medições de fronteira e das centrais geradoras da região de Campinas.

Inversão de Fluxo

+



Esta região opera em malha fechada entre pontos de conexão com a Rede Básica nos pontos

Campinas, Sumaré, Itatiba e Santa Bárbara d’Oeste e interliga o Sistema de Transmissão de

500 kV, 440 kV e 345 kV. A região possui 10 (dez) centrais geradoras conectadas em diversas

regiões. Ainda, existe uma interligação fraca entre os pontos de Araraquara e Botucatu, que

foram representados pelas medições das LT138 kV Araraquara – Piracicaba e LT 138 kV

Botucatu – Piracicaba.

Analisando os pontos individualmente, observa-se que, com exceção do ponto de conexão de

Itatiba, os demais pontos apresentam fator de potência abaixo dos limites estabelecidos pelos

Procedimentos de Rede.

Fator de Potência por ponto de conexão



A resultante do agrupamento das medições é a caracterização mais próxima ao real da carga

atendida pela distribuidora Paulista. O resultado do agrupamento das medições de fronteira

com a Rede Básica e da geração conectada ao sistema de distribuição resultaram na definição

de uma curva de fatores de potência sem violações, o que significa que a carga atendida pela

distribuidora Paulista, para esta região, possui a compensação reativa correta.

Fator de Potência – agrupamento das medições

ix) O fator de potência nos pontos de conexão de consumidores diretamente conectados à

rede básica ou dit

Nos pontos de conexão que correspondem a atendimentos de consumidores conectados

diretamente à REDE BÁSICA ou DIT - Demais Instalações de Transmissão, sendo que o sistema

de medição de faturamento (SMF) do cliente é o mesmo da Distribuidora, não há separação

física entre ativos da Distribuidora e do Consumidor.

Desta forma, os fatores de potência medidos nestes pontos de conexão são consequência da

característica operacional do consumidor, não havendo qualquer envolvimento da

Distribuidora no desempenho do fator de potência.

Cabe a Distribuidora a aplicação de cobrança sobre o excedente de consumo e demanda de

potência reativa, conforme determinam os Artigos 96 e 97 da Resolução Normativa ANEEL nº

414/2010 e ao aviso sobre o não cumprimento das normas e padrões da distribuidora.

Foram avaliadas diversas faturas destes consumidores onde observa-se a cobrança por

excedente de consumo de reativos, porém, raramente são cobrados os excedentes de

demanda de reativos, demonstrando a tolerância a fatores de potência inferiores aos limites

definidos pela resolução. Assim, realizou-se uma análise do método de cobrança de excedente

de demanda de reativos, definidos nos artigos 96 e 97 da Resolução Normativa ANEEL nº

414/10, e constatou-se que esta está associada a demanda faturada, a qual deve ser, no

mínimo a demanda contratada. Assim, para medições de demanda de potência ativa inferiores

a demanda contratada, o fator de potência do consumidor pode estar abaixo dos limites

estabelecidos pelo Artigo 95 da Resolução Normativa ANEEL nº 414/2010, sem gerar

cobranças por excedente de demanda de reativos, conforme demonstrado no gráfico abaixo:



Esta condição está fundamentada no fato do consumidor estar limitado a uma potência

aparente (MVA) obtido da relação entre a demanda contratada e o limite de fator de potência

definido pelo Artigo 95 da Resolução Normativa ANEEL nº 414/10, ou seja, para valores de

demanda ativa medida abaixo da demanda contratada, pode se estabelecer uma relação de

tolerância a demanda de reativos, desde que esta não ultrapasse a potência aparente

associada ao contrato de demanda, conforme podemos demonstrar no gráfico abaixo:

Região com

Penalidade

Região sem

Penalidade



Neste ponto, a distribuidora Paulista tem a esclarecer que a Resolução Normativa ANEEL nº

414/10 não contempla o sinal econômico adequado para que o consumidor perceba de forma

inequívoca e sensibilize-o da importância de adequar o fator de potência em suas instalações.

Assim, a penalização da Distribuidora pelo não cumprimento dos limites de fator de potência

destes pontos de contratação de consumidores diretamente conectados à Rede Básica ou às

DIT, impõe a necessidade de definir investimentos para a adequação do fator de potência. O

que leva a dificuldades na definição da localização das instalações de compensação reativa, de

forma que:

i. seja efetivo na adequação do fator de potência;

ii. seja possível a medição de seu efeito;

iii. caracterize instalação no sistema elétrico da distribuidora.

Definição do local de instalação dos Bancos de Capacitores

x) Considerações finais

Desta forma, a distribuidora Paulista entende que a ANEEL deve considerar os efeitos da

geração distribuída e dos intercâmbios existentes nos pontos de conexão da Distribuidora para

a avaliação do fator de potência evitando riscos de julgamento e apontamento de necessidade

de investimentos indevidos por parte da distribuidora. É essencial a criação de regras e

métodos claros para o tratamento destes pontos de conexão que operam em malha fechada

com a Rede Básica/DIT e/ou que possuam geração conectada diretamente a rede de

distribuição.

SMF

DIT

?

UC



É importante salientar que em alguns pontos de conexão, a volatilidade do fator de potência

impõe a necessidade de aplicação de tecnologia em compensação de reativos que possua

tempo de resposta rápido para que seu efeito seja registrado nos medidores do SMF.

Os pontos de conexão de consumidores diretamente conectados à Rede Básica e às DIT devem

ser excluídos desta fiscalização, considerando que:

i. São efeitos causados diretamente pelo consumidor;

ii. A Resolução Normativa ANEEL nº 414/10 não sinaliza de forma eficiente a necessidade

de adequação do fator de potência do consumidor do grupo A;

iii. A necessidade de investimentos em compensação reativa nestes consumidores

esbarra em dificuldades para a definição da localização dos equipamentos e na

medição dos seus efeitos;

iv. Os investimentos necessários para adequação do fator de potência destes

consumidores afeta diretamente a tarifa dos consumidores da, não contribuindo para

a modicidade tarifária.

3.2. Distorções Harmônicas

Indicadores para acompanhamento das Distorções Harmônicas

Em conformidade às contribuições já apresentadas em atenção à CP no 018/2014 as

distribuidoras do Grupo CPFL ratificam que os indicadores propostos para acompanhamento

das distorções harmônicas por meio da caracterização por grupos harmônicos de tensão

(DTTp%, DTTi% e DTT3%) estão adequados e vem ao encontro da simplificação do processo de

gestão dos indicadores de distorção harmônica de tensão desde que sejam obtidos e

provenientes da manutenção dos valores de referência vigentes para as distorções harmônicas

individuais de tensão.

Neste contexto resgata-se os trechos da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL, reafirmando

o objetivo principal da agencia na criação dos grupos de ordens harmônicas.

“26. Além da distorção harmônica total de tensão, verificam-se na atual versão do

Módulo 8 valores de referência para as distorções harmônicas individuais até 25ª

ordem. Com objetivo de simplificação do processo de gestão dos indicadores foram

propostos grupos de ordens harmônicas: as componentes harmônicas de tensão de

ordem par e não múltiplas de 3, as de ordem ímpar e não múltiplas de 3 e as múltiplas

de 3.

27. Tal proposta difere do padrão mundial e do adotado pelos Procedimentos de Rede.

Porém, a proposta é baseada na necessidade de simplificação da quantidade de

informação que será avaliada pela ANEEL.” (Grifo nosso)



Adicionalmente, na referida Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL apresentava-se o seguinte

entendimento quando a manutenção dos indicadores individuais para avaliação de distorção

harmônica de tensão.

“28. Portanto, deve-se deixar claro que não se pretende excluir as distorções

harmônicas individuais de tensão; pelo contrário, elas são essenciais para os estudos

da distribuidora. O que se propõe é apenas que o Órgão Regulador acompanhe as

distorções harmônicas por meio de indicadores que possibilitarão uma visão geral do

fenômeno, o detalhamento estará disponível nas informações armazenadas da

medição realizada. A ressalva da necessidade de armazenar as informações da

medição por período mínimo de 5 anos, para fins de fiscalização da ANEEL e consulta

dos consumidores, é importante para esclarecer que o detalhamento da medição

estará disponível na distribuidora.” (grifo nosso)

Entretanto, na proposta de texto para a revisão dos módulos 3 e 8 do PRODIST apresentada na

Consulta Pública no 018/2014 existia um entendimento contrário ao explicitado na referida

nota técnica, como observa-se na sequência.

“[Módulo 3] 4.6.3.3 Os estudos para avaliação do impacto das distorções harmônicas

deverão considerar as principais frequências harmônicas associadas à operação das

cargas potencialmente perturbadoras do acessante, as quais serão consolidadas junto

ao Ponto de Conexão na forma dos indicadores de distorção harmônica total de

tensão, em conformidade com as expressões apresentadas no item 4.2.2 da Seção

8.1 do Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica.

[Módulo 8] 4.4.4 Não são definidos limites para as distorções harmônicas individuais

de tensão.” (grifo nosso)

Em análise ao texto apresentado na Nota Técnica no 101/2015 –SRD/ANEEL e na proposta de

texto para a revisão do módulo 8 do PRODIST apresentada nesta audiência pública não é

realizada nenhuma menção a manutenção das distorções harmônicas individuais. Reitera-se

que os valores de referência para os indicadores de harmônicas individuais de tensão devem

permanecer para que possam ser utilizados como parâmetros nos estudos para avaliação do

impacto das distorções harmônicas quando da conexão de cargas potencialmente

perturbadoras. Portanto propõe-se a inserção da tabela de harmônicas individuais de tensão

na proposta do módulo 8 do PRODIST.

Definição dos limites

Salienta-se novamente que, ao propor novos indicadores para acompanhamento das

distorções harmônicas, a Agência deve-se atentar à manutenção dos valores de referência

compatíveis e coerentes com aqueles presentes na regulamentação vigente, ou seja, que

sejam obtidos via cálculo e provenientes da manutenção dos valores de referência vigentes

para as distorções harmônicas totais e individuais de tensão.



Todavia, ressalta-se que os valores dos limites propostos pela consultoria e adotado pela

Agência para os novos indicadores para acompanhamento das distorções harmônicas de

tensão sustentam-se em normativas internacionais e em medições realizadas em algumas

distribuidoras do país, que certamente não representam na totalidade a complexidade do

sistema elétrico nacional. Porém, desconsidera os valores de referência que vem sendo

aplicados no Módulo 8 do PRODIST e que hoje balizam as tomadas de decisão de

investimentos em prol da melhoria da qualidade da energia elétrica.

Os seguintes trechos da Nota Técnica n° 0105/2014-SRD/ANEEL e Nota Técnica nº 101/2015 –

SRD/ANEEL reafirmam as origens dos limites propostos.

“73. A Consultoria conseguiu elaborar uma proposta de limites para os indicadores

baseada na correlação entre o desempenho de equipamentos sob a ação de

suprimentos não ideais. Maiores detalhes da proposta podem ser obtidos no

Relatório 4. Ao analisar a consistência dos limites propostos diante das medições

encaminhadas pelas distribuidoras, pode-se concluir que a maioria das medições foi

considerada adequada e em alguns casos os limites foram conservadores. Foram

encaminhadas informações de medições realizadas pela Elektro, Bandeirante, Escelsa,

Enersul e Grupo Energisa (Borborema, Paraíba, Sergipe, Nova Friburgo e Minas Gerais).

38. Com relação aos valores dos limites propostos, estes foram fundamentados nos

estudos da consultoria especializada e também em valores já empregados nos

Procedimentos de Rede.” (grifo nosso)

Destaca-se ainda que a consistência/comparação de valores de referência entre metodologias

de apuração distintas, a existente nos Procedimentos de Rede e a proposta para o módulo 8

do PRODIST, de forma automática sem uma base de medições para estudos proporciona

insegurança para avaliação mais assertiva quanto a proposta de limites apresentada.

Portanto, no que se refere ao estabelecimento de limites globais das distorções harmônicas

totais, a CPFL se manifesta contra este avanço neste momento. Isso porque não há base de

dados de medições realizadas por todas as distribuidoras do país, o que impossibilita a

definição de valores fidedignos e aderentes à realidade destas concessões. Defende-se,

portanto, a manutenção dos valores de referência vigentes desde o ano de 2008, até que a

regulamentação e os agentes envolvidos adquiram maturidade suficiente para tal definição,

minimizando transtornos às distribuidoras conforme prevê a própria Agência no trecho da

Nota Técnica no 101/2015 – SRD/ANEEL.

“36. Para evitar maiores transtornos, a proposta, neste momento, consiste em

estabelecer limites relativamente conservadores – da mesma forma como foi feito na

regulação da continuidade do fornecimento, do indicador FER (Frequência Equivalente

de Reclamação) e de outros exemplos. Assim, parte-se de um valor factível, que

certamente será um avanço para os acessantes que sofrem com problemas de má

qualidade e não causará transtornos para as distribuidoras que operaram as redes de

forma minimamente eficiente.”



Cabe lembrar que, ainda se faz necessário apresentar a metodologia utilizada pela Agência

para se determinar os valores associados aos limites individuais das distorções harmônicas

totais, visto que, sem conhecer a metodologia de obtenção dos referidos limites inviabiliza-se

análises mais aprofundadas a respeito do tema. Adjunto, a proposição distinta dos alusivos

valores nesta audiência pública quando comparado aos valores propostos pela Consultoria e

pela Agência na Consulta Pública nº 018/2014 evidencia a prematuridade para se definir com

assertividade quais deveriam ser estes valores.

De acordo com o Relatório 6/8 – Critérios mínimos para conexão de acessantes perturbadores

ou sensíveis, os valores de referência propostos para as distorções harmônicas no ponto de

conexão fundamentam-se somente na redução de 50% a 70% daqueles definidos no Relatório

4/8 – Definição de Padrões de Referência respectivamente para a faixa de tensão de maior que

1 kV e menor que 69 kV (1,0 kV<Vn<69,0 kV), e maior ou igual a 69 kV (Vn ≥ 69 kV), utilizando

como premissa que o ponto de conexão se apresenta sob condições senoidais na situação

anterior a conexão do acessante.

“[Módulo 3] 4.6.3.4 Os limites aceitáveis para os indicadores de distorção harmônica

total de tensão no Ponto de Acesso são indicados na Tabela 3 a seguir.”

Em relação a proposta apresentada para o Módulo 8 nesta audiência pública os valores

associados aos limites individuais das distorções harmônicas totais fundamentam-se somente

na redução de 50% daqueles definidos para os limites globais das distorções harmônicas totais

para todas as faixas de tensão apresentadas, conforme apresentado na tabela abaixo.

“[Módulo 8] 4.3.2.1 Os limites individuais para as distorções harmônicas totais constam

na tabela 3.”

Por fim, ressalta-se que nem na referida proposta apresentada para o Módulo 8 e nem na Nota

Técnica 101/2015 –SRD/ANEEL foram consideradas quais as condições do ponto de conexão

deverão ser consideradas na situação de pré-inserção do acessante. Portanto, entende-se que

a Agência considere que as premissas a serem adotadas devam refletir que o ponto de

conexão apresenta as condições reais de operação, pois assim as distribuidoras terão



condições de avaliar efetivamente se a entrada deste novo acessante irá corroborar para a

transgressão do indicador supracitado no seu sistema de distribuição.

Análise de Impacto Regulatório

i) Custo estimado para resolver os problemas relacionados as Distorções Harmônicas:

Os harmônicos sempre estiveram presentes nos sistemas elétricos de potência e

recentemente, devido à proliferação da eletrônica de potência e digital, inúmeros são os

equipamentos que contribuem para o aumento da distorção e ressonância harmônica nos

sistemas elétricos de distribuição. As cargas lineares são raras hoje em dia, e representam uma

pequena porcentagem das cargas totais conectadas nos sistemas de distribuição, ou seja, uma

grande parte das cargas industriais, comerciais e domésticas são não-lineares, resultando em

um aumento na magnitude das distorções harmônicas totais tornando-as perigosas para o

sistema de distribuição1.

Conforme relatado no Relatório 4/8 – Definição de Padrões de Referência foi apresentado

exemplos práticos da correlação entre o desempenho de equipamentos elétricos sob a ação de

suprimentos não ideais atrelados aos transformadores, motores de indução, banco de

capacitores e cabos isolados. Observa-se que todos os alusivos equipamentos possuem uma

redução de vida útil quando submetidos às harmônicas de tensão e, principalmente, às

harmônicas de corrente provenientes das cargas não lineares.

Entretanto, na proposição de limites pela consultoria e adotado pela Agência para as

distorções harmônicas de tensão sustentam-se apenas nas experiências existentes no cenário

internacional, nas experiências obtidas através do PRODIST e campanhas de medição

realizadas por distribuidoras do país, e ainda nos índices de suportabilidade e sensibilidade dos

diversos equipamentos existentes nas redes elétricas em função dos distúrbios que alteram a

qualidade do fornecimento de energia, não contemplando o comportamento dinâmico do

sistema quando da existência das alusivas cargas, alegando, conforme apresentado no texto a

seguir, que os harmônicos de corrente são responsáveis pelos harmônicos de tensão e a

regulamentação dos últimos de alguma forma já contempla os primeiros. Adjunto, afirma que

os harmônicos de tensão possibilitarão um bom diagnóstico dos níveis de qualidade no Brasil.

“[Nota técnica CP 18]

23. As justificativas para a criação do indicador versaram sobre a importância da

apuração das distorções harmônicas de corrente para (i) a correta identificação da

origem de perturbações no sistema e (ii) a padronização dos limites máximos de

emissão dos equipamentos não lineares fabricados para utilização nas instalações dos

acessantes. Porém, até os que opinaram pela criação do indicador afirmam que em

função de dificuldades técnicas para definição de responsabilidades, não deveriam ser

apresentados nem mesmo valores de referência para esses novos indicadores. As

contribuições para a não criação do indicador são baseadas justamente na última



justificativa e alegam que os harmônicos de corrente são responsáveis pelos

harmônicos de tensão e a regulamentação dos últimos de alguma forma já

contempla os primeiros.

24. Sobre as distorções harmônicas de corrente, a proposta apresentada pela

consultoria da não criação do indicador é considerada coerente devido ao aspecto da

difícil identificação de responsabilidades. Assim, nesta revisão proposta, considera-se

que os indicadores de distorção harmônica de tensão já possibilitarão um bom

diagnóstico dos níveis de qualidade no Brasil”. (grifo nosso)

Diante do pressuposto de que os indicadores para distorções harmônicas de tensão já representariam os indicadores para distorções harmônicas de corrente, é preciso ponderar que as distorções harmônicas de tensão observadas em um determinado ponto do Sistema Elétrico de Potência (SEP) representam a composição vetorial, ordem harmônica a ordem harmônica, das magnitudes e ângulos, das diversas contribuições, e, portanto, podem ser úteis para um primeiro diagnóstico macro no âmbito do SEP, mas são insuficientes para identificar e mitigar as fontes de distorções harmônicas. É importante ressaltar que os níveis de distorções harmônicas de tensão observados em um determinado ponto do SEP representa esta composição de todos os PACs neste ponto.

Considerando que a energia gerada apresenta ondas de tensão e corrente praticamente sem distorções, e que as distorções harmônicas têm origem nas cargas durante os processos de retificação, inversão, dentre outros, este indicador permitiria a aplicação de um princípio básico para solução de problemas em qualidade da energia elétrica, ou seja: quanto mais próximo da carga for aplicado à solução mais simples será a implantação e com a melhor relação custo/benefício. Por outro lado, quanto mais distante, maior a complexidade de execução e mais desfavorável a relação custo/benefício.

Baseando-se neste princípio, a criação dos indicadores para distorção harmônica tendo como decorrência o estabelecimento de limites máximos de emissão de componentes harmônicas de corrente pelas cargas não lineares, permitiria que este problema fosse resolvido na sua origem, de forma preventiva, e com o menor ônus para a sociedade como um todo.

Adjunto, o alusivo princípio deveria ser aplicado também quando o acesso se tratar de fontes alternativas de energia que utilizam inversores, dentre outros equipamentos que constituem fonte de distorções harmônicas pela sua própria natureza, na qual a própria Agência já destacou a sua preocupação conforme apresentado no trecho retirado na Nota Técnica no 101/2015 – SRD/ANEEL.

“12. De fato, as situações descritas acima são factíveis de ocorrer, sendo visível uma

lacuna regulatória a ser vencida. Entretanto, os problemas relacionados com a

qualidade do produto são de difícil entendimento, o que implica em muitas

divergências entre os acessantes e a distribuidora. Com isso, a SRD entende que a

resolução de tal lacuna é essencial para evolução do regulamento e também

acompanha a tendência atual de crescimento da geração distribuída no Brasil, que é

um potencial perturbador da qualidade do produto por empregar eletrônica de

potência em seu funcionamento.” (grifo nosso)



Entretanto, ressalta-se que a não adoção destes indicadores e limites máximos de emissão de distorções harmônicas pelas cargas não lineares continuaria isentando os fabricantes dos equipamentos a contribuir na solução dos problemas decorrentes, ficando apenas as distribuidoras e os acessantes com o ônus da solução, que são de muito maior complexidade e custo, e em última instância serão transferidos para a sociedade.

Como exemplo basta imaginar a diferença em termos de ordem de custos entre a aplicação de um filtro em uma instalação existente, ou a utilização de equipamentos que já são fabricados limitando a emissão de distorções harmônicas, face ao volume de investimentos que teriam que ser feitos no SEP para corrigir uma questão localizada.

Todavia, apesar das justificativas apresentadas para a não criação do indicador relacionado às

distorções harmônicas de corrente, estas existirão no sistema de distribuição, visto que a

proposição de limites individuais permite ainda emissões de distúrbios pelos acessantes com

cargas não lineares e não há padronização dos limites máximos permitidos para emissão dos

equipamentos não lineares fabricados para utilização nas instalações dos referidos acessantes.

De acordo com Dungan, McGranaghan, Santoso e Beaty2 em alimentadores provenientes dos

sistemas de distribuição radial e em plantas industriais a principal tendência dos harmônicos

de corrente é fluírem das cargas não lineares para a fonte de alimentação do sistema,

conforme apresentado na Figura 5.

Figura 5 – Fluxo harmônico de corrente em um sistema radial

Contudo, os capacitores utilizados no sistema de distribuição para correção do fator de

potência podem alterar o fluxo das correntes harmônicas no sistema, conforme apresentado

na Figura 62 e Figura 71, dificultando a identificação das fontes harmônicas, alterando a

dinâmica e a resposta do sistema frente a estes harmônicos.



Figura 6 – Fator de Potência dos capacitores podem alterar a direção do fluxo de uma das componentes harmônicas

de corrente

Figura 7 Exemplo de forma de onda da tensão e corrente e seu espectro harmônico, antes e depois da conexão de

capacitores.

Em SEP, a resposta do sistema é tão importante quanto à identificação das fontes de

harmônicos, ou seja, identificar as fontes de perturbação é apenas metade do trabalho

relacionado à análise harmônica em sistemas2. A resposta do sistema para cada frequência

harmônica determina o verdadeiro impacto das cargas não lineares na distorção harmônica de

tensão e existem três variáveis primárias que afetam as características de resposta, que são: a

impedância própria do sistema, a presença de bancos de capacitores e a quantidade de carga

resistiva existente no sistema.

De fato, os alusivos sistemas são, em certos limites, até tolerantes as correntes harmônicas

injetadas pelas cargas não lineares a menos que exista alguma interação adversa com a

impedância do sistema. Nas linhas Elétricas, frequentemente ocorre o predomínio das

reatâncias indutivas sobre o efeito capacitivo. Isto é particularmente verdadeiro em linhas

aéreas de distribuição, onde os níveis de tensão relativamente baixos e o meio isolante ar não

são capazes de produzir um efeito capacitivo substancial. Assim, nestes casos a impedância de

entrada em qualquer ponto da rede normalmente possui natureza indutiva. Essa reatância

indutiva aumenta proporcionalmente com a frequência enquanto que a reatância capacitiva



atribuída aos bancos de capacitores em paralelo, utilizados com a finalidade de melhorar o

perfil da tensão em uma determinada região da rede, diminui proporcionalmente.

Todos os alimentadores possuem ambas capacitâncias e indutâncias para uma ou mais

frequências naturais já existentes nos sistemas de distribuição. Quando uma destas

frequências se alinha com uma frequência que está sendo injetada no alusivo sistema por uma

carga não linear, uma ressonância harmônica será gerada propiciando a elevação da corrente

harmônica para esta frequência e a elevação da tensão no barramento do SEP. Este é o

principal problema associado às distorções harmônicas em sistemas de potência. A Figura 82 e

Figura 92 apresentam respectivamente um sistema de distribuição com potencial problema de

ressonância paralela e um sistema de distribuição com potencial problema de ressonância

série, no qual neste último caso é propiciando pelos bancos de capacitores instalados nos

acessantes.

Dentro deste cenário de potenciais problemas, torna-se indispensável o desenvolvimento de

metodologias e ferramentas que possam, de forma integrada aos sistemas corporativos,

analisar os impactos das conexões e desconexões de cargas não lineares, ou cargas

perturbadoras, no sistema de distribuição como um todo.

Não sendo possível e viável técnica e economicamente em um curto período de implantação

um monitoramento contínuo da qualidade de energia em todas as condições de expansão e de

conexões/desconexões do sistema, a prática de modelagem e simulações computacionais,

com o respaldo e validação dos resultados por algumas medições realizadas em campo, é uma

alternativa técnica a ser utilizada, sendo esta a principal justificativa para que os custos

associados ao desenvolvimento de metodologias para a análise, modelagem das cargas não

lineares e a redução dos efeitos da amplificação harmônica e distorção harmônica nos

sistemas de distribuição seja contemplado no AIR da Agência.

Figura 8 – Sistema com potencial problema de ressonância paralela.



Figura 9 - Sistema com potencial problema de ressonância série.

2A. Baggini: Handbook of Power Quality, John Wiley&Sons Ltd,2008; 2 R.C. Dugan, M.F. McGranaghan, S. Santoso, H.W Beaty: Eletrical Power Systems

Quality ,Second Edition, McGraw – Hill, 2003;

ii) Custo estimado para dimensionar os transformadores de distribuição para suportar as

harmônicas de corrente:

Em consonância ao que foi relatado no Relatório 4/8 – Definição de Padrões de Referência, foi

apresentado exemplo prático da correlação entre o desempenho de equipamentos elétricos

sob a ação de suprimentos não ideais atrelados aos transformadores. Verifica-se que o

principal impacto das distorções harmônicas sobre estes equipamentos estão associados com

elevações da sua temperatura de operação, uma vez o fenômeno em pauta ocasiona um

aumento nas perdas elétricas no ferro e no cobre, promovendo uma deterioração da isolação

e uma redução percentual de sua vida útil.

Notadamente, as correntes harmônicas se apresentam como a grandeza de maior influência

sobre o comportamento térmico do equipamento. Portanto, como resultado, é necessário

reduzir o máximo carregamento dos transformadores, uma prática denominada como “de-

rating”, ou alterar o dimensionamento do núcleo dos transformadores para que estes tenham

robustez suficiente para operar de acordo com os níveis de distorções harmônicas de corrente

existentes no SEP.

Para estimar o “de-rating” de transformador é utilizado um fator denominado de K-factor, o

qual é calculado de acordo com a amplitude dos harmônicos individuais de corrente. Adjunto,

é necessário o conhecimento das distorções harmônicas de correntes através de medições

realizadas em campo contemplando os equipamentos que geram harmônicos,

especialmente os conversores eletrônicos, vislumbrando uma determinação efetiva das

referidas perdas, para o correto carregamento ou dimensionamento dos transformadores.



Destaca-se que os custos associados à realização dessas medições para verificação dos

impactos proporcionados pelas correntes harmônicas e os custos posteriores associados

ao correto carregamento e dimensionamento dos transformadores de distribuição devem

ser contempladas no AIR realizado pela referida Agência, visto que os referidos

equipamentos são diretamente impactados pelas características das cargas não lineares,

principalmente as existentes nos consumidores conectados nos circuitos de baixa tensão

(BT). Atualmente o Grupo CPFL Energia possui 300.000 (trezentos mil) transformadores de

distribuição instalados.

Finalmente, ressalta-se que os programas de eficiência energética promovidos pela

Agência têm propiciando e incentivado a inserção de cargas não lineares nos

consumidores supracitados, como as lâmpadas incandescentes e os chuveiros eletrônicos.

Além disso, adicionam-se às cargas não lineares as fontes chaveadas utilizadas em

dispositivos eletrônicos como computadores, televisores e máquinas de lavar, as quais são

de livre instalação.

3.3. Desequilíbrio de Tensão

Indicadores para acompanhamento do Desequilíbrio de Tensão


distribuidoras do Grupo CPFL ratificam que o indicador proposto para o acompanhamento do

Desequilíbrio de Tensão está adequado.


No que se refere ao estabelecimento de limites para os indicadores de Desequilíbrio de

Tensão, as distribuidoras do Grupo CPFL Energia se manifestam contra este avanço nesse

momento. Isso porque não há base de dados de medições realizadas por todas as

distribuidoras do país, o que impossibilita a definição de valores fidedignos e aderentes à

realidade destas concessões. Defende-se, portanto, a manutenção de valores de referência até

que a regulamentação e os agentes envolvidos adquiram maturidade suficiente para tal

definição.

3.4. Flutuação de Tensão

Indicadores para acompanhamento da Flutuação de Tensão


distribuidoras do Grupo CPFL ratificam que o indicador proposto para o acompanhamento das

flutuações de tensão está adequado. Entretanto, deve ser analisado com maior acuidade a não



consideração do Plt 95% na proposta do Módulo 8 apresentado nesta AP para as tensões

maiores ou iguais a 69 kV, em que se verifica a interseção com os Procedimentos de Rede.

Cabe lembrar a metodologia de apuração do indicador Plt 95% proposta na minuta do Módulo

8 do PRODIST é diferente daquela já adotada pelos Procedimentos de Rede.


No que se refere ao estabelecimento de limites para os indicadores de Flutuação de tensão, as

distribuidoras do Grupo CPFL Energia se manifestam contra este avanço nesse momento. Isso

porque não há base de dados de medições realizadas por todas as distribuidoras do país, o que

impossibilita a definição de valores fidedignos e aderentes à realidade destas concessões.

Defende-se, portanto, a manutenção de valores de referência até que a regulamentação e os

agentes envolvidos adquiram maturidade suficiente para tal definição.

Existem diversas cargas conectadas nos circuitos secundários de distribuição que são

geradoras do fenômeno da flutuação de tensão, como as máquinas de solda e lâmpadas

fluorescentes compactas, as quais respectivamente são de livre instalação pelos consumidores

e promovidas pelos programas de eficiência energética da Agência, conforme texto da Nota

Técnica no 105/2014 – SRD/ANEEL.

“37. A proposta da Consultoria é a regulamentação de indicadores para a flutuação de

tensão. Entende-se que está coerente com o contexto atual, já que vários estudos

concluem que as lâmpadas fluorescentes compactas são causadoras de flutuação de

tensão e, adicionalmente, podem apresentar cintilação luminosa”. (grifo nosso)

Portanto, entende-se que os valores propostos para os indicadores globais de Pst95% para as

tensões menores ou iguais a 1 kV devem ser flexibilizadas. Adjunto, entende-se também que

os valores propostos para os indicadores globais de Pst95% para as tensões maiores ou iguais a

69 kV e menores que 230 kV também devem ser flexibilizados, devido aos valores elevados de

Pst medidos em fornos à arco e laminadores, conforme apresentado na tabela 10 do Relatório

4/8 – Definição de Padrões de Referência, da Consultoria.


i) Custo estimado para analisar os problemas relacionados às flutuações:

As flutuações na tensão são variações sistemáticas dos valores eficazes de tensão, ou uma

série de mudanças aleatórias, cujas magnitudes normalmente não excedem faixas de valores

preestabelecidos (faixa compreendida entre 0,95 pu e 1,05 pu). Estas variações, repetitivas,

esporádicas ou aleatórias são em geral provocadas pelas alterações rápidas nas potências

ativas e reativas das cargas industriais de grande porte e podem afetar um número elevado de

consumidores conectados em suas proximidades e nas redes de distribuição adjacentes.



As cargas industriais que exibem variações contínuas e rápidas na magnitude da corrente de

carga podem causar variações na tensão que são frequentemente referidas como flicker ou

oscilação. As razões mais conhecidas para a ocorrência desses fenômenos são causadas pela

variação rápida nas potências ativas e principalmente nas potências reativas que, não

suportadas adequadamente pela potência de curto-circuito das redes, acabam por gerando

um afundamento na tensão de alimentação. Esta situação é típica em localidades que

possuem siderúrgicas com fornos à arco ou indústrias que possuem em seus processos

sistemas de solda a ponto e outras cargas com elevado consumo de energia reativa, como

laminadores.

Deste modo, para reduzir as flutuações de tensão em nível de SEP deve-se aumentar a

potência de curto-circuito nos barramentos das subestações já existentes. Entretanto, não

sendo possível e viável técnica e economicamente em um curto período de implantação a

realização de reforços nos sistemas de distribuição em todas estas condições e também nas

condições de expansão, a prática de monitoramento contínuo do indicador de flutuação de

tensão nas cargas industriais potencialmente perturbadoras vislumbrando manter o controle

dos seus níveis é uma alternativa a ser utilizada, sendo esta a principal justificativa para que os

custos associados ao referido monitoramento seja contemplado no AIR da Agência.

Adjunto, os valores elevados de flicker medidos em fornos à arco e laminadores apresentados

na tabela 10 do Relatório 4/8 – Definição de Padrões de Referência da Consultoria,

corroboram para a prática de monitoramento contínuo dos indicadores de flutuação de tensão

e a imposição aos consumidores que possuem as alusivas cargas o emprego de soluções para

minimização dos referidos indicadores, como filtros ou compensadores estáticos.

Finalmente, ressalta-se que ao contrário dos estudos associados às distorções harmônicas de

tensão e corrente, os quais podem ser obtidos através de metodologias bastante difundidas

como, por exemplo, estudos de fluxo harmônico, uma análise mais concisa acerca das

flutuações de tensão nos SEP ainda carece do desenvolvimento de metodologias mais precisas,

de forma a representar ou avaliar com mais fidelidade às diversas nuances deste fenômeno e

das cargas, deste modo ainda são de difícil utilização as metodologias existentes.

3.5. Variação de Tensão de Curta Duração

Indicadores para acompanhamento das Variações de Tensão de Curta Duração


distribuidoras do Grupo CPFL ratificam que o indicador proposto para o acompanhamento das

VTCDs está adequado. Entretanto, ressalta-se que a metodologia utilizada na proposição do

referido indicador carece de maiores esclarecimentos para uma avaliação mais adequada, bem

como de acompanhamento para mensurar sua eficácia na proposição de soluções para

regularização.



No item 2.4 do Relatório Técnico 2/8 – Indicadores da Qualidade do Produto, quando da

proposição do indicador, a Consultoria não descreve a metodologia utilizada para obtenção

dos parâmetros que permitiria evidenciar a utilização da correlação existente entre o

desempenho do sistema de distribuição brasileiro e as curvas de sensibilidade dos diferentes

equipamentos industriais para estratificação das ocorrências de eventos de VTCDs, bem como

seu agrupamento em classes, representados por categorias, conforme relatado e exposto na

Tabela 14 do referido relatório.

Destaca-se que a Consultoria somente informa que o agrupamento das classes estratificadas

baseia-se na normativa sul-africana NRS 048, a qual, de acordo com o Relatório Técnico 1/8 –

Revisão Bibliográfica é fundamentada em dados locais daquele país, ou seja, em dados que,

por não se possuir uma base de dados de medição de Qualidade da Energia Elétrica para

análise, não podem ser considerados representativos em relação ao desempenho do sistema

de distribuição brasileiro.

Ademais, no item 3.4 do Relatório Técnico 4/8 – Definição de Padrões de Referência

apresenta-se as curvas de sensibilidade para alguns equipamentos industriais frente ao efeito

das VTCDs, porém o relatório não aborda como estas curvas foram utilizadas para determinar

as categorias apresentadas e nem sua influência na obtenção dos valores associados ao fator

de ponderação e à frequência. Ressalta-se que no item 4.4 deste mesmo relatório, a

Consultoria afirma que os valores propostos para os fatores de ponderação, grandezas estas

diretamente correlacionadas com a relevância do fenômeno e o indicador proposto, se

apresentam consonantes com a experiência e os critérios empregados na normativa sul-

africana NRS 048.

Cabe aqui registrar o caráter inovador da proposta uma vez que apenas dois países no mundo

possuem recomendações similares em seu regramento, entretanto salienta-se que as

normativas a cerca de VTCDs são tão somente orientações para manutenção da qualidade em

patamares aceitáveis.

Na literatura, de acordo com as normativas IEEE Std 4931 e IEEE Std 13462 é possível estimar o

número de eventos que podem levar um equipamento industrial ao mau funcionamento ou

até mesmo seu desligamento. Para isto, deve-se confrontar a curva de sensibilidade do

equipamento com a curva de incidência acumulada de eventos relacionados às VTCDs no

sistema elétrico. Para determinação da curva de incidência acumulada de eventos, as

normativas propõem a utilização do gráfico de incidência acumulada de eventos o qual é

baseado na estratificação dos eventos de VTCDs em faixas de magnitude e em faixas de

duração, em linha com o proposto pela consultoria no item 2.4 do Relatório Técnico 2/8 –

Indicadores da Qualidade do Produto.

Porém, diferentemente da metodologia utilizada pela Consultoria para determinação do

agrupamento de classes, os dados utilizados no referido gráfico são provenientes do



monitoramento existente em diversos pontos do sistema elétrico em análise durante um

período de tempo que seja representativo para classificação dos eventos supracitados.

Ressalta-se que o período mínimo de medição dos VTCDs propostos no Módulo 8 do PRODIST

deve ser reavaliado, visto que, são eventos de natureza aleatória e sazonal e em apenas um

mês não seria suficiente para se obter informações efetivas.

Uma importante publicação3 na área de qualidade da energia elétrica voltada para o assunto

de VTCD destaca a importância do período de medição com relação aos erros associados dada

a frequência de ocorrências dos eventos de afundamento de tensão. Esta tabela reforça o

argumento de que a medição por um período de 30 dias é insuficiente para avaliar eventos de

VTCDs, pois ainda que ocorra um evento por dia para se obter um erro de 10% ainda deveria

se medir por um período mínimo de 1 ano. Assim, ressalta-se à Agência que a implantação e

determinação de valores limites para VTCDs é complexo, visto que, para uma determinação

efetiva de valores deve ser analisado, concomitantemente a sazonalidade dos eventos, um

número de amostras efetivas para avaliar estatisticamente esses dados.

Frequência de Ocorrência do Afundamento de Tensão

Afundamento de

Erro de 50%

Falta (*)

Erro de 10%

1 por dia 2 semanas 1 ano

1 por semana 4 meses 7 anos

1 por mês 1 ano 30 anos

1 por ano 16 anos 400 anos

Ainda, ao resgatar a discussão técnica a respeito do assunto por Bollen, Qader e Allan4, tem-se

que a obtenção de informações estatísticas significativas para caracterização de VTCDs por

meio de medições só é adequada para regiões com elevada incidência de eventos. Por

consequência, tem-se que para regiões de baixa incidência deste fenômeno o tempo de

monitoramento deve ser demasiado elevado.

Neste contexto, observa-se a necessidade de obter dados de medições que representem de

forma adequada e fidedigna o sistema elétrico brasileiro para que assim seja possível avaliar

de forma mais eficaz a proposição de novos indicadores. Ressalta-se ainda que, as medições

permitiriam conhecer os reais impactos dos eventos associados às VTCDs nos sistemas de

distribuição e, por consequência, direcionar esforços no entendimento das características

intrínsecas a cada área de concessão.

Por fim, no que tange as dificuldades regionais de cada área de concessão, destaca-se que a

Seção 8.3 – Disposições Transitórias do Módulo 8 do PRODIST já previa este cuidado quando

da implantação dos indicadores de Qualidade da Energia Elétrica, conforme texto a seguir.

“3. No processo de implantação dos indicadores de qualidade da energia

elétrica, devem ser consideradas e respeitadas as particularidades regionais e

as especificidades socioeconômicas das áreas de concessão e/ou permissão das

distribuidoras.”



1IEEE Standard 493: IEEE Recommended Practice for Design of Reliable Industrial and

Comercial Power Systems”. Dezembro, 1997. 2IEEE Standard 1346: IEEE Recommended Practice for Evaluating Electric Power

Systems Compatibility and Electronic Process Equipment”. maio, 1998. 3 BOLLEN, YALCINKAYA e HAZZA “The Use of Electromagnetic Transient Programs for

Voltage Sags Analysis” publicado no IEEE-PES International Conference on Harmonics

and Quality of Power em 1998 em Atenas. 4Bollen, M. H. J., Qader, M. R., Allan, R. N., “Stochastical andStatistical Assessment of

Voltage Dips”, IEE Colloquium on Tools and Techniques for Dealing with Uncertainty

(Digest No. 1998/200), Page(s): 5/1 -5/4, 27 Jan 1998.


No que se refere ao estabelecimento de limites para os indicadores de VTCDs, as distribuidoras

do Grupo CPFL Energia se manifestam contra este avanço nesse momento. Isso porque não há

base de dados de medições realizadas por todas as distribuidoras do país, o que impossibilita a

definição de valores fidedignos e aderentes à realidade destas concessões. Defende-se,

portanto, a manutenção de valores de referência até que a regulamentação e os agentes

envolvidos adquiram maturidade suficiente para tal definição.

Em se tratando especificamente do indicador proposto para o acompanhamento das VTCDs,

no item 4.4 do Relatório Técnico 4/8 - Definição de Padrões de Referência, a Consultoria não

descreve a metodologia utilizada para a determinação dos valores máximos de frequência

associados a cada categoria. Portanto, não é possível analisar a consistência e aderência dos

valores apresentados.

Todavia, apesar das análises conduzidas pela Consultoria terem se baseado na normativa e

experiência sul-africana – NRS 048 – para fins de consistência e definição do indicador Fator de

Impacto – FI, no item 2.2.5 do Relatório Técnico 1/8 – Revisão Bibliográfica, a Consultoria

descreve que a referida norma indica que devido à existência de várias topologias de redes

elétricas no país, não é possível estabelecer limites aceitáveis para concessionárias e

consumidores em relação aos eventos de VTCD.

“Afundamento momentâneos de tensão: Segundo indicado na documentação

em análise, devido a existência de várias topologias de redes elétricas no

país, não é possível estabelecer limites aceitáveis para concessionárias e

consumidores. Diante do exposto, a norma NRS 048 estabelece apenas valores

que indicam um bom desempenho da rede em termos da qualidade da energia

elétrica, conforme Tabela 33. Ressalta-se aqui que este não é o entendimento

da equipe de desenvolvimento do presente trabalho, conforme será detalhado

em relatórios subsequentes.” (grifo nosso)



Em que pese, tenha sido ponderado que a equipe desenvolvimento do trabalho não concorda

com o posicionamento da NRS 048 quanto à impossibilidade de estabelecimento de limites e

que detalharia suas considerações em relatórios subsequentes. Entretanto, conforme já

mencionado, entende-se que as definições ainda carecem de maiores esclarecimentos visando

à aderência de eventuais valores limites as peculiaridades de cada área de concessão.

Adjunto, em relação aos fatores de ponderação do FI para cada região, no item 4.4 do

Relatório Técnico 4/8 - Definição de Padrões de Referência, a Consultoria afirma que os valores

propostos para os fatores de ponderação, grandezas estas diretamente correlacionadas com a

relevância do fenômeno, se apresentam consonantes com a experiência e os critérios

empregados na normativa sul-africana NRS 048. Portanto, para as distribuidoras do Grupo

CPFL Energia, não é possível verificar a aderência destes valores a realidade do sistema de

distribuição brasileiro, visto que não foi descrita a metodologia utilizada para obtê-los.

Por fim, em consonância aos comentários já apresentados, entende-se que para avaliar de

forma eficaz os valores de frequência propostos e sua consistência com o sistema de

distribuição brasileiro deve-se compor primeiramente uma base de dados de medições

realizadas por todas as distribuidoras do país, vislumbrando aderência à realidade destas

concessões.


i) Custo estimado para resolver os problemas relacionados à VTCDs:.

A variação de Tensão de curta duração (VTCD) é um fenômeno físico e natural de caráter

aleatório em que sua ocorrência pode ter origem tanto no sistema de transmissão/distribuição

(curto-circuitos ou atuação de dispositivos de proteção) quanto nas instalações elétricas

internas dos consumidores industriais (monobra/entrada/saída de cargas de grande potência).

De acordo com um levantamento estatístico apresentado por Dungan, McGranaghan, Santoso

e Beaty5 para os afundamentos existentes no SEP, 23% dos afundamentos de tensão que

causam falhas em processos são decorrentes de faltas no próprio alimentador, 46% são devido

a faltas em circuitos paralelos e 31% são decorrentes de eventos no sistema de transmissão, os

quais são consequentemente propagados para os sistemas de distribuição.

Neste contexto, destaca-se que para se determinar as origens das VCTDS, as técnicas de

monitoramento, considerando-se uma medição continuada e o armazenamento de dados via

clusterização, é uma importante ferramenta para identificar áreas que necessitam de reforços

ou modificações no SEP, estabelecer valores consistentes que auxiliem na determinação de

confiabilidade do sistema e principalmente para monitorar a resposta das redes de

distribuição diante de mudanças nos procedimentos operacionais ou na instalação de novos

dispositivos de proteção.



Portanto, para a realização de um monitoramento permanente das VTCDs nos barramentos

das subestações das distribuidoras vislumbrando o caráter corretivo os problemas associados

ao referido fenômeno, os custos associados à sua implantação devem ser contemplados no

AIR da Agência. Para fins de estimação de valores, atualmente as distribuidoras do Grupo CPFL

Energia possui x Subestações.

Entretanto, não sendo possível e viável técnica e economicamente em um curto período a

implantação de um monitoramento contínuo das VTCDs nas subestações já existentes nas

distribuidoras do Grupo CPFL Energia e em todas as suas condições de expansão do sistema, a

prática de simulações computacionais é uma alternativa técnica que poderá ser utilizada para

se determinar estatisticamente os parâmetros destes distúrbios, sendo esta justificativa para

que os custos associados ao desenvolvimento de metodologias para a análise das VTCDs e

estudos preditivos vinculados à experiência real de operação das redes de distribuição,

também seja contemplado também no AIR da Agência.

Finalmente, conforme já abordado a origem deste fenômeno nem sempre é no sistema de

transmissão/distribuição, mas sim na própria instalação do consumidor fazendo-se atuar

eventuais sistemas de proteções da planta ou de equipamentos essenciais ao processo

produtivo. Esses ajustes de proteção costumam ser parametrizados pelos fabricantes de forma

default associada à uma temporização extremamente baixa e em 90% dos casos estes

parâmetros normalmente não são conhecidos pelos próprios consumidores, conforme os

atendimentos relacionados à VTCDs realizados na área de concessão das distribuidoras do

Grupo CPFL Energia.

Cumpre esclarecer que a percepção de um VTCD pelos consumidores geralmente é atribuída

ao desligamento total ou parcial de sua planta industrial. Sendo assim incentivar os

consumidores industriais a realizarem um diagnóstico prévio visando à identificação mais

precisa do comportamento das suas instalações e a buscarem a compatibilidade entre os

ajustes de proteção para subtensão e/ou sobretensão eventualmente com a magnitude e

duração da VTCDs, seja de origem interna ou externas as suas instalações, é fundamental para

que não ocorram atuações indevidas nos referidos sistemas de proteção.

Ou seja, qualquer ação efetiva em identificar o encadeamento exato dos fenômenos nos

equipamentos sensíveis, em determinar as causas das disfunções no conjunto de

equipamentos afetados e em definir a sensibilização mais adequada nestes equipamentos

frente aos VTCDs, propicia benefícios significativos e deve ser considerada também como uma

alternativa técnica e econômica para a realização de investimentos de melhoria no processo

produtivo à ser realizado pelos consumidores no tocante às paradas de produção.

De acordo com Dungan, McGranaghan, Santoso e Beaty5 os custos relacionados à minimização

dos problemas associados à VTCDs diminuem a medida que as soluções de mitigação e as

alusivas melhorias são realizadas internamente nas plantas industriais dos consumidores,

conforme apresentado na Figura 105. Contrariamente, os custos aumentam à medida que as



soluções de mitigação devam ser realizadas nos sistemas de distribuição. Neste contexto,

retoma-se o princípio básico para solução de problemas em qualidade da energia elétrica:

quanto mais próximo da carga for aplicado à solução mais simples será a implantação e com a

melhor relação custo/benefício. Por outro lado, quanto mais distante, maior a complexidade

de execução e mais desfavorável a relação custo/benefício.

Figura 10 – Matriz de custo X localização da solução.

5 R.C. Dugan, M.F. McGranaghan, S. Santoso, H.W Beaty: Eletrical Power Systems

Quality ,Second Edition, McGraw – Hill, 2003;

4. Instrumentação e Metodologia de Medição

Obtenção das leituras:

Desde a publicação da Normativa NBR IEC 61000-4-30 pela Associação Brasileira de Normas

Técnicas (ABNT), as distribuidoras do Grupo CPFL Energia buscam adquirir equipamentos de

medição que contemplem as classes e a metodologia de medição dos indicadores de qualidade

do produto abordada pela referida normativa, exceto para os equipamentos de medição

utilizados nos fenômenos de tensão em regime permanente (sabidamente mais simples).

Neste sentido, reconhece-se como positivo o esforço dessa Agência em manter os critérios de

precisão já estabelecidos no PRODIST para os fenômenos de tensão em regime permanente

para se evitar a substituição dos equipamentos de medição já de posse das distribuidoras,

conforme o trecho apresentado na Nota Técnica nº 0101/2015–SRD/ANEEL.

“40. Vale destacar que a possibilidade de adoção do caderno de testes dos

equipamentos de medição de QEE foi abandonada, pois as contribuições recebidas

apontaram a escassez de laboratórios brasileiros para realizar os testes e necessidade

de certificação pelo órgão metrológico competente. Com isso, a SRD entende que os



equipamentos de medição da qualidade de energia elétrica devem atender apenas aos

critérios existentes nas normas vigentes nacionais e/ou internacionais, com exceção

dos fenômenos de tensão em regime permanente, que manteve os mesmos critérios

já estabelecidos no PRODIST (para evitar custos desnecessários). Entretanto, para os

casos de disputas contratuais ou judiciais, a redação proposta exige a utilização de

equipamentos Classe A.” (grifo nosso)

Entretanto, cabe salientar que este posicionamento deve ser analisado com cautela tanto pela

Agência quanto pelas distribuidoras, justamente devido às situações contratuais envolvendo

disputas específicas ou em questões judiciais, nas quais deverão ser utilizados medidores

classe A com precisão cinco vezes melhor do que o estabelecido no Módulo 8 para o alusivo

fenômeno. Adjunto, cabe ressaltar que ao designar métodos de medição a serem empregados

por equipamentos baseados em classes, as quais são designadas por uma normativa

específica, deve-se mencioná-la com o objetivo de minimizar dúvidas relacionadas à sua

efetiva utilização.

Em sua contribuição à Consulta Pública nº 018/2014, as distribuidoras do grupo CPFL Energia

destacaram que ao adotar protocolos de medição de parâmetros de Qualidade da Energia

Elétrica definidos pela normativa IEC 61000-4-30, a precisão proposta para a medição dos

fenômenos de qualidade do produto deve estar em consonância com as incertezas de medição

estabelecidas na referida normativa, possibilitando a verificação de certificados de

conformidade.

Neste sentido, entende-se que além da menção à normativa IEC 61000-4-30 na proposta do

módulo 8 do PRODIST, a Agência deverá comprometer-se de que somente os certificados de

conformidade já são suficientes para o atendimento pleno à referida normativa, garantindo a

validade judicial das medições. Todavia, destaca-se a importância da exigência por parte da

Agência de que os equipamentos de medição que serão utilizados no âmbito da aferição da

qualidade nos sistemas de distribuição sejam devidamente aprovados/certificados em

laboratórios acreditados pelo INMETRO, bem como de que tais itens passem por calibrações

periódicas.

Entende-se que tal procedimento poderá ser realizado por laboratórios nacionais e

internacionais, entretanto, desde que tais laboratórios sejam reconhecidos pela autoridade

metrológica oficial do País - o INMETRO. Esta é a única forma de garantir, inclusive, a

credibilidade dos processos investigativos relacionados à qualidade de energia, evitando a

judicialização de casos onde exista a discordância de alguma das partes envolvidas.

Em relação à medição permanente de que trata a publicação da Resolução no 502/2012 e sua

atualização através da Resolução no 602/2014 as distribuidoras do Grupo CPFL Energia têm

consultado o mercado para homologação de medidores que contemplem as solicitações

determinadas pela referida resolução. Entretanto, ainda não existem disponíveis no mercado

medidor que atenda na íntegra as alusivas solicitações.



Recentemente foram consultados quatro fabricantes de medidores eletrônicos com o objetivo

de se verificar o atendimento, além dos requisitos para Tarifa Branca, aos itens IV e V

relacionados à qualidade da Energia, conforme o artigo 3º da Resolução no 502/2012 citado

abaixo.

“Art. 3º Os titulares das unidades consumidoras abrangidas por esta

Resolução, independentemente da adesão ao faturamento na modalidade

tarifária branca, observando a regulamentação técnica metrológica específica,

podem solicitar à distribuidora a disponibilização de um sistema de medição

capaz de fornecer cumulativamente as seguintes informações:

I – valores de tensão e de corrente de cada fase;

II – valor de energia elétrica ativa consumida acumulada por posto tarifário; III

– identificação do posto tarifário corrente, se aplicável;

IV - data e horário de início e fim das últimas 100 interrupções de curta e longa

duração; e (Redação dada pela REN ANEEL 602 de 11.02.2014)

V – últimos 12 (doze) valores calculados dos indicadores Duração Relativa da

Transgressão de Tensão Precária – DRP e Duração Relativa da Transgressão de

Tensão Crítica – DRC.”

Dentre os fabricantes consultados somente dois responderam que possuem modelos de

medidores que atendem plenamente às solicitações determinadas pela resolução supracitada.

Em relação aos fabricantes ulteriores, um respondeu que não possui medidor que atende os

itens referentes à qualidade de energia e o outro não respondeu à consulta. Ressalta-se que

apesar de alguns poucos fabricantes já possuírem modelos para disponibilizar para o mercado,

não implica que serão adquiridos pelas distribuidoras do Grupo CPFL Energia, visto que, além

da homologação metrológica realizada pelo INMETRO, a CPFL realiza verificações em campo

antes da homologação definitiva para compra.

Neste contexto cabe questionar os registros relacionados às interrupções de curta e longa

duração, e os valores calculados de DRP e DRC deveriam ser obtidos através da utilização dos

medidores que regulamentam os sistemas de medição de energia elétrica de unidades

consumidoras do Grupo B, visto que, nem todos os fabricantes atendem às solicitações de

qualidade e os que atendem ainda não possuem uma certificação INMETRO.

Dos critérios de medição permanente da qualidade da energia elétrica:

Em diversos itens ao longo do texto proposto para o Módulo 8 nesta AP, a Agência tem

mencionado as seguintes expressões “medidor de qualidade da energia elétrica”,

“funcionalidades de qualidade da energia”, “funcionalidades específicas de qualidade da

energia”, “medição permanente de qualidade da energia elétrica” e “medição permanente de



qualidade do produto”, demonstrando uma não uniformidade entre o tipo de medição

proposto e quais são os indicadores em discussão na referida AP.

De acordo com o item 1.1 da proposta do Módulo 8 do PRODIST o objetivo principal do citado

módulo é estabelecer os procedimentos relativos à Qualidade da Energia Elétrica (QEE),

abordando a qualidade do serviço e do produto. Ou seja, o conceito de QEE é abrangente e

contempla tanto os indicadores e limites relativos à qualidade do produto, quantos limites e

procedimentos relativos aos indicadores de continuidade.

Neste contexto, entende-se que não deve ser contemplado o termo QEE nos dizeres da

Agência na proposta relacionadas à instrumentação e metodologia de medição para os

indicadores de qualidade do produto, portanto propõe-se a substituição em todas as

expressões citadas anteriormente para “medidor de qualidade do produto”, “funcionalidades

de qualidade do produto”, “funcionalidades específicas de qualidade do produto”, “medição

permanente de qualidade do produto”, em consonância ao assunto em pauta desta AP.

Adjunto, ressalta-se que nem na proposta da CP no 18/2014 nem na proposta da referida AP

foram realizadas análises de viabilidade ou contribuições relacionadas aos indicadores ou

parâmetros de continuidade relacionados a qualidade do serviço, referenciados na seção 8.2

do Módulo 8 do PRODIST. Assim sendo, as propostas inseridas no referido módulo pela

Agência designando o monitoramento e o registro dos indicadores supraditos conjuntamente

com as medições permanentes dos indicadores de qualidade do produto não são pertinentes

de discussão nesta AP e não devem ser contempladas.

5. Procedimentos de Gestão das Reclamações Associadas à Qualidade do

Produto

iii) Considerações a respeito do Processo de Reclamação da Qualidade do Produto

A motivação do Regulador em se criar um processo de gestão de reclamações associadas à

qualidade do produto está baseada no Problema 01 da AIR da AP em pauta, que pode ser

anunciado como o não tratamento das reclamações dos acessantes quando da ocorrência de

problemas relacionados à qualidade do produto.

Nesse ponto, a ANEEL alega que tem recebido manifestações advindas de consumidores

industriais que reclamam da qualidade da energia fornecida pela distribuidora, sendo,

portanto, compreensível a intenção desta Agência em se criar um procedimento para

atendimento de tais reclamações. Realmente, durante o simpósio foram feitas apresentações

nesse sentido, embora seja importante destacar que os eventos de transmissão e de caráter

interno foram mencionados e com grande representatividade e para os quais não há ação a

ser tomada pelas distribuidoras.

É necessária extrema cautela na definição deste processo pela SRD/ANEEL, haja vista que:



Trata-se de grande desafio conhecer se o distúrbio se originou na rede da distribuidora

ou nas instalações de propriedade do próprio acessante (desafio relacionado à divisão

de responsabilidades);

Muito dos distúrbios são causados pelos próprios acessantes, tanto por inadequações

em suas instalações elétricas (descumprimento de normas básicas nacionais e

internacionais), quanto pelo fato que, quando da obtenção de seus equipamentos e

maquinários, visam sempre pelo menor custo, não fazendo uso de tecnologias simples

e eficientes já existentes relacionadas à proteção e estabilidade dos processos

produtivos;

As alterações no regulamento não devem incentivar a judicialização indevida dos

processos comerciais de reclamação;

A maior objetivação do processo de gestão de reclamações é dependente da definição

de limites para os indicadores dos fenômenos da qualidade do produto, ação que

ainda não é possível no presente estado da arte do tema no país.

Além disso, em linha com a proposta apresentada pela consultoria especializada no âmbito da

CP nº 18/2014, sugere-se que sejam consideradas responsabilidades apenas para o

atendimento das reclamações registradas por consumidores MT e AT associadas com os

indicadores da qualidade do produto. Isso porque, conforme reconhecido pelo próprio

Regulador, o problema em pauta trata-se de manifestações advindas de consumidores

industriais e principalmente em relação à VTCD, não se fazendo coerente estabelecer a

possibilidade de reclamação a todos os consumidores.

No simpósio ocorrido na UFU foi possível observar o citado acima por meio das manifestações

dos representantes dos consumidores. Assim, tendo o problema cunho comercial e

relacionamento basicamente com um único fenômeno da Qualidade Produto, não é prudente

a definição de limites para nenhum dos fenômenos de QEE, uma vez que para VTCD, conforme

destacado anteriormente, não há fundamentação comprovada enquanto os demais

fenômenos não são motivo para a lacuna existente que enseja essa AP.

A expertise das distribuidoras permite afirmar que a aplicação dos novos limites propostos nos

anexos II-a e II-b da nota técnica nº0101/2015 para acessantes do SDBT acarretará impactos

negativos ao setor elétrico ao se enquadrar na ponderação feita no parágrafo 14 da nota

técnica nº0101/2015 onde se afirma que “...em algumas situações as alternativas propostas

podem gerar mais custos que benefícios”. Visando dar embasamento à afirmativa acima,

argumenta-se:

Os equipamentos elétricos (cargas) dos clientes conectados ao SDBT não são

perceptíveis aos fenômenos da qualidade do produto aqui discutidos. Do parágrafo 43

da nota técnica nº0101/2015: “...restringe-se a avaliação de VTCDs apenas para

acessantes conectados ao SDMT e SDAT, sob a justificativa que as reclamações advêm

apenas desses usuários do sistema de distribuição”. Entende-se que as reclamações

dos acessantes do SDBT em relação à distorção harmônica, desequilíbrio de tensão e

flutuação de tensão também se enquadram no entendimento do VTCD.



Conforme o parágrafo 8 da nota técnica nº0101/2015: “...a qualidade do produto

energia elétrica não é percebida diretamente por seus consumidores, devido a suas

características, o que dificulta a sua compreensão na ocorrência de problemas.”.

Sendo assim, observa-se que muitos clientes reclamam da qualidade do produto por

ignorância em relação aos fenômenos elétricos da rede. Para clientes do SDBT é de se

imaginar que, quando do momento da implantação da gestão da reclamação e dos

novos limites regulatórios, o número de ordens de serviços relacionados à qualidade

do produto deverá aumentar sobremaneira quando na realidade a maioria das

reclamações serão tratadas pelos processos já previstos para a adequação de DRP/DRC

e da qualidade do serviço.

Além disso, o procedimento para medição dos indicadores da qualidade do produto

distorção harmônica, desequilíbrio de tensão e flutuação de tensão é extremamente

complexo, pois diferentemente do procedimento utilizado para apuração de DRP/DRC,

exige equipamentos de alta precisão (medidores classe A) cuja parametrização e

operação requer o trabalho minucioso conforme demonstraremos neste documento.

Nesse contexto, a manutenção de valores de referência a serem observados pelas

distribuidoras e o aperfeiçoamento do regulamento no que tange ao atendimento comercial

de consumidores de MT e AT se apresenta como solução mais efetiva e integralmente

satisfatória para o problema, até que seja possível por meio do conhecimento do sistema de

distribuição brasileiro a definição de limites regulatórios.

Faz-se importante reforçar que o avanço no tema deve ser feito de forma paulatina e que,

principalmente, a imposição de obrigatoriedade de atuação nas redes de distribuição (OPEX e

CAPEX) deve ocorrer de forma gradativa, apresentando-se como consequência e resultado do

conhecimento do sistema de distribuição e não como causa motivadora. Durante o simpósio

foram colocados exemplos por parte dos próprios consumidores quanto aos bons resultados

colhidos no relacionamento com as distribuidoras em prol da solução dos problemas, o que

sinalizam a efetividade da gestão de reclamações.

Neste sentido, entende-se ser fundamental que este processo de gestão de reclamações por

problemas relacionados aos fenômenos da qualidade do produto esteja totalmente

desvinculado daquele já existente para os problemas de tensão em regime permanente. Esta

segregação e a restrição do atendimento das reclamações relacionadas aos demais fenômenos

da QP a consumidores MT e AT se faz necessária sob pena de que, caso não ocorra,

praticamente todos os processos de reclamação dos consumidores passarão a ser registrados

para todos os fenômenos, resultando uma entrada massiva de reclamações a serem atendidas

pelas distribuidoras, cuja abertura tenha ocorrido apenas por falta de conhecimento dos

consumidores e não por estes estarem percebendo, de fato, problemas relacionados aos

fenômenos de distorções harmônicas, flutuações, desequilíbrios ou VTCDs.

Qualitativamente, no que se refere ao processo de gestão de reclamações proposto pela

Agência no âmbito da AP nº 082/2015, torna-se fundamental destacar diversos pontos,



devidamente questionados mais adiante, quando da apresentação das contribuições à minuta

de módulo 8 do PRODIST apresentada nesta AP:

Conforme alíneas “b” e “c” do item 10.1 da minuta de Módulo 8 PRODIST apresentada,

a ANEEL propõe que, também para a investigação dos problemas relacionados aos

fenômenos da QP avaliados na AP em tela, seja realizada uma inspeção técnica pela

distribuidora até o ponto de conexão do acessante, afim de avaliar a procedência da

reclamação e o(s) tipo(s) de fenômeno(s) observados. Neste quesito, releva-se que a

proposta é um contra senso, haja vista a sua inaplicabilidade prática. Sabe-se que a

identificação dos tipos de distúrbios presentes na rede, seus efeitos e origem, trata-se

de tarefa bastante complexa, que depende de investigação minuciosa, profissionais

capacitados e, sobretudo, de medições por um período mínimo. Logo, esta

identificação do problema vivenciado pelo consumidor, segregando os fenômenos ali

impactantes, não é possível de realização em uma simples inspeção técnica, tornando

inexequível a execução do processo da forma proposta;

A Agência alega que sua proposta contempla regras e prazos flexíveis, entretanto, esta

flexibilidade, muita das vezes, não é notada na minuta de regulamento. No subitem

10.3.1 da minuta de Módulo 8 PRODIST apresentada, em sua alínea “a” consta um

prazo de 10 dias a partir da reclamação para que a distribuidora comunique ao

acessante reclamante sobre a improcedência de sua reclamação, se este for o caso.

Este prazo é extremamente rígido, por se tratar de um processo que dependerá de

medidores mais robustos e profissionais capacitados, ademais, releva-se que, até

mesmo para o processo de reclamação por tensão em regime permanente, processo

mais maduro e consolidado, este prazo é mais flexível, sendo equivalente a 15 dias;

Quando da procedência da reclamação do consumidor, a minuta de Módulo 8

PRODIST apresentada não contempla um prazo máximo para que a distribuidora

instale o equipamento de medição no ponto de conexão para fins de apuração dos

indicadores da qualidade do produto. Entretanto, na alínea “c” do subitem 10.3.1 é

definido um prazo de 30 dias a partir da reclamação para que a distribuidora informe

ao acessante o resultado da medição e as medidas para regularização, inclusive

fornecendo os resultados completos das medições obtidas. Tal prazo é inexequível,

haja vista que, para medições que visam contemplar a apuração do indicador

relacionado às VTCDs, o próprio período mínimo de medição seria de 30 dias e, ainda

que para os demais fenômenos, este prazo é extremamente rígido, sendo, inclusive,

equivalente aquele vigente para o processo de reclamação por tensão em regime

permanente;

A Agência define um processo totalmente generalista e simplista para a regularização

dos indicadores dos fenômenos de qualidade do produto e, por consequência, solução

dos problemas vivenciados pelos consumidores, restando diversas indagações e

considerações a seu respeito:

o O subitem 10.3.2.1 da minuta de Módulo 8 PRODIST apresentada define que a

distribuidora deverá regularizar o atendimento no caso em que as medições

indiquem valores superiores aos limites regulatórios globais que, pelo

entendimento dado pela ANEEL seriam aplicáveis nos barramentos, entretanto



todo o processo proposto prevê que tais medições ocorram no ponto de

entrega dos consumidores. Logo, o procedimento parece incoerente;

o O subitem 10.3.2.2 da minuta de Módulo 8 PRODIST apresentada define que, a

distribuidora deve investigar a origem dos distúrbios no barramento em que o

acessante reclamante se conecta, bem como averiguar se há acessantes nesse

barramento inserindo distúrbios que superem os limites individuais, podendo

notificá-los. Estas investigações são extremamente desafiadoras, dependentes

de profissionais bastante qualificados e dedicados aos processos, do apoio da

equipe técnica das indústrias e, possivelmente, de inúmeras medições,

entretanto a Agência não prevê esta complexidade envolvida, não define as

ações a serem realizadas pelas distribuidoras e suas limitações quando da não

colaboração dos consumidores (divisão de responsabilidades). Ressalta-se

ainda a impossibilidade de aplicação prática dos limites individuais propostos

pela ANEEL, previamente destacada no item “C” do presente documento;

o O subitem 10.3.2.3 da minuta de Módulo 8 PRODIST apresentada define que a

regularização dos fenômenos será comprovada quando os indicadores

apurados forem inferiores aos limites regulatórios propostos, entretanto, sem

prejuízo do entendimento quanto a impossibilidade de definição dos limites

neste momento, deve-se observar que tal definição pode levar as

distribuidoras a efetuarem inúmeras medições em um certo ponto do sistema

em análise, até que todos os indicadores definidos permaneçam abaixo destes

patamares.

Os problemas relacionados à qualidade do produto são casos complexos, que frequentemente

ocorrerão concomitantemente a problemas nos sistemas de transmissão ou internos nas

unidades consumidoras (inadequação das instalações) e envolverão conflitos de interesse.

Suas investigações deverão contemplar diversas análises, simulações e visitas técnicas,

processo este que demandará não apenas de prazo para sua execução, mas da disposição de

recursos por parte das distribuidoras, para fins de capacitação dos profissionais e

disponibilização dos mesmos; aquisição de equipamentos e softwares, dentre outros.

Pelo exposto, defende-se que a implementação do processo de gestão de reclamações

associadas à qualidade do produto não pode se dar em condições distintas dos moldes da

proposta apresentada pela consultoria especializada no âmbito da CP nº 18/2014, por se tratar

de processo independente daquele já existente para a tensão em regime permanente e

possuir prazos mais factíveis e condizentes com a realidade das distribuidoras.

Vale salientar que, apesar de não haver regulamento especifico sob tais reclamações, algumas

distribuidoras, de maneira proativa junto seus clientes têm em seu dia a dia de atendimento

dado o devido tratamento a reclamações de qualidade do produto recebidas de seus clientes

ligados ao SDAT e SDMT. Tais reclamações são analisadas por corpo técnico especializado para

realizar o diagnóstico preciso da real necessidade do cliente e direcionar as ações para a

correta solução dos inconvenientes causados.



Entendemos que a implantação do processo de gestão da reclamação nos moldes propostos

pelo Regulador, no âmbito desta audiência pública, tornará este processo burocrático,

extinguindo a interação existente entre cliente e distribuidora e incentivando uma

judicialização generalizada.

Conforme demonstrado, vários aspectos relacionados ao cliente são verificados para que se

possa, em conjunto com o cliente, identificar de maneira assertiva a origem dos problemas

relatados e, desta maneira, atuar para a correta solução. Portanto, o processo de gestão de

reclamações é ainda capaz de conduzir de forma bastante assertiva a solução/mitigação dos

problemas enfrentados pelos consumidores.

Dessa forma, as distribuidoras do Grupo CPFL Energia ratificam as contribuições encaminhadas

pela ABRADEE no âmbito desta Audiência Pública nº 082/2015, em especial quanto ao

Processo de Gestão das Reclamações associadas à Qualidade do Produto no que tange a

proposta de manutenção do processo de reclamação dos níveis de tensão conforme moldes

atuais e a criação de um processo mais adequado para tratamento das reclamações associadas

aos demais fenômenos de qualidade.

Ademais, entende-se que este momento não é o adequado para avançar nas discussões a

respeito dos “Procedimentos de Regularização” com prazos rígidos e previsão de penalidades

sendo que paira certo desconhecimento sobre o real comportamento das redes de

distribuições e ainda carece de acompanhamento do desempenho dos indicadores

estabelecidos para que possam ser classificados como adequados. Cita-se como exemplo a

agregação em indicadores mensais para acompanhar as VTCDs e questiona-se: seria adequado

promover qualquer adequação, seja na rede da distribuidora ou na planta industrial do

acessante, baseado na violação de um único indicador mensal para mensurar um fenômeno

sabidamente de natureza aleatória?

Por fim, insiste-se que as discussões avançaram em muitos temas, mas ainda se tem muito a

discutir, estudar e acompanhar em relação a outros pontos. Sem conhecer a fundo o Problema

2 (“desconhecimento do desempenho dos sistemas de distribuição com relação aos

fenômenos da qualidade do produto”) parte da evolução da discussão do Problema 1 (”não

tratamento das reclamações dos acessantes quando da ocorrência de problemas relacionados

à qualidade do produto”) fica deveras comprometida. Sendo assim, por que não considerar na

AIR a evolução parcimoniosa do regramento proposto? Avançar com cautela tende a garantir a

subsistência de regulamentos complexos e que de certa maneira ainda possui lacunas técnicas

para definição precisa de responsabilidades.



ii) Considerações a respeito do Processo de Reclamação de Níveis de Tensão

A redação dada à alínea g do item 10.2.1, em especial a utilização do termo “horário”, exige maior clareza em sua redação, uma vez que segundo o dicionário da língua portuguesa, o termo "horário" indica um período de atuação, porém pode ser interpretado erroneamente com a definição de "hora", que neste caso estaria limitada a hora exata da medição. Significado de Horário 1 - Tabela das horas em que se deve fazer cada serviço. 2 - Relativo à hora; das horas.

Significado de Hora 1 - Período de sessenta minutos. 2 - Cada uma das doze partes em que se divide o quadrante. 3 - Tempo determinado. 4 - Espaço breve de tempo. 5 - a tempo e horas: de maneira pontual ou oportunamente. 6 - hora H: momento tido como referência para o início de determinada operação militar. 7 - momento preciso.

Portanto, as distribuidoras do Grupo CPFL entendem que a se faz necessário adequar a redação excluindo o termo “horário” e adicionando o termo “período (manhã, tarde ou noite) da instalação”. Tal adequação se faz necessária em virtude de toda logística necessária para o cumprimento dos prazos informados ao consumidor. Sendo assim, cabe relembrar que o principal objetivo da realização da medição pelo período mínimo de 168 horas na data e horário, é cumprir o item 10.2.1 informado na correspondência encaminhada ao consumidor na qual se deve informar o direito de acompanhar a instalação do equipamento de medição. A interpretação errônea deste comando imputa dificuldades para as distribuidoras com relação a logística para o atendimento deste item, haja visto que existem uma serie de contratempos que podem ocasionar o não cumprimento da instalação exatamente na hora agendada. Podemos citar alguns exemplos, tais como: o trânsito, a preparação da área de trabalho no local, e também o atendimento a alguma ocorrência emergencial ocorrida durante o momento da instalação. Outro ponto que se deve considerar é a disponibilidade do consumidor de querer acompanhar a instalação na hora exata do agendamento. Ou seja, da mesma forma que existem os contratempos por parte das distribuidoras, conforme já citado, é plausível afirmar que também poderá existir por parte do consumidor uma serie de impedimentos que o impossibilite de exercer seu direito. Por fim, de forma a corroborar com a argumentação solicitando a adequação da redação, apresenta-se na sequência o regramento estabelecido pela ANATEL e pelo estado de São Paulo a respeito do atendimento/prestação de serviços aos consumidores.



ANATEL “3º A prestadora deve assegurar ao assinante, no ato da solicitação do serviço, opção de data e turno (manhã ou tarde) para o seu atendimento, que não deve exceder o prazo máximo regulamentar, exceto quando expressamente solicitado pelo usuário, mantendo-se tais registros para possível verificação por parte da Anatel.

§ 4º Opcionalmente, se o usuário desejar, o serviço poderá ser agendado no turno da noite.

§ 5º Os turnos para o atendimento do serviço devem, no mínimo, manter conformidade com os seguintes horários:

I - turno da manhã: das 7 às 12 horas; II - turno da tarde: após 12 horas até às 18 horas; III - turno da noite: após 18 horas até às 23 horas.

§ 6º Em caso de agendamento do serviço o atendimento deve ocorrer na data e turno acordados com o assinante.” (grifo nosso)

IDEC O que diz a Lei Estadual no 13.747/2009? “Artigo 1º - Ficam os fornecedores de bens e serviços localizados no Estado [de São Paulo] obrigados a fixar data e turno para a realização dos serviços ou entrega dos produtos aos consumidores. Artigo 2º - Os fornecedores de bens e serviços deverão estipular, no ato da contratação, o cumprimento das suas obrigações nos turnos da manhã, tarde ou noite, em conformidade com os seguintes horários: I - turno da manhã: entre 7h00 e 12h00; II - turno da tarde: entre 12h00 e 18h00; e III - turno da noite: entre 18h00 e 23h00.” (grifo nosso)

iii) Inspeção Técnica em consumidores que possuem Telemedição

O processo de Inspeção Técnica prevê a medição instantânea de tensão e/ou a avaliação das

quatro últimas medições dos indicadores DRP e DRC armazenadas no medidor, conforme

alínea a do item 10.2.2.

“10.1 Quando da reclamação do acessante, associada à tensão do fornecimento no

ponto de conexão, a distribuidora deve:

(...)

b) para o acessante que não possua a medição permanente, efetuar inspeção técnica

até o ponto de conexão do acessante para avaliar a procedência da reclamação e o(s)



tipo(s) de fenômeno(s), em dia cuja característica da curva de carga é equivalente à do

dia em que o problema foi verificado (quando for o caso), respeitando o horário

informado pelo acessante.Caso seja identificado que o problema se refere à tensão em

regime permanente, realizar medição instantânea no ponto de conexão do valor

eficaz de duas leituras, com um intervalo mínimo de 5 (cinco) minutos entre elas;

c) para o acessante que possua a medição permanente, efetuar inspeção técnica até o

ponto de conexão e análise dos registros do sistema medição para avaliar a

procedência da reclamação, em dia cuja característica da curva de carga é equivalente

à do dia em que o problema foi verificado (quando for o caso), respeitando o horário

informado pelo acessante.Caso seja identificado que o problema se refere à tensão em

regime permanente, realizar a medição instantânea no ponto de conexão do valor

eficaz de duas leituras, com um intervalo mínimo de 5 (cinco) minutos entre elas, e a

leitura dos indicadores das últimas quatro medições armazenadas no medidor.”

(grifo nosso)

Visando dar maior celeridade no atendimento dos consumidores do Grupo A que possuem

telemedição e otimizar a alocação de equipes para o atendimento das reclamações de nível de

tensão, as distribuidoras do Grupo CPFL Energia sugerem que o regulamento permita que na

avaliação da reclamação dos consumidores do Grupo A possa ser utilizado os valores de tensão

provenientes da telemedição para avaliar a conformidade do nível de tensão no âmbito da

inspeção técnica. Dessa forma, caso pertinente avaliação mais adequada da conformidade do

nível de tensão com a instalação de medição de 168 horas será conduzida de forma mais

célere e eficiente.



6. Estudos de Qualidade da Energia Elétrica para Acesso aos Sistemas de

Distribuição

Conforme contribuições encaminhadas ao longo do processo de revisão da Seção 8.1 do

Módulo do PRODIST, as Distribuidoras do Grupo CPFL Energia já solicitam estudos de impacto

a seus acessantes que tenham características de carga que possa vir a afetar a qualidade da

energia entregue aos demais consumidores.

Neste sentido, reconhece-se como positivo o esforço dessa Agência em adotar tal pratica no

regramento que versa sobre o acesso ao sistema de distribuição. Entretanto, cabe salientar

que ao estabelecer alteração de tal significância não se pode deixar avaliar com cautela todas

às nuances envolvidas.

Em sua contribuição a Consulta Pública nº 018/2014, as distribuidoras do Grupo CPFL

destacaram preocupação quanto à proposta da SRD/ANEEL em atribuir a responsabilidade

pelo estudo de avaliação do impacto da carga ao acessado e não aos acessantes que,

naturalmente, são os maiores conhecedores da topologia e comportamento de suas

respectivas cargas não lineares, bem como eventuais impactos aos seus processos produtivos.

Tal proposição tem diversas consequências, porém cumpre ressaltar a mais significativa e

preocupante delas, quer seja, o limite de responsabilidade de atuação da concessionária: o

Ponto de Entrega. Em linha com a presente argumentação, resgata-se a definição de

responsabilidades quanto ao ponto de entrega presente na Resolução 414/2010.

“Art. 15. A distribuidora deve adotar todas as providências com vistas a viabilizar o

fornecimento, operar e manter o seu sistema elétrico até o ponto de entrega,

caracterizado como o limite de sua responsabilidade, observadas as condições

estabelecidas na legislação e regulamentos aplicáveis.

Parágrafo único. O consumidor titular de unidade consumidora do grupo A é

responsável pelas instalações necessárias ao abaixamento da tensão, transporte de

energia e proteção dos sistemas, além do ponto de entrega.” (Grifo nosso)

Observa-se que a falta de informações detalhadas e precisas quanto às instalações dos

consumidores e à dinâmica de seus processos produtivos poderá incorrer em indicações de

melhoria/correção inadequadas às expectativas destes consumidores. Tal fato ainda

encontraria latente conflito com a definição de responsabilidades quanto ao ponto de entrega,

na qual se ressalta que o limite de responsabilidade das distribuidoras se encerra no ponto de

conexão.

A título de exemplo, faz-se uma analogia às práticas do Operador Nacional do Sistema (ONS)

que de acordo com o Submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede, quando ocorrem

solicitações de acesso de consumidores livres, agentes de geração, agentes de distribuição,

agentes de importação e de exportação, cujas instalações possuam cargas não lineares e que



possam vir a comprometer o desempenho da rede básica, devem ser realizados estudos

detalhados e medições dos indicadores de Qualidade de Energia Elétrica para mensurar

eventuais impactos provenientes da conexão destas cargas.

A responsabilidade destes estudos detalhados e medições relacionadas ao desempenho

quanto à Qualidade da Energia Elétrica (QEE) é definida como do acessante no item 6.2 do

capítulo 6 – Responsabilidades e devem ser realizados conforme o Manual do ONS “Instruções

para realização de estudos e medições de QEE relacionados aos novos acessos à Rede Básica”.

Ao analisar a Nota Técnica nº 0101/2015-SRD/ANEEL, percebe-se que os argumentos

apresentados não sensibilizaram esta Agência quanto as preocupações das distribuidoras e as

implicações regulatórias em atribuir tal responsabilidade aos acessados.

“[Nota Técnica nº 0101/2015-SRD/ANEEL]

45. Neste ponto, a SRD entende que os estudos devem ficar sob responsabilidade da

distribuidora, devido ao conhecimento do seu sistema elétrico, o que facilita a

definição de adequações necessárias para fins do acesso à sua rede.

46. Com efeito, o objetivo dos estudos será a avaliação do impacto do acessante no

ponto de conexão com a distribuidora. Por outro lado, o acessante terá que fornecer

todas as informações necessárias para efetuar os estudos de qualidade da energia

elétrica à distribuidora.” (grifo nosso)

Percebe-se também que a justificativa utilizada para atribuir a responsabilidade de execução

dos estudos de qualidade ao acessado deve-se ao seu maior conhecimento do sistema

elétrico. Ao mesmo tempo, fornece maiores informações sobre o objetivo dos estudos de

qualidade a serem realizados, no que se destaca a necessidade de avaliar o impacto do

acessante no ponto de conexão.

Cumpre registrar neste ponto que o maior conhecimento do sistema de distribuição

possibilitará ao acessado conhecer os impactos que a conexão do acessante provocará ao

demais consumidores e não expertise para analisar o comportamento da planta do acessante.

Tal ação implicará as distribuidoras assumirem responsabilidade além do ponto de entrega

que, dito de outra forma, pode-se considerar um trabalho de consultoria para avaliar o

comportamento de suas cargas.

Admitindo que possa não ter ocorrido o entendimento correto quanto ao conceito de

Relatório de Impacto no Sistema Elétrico e, por consequência, levando a opiniões divergentes

sobre a responsabilidade de avaliação do impacto no ponto de conexão no âmbito da Consulta

Pública nº 082/2014, analisar-se-á na sequência o texto proposto na minuta de redação para o

Módulo 8 do PRODIST.



“[ANEXO II-b - Minuta de redação para o Módulo 8 do PRODIST]

11.1.1 Os estudos específicos de qualidade da energia elétrica para fins de acesso ao

sistema de distribuição devem observar o disposto no Módulo 3 do PRODIST.

11.1.2 Os estudos específicos deverão:

a) avaliar o impacto da instalação do acessante no ponto de conexão quanto à

qualidade da energia elétrica – QEE no que se refere à tensão em regime permanente,

aos fenômenos de distorções harmônicas, flutuações de tensão, desequilíbrios de

tensão e variações de tensão de curta duração;

b) a avaliação do impacto da operação do acessante, considerando os indicadores de

qualidade do produto;” (grifo nosso)

Da redação, infere-se que o estudo de avaliação do impacto da conexão de cargas

potencialmente perturbadoras no sistema elétrico deve ser realizado por duas partes

envolvidas e complementares que correspondem ao acessante e à acessada.

Sob o ponto de vista das distribuidoras, a análise de impacto da conexão de um novo

acessante corresponde à avaliação da influência deste acesso em todo o sistema elétrico de

sua responsabilidade.

Ainda segundo item 13.1.2 do Submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede do ONS fica clara a

característica indicativa dos estudos específicos de qualidade da energia elétrica para fins de

acesso ao sistema elétrico, devendo ser obtidas as reais condições da conexão através de

medições.

“Apesar de a avaliação da QEE se caracterizar fundamentalmente pela apuração de

desempenho por meio de medições, em alguns casos, faz-se necessário contar com o

apoio de estudos elétricos para avaliação de nova conexão de agente com cargas

especiais. Na impossibilidade prática de se realizarem tais medições, esses estudos

são feitos para subsidiar decisões quanto à melhor alternativa para solucionar

possíveis problemas na rede básica.” (grifo nosso)

Destacando sua característica indicativa, as informações do acessante necessárias aos estudos

específicos de qualidade da energia elétrica sob o ponto de vista da distribuidora,

correspondem ao efeito equivalente das instalações do acessante no ponto de conexão com o

sistema acessado, ou seja, permanece sendo de responsabilidade do acessante a modelagem e

simulação que permita definir o efeito equivalente de suas instalações no ponto de conexão.



Cita-se como exemplo o caso dos estudos de distorção harmônica, no qual a injeção

equivalente para cada componente harmônica deve ser informada para avaliação do impacto

no ponto de conexão e demais pontos do sistema elétrico acessado.

Supondo a utilização pela distribuidora do programa HarmZs do CEPEL para análise do efeito

da conexão de uma carga perturbadora no sistema elétrico, apresenta-se na Figura 11 a tela

de dados necessários para representação da carga através de fontes harmônicas, na qual se

observa que as informações necessárias correspondem ao módulo e ângulo das frequências

harmônicas equivalentes no ponto de conexão.

FIGURA 11 - VISUALIZAÇÃO DOS DADOS DE UMA FONTE HARMÔNICA NO PROGRAMA HARMZS DO CEPEL

Sendo assim, observa-se a necessidade de informações detalhadas sobre o comportamento da

carga do acessante no ponto de conexão para que possa ser avaliado o impacto de sua

conexão aos demais usuários do sistema de distribuição. Conforme vem sendo abordado ao

longo de todo o processo de aprimoramento desta regulamentação, os acessantes são agentes

detentores do conhecimento e da responsabilidade para fornecer subsidio satisfatório para

que possa ser avaliado o impacto de sua conexão ao sistema de distribuição.

Portanto, a modelagem das cargas e os estudos detalhados sobre o impacto no ponto de

conexão deve ser responsabilidade do acessante, dado que suas instalações devem ser

projetadas de acordo com as normas técnicas vigentes, os efeitos potencialmente

perturbadores e a sensibilidade de suas de suas cargas devem ser avaliados, propondo

antecipadamente a instalação de soluções para mitigar efeitos danosos em sua conexão.

Esta responsabilidade está explícita no Art. 4º da REN 506/2012 que estabelece as condições

de acesso ao sistema de distribuição por meio de conexão a instalações de propriedade de

distribuidora:

“Os acessantes do sistema de distribuição que se conectam às instalações de

propriedade de distribuidora devem:

I – obedecer ao disposto no PRODIST;



II – efetuar estudos, projetos e implantação das instalações de sua responsabilidade

necessárias à conexão;

III – disponibilizar à acessada informações e dados atualizados do seu empreendimento

necessários à elaboração dos estudos de responsabilidade da acessada;” (grifo nosso)

Neste contexto, reitera-se que a responsabilidade de elaborar o RISE deve ser atribuída aos

acessantes por conhecerem melhor as características de suas cargas não lineares,

possibilitando assim, a modelagem adequada das mesmas através do método supracitado.

Insiste-se neste ponto, pois esta atribuição trará maior comprometimento dos acessantes

tanto no processo de acesso quanto no atendimento ao Art. 165 da Resolução 414/2010.

“Art. 165. Quando o consumidor utilizar em sua unidade consumidora, à revelia da

distribuidora, carga ou geração susceptível de provocar distúrbios ou danos ao sistema

elétrico de distribuição, ou ainda a instalações e equipamentos elétricos de outros

consumidores, a distribuidora deve exigir o cumprimento das seguintes medidas:

I – instalação de equipamentos corretivos na unidade consumidora, no prazo

informado pela distribuidora, ou o pagamento do valor das obras necessárias no

sistema elétrico, destinadas à correção dos efeitos desses distúrbios; e

II – ressarcimento à distribuidora de indenizações por danos a equipamentos

elétricos acarretados a outros consumidores, que, comprovadamente, tenham

decorrido do uso da carga ou geração provocadora dos distúrbios.”

De forma a ilustrar a argumentação, cita-se como exemplo a avaliação de acesso de uma

instalação industrial cuja característica de operação da carga exija a instalação de um sistema

de compensação ativa (p.ex.: Compensadores Estáticos – SVC). Nestes casos, todo o projeto e

dimensionamento da solução são realizados pelo acessante com base nos dados de simulação,

medição e resposta obtida com a carga e compensação no respectivo ponto de conexão do

sistema acessado.

Ou seja, a discussão em torno da atribuição de responsabilidade pela realização dos estudos

específicos de qualidade da energia elétrica deixa de existir quando se considera conforme Art.

166 da REN 414/2010 que “é de responsabilidade do consumidor, após o ponto de entrega,

manter a adequação técnica e a segurança das instalações internas da unidade consumidora”,

sendo definido o ponto de conexão do acessante no sistema da acessada como fronteira de

responsabilidades, apesar da conhecida intersecção existente entre estes sistemas quando

tratamos do tema qualidade da energia elétrica, mais especificamente da qualidade do

produto.

Deste modo, atribuir à acessada ou mesmo ao acessante a responsabilidade pela realização

dos estudos de impacto no sistema elétrico, não isenta a outra parte da necessidade de

avaliação da conexão nas instalações de sua responsabilidade e no ponto de conexão. Também



deve ser destacada a inviabilidade prática de modelagem por uma das partes do sistema

completo que não seja de sua responsabilidade em função dos parâmetros necessários para a

correta modelagem, muitas vezes imprecisos ou desconhecidos dos responsáveis pelas

instalações, sendo esta uma das principais condições para a característica indicativa dos

estudos e característica determinativa das medições.

Esta definição de responsabilidades pela realização dos estudos de impacto no sistema elétrico

e nas instalações de acessada e acessante, respectivamente, seguem os procedimentos

adotados de acordo com o Submódulo 23.3 dos Procedimentos de Rede do ONS que trata da

solicitação de acesso à rede básica e às Demais Instalações de Transmissão – DIT, onde o item

6.5.1.2 do Submódulo 3.3 dos Procedimentos de Rede define que “O acessante deverá

entregar ao ONS, nos prazos estabelecidos no item 6.2.1.4 os estudos específicos de qualidade

de energia elétrica, indicados no item 6.5.1.1(a) deste submódulo. O ONS avaliará os estudos e

enviará seus comentários ao acessante e quando for o caso, solicitará revisão /

complementação dos referidos estudos. As conclusões dos estudos e/ou recomendações do

ONS dependendo dos prazos envolvidos, deverão constar no parecer de acesso”.

A adoção de processos não compatíveis com os procedimentos de acesso à Rede Básica e DIT,

ocasionará diferentes tratativas a acessantes localizados na mesma área de concessão e

conectados no mesmo sistema elétrico, conforme exemplo descrito Figura 12.

Figura 12 - Linha 138 kV Ribeirão Preto – Itaipava e Itaipava – Euclides da Cunha.

O diagrama acima apresenta as linhas 138 kV Ribeirão Preto CTEEP – Itaipava CPFL, Itaipava

CPFL – Euclides da Cunha CTEEP com as áreas correspondentes ao sistema de distribuição e

Demais Instalações de Transmissão (DIT). A linha 138 kV Itaipava CPFL - Euclides da Cunha

CTEEP possui 18 km de propriedade da CPFL (sistema de distribuição) e 57 km de propriedade

da CTEEP (DIT). Nestas condições, acessantes da mesma linha de 138 kV, poderão ter

SE Ribeirão Preto

CTEEP

SE Cravinhos

CPFL

SE São Simão

CPFL

SE Particular

Mercocítrico

SE Particular

Artivinco

SE Cajuru

CPFL

SE Itaipava

CPFL

SE Mococa

CTEEP

SE Euclides da Cunha

CTEEP

18 km 25 km 14 km

SE Mococa 4

CPFL

8 km

DIT

Sistema de distribuição



diferentes condições associadas aos estudos específicos de qualidade da energia elétrica em

função da localização do seu ponto de conexão. Acessos nos barramentos de 138 kV das

subestações Ribeirão Preto CTEEP e Euclides da Cunha CTEEP também deverão atender a

diferentes procedimentos de acesso referentes a qualidade da energia elétrica de acessantes

conectados ao longo da linha de propriedade da distribuidora (Procedimentos de Rede e

PRODIST respectivamente). Esta condição também poderá ser observada em outros pontos do

sistema elétrico de distribuição e DITs.

Ainda, conforme §1º, art. 43, REN 414/2010, “O custo da obra deve considerar os critérios de

mínimo dimensionamento técnico possível e menor custo global, observadas as normas e

padrões a que se referem a alínea “a” do inciso I do art. 27 e os padrões de qualidade da

prestação do serviço e de investimento prudente definidos pela ANEEL.”. Ainda segundo §1º,

art. 7º, REN 506/2012, “Dentre as alternativas de conexão do acessante, a distribuidora deve

observar o critério de mínimo custo global.” Nestas condições e sendo fato que a instalação

dos equipamentos de correção ou outras adequações necessárias deverão ser providenciadas

pelo acessante, conforme item 11.1.4 da Minuta do Módulo 8 do PRODIST apresentada na

AP082/2015, ou seja, as medidas serão realizadas em suas instalações, sendo este o único

responsável por “efetuar os estudos, projetos e implantação das instalações de sua

responsabilidade necessárias à conexão” conforme art. 4º da REN 506/2012, a definição do

ponto de conexão do acessante no sistema da acessada como fronteira de responsabilidades,

mantém válidas as definições e prerrogativas da legislação em vigor referentes ao acesso e

condições de fornecimento no sistema de distribuição, assim como os Art.42 e 43 da REN

414/2012 que definem a participação financeira do consumidor e encargo de responsabilidade

da distribuidora.

O avanço do regulamento da Qualidade da Energia elétrica não pode avançar sem dar na justa

medida os ônus e bônus aos agentes, pois tão somente assim tem-se o compromisso de todos

os envolvidos em desempenhar seu melhor papel para garantir o bem comum. Dessa maneira,

as distribuidoras do Grupo CPFL Energia enfatizam a avaliação do potencial perturbador da

carga do acessante não deve ficar sob responsabilidade do acessado.

Entretanto, é inequívoco que cabe ao acessado, de posse destes estudos detalhados do

potencial perturbador da carga, analisar e avaliar a interação do acessante com o sistema de

distribuição previamente existente para assim então propor adequações no sistema do

acessante para evitar que sua conexão venha a prejudicar os demais usuários do sistema de

distribuição.



7. Resumo das Contribuições do Grupo CPFL Energia

Considerando todas as contribuições apresentadas até o presente momento, as distribuidoras

do Grupo CPFL Energia reiteram a necessidade de:

Medições permanentes visando à constituição de uma base de dados dos fenômenos

desequilíbrios de tensão, distorções harmônicas, flutuações de tensão e variações de

tensão de curta duração para que possam ser definidos de forma assertiva os

indicadores considerados imprescindíveis para uma avaliação adequada da Qualidade

da Energia Elétrica;

Avaliação/comparação das diferentes metodologias de apuração encontradas nas

normativas internacionais para assim definir qual delas é a mais adequada à realidade

nacional. Em especial, em relação ao acompanhamento das VTCDs através da

metodologia proposta;

Alinhamento do protocolo de medição e a uniformização dos equipamentos utilizados

para tal fim;

Avançar de forma parcimoniosa quanto à criação de um “Processo de Reclamação da

Qualidade do Produto” sem comprometer a estabilidade do “Processo de Reclamação

de Nível de Tensão”, que hoje está consolidado. Porém, que promova a melhoria da

relação comercial entre acessante e acessado, em especial com consumidores

industriais por serem os mais impactados pelos fenômenos discutidos nesta AP;

Avaliação adequada em relação às diversas nuances que envolvem os critérios de

acesso e a atribuição de responsabilidades para a regularização do ponto de conexão;

Reconsiderar se este é o momento adequado para avançar no regramento a ponto de

discutir e definir de forma rígida “Procedimentos de Regularização” com prazos e

previsão de penalidades aos agentes;

Envolvimento e sensibilização dos órgãos competentes e fabricantes de equipamentos

potencialmente perturbadores;

Ponderação e cautela quanto ao inicio de vigência do novo regramento uma vez que as

alterações propostas não são de pequeno impacto e tampouco facilmente absorvidas

pelas distribuidoras; e

Compatibilização do aprimoramento da Qualidade do Produto x Modicidade Tarifária x

Demais desafios do Setor Elétrico.

Dessa forma, será possível avançar na regulamentação da Qualidade do Produto de forma

parcimoniosa propiciando a distribuição equilibrada de responsabilidades entre agentes e,

assim, garantir que os objetivos da normativa proposta sejam logrados com êxito.


8. Propostas de Alteração de Texto

9. CONTRIBUIÇÕES GRUPO CPFL ENERGIA – Módulo 3 - PRODIST

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA

/INSTITUIÇÃO

PRODIST – Módulo 3 – Seção 3.2 - item 4 – CONEXÃO DE UNIDADES DA CATEGORIA DE CONSUMO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE MT E AT

4 CONEXÃO DE UNIDADES DA CATEGORIA DE CONSUMO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE MT E AT 4.1 A categoria de consumo é composta pelas unidades consumidoras de energia, distribuidoras e agentes exportadores de energia. 4.2 Condições gerais. 4.2.1 O acessante cujas instalações se conectam ao Sistema de Distribuição de Média Tensão – SDMT ou ao Sistema de Distribuição de Alta Tensão – SDAT deve assegurar que: a) suas instalações próprias atendam às normas da ABNT; b) as cargas estejam distribuídas entre as fases de forma que o desequilíbrio de tensão não exceda os valores de referência estabelecidos em regulamentação específica. 4.2.2 O acessante deve fornecer à acessada os estudos com as informações necessárias quanto às cargas próprias que possam introduzir perturbações no sistema de distribuição acessado, considerando as características do ponto de conexão. 4.2.3 A acessada deve realizar a avaliação estudo e análise para avaliar do grau de perturbação em seu sistema de distribuição com base nos estudos

As justificativas para as alterações sugeridas foram abordadas no Capitulo 6 - Estudos de Qualidade da Energia Elétrica para Acesso aos Sistemas de Distribuição.



9. CONTRIBUIÇÕES GRUPO CPFL ENERGIA – Módulo 3 - PRODIST

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA

/INSTITUIÇÃO apresentados pelo acessante pela presença de carga que a provoque, bem como do impacto de manobras de bancos de capacitores do acessante, indicando ao acessante a necessidade da instalação de equipamentos de correção ou implementação de ações de mitigação. 4.2.4 O acessante deve se responsabilizar pela implementação das ações de mitigação indicadas e pela instalação dos equipamentos necessários à correção ou proteção para se evitar o comprometimento da segurança e a violação dos valores de referência da qualidade da energia elétrica, definidos no Módulo 8 - Qualidade da Energia Elétrica ou que venham a ser estabelecidos em regulamentação específica, devendo a implementação das ações e a instalação de equipamentos ser aprovadas pela distribuidora acessada. 4.2.5 O acessante deve arcar com os custos adicionais necessários à adequação do sistema de distribuição, ao seu nível de exigência, quando necessite de um desempenho diferenciado dos padrões estabelecidos de qualidade da energia elétrica no ponto de conexão.



CONTRIBUIÇÕES GRUPO CPFL ENERGIA – Módulo 8 - PRODIST

TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO

JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO PRODIST – Módulo 8 – Seção 8.1 - item 3 – Fator de

Potência

3.1 Caracterização do fenômeno e parâmetros

3.1.1 O valor do fator de potência deverá ser

calculado a partir dos valores registrados das

potências ativa e reativa (P, Q) ou das respectivas

energias (EA, ER), utilizando-se as seguintes fórmulas:

3.1.2 O controle do fator de potência deverá ser

efetuado por medição permanente e obrigatória no

caso de unidades consumidoras atendidas pelo SDMT

e SDAT e nas conexões entre distribuidoras, ou por

medição individual permanente e facultativa nos

casos de unidades consumidoras do Grupo B com

3.1 Caracterização do fenômeno e parâmetros

3.1.1 O valor do fator de potência deverá ser calculado a partir dos

valores registrados das potências ativa e reativa (P, Q) ou das

respectivas energias (EA, ER), utilizando-se as seguintes fórmulas:

3.1.2 O controle do fator de potência deverá ser efetuado por

medição permanente e obrigatória no caso de unidades

consumidoras atendidas pelo SDMT e SDAT e nas conexões entre

distribuidoras, ou por medição individual permanente e facultativa

nos casos de unidades consumidoras do Grupo B com instalações

conectadas pelo SDBT, observando do disposto em regulamentação.

3.1.3 O resultado das medições deverá ser mantido, por período

mínimo de 5 (cinco) anos, em arquivo na distribuidora.

As justificativas para as

alterações sugeridas foram

abordadas no Capitulo 3.1 –

Fator de Potência.





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO instalações conectadas pelo SDBT, observando do

disposto em regulamentação.

3.1.3 O resultado das medições deverá ser mantido,

por período mínimo de 5 (cinco) anos, em arquivo na

distribuidora.

3.2 Valores de referência.

3.2.1 Para unidade consumidora ou conexão entre

distribuidoras com tensão inferior a 230 kV, o fator

de potência no ponto de conexão deve estar

compreendido entre 0,92 (noventa e dois

centésimos) e 1,00 (um) indutivo ou 1,00 (um) e 0,92

(noventa e dois centésimos) capacitivo, de acordo

com regulamentação vigente.

3.2.2 Para unidade consumidora com tensão igual ou

superior a 230 kV os padrões deverão seguir o

determinado no Procedimento de Rede.

3.2 Valores de referência.

3.2.1 Para unidade consumidora ou conexão entre distribuidoras

com tensão inferior a 230 kV, o fator de potência no ponto de

conexão deve estar compreendido entre 0,92 (noventa e dois

centésimos) e 1,00 (um) indutivo ou 1,00 (um) e 0,92 (noventa e dois

centésimos) capacitivo, de acordo com regulamentação vigente.

3.2.2 Para unidade consumidora conectada à DIT ou Rede Básica com

tensão igual ou superior a 230 kV os padrões deverão seguir o

determinado no Procedimento de Rede.

3.2.3 Para agentes exportadores de energia, o consumo de energia

reativa deve ser nulo durante o periodo de exportação de energia

ativa. Quando houver consumo de energia ativa, o fator de potência

no ponto de conexão deverá obedecer aos limites estabelecidos para

unidades consumidoras central geradora, o fator de potência deve

estar compreendido entre os valores estabelecidos nos

Procedimentos de Rede





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO 3.2.3 Para central geradora, o fator de potência deve

estar compreendido entre os valores estabelecidos

nos Procedimentos de Rede.

3.3 Definição de excedentes reativos.

3.3.1 O excedente reativo deve ser calculado com o

auxílio de equações definidas em regulamento

especifico da ANEEL.

3.2.4 A apuração do fator de potência nos pontos de conexão das

distribuidoras deverá considerar as particularidades da conexão.

3.3 Definição de excedentes reativos.

3.3.1 O excedente reativo deve ser calculado com o auxílio de

equações definidas em regulamento especifico da ANEEL.

PRODIST – Módulo 8 – Seção 8.1 - item 4 –

Distorções Harmônicas

4.3 Limites para os indicadores.

4.3.1 Limites globais

4.3.1.1 Os limites globais para as distorções

harmônicas totais constam na Tabela 2.

4.3 Limites Valores de Referência para os indicadores.

4.3.1 Limites Valores de Referência globais

4.3.1.1 Os limites Valores de Referência globais para as distorções


Tabela 2 – Limites Valores de Referência globais das distorções

harmônicas totais (em % da tensão fundamental).




Distorções Harmônicas.





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO Tabela 2 – Limites globais das distorções harmônicas

totais (em % da tensão fundamental).

4.3.1.2 Os limites globais representam o máximo

valor tolerável a ser observado em qualquer

barramento do sistema de distribuição, sendo de

responsabilidade da distribuidora mantê-los nesses

patamares.

4.3.2 Limites individuais

4.3.2.1 Os limites individuais para as distorções


Tabela 3 – Limites individuais das distorções


Indicador Tensão nominal do barramento

Vn ≤ 1,0 kV 1,0 kV < Vn < 69 kV 69 kV ≤ Vn < 230kV

DTT95% 8,0%10% 6,0%8% 5,0%

DTTP95% 2,0% 1,5% 1,0%

DTTI95% 6,0% 5,0% 4,0%

DTT395% 5,0% 4,0% 3,0%

4.3.1.2 Os limites Valores de Referência globais representam o

máximo valor tolerável a ser observado em qualquer barramento do

sistema de distribuição, sendo de responsabilidade da distribuidora

mantê-los nesses patamares.

4.3.2 Limites Valores de Referência individuais

4.3.2.1 Os limites Valores de Referência individuais para as

distorções harmônicas totais constam na Tabela 3.

Tabela 3 – Limites Valores de Referência individuais das distorções






JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO Indicador

4.3.2.2 Os limites individuais representam o máximo

valor tolerável de emissão de distúrbios para cada

acessante no ponto de conexão ao sistema de

distribuição.

4.3.3 No caso de medições realizadas utilizando-se

TPs com conexão do tipo V ou delta aberto, os limites

permitidos para o indicador DTT395% deverão

corresponder a 50% dos respectivos valores indicados

nas Tabelas 2 ou 3, conforme o caso.

4.3.4 Os barramentos com tensão nominal igual ou

superior a 230 kV deverão obedecer aos limites

estabelecidos nos Procedimentos de Rede ou em



DTT95% 4,0% 3,0% 2,5%

DTTP95% 1,0% 0,75% 0,5%

DTTI95% 3,0% 2,5% 2,0%

DTT395% 2,5% 2,0% 1,0%

4.3.2.2 Os limites valores de Referência individuais representam o

máximo valor tolerável de emissão de distúrbios para cada acessante

no ponto de conexão ao sistema de distribuição, sendo de

responsabilidade de cada acessante mantê-los nestes patamares.

4.3.3 No caso de medições realizadas utilizando-se TPs com conexão

do tipo V ou delta aberto, os limites valores de Referência permitidos

para o indicador DTT395% deverão corresponder a 50% dos

respectivos valores indicados nas Tabelas 2 ou 3, conforme o caso.

4.3.4 Os barramentos com tensão nominal igual ou superior a 230 kV





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO observância aos valores estipulados em

regulamentação específica.

deverão obedecer aos limites estabelecidos nos Procedimentos de

Rede ou em observância aos valores estipulados em regulamentação

específica.

4.3.5 Devem ser obedecidos os valores das distorções harmônicas

individuais indicados na tabela 4 a seguir.





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO

PRODIST – Módulo 8 – Seção 8.1 - item 5 –

Desequilíbrio de Tensão


5.3.1 Limites globais.

5.3.1.1 Os limites globais para o indicador de

desequilíbrio de tensão estão apresentados na Tabela

5 a seguir:





patamares.

5.3.2 Limites individuais.

5.3.2.1 Os limites individuais para o indicador de


5.3.1 Limites Valores de Referência globais.

5.3.1.1 Os limites valores de Referência globais para o indicador de

desequilíbrio de tensão estão apresentados na Tabela 5 a seguir:

Tabela 5 – Limites Valores de Referência globais para desequilíbrio

de tensão.


Vn ≤ 1,0 kV 1,0 kV < Vn < 230 kV

FD95% 3,0% 2,0%

5.3.1.2 Os limites valores de Referência globais representam o




5.3.2 Limites Valores de Referência individuais.

5.3.2.1 Os limites Valores de Referência individuais para o indicador

de desequilíbrio de tensão constam da Tabela 6 a seguir:

Tabela 6 – Limites Valores de Referência individuais para os

desequilíbrios de tensão.




Desequilíbrio de Tensão.





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO desequilíbrio de tensão constam da Tabela 6 a seguir:


valor tolerável de desiquilíbrio de tensão para cada


distribuição.


superior a 230 kV deverão obedecer aos limites


observância aos valores estipulados em



Vn ≤ 1,0 kV 1,0 kV < Vn < 230 kV

FD95% 2,5% 1,5%

5.3.2.2 Os limites valores de Referência individuais representam o

máximo valor tolerável de desiquilíbrio de tensão para cada

acessante no ponto de conexão ao sistema de distribuição, sendo de


5.3.3 Os barramentos com tensão nominal igual ou superior a 230 kV

deverão obedecer aos limites estabelecidos nos Procedimentos de


específica.

PRODIST – Módulo 8 – Seção 8.1 - item 6 – Flutuação

de Tensão


6.3.1 Limites globais


6.3.1 Limites Valores de Referência globais

6.3.1.1 A Tabela 8 fornece os limites Valores de Referência globais a

serem utilizados para a avaliação do desempenho do sistema de

distribuição quanto às flutuações de tensão.



abordadas no Capitulo 3.4–

Flutuação de Tensão.





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO 6.3.1.1 A Tabela 8 fornece os limites globais a serem

utilizados para a avaliação do desempenho do

sistema de distribuição quanto às flutuações de

tensão.

6.3.2





patamares.

6.3.3 Limites Individuais

6.3.3.1 A Tabela 9 fornece os limites individuais a

serem utilizados para a avaliação do desempenho do

sistema de distribuição quanto às flutuações de

6.3.2

Tabela 8 – Limites Valores de Referência globais para flutuação de

tensão



Pst95% 1,0pu 1,5pu2,0pu 2,0pu,2,5pu

6.3.2.16.3.1.2 Os limites Valores de Referência globais representam o




6.3.36.3.2 LimitesValores de Referência Individuais

6.3.32.1 A Tabela 9 fornece os limites valores de Referência

individuais a serem utilizados para a avaliação do desempenho do

sistema de distribuição quanto às flutuações de tensão.





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO tensão.


valor tolerável de flutuação de tensão para cada


distribuição.


superior a 230 kV deverão obdecer aos limites


observância aos valores estipulados em


Tabela 9 – Limites Valores de Referência individuais para flutuação

de tensão.



Pst95% 0,8pu 1,0pu 1,2pu

6.3.32.2 Os limitesValores de Referência individuais representam o

máximo valor tolerável de flutuação de tensão para cada acessante

no ponto de conexão ao sistema de distribuição, sendo de


6.3.43 Os barramentos com tensão nominal igual ou superior a 230

kV deverão obdecer aos limites estabelecidos nos Procedimentos de


específica.

PRODIST – Módulo 8 – Seção 8.1 - item 9 – 9.1 Obtenção das leituras. As justificativas para as





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO Instrumentação E Metodologia De Medição

9.1 Obtenção das leituras.

9.1.1 As leituras devem ser obtidas por meio de

equipamentos que operem segundo o princípio da

amostragem digital.

9.1.2 Um único instrumento de medição poderá ser

utilizado para medir todos os fenômenos da

qualidade do produto.

9.1.3 Os equipamentos de medição devem atender

os seguintes requisitos mínimos:

a) Método de medição Classe A ou S;

b) Normas da International Electrotechnical

Commission (IEC) ou normas técnicas brasileiras.

9.1.3.1 Alternativamente, para a medição de tensão

em regime permanente, poderão ser utilizados

instrumentos com precisão de até 1% da leitura.

9.1.3.2 Em situações contratuais envolvendo a

solução de disputas específicas ou em questões

9.1.1 As leituras devem ser obtidas por meio de equipamentos que

operem segundo o princípio da amostragem digital.

9.1.2 Um único instrumento de medição poderá ser utilizado para

medir todos os fenômenos da qualidade do produto. Entretanto não

é impeditivo a utilização de mais de um instrumento de medição.

9.1.3 Os equipamentos de medição devem atender os seguintes

requisitos mínimos:

a) Método de medição Classe A ou S, conforme versão vigente da IEC

61000-4-30 ;

b) Normas da International Electrotechnical Commission (IEC) ou

normas técnicas brasileiras relacionadas à:.

i. IEC 61000-4-15: Flutuação de Tensão;

ii. IEC 61000-4-7: Desequilíbrio e distorção harmônica de tensão;

9.1.3.1 Alternativamente, para a medição de tensão em regime

permanente, poderão ser utilizados instrumentos com precisão de

até 1% da leitura.

9.1.3.2 Em situações contratuais envolvendo a solução de disputas

específicas ou em questões judiciais deverão ser utilizados

instrumentos classe A.


abordadas no Capitulo 4 –

Instrumentação e

Metodologia de Medição.





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO judiciais deverão ser utilizados instrumentos classe A.

9.1.3.3 O processo de medição dos indicadores de

flutuação de tensão deve ser realizado com o

medidor ajustado para o nível de tensão

correspondente, em baixa tensão.

9.1.3.4 O espectro harmônico a ser considerado para

fins do cálculo das expressões relacionadas com a

distorção harmônica total de tensão deve

compreender uma faixa de frequências que considere

desde a componente fundamental até a 40ª ordem

harmônica.

9.1.3.5 O conjunto de leituras para gerar os

indicadores da qualidade do produto de regime

permanente (distorções harmônicas, flutuação de

tensão e desequilíbrio de tensão) deverá

compreender o registro de 1008 (mil e oito) leituras

válidas obtidas em intervalos consecutivos (período

de agregação) de 10 minutos cada, salvo as que

eventualmente sejam expurgadas conforme item

9.1.3.3 O processo de medição dos indicadores de flutuação de

tensão deve ser realizado com o medidor ajustado para o nível de

tensão correspondente, em baixa tensão. à tensão secundária dos

sistemas de medição de baixa tensão.

9.1.3.4 O espectro harmônico a ser considerado para fins do cálculo

das expressões relacionadas com a distorção harmônica total de

tensão deve compreender uma faixa de frequências que considere

desde a componente fundamental até a 40ª ordem harmônica.

9.1.3.5 O conjunto de leituras para gerar os indicadores da qualidade

do produto de regime permanente (distorções harmônicas, flutuação

de tensão e desequilíbrio de tensão) deverá compreender o registro

de 1008 (mil e oito) leituras válidas obtidas em intervalos

consecutivos (período de agregação) de 10 minutos cada, salvo as

que eventualmente sejam expurgadas conforme item 9.1.4. No

intuito de se obter 1008 (mil e oito) leituras válidas, intervalos

adicionais devem ser agregados, sempre consecutivamente.

9.1.3.6 Após a aquisição de 1008 registros válidos de medição, deve

ser obtido um conjunto de valores para os indicadores FD%, DTT%,

DTTp%, DTTi%, DTT3% e Pst que, devidamente tratados, conduzirá





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO 9.1.4. No intuito de se obter 1008 (mil e oito) leituras

válidas, intervalos adicionais devem ser agregados,

sempre consecutivamente.

9.1.3.6 Após a aquisição de 1008 registros válidos de

medição, deve ser obtido um conjunto de valores

para os indicadores FD%, DTT%, DTTp%, DTTi%,

DTT3% e Pst que, devidamente tratados, conduzirá

aos valores dos indicadores estatísticos FD95%,

DTT95%, DTTp95%, DTTi95%, DTT395% e Pst95%.

9.1.4 Critérios de expurgo no conjunto de leituras.

9.1.4.1 Para as medições de distorções harmônicas,

desequilíbrios de tensão e flutuações de tensão, na

ocorrência de variações de tensão de curta duração

ou de interrupções de longa duração, o intervalo de

medição de 10 (dez) minutos deverá ser expurgado e

substituído por igual número de leituras válidas.

9.1.4.2 Para as medições de nível de tensão em

regime permanente, na ocorrência de variações

temporárias de tensão ou de interrupções de longa

aos valores dos indicadores estatísticos FD95%, DTT95%, DTTp95%,

DTTi95%, DTT395% e Pst95%.

9.1.4 Critérios de expurgo no conjunto de leituras.

9.1.4.1 Para as medições de distorções harmônicas, desequilíbrios de

tensão e flutuações de tensão, na ocorrência de variações de tensão

de curta duração ou de interrupções de longa duração, o intervalo de

medição de 10 (dez) minutos deverá ser expurgado e substituído por

igual número de leituras válidas.

9.1.4.2 Para as medições de nível de tensão em regime permanente,

na ocorrência de variações temporárias de tensão ou de interrupções

de longa duração, o intervalo de medição de 10 (dez) minutos deverá

ser expurgado e substituído por igual número de leituras válidas,

sendo opcional o expurgo de intervalos com variações momentâneas

de tensão.

9.1.5 Para medição das VTCDs deverão ser considerados os seguintes

procedimentos:

a) A detecção e a caracterização dos eventos de VTCD deverão ser

realizadas por meio de instrumentos de medição que considerem

como parâmetro de referência uma tensão fixa ou uma tensão média





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO duração, o intervalo de medição de 10 (dez) minutos

deverá ser expurgado e substituído por igual número

de leituras válidas, sendo opcional o expurgo de

intervalos com variações momentâneas de tensão.

9.1.5 Para medição das VTCDs deverão ser

considerados os seguintes procedimentos:

a) A detecção e a caracterização dos eventos de VTCD

deverão ser realizadas por meio de instrumentos de

medição que considerem como parâmetro de

referência uma tensão fixa ou uma tensão média

deslizante, de acordo com a seguinte expressão:

b) Num determinado ponto de monitoração, uma

VTCD é caracterizada a partir da agregação dos

parâmetros amplitude e duração de cada evento.

Assim sendo, eventos simultâneos são primeiramente

deslizante, de acordo com a seguinte expressão:

b) Num determinado ponto de monitoração, uma VTCD é

caracterizada a partir da agregação dos parâmetros amplitude e

duração de cada evento. Assim sendo, eventos simultâneos são

primeiramente agregados compondo um mesmo evento no ponto de

monitoração (agregação de fases).

c) Os eventos consecutivos, em um período de 3 (três) minutos, no

mesmo ponto, são agregados compondo um único evento

(agregação temporal).

d) O afundamento ou a elevação de tensão que representa o

intervalo de três minutos é o de menor ou de maior amplitude da

tensão, respectivamente.

e) A agregação de fases deve ser feita pelo critério de união das

fases, ou seja, a duração do evento é definida como o intervalo de





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO agregados compondo um mesmo evento no ponto de

monitoração (agregação de fases).

c) Os eventos consecutivos, em um período de 3

(três) minutos, no mesmo ponto, são agregados

compondo um único evento (agregação temporal).

d) O afundamento ou a elevação de tensão que

representa o intervalo de três minutos é o de menor

ou de maior amplitude da tensão, respectivamente.

e) A agregação de fases deve ser feita pelo critério de

união das fases, ou seja, a duração do evento é

definida como o intervalo de tempo decorrido entre

o instante em que o primeiro dos eventos transpõe

determinado limite e o instante em que o último dos

eventos retorna para determinado limite.

f) As seguintes formas alternativas de agregação de

fases podem ser utilizadas:

i. agregação por parâmetros críticos - a duração do

evento é definida como a máxima duração entre os

três eventos e o valor de magnitude que mais se

tempo decorrido entre o instante em que o primeiro dos eventos

transpõe determinado limite e o instante em que o último dos

eventos retorna para determinado limite.

f) As seguintes formas alternativas de agregação de fases podem ser

utilizadas:

i. agregação por parâmetros críticos - a duração do evento é definida

como a máxima duração entre os três eventos e o valor de

magnitude que mais se distanciou da tensão de referência;

ii. agregação pela fase crítica - a duração do evento é definida como

a duração do evento de amplitude crítica, ou seja, amplitude mínima

para afundamento e máxima para elevação.

g) Afundamentos e elevações de tensão devem ser tratados

separadamente.

9.1.6 Os equipamentos de medição devem permitir a apuração das

seguintes informações:

a) valores calculados dos indicadores individuais DRP e DRC;

b) tabela de medição de tensão;

c) histograma de tensão;

d) valores dos indicadores associados com a distorção harmônica





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO distanciou da tensão de referência;

ii. agregação pela fase crítica - a duração do evento é

definida como a duração do evento de amplitude

crítica, ou seja, amplitude mínima para afundamento

e máxima para elevação.

g) Afundamentos e elevações de tensão devem ser

tratados separadamente.

9.1.6 Os equipamentos de medição devem permitir a

apuração das seguintes informações:

a) valores calculados dos indicadores individuais DRP

e DRC;

b) tabela de medição de tensão;

c) histograma de tensão;

d) valores dos indicadores associados com a distorção

harmônica total de tensão, conforme expressões

apresentadas no item 4.2.2;

e) valores dos indicadores de distorção harmônica

individual de tensão até a 40ª ordem harmônica,

conforme expressão apresentada no item 4.2.2;

total de tensão, conforme expressões apresentadas no item 4.2.2;

e) valores dos indicadores de distorção harmônica individual de

tensão até a 40ª ordem harmônica, conforme expressão apresentada

no item 4.2.2;

f) valores do fator de desequilíbrio de tensão, conforme expressões

apresentadas no item 5.2.2 ou 5.2.3;

g) valores dos indicadores de flutuação de tensão, conforme

expressões apresentadas no item 6.2.2;

h) duração e amplitude dos eventos de variação de tensão de curta

duração, indicando a data e hora de início de cada evento.

9.1.6.1 Apenas a alínea “a” se aplica à medição permanente de que

trata a Resolução Normativa nº 502/2012.

9.1.6.2 Para os equipamentos exclusivos de medição de tensão em

regime permanente, aplicam-se as alíneas “a”, “b” e “c”.

9.1.7 Demais informações necessárias, não contempladas nas

informações mínimas a serem disponibilizadas pelos instrumentos de

medição, poderão ser obtidas através de sistemas computacionais

específicos de cada distribuidora.

9.1.8 As medições devem corresponder ao tipo de ligação do





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO f) valores do fator de desequilíbrio de tensão,

conforme expressões apresentadas no item 5.2.2 ou

5.2.3;

g) valores dos indicadores de flutuação de tensão,

conforme expressões apresentadas no item 6.2.2;

h) duração e amplitude dos eventos de variação de

tensão de curta duração, indicando a data e hora de

início de cada evento.

9.1.6.1 Apenas a alínea “a” se aplica à medição

permanente de que trata a Resolução Normativa nº

502/2012.

9.1.6.2 Para os equipamentos exclusivos de medição

de tensão em regime permanente, aplicam-se as

alíneas “a”, “b” e “c”.

9.1.7 Demais informações necessárias, não

contempladas nas informações mínimas a serem

disponibilizadas pelos instrumentos de medição,

poderão ser obtidas através de sistemas

computacionais específicos de cada distribuidora.

acessante, abrangendo medições entre todas as fases e o neutro

fornecidos no ponto de conexão. Caso o neutro não seja fornecido

pela distribuidora no ponto de conexão, a medição deve ser realizada

entre as fases. Nesse caso, especificamente, os limites de distorções

harmônicas deverão observar o disposto no item 4.3.3.

9.1.9 Os TPs utilizados em um sistema trifásico devem ter as mesmas

especificações entre si e suas cargas devem corresponder a

impedâncias semelhantes, e serem conectados preferencialmente

em Y – Y aterrado, independentemente do tipo ou classe de tensão.

Para os casos sem conexão à terra podem ser utilizados,

excepcionalmente, arranjos para os TPs do tipo V. Nesse caso,

especificamente, os limites de distorções harmônicas deverão

observar o disposto no item 4.3.3.

9.1.10 As medições de acessantes devem ser efetuadas no ponto de

conexão, salvo as seguintes situações:

a) quando a instalação do equipamento de medição no ponto de

conexão vier a comprometer a segurança do equipamento e de

pessoas, ou apresentar impossibilidade técnica, tal instalação poderá

ser realizada no ponto de derivação da rede da distribuidora com o





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO 9.1.8 As medições devem corresponder ao tipo de

ligação do acessante, abrangendo medições entre

todas as fases e o neutro fornecidos no ponto de

conexão. Caso o neutro não seja fornecido pela

distribuidora no ponto de conexão, a medição deve

ser realizada entre as fases. Nesse caso,

especificamente, os limites de distorções harmônicas

deverão observar o disposto no item 4.3.3.

9.1.9 Os TPs utilizados em um sistema trifásico

devem ter as mesmas especificações entre si e suas

cargas devem corresponder a impedâncias

semelhantes, e serem conectados preferencialmente

em Y – Y aterrado, independentemente do tipo ou

classe de tensão. Para os casos sem conexão à terra

podem ser utilizados, excepcionalmente, arranjos

para os TPs do tipo V. Nesse caso, especificamente,

os limites de distorções harmônicas deverão observar

o disposto no item 4.3.3.

9.1.10 As medições de acessantes devem ser

ramal de ligação do acessante, ficando a cargo da distribuidora a

estimativa da queda de tensão (para o caso específico da medição de

tensão em regime permanente) no ramal de ligação, caso em que

deverá ser disponibilizado ao acessante o memorial de cálculo da

referida estimativa;

b) quando a medição para fins de faturamento for realizada por meio

de medidores lacrados, denominados encapsulados, cujos circuitos

de corrente e de tensão não sejam acessíveis para as unidades

consumidoras conectadas no SDMT com equipamentos de medição

instalados em tensões do SDBT, a instalação do equipamento de

medição poderá ser realizada no lado secundário do transformador

de potência, considerando-se a relação de transformação para o caso

específico da tensão em regime permanente.No caso dos demais

indicadores da qualidade do produto, em regime permanente, os

valores obtidos serão comparados com os limites referentes ao

mesmo nível de tensão do ponto de instalação física do instrumento

de medição.

c) para acessantes conectados no SDAT com equipamentos de

medição instalados em tensões do SDMT, a instalação do





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO efetuadas no ponto de conexão, salvo as seguintes

situações:

a) quando a instalação do equipamento de medição

no ponto de conexão vier a comprometer a

segurança do equipamento e de pessoas, ou

apresentar impossibilidade técnica, tal instalação

poderá ser realizada no ponto de derivação da rede

da distribuidora com o ramal de ligação do acessante,

ficando a cargo da distribuidora a estimativa da

queda de tensão (para o caso específico da medição

de tensão em regime permanente) no ramal de

ligação, caso em que deverá ser disponibilizado ao

acessante o memorial de cálculo da referida

estimativa;

b) quando a medição para fins de faturamento for

realizada por meio de medidores lacrados,

denominados encapsulados, cujos circuitos de

corrente e de tensão não sejam acessíveis para as

unidades consumidoras conectadas no SDMT com

equipamento de medição poderá ser realizada no lado secundário do

transformador de potência, considerando-se a relação de

transformação no caso específico da tensão em regime permanente;

d) quando a medição de tensão for permanente (Resolução

Normativa nº 502/2012), o local de instalação do sistema de medição

de que trata a Resolução Normativa nº 502/2012 deve seguir o

disposto em resolução específica.

9.1.10.1 Para o caso das alíneas “b” e “c”, caso os respectivos

transformadores tenham conexão delta ou estrela flutuante em

algum dos seus enrolamentos, os limites para o indicador DTT395%


9.2 Avaliação da qualidade do produto

9.2.1 A tensão em regime permanente deve ser avaliada por meio de

um conjunto de leituras obtidas por medição apropriada, de acordo

com a metodologia descrita para os indicadores individuais e

coletivos, nas seguintes modalidades: a) eventual, por reclamação

do acessante ou por determinação da fiscalização da ANEEL;

b) amostral, por determinação da ANEEL, de acordo com sorteio

realizado para cada trimestre; e





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO equipamentos de medição instalados em tensões do

SDBT, a instalação do equipamento de medição

poderá ser realizada no lado secundário do

transformador de potência, considerando-se a

relação de transformação para o caso específico da

tensão em regime permanente. No caso dos demais

indicadores da qualidade do produto, em regime

permanente, os valores obtidos serão comparados

com os limites referentes ao mesmo nível de tensão

do ponto de instalação física do instrumento de

medição.

c) para acessantes conectados no SDAT com

equipamentos de medição instalados em tensões do

SDMT, a instalação do equipamento de medição

poderá ser realizada no lado secundário do

transformador de potência, considerando-se a

relação de transformação no caso específico da

tensão em regime permanente;

d) quando a medição de tensão for permanente

c) permanente, ou por meio do sistema de medição de que trata a

Resolução Normativa n° 502/2012 ou para os casos em que o

acessante optar por medidor de qualidade da energia elétricado

produto, conforme critérios e procedimentos estabelecidos nesta

seção.

9.2.2 As distorções harmônicas de tensão, o desequilíbrio de tensão,

a flutuação de tensão e as variações de tensão de curta duração

deverão ser avaliados por meio de um conjunto de leituras obtidas

por medição apropriada, de acordo com metodologia específica, nas

seguintes modalidades:

a) eventual, por reclamação do acessante ou por determinação da

ANEEL; e

b) permanente, nos casos em que o acessante optar por medidor de

qualidade da energia elétricado produto, conforme critérios e

procedimentos estabelecidos nesta seção.

9.2.3 As variações de tensão de curta duração serão avaliadas, em

termos de duração de frequência de eventos, apenas para os casos

de reclamação do acessante conectado ao SDMT ou ao SDAT.

-x-





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO (Resolução Normativa nº 502/2012), o local de

instalação do sistema de medição de que trata a

Resolução Normativa nº 502/2012 deve seguir o

disposto em resolução específica.

9.1.10.1 Para o caso das alíneas “b” e “c”, caso os

respectivos transformadores tenham conexão delta

ou estrela flutuante em algum dos seus

enrolamentos, os limites para o indicador DTT395%


9.2 Avaliação da qualidade do produto

9.2.1 A tensão em regime permanente deve ser

avaliada por meio de um conjunto de leituras obtidas

por medição apropriada, de acordo com a

metodologia descrita para os indicadores individuais

e coletivos, nas seguintes modalidades: a) eventual,

por reclamação do acessante ou por determinação da

fiscalização da ANEEL;

b) amostral, por determinação da ANEEL, de acordo

com sorteio realizado para cada trimestre; e

9.4 Dos critérios da medição permanente da qualidade da energia

elétrica. qualidade do produto.9.4.1 O acessante poderá solicitar à

distribuidora sistema de medição com funcionalidades específicas de

qualidade da energia elétrica do produto para fins de

acompanhamento permanente de todos os fenômenos e parâmetros

de que tratameste Módulo esta seção.

9.4.1.1 O sistema de medição deve ser instalado pela distribuidora,

devendo a diferença de custo entre o sistema de medição descrito

no item acima e o sistema de medição convencional ser de

responsabilidade do acessante interessado.

9.4.1.2 O sistema de medição deve ser instalado pela distribuidora

no prazo de até 60 dias a partir da solicitação do acessante e

conforme critérios estabelecidos na Resolução Normativa no

414/2010.

9.4.1.3 Quando o acessante possuir SMF com funcionalidades de

QEE, este sistema de medição deve, preferencialmente, ser utilizado.

9.4.2 As distribuidoras devem efetuar, para cada um dos pontos de

medição permanente de QEEde qualidade do produto, a medição

dos valores eficazes da tensão em regime permanente, valores das





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO c) permanente, ou por meio do sistema de medição

de que trata a Resolução Normativa n° 502/2012 ou

para os casos em que o acessante optar por medidor

de qualidade da energia elétrica, conforme critérios e

procedimentos estabelecidos nesta seção.

9.2.2 As distorções harmônicas de tensão, o

desequilíbrio de tensão, a flutuação de tensão e as

variações de tensão de curta duração deverão ser

avaliados por meio de um conjunto de leituras

obtidas por medição apropriada, de acordo com

metodologia específica, nas seguintes modalidades:

a) eventual, por reclamação do acessante ou por

determinação da ANEEL; e

b) permanente, nos casos em que o acessante optar

por medidor de qualidade da energia elétrica,

conforme critérios e procedimentos estabelecidos

nesta seção.

9.2.3 As variações de tensão de curta duração serão

avaliadas, em termos de duração de frequência de

distorções harmônicas de tensão, valores dos desequilíbrios de

tensão, valores dos indicadores de flutuação de tensão, duração e

amplitude dos eventos de variação de tensão de curta duração e

indicadores referenciados na Seção 8.2.

9.4.3 Do registro dos dados de medições permanentes de qualidade

do produto.

9.4.3.1 A distribuidora deverá manter registro em sistema

informatizado do ponto de medição permanente, contendo

obrigatoriamente os seguintes dados:

a) código identificador do ponto de medição permanente, que deve

equivaler ao constante do BDGD informado pela distribuidora,

conforme disposto no Módulo 6 do PRODIST;

b) coordenadas geográficas do ponto de medição permanente;

c) histórico dos indicadores individuais DRP e DRC, associados a cada

conjunto de 1008 leituras válidas;

d) histórico dos indicadores estatísticos DTT95%, DTTp95%, DTTi95%,

DTT395%, FD95% e Pst95%, associados a cada conjunto de 1008

leituras válidas;

e) data, hora de início, duração e amplitude de todos os eventos de





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO eventos, apenas para os casos de reclamação do

acessante conectado ao SDMT ou ao SDAT.

-x-

9.4 Dos critérios da medição permanente da

qualidade da energia elétrica.

9.4.1 O acessante poderá solicitar à distribuidora

sistema de medição com funcionalidades específicas

de qualidade da energia elétrica para fins de

acompanhamento permanente de todos os

fenômenos e parâmetros de que tratam este

Módulo.

9.4.1.1 O sistema de medição deve ser instalado pela

distribuidora, devendo a diferença de custo entre o

sistema de medição descrito no item acima e o

sistema de medição convencional ser de

responsabilidade do acessante interessado.

9.4.1.2 O sistema de medição deve ser instalado pela

distribuidora no prazo de até 60 dias a partir da

solicitação do acessante e conforme critérios

VTCD registrados;

f) histórico dos valores apurados para o Fator de Impacto (FI) e

respectivas estratificações dos eventos de VTCD associados,

conforme Tabela 12, associados a cada período de 30 dias;

g) parâmetros de qualidade do serviço, conforme estabelecido na

seção 8.2.

9.4.4 Para as medições permanentes de qualidade do produto,

especificamente, o Fator de Impacto (FI) deverá ser apurado

considerando-se cada mês do calendário civil, utilizando-se como

referência os mesmos limites valores de referência indicados na

Tabela 14.





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO estabelecidos na Resolução Normativa no 414/2010.

9.4.1.3 Quando o acessante possuir SMF com

funcionalidades de QEE, este sistema de medição

deve, preferencialmente, ser utilizado.

9.4.2 As distribuidoras devem efetuar, para cada um

dos pontos de medição permanente de QEE, a

medição dos valores eficazes da tensão em regime

permanente, valores das distorções harmônicas de

tensão, valores dos desequilíbrios de tensão, valores

dos indicadores de flutuação de tensão, duração e

amplitude dos eventos de variação de tensão de

curta duração e indicadores referenciados na Seção

8.2.

9.4.3 Do registro dos dados de medições

permanentes de qualidade do produto.

9.4.3.1 A distribuidora deverá manter registro em

sistema informatizado do ponto de medição

permanente, contendo obrigatoriamente os

seguintes dados:





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO a) código identificador do ponto de medição

permanente, que deve equivaler ao constante do

BDGD informado pela distribuidora, conforme

disposto no Módulo 6 do PRODIST;

b) coordenadas geográficas do ponto de medição

permanente;

c) histórico dos indicadores individuais DRP e DRC,

associados a cada conjunto de 1008 leituras válidas;

d) histórico dos indicadores estatísticos DTT95%,

DTTp95%, DTTi95%, DTT395%, FD95% e Pst95%,

associados a cada conjunto de 1008 leituras válidas;

e) data, hora de início, duração e amplitude de todos

os eventos de VTCD registrados;

f) histórico dos valores apurados para o Fator de

Impacto (FI) e respectivas estratificações dos eventos

de VTCD associados, conforme Tabela 12, associados

a cada período de 30 dias;

g) parâmetros de qualidade do serviço, conforme

estabelecido na seção 8.2.





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO 9.4.4 Para as medições permanentes de qualidade do

produto, especificamente, o Fator de Impacto (FI)

deverá ser apurado considerando-se cada mês do

calendário civil, utilizando-se como referência os

mesmos limites indicados na Tabela 14.

PRODIST – Módulo 8 – Seção 8.1 - item 10 -

PROCEDIMENTOS DE GESTÃO DAS RECLAMAÇÕES

ASSOCIADAS À QUALIDADE DO PRODUTO

10.2 Tensão em regime permanente.

10.2.1 Quando da reclamação do acessante que não

possua a medição permanente, associada à qualidade

da tensão de regime permanente no ponto de

conexão, a distribuidora deve observar o item 10.1 e

também:

10.2 Tensão em regime permanente.

10.2.1 Quando da reclamação do acessante que não possua a

medição permanente, associada à qualidade da tensão de regime

permanente no ponto de conexão, a distribuidora deve observar o

item 10.1 e também:

g) informar ao acessante, com antecedência mínima de 48 horas da

realização da medição pelo período mínimo de 168 horas, a data e o

horárioperíodo (manhã, tarde ou noite) da instalação da medição de

tensão, seu direito de acompanhar a instalação do equipamento de



abordadas na Introdução e

no Capitulo 5 -

Procedimentos de Gestão

das Reclamações

Associadas à Qualidade do

Produto - i) Considerações a

respeito do Processo de

Reclamação de Níveis de

Tensão.





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO

g) informar ao acessante, com antecedência mínima

de 48 horas da realização da medição pelo período

mínimo de 168 horas, a data e o horário da medição

de tensão, seu direito de acompanhar a instalação do

equipamento de medição, a faixa de valores

adequados para aquele consumidor ou central

geradora, o seu direito de receber uma compensação

caso haja violação dos limites de DRP e DRC e o prazo

de entrega do laudo técnico do resultado da

medição, o qual deverá ser de 30 (trinta) dias a partir

da reclamação, devendo fornecer os resultados

completos das medições obtidas;

medição, a faixa de valores adequados para aquele consumidor ou

central geradora, o seu direito de receber uma compensação caso

haja violação dos limites de DRP e DRC e o prazo de entrega do laudo

técnico do resultado da medição, o qual deverá ser de 30 (trinta) dias

a partir da reclamação, devendo fornecer os resultados completos

das medições obtidas;

Reforça-se a necessidade de

adequação da redação em

virtude dos desafios

logísticos imputados as

distribuidoras se

interpretado erroneamente,

bem como a necessidade de

uniformização com os

demais regramentos que

versam sobre o

atendimento na prestação

de serviços e entregas de

produtos, nos quais é clara

a obrigação do

agendamento em turnos

(manhã, tarde ou noite).

PRODIST – Módulo 8 – Seção 8.1 - item 10 -

PROCEDIMENTOS DE GESTÃO DAS RECLAMAÇÕES

ASSOCIADAS À QUALIDADE DO PRODUTO

Exclusão do Procedimento de Regularização descrito no item 10.3.2



abordadas na Introdução e





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO

10.3.2 Procedimentos para regularização

no Capitulo 3 - Fenômenos

de Qualidade do Produto.

Reforça-se a prematuridade

em discutir “Procedimentos

de Regularização” com

prazos rígidos e previsão de

penalidades sendo que

paira certo

desconhecimento sobre o

real comportamento das

redes de distribuições e

ainda carece de

acompanhamento do

desempenho dos

indicadores estabelecidos

para que possam ser

classificados como

adequados.





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO

PRODIST – Módulo 8 – Seção 8.1 - item 11 – ESTUDOS DE QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA PARA ACESSO AOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO

11 ESTUDOS DE QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA PARA ACESSO AOS SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO 11.1 Estudos de qualidade da energia elétrica. 11.1.1 Os estudos específicos de qualidade da energia elétrica para fins de acesso ao sistema de distribuição devem observar o disposto no Módulo 3 do PRODIST. 11.1.2 Os estudos específicos deverão: a) avaliar o impacto da instalação do acessante no ponto de conexãosistema acessado quanto à qualidade da energia elétrica – QEE no que se refere à tensão em regime permanente, aos fenômenos de distorções harmônicas, flutuações de tensão, desequilíbrios de tensão e variações de tensão de curta duração; b) a avaliação do impacto da operação do acessante, considerando os indicadores de qualidade do produto; 11.1.3 O acessante deverá entregar a acessada quando da solicitação de acesso e nos prazos estabelecidos no Módulo 3 do PRODIST, as informações necessárias aos estudos específicos de qualidade da

As justificativas para as alterações sugeridas foram abordadas no Capitulo 6 - Estudos de Qualidade da Energia Elétrica para Acesso aos Sistemas de Distribuição





JUSTIFICATIVA

/

INSTITUIÇÃO energia elétrica, indicados no item 11.1. A acessada avaliará as informações e enviará seus comentários ao acessante e, quando for o caso, solicitará revisão / complementação doas referidoas estudosinformações. As conclusões dos estudos e/ou recomendações pela acessada deverão constar no parecer de acesso. 11.1.4 Caso se verifique nos estudos específicos de qualidade da energia elétrica – QEE, realizados pela acessada, que há violação de limites globais e individuais estabelecidos nesta Seção 8.1, a instalação dos equipamentos de correção ou outras adequações necessárias deverão ser providenciadas pelo acessante O acessante deve se responsabilizar pela implementação de ações de mitigação e pela instalação dos equipamentos necessários à correção ou proteção para se evitar o comprometimento da segurança e a violação dos valores de referência da qualidade da energia elétrica definidos neste Módulo.

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AUDIÊNCIA PÚBLICA 082/2015 - ANEEL · AUDIÊNCIA PÚBLICA 082/2015 Em outras oportunidades, como por exemplo, na contribuição à CP nº 005/2011, AP nº 093/2013, AP nº 029/2014,