ANEEL Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no

Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL
Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no
Sistema Elétrico Nacional – PRODIST
Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica
Revisão
0
Motivo da Revisão
Para Audiência Pública
Documento: PND1A-DE8-0880
Data: 20/12/2005
Data de
Aprovação
pela ANEEL
xx / xx /2005
Rev.: 0
Data e Instrumento
de Aprovação pela
ANEEL
Resolução nº ___/_____
xx / xx /2005
Procedimentos de Distribuição
MÓDULO 8 – QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA
SEÇÃO 8.0 – INTRODUÇÃO.............................................................................................................. 3
1 OBJETIVO...................................................................................................................................... 3
2 ABRANGÊNCIA ............................................................................................................................. 3
3 CONTEÚDO................................................................................................................................... 3
SEÇÃO 8.1 – QUALIDADE DO PRODUTO........................................................................................ 5
1 OBJETIVO...................................................................................................................................... 5
2 TENSÃO EM REGIME PERMANENTE.......................................................................................... 5
3 FATOR DE POTÊNCIA ................................................................................................................ 13
4 HARMÔNICOS............................................................................................................................. 13
5 DESEQUILÍBRIO DE TENSÃO .................................................................................................... 16
6 FLUTUAÇÃO DE TENSÃO .......................................................................................................... 18
7 VARIAÇÃO DE TENSÃO DE CURTA DURAÇÃO........................................................................ 20
ANEXO 1 - FAIXAS DE CLASSIFICAÇÃO DE TENSÕES – TENSÕES DE REGIME PERMANENTE
.......................................................................................................................................................... 24
SEÇÃO 8.2 - QUALIDADE DO SERVIÇO ........................................................................................ 26
1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................................. 26
2 CONJUNTO DE UNIDADES CONSUMIDORAS .......................................................................... 26
3 SISTEMA DE ATENDIMENTO ÀS RECLAMAÇÕES DOS CONSUMIDORES ............................ 27
4 INDICADORES DE TEMPO DE ATENDIMENTO DE OCORRÊNCIAS EMERGENCIAIS ........... 27
5 INDICADORES DE CONTINUIDADE DE FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA .............. 32
6 MONITORAMENTO DAS INTERRUPÇÕES ................................................................................ 48
SEÇÃO 8.3 – DISPOSIÇÕES TRANSITÓRIAS................................................................................ 50
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
Seção:
Introdução
8.0
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SEÇÃO 8.0 – INTRODUÇÃO
1
OBJETIVO
1.1
Este módulo tem por objetivo estabelecer os procedimentos relativos à qualidade da energia
elétrica - QEE, abordando a qualidade do produto e a qualidade do serviço prestado.
1.2
Para a qualidade do produto define os conceitos e os parâmetros envolvidos e estabelecidos
mecanismos que possibilitem à ANEEL estabelecer valores-limite para os indicadores de QEE.
1.3
Para a qualidade dos serviços prestados estabelece a metodologia para apuração dos
indicadores de continuidade, dos tempos de atendimento definindo limites e responsabilidades.
Estabelece também a metodologia de monitoramento automático dos indicadores de qualidade.
2
ABRANGÊNCIA
2.1
Os procedimentos de qualidade de energia elétrica definidos neste módulo se aplicam aos
sistemas de distribuição e devem ser observados por todos os agentes envolvidos, a saber :
a)
consumidores conectados em qualquer classe de tensão de distribuição;
b)
produtores de energia conectados ao sistemas de distribuição;
c)
distribuidoras;
d)
transmissoras proprietárias de DIT;
e)
agentes importadores ou exportadores de energia elétrica.
3
CONTEÚDO
3.1
O módulo é composto de 4 (quatro) seções:
a)
seção 8.0 - INTRODUÇAO;
b)
seção 8.1 - QUALIDADE DO PRODUTO, define a terminologia, caracteriza os fenômenos,
estabelece os parâmetros e valores de referência relativos a conformidade de tensão em
regime permanente e as perturbações na forma de onda de tensão;
c)
seção 8.2 - QUALIDADE DO SERVIÇO, estabelece os procedimentos relativos aos
indicadores de continuidade e dos tempos de atendimento e estabelece metodologia de
monitoramento automático dos indicadores de qualidade;
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Assunto:
Seção:
Introdução
d)
8.0
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seção 8.3 - DISPOSIÇÕES TRANSITÓRIAS, estabelece as etapas para a implementação do
processo de definição dos valores-limite dos indicadores de QEE.
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
Seção:
Qualidade do Produto
8.1
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SEÇÃO 8.1 – QUALIDADE DO PRODUTO
1
OBJETIVO
1.1
Esta seção define a terminologia, caracteriza os fenômenos, estabelece os critérios de
amostragem, os valores de referência e os procedimentos relativos à qualidade do produto.
1.2
Os aspectos da qualidade do produto em regime permanente ou transitório considerados são:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
1.3
2
tensão em regime permanente;
fator de potência;
distorções harmônicas;
desequilíbrio de tensão;
flutuação de tensão;
variações de tensão de curta duração.
As definições relativas a qualidade do produto estão na seção 1.2 – Glossário de Termos
Técnicos do Prodist.
TENSÃO EM REGIME PERMANENTE
2.1
São estabelecidos os limites adequados, precários e críticos para os níveis de tensão em
regime permanente (estado estacionário), os indicadores de qualidade, os critérios de medição
e registro, prazos para regularização e de compensação ao consumidor caso os limites para o
atendimento adequado não sejam obedecidos.
2.2
O termo conformidade de tensão elétrica se refere à comparação da tensão medida no ponto
de conexão em relação os níveis de tensão especificados como adequados, precários e
críticos.
2.3
Caracterização dos fenômenos e parâmetros.
2.3.1
Com relação aos valores de referência:
a)
as tensões medidas devem ser referenciadas a valores nominais ou a valores contratados;
b)
os valores nominais devem ser fixados em função dos níveis de planejamento do sistema de
distribuição de modo que haja compatibilidade com os níveis de projeto dos equipamentos
elétricos de uso final;
c)
os valores contratados devem estar situados dentro de uma faixa em torno dos valores
nominais, devendo ser pactuados entre os agentes;
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Qualidade do Produto
d)
2.3.2
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o valor usado para comparação com as tensões medidas, seja o nominal ou o contratado,
deve ser denominado tensão de referência.
Com relação à regulação das tensões contratadas:
a)
devem ser especificados valores correspondentes às derivações padronizadas, ou pactuadas
entre a distribuidora e o consumidor do Grupo A, dentro das faixas de tensões contratadas;
b)
as faixas de tensão contratadas devem basear-se em estudos técnicos que consideram as
variações de tensão no sistema de distribuição ao longo do tempo;
c)
a tensão em regime permanente deve ser avaliada através de um conjunto de leituras, de
acordo com a metodologia descrita para os indicadores individuais e coletivos;
d)
para cada tensão de referência, as leituras a ela associadas classificam-se em três
categorias: adequadas, precárias e críticas, baseando-se no afastamento da leitura em
relação à tensão de referência.
2.4
2.4.1
Instrumentação e metodologia de medição
Obtenção das leituras
2.4.1.1 As leituras devem ser obtidas de instrumentos que operam segundo o princípio da
amostragem digital.
2.4.1.2 Os instrumentos de medição devem atender aos seguintes requisitos mínimos:
a) taxa amostral: 16 amostras/ciclo;
b) resolução: 12 bits;
c) exatidão: 1%.
2.4.1.3 A medição de tensão deve corresponder ao tipo de ligação da unidade consumidora,
abrangendo medições entre todas as fases ou entre todas fases e o neutro, quando este for
disponível.
2.4.1.4 As medições devem ser efetuadas no ponto de conexão da unidade consumidora.
2.4.2
Critérios de expurgo no conjunto de leituras
2.4.2.1 Devem ser defindos critérios de expurgo de leituras do conjunto de leituras válidas,
observando-se que o número relativo de leituras expurgadas não poderá ser excessivo, de
modo a impedir a presença de tensões instáveis ou transitórios repetitivos.
2.4.2.2 No caso de interrupções que contribuam para os índices de continuidade de fornecimento e,
portanto, tem seus efeitos previstos nesta tipologia de qualidade da tensão, as leituras
expurgadas devem ser substituídas por igual número de leituras válidas.
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2.4.2.3 A partir de simulações e medições de campo deve ser desenvolvido um processo de
validação aplicável para definição dos critérios dos expurgos, respeitadas as peculiaridades
regionais.
2.4.3
Classificação das leituras
2.4.3.1 A tensão de atendimento associada às leituras deve ser classificada segundo faixas em
torno à tensão de referência adotada, conforme figura 2.1.
TR + ∆ADSUP + ∆PRSUP
TR + ∆ADSUP
TR
TR – ∆ADINF
TR – ∆ADINF – ∆PRINF
Figura 2.1 – Faixas de Tensão em Relação à de Referência
onde:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
Tensão de Referência (TR);
Faixa de Tensão Adequada Superior (TR, TR + ∆ADSUP);
Faixa de Tensão Precária Superior (TR + ∆ADSUP, TR + ∆ADSUP + ∆PRSUP);
Faixa de Tensão Crítica Superior (TR + ∆ADSUP + ∆PRSUP, 1,2TR);
Faixa de Tensão Adequada Inferior (TR, TR – ∆ADINF);
Faixa de Tensão Precária Inferior (TR – ∆ADINF – ∆PRINF, TR – ∆ADINF);.
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g) Faixa de Tensão Crítica Inferior (0,1TR , TR – ∆ADINF – ∆PRINF).
2.4.3.2 Os valores correspondentes destas faixas para cada classe de tensão são apresentados
nas tabelas 1 a 9 do anexo 1 desta seção.
2.5
2.5.1
Indicadores individuais e coletivos
Indicadores individuais
2.5.1.1 O conjunto de leituras para gerar os indicadores individuais resultará de 1008 intervalos
consecutivos de 10 minutos cada um, salvo as que eventualmente sejam invalidadas. No
intuito de chegar às 1008 leituras válidas, intervalos adicionais devem ser agregados,
sempre consecutivamente.
2.5.1.2 Havendo divergência quanto aos critérios de expurgo e o número de leituras invalidadas, os
dados primários relativos à medição podem ser analisados pela ANEEL.
2.5.1.3 Aos efeitos do item anterior, os valores eficazes devem ser calculados a partir das amostras
coletadas em janelas sucessivas. Cada janela compreenderá uma seqüência de doze ciclos
(0,2 segundos) ou quinze ciclos (0,25 segundos).
2.5.1.4 Os valores eficazes Vj de todas as janelas ( j ) constituem os dados primários antes
mencionados, isto é, para cada leitura em discussão devem ser armazenados os 3000
valores de janelas a ela associadas.
2.5.1.5 Instituído o conjunto de leituras válidas, devem ser calculados o índice de duração relativa
da transgressão para tensão precária (DRP) e o para tensão crítica (DRC) de acordo com
as seguintes expressões:
DRP =
nlp
⋅100 [ % ]
1008
DRC =
nlc
⋅100 [ % ]
1008
Onde nlp e nlc representam o número de leituras nas faixas precária e crítica, respectivamente.
2.5.2
Indicadores coletivos
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2.5.2.1 Com a finalidade de viabilizar a constituição das amostras através das quais devem ser
calculados indicadores coletivos de conformidade de tensão, a distribuidora deve manter
atualizada uma base de dados de unidades consumidoras. Nesta base de dados devem
existir as informações necessárias para a realização de sorteio de unidades consumidoras
que irão integrar a amostra de modo a garantir a aleatoriedade e representatividade desta
última nos seguintes aspectos:
a)
b)
c)
d)
e)
Número ou código de referência da unidade consumidora;
Posição geográfica;
Posição elétrica na rede (nível de tensão);
Classe da unidade consumidora;
Consumo e/ou potência contratada.
2.5.2.2 A distribuidora estabelece para cada período durante o qual devem ser praticadas as
medições amostrais, o procedimento de sorteio, seja ele totalmente aleatório ou estratificado
em relação a alguns dos aspectos antes enumerados. Em casos especiais, este é um
atributo da ANEEL.
2.5.2.3 As distribuidoras devem efetuar, para cada uma das unidades consumidoras pertencentes a
cada amostra, medição dos valores eficazes da tensão ao longo de 168 horas consecutivas
dentro do trimestre correspondente. A partir destas medições devem ser calculados os
índices coletivos.
2.5.2.4 Sendo NC o número de unidades consumidoras com tensões críticas e NL o número total de
unidades consumidoras da amostra, o índice de unidades consumidoras com tensão crítica
(ICC) é dado por:
ICC =
Nc
NL
2.5.2.5 Para a determinação de Índices Equivalentes por Consumidor, sendo DRPl e DRCl, os
índices individuais precário e crítico da unidade consumidora (l), vem:
DRPE =
DRCE =
∑ DRP ⋅100 [%]
l
NL
∑ DRC
l
NL
⋅100 [ % ]
onde:
DRPE - Duração Relativa de Transgressão de Tensão Precária Equivalente;
DRCE- Duração Relativa de Transgressão de Tensão Crítica Equivalente.
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2.5.2.6 A dimensão das amostras pode ser estabelecida de maneira tal que os índices coletivos
calculados a partir das mesmas representem, dentro de um certo intervalo de confiança, os
valores médios para o universo dos consumidores.
2.5.2.7 Utiliza-se a tabela 2.1 a seguir como referência para dimensinamento das amostras.
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Tabela 2.1 - Tabela da Dimensão da Amostra
2.6
Número total de unidades
consumidoras da
distribuidora
Dimensão da amostra
(unidades consumidoras)
Dimensão da amostra com a
margem de segurança
(unidades consumidoras)
N ≤ 30.000
30.001 ≤ N ≤ 100.000
100.001 ≤ N ≤ 300.000
300.001 ≤ N ≤ 600.000
600.001 ≤ N ≤ 1.200.000
1.200.001 ≤ N ≤ 2.000.000
2.000.001 ≤ N ≤ 3.000.000
N≥3.000.001
36
60
84
120
156
210
270
300
42
66
93
132
172
231
297
330
Estabelecimento dos indicadores
2.6.1.1 Os indicadores devem ser apurados por meio de procedimentos auditáveis.
2.6.1.2 O indicador coletivo (ICC) será calculado pela ANEEL a partir dos indicadores individuais
informados pela distribuidora.
2.6.1.3 A ANEEL deve estabelecer os valores máximos admitidos para DRP (DRPM) e de DRC
(DRCM) que, se superados, apontem para a necessidade de compensação do consumidor.
2.6.1.4 Os valores de DRPM e DRCM devem ser estabelecidos seguindo uma trajetória descendente
ao longo do tempo, respeitando as peculiaridades regionais.
2.7
Procedimentos de gestão da qualidade da tensão
2.7.1
Quando da reclamação do consumidor associada à qualidade da tensão de regime
permanente no ponto de conexão, a distribuidora deve:
a)
efetuar inspeção técnica da unidade consumidora na qual deve incluir a medição do valor
eficaz de uma leitura, em horário apropriado.
b)
a distribuidora deve informar ao consumidor a data e o horário da leitura praticada, o valor
eficaz resultante e a faixa correspondente, no caso do resultado estar na faixa adequada;
c)
comunicar ao consumidor seu direito de acompanhar a medição, o valor a ser cobrado, caso
se constate tensão de atendimento dentro da faixa adequada, e prazo de entrega do laudo
técnico;
d)
a distribuidora deve organizar registros, em arquivos individualizados, das reclamações sobre
não-conformidade de tensão, incluindo o número de protocolo, datas relevantes, resultados
das leituras da medição e medidas de compensação e faturas associadas.
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2.7.2
8.1
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Procedimentos para regularização
2.7.2.1 Quando os indicadores DRP ou DRC superarem respectivamente seus valores máximos
admitidos DRPM e DRCM, a distribuidora deve adotar providências para regularizar a
tensão de atendimento, observando o prazo máximo estipulado pela ANEEL.
2.7.2.2 A regularização do nível de tensão deve ser comprovada por nova medição, obedecendo ao
mesmo período de observação, e o resultado final comunicado, por escrito, ao consumidor
que efetuou a reclamação, no prazo de 30 (trinta) dias após o término da nova medição.
2.7.3
Registro e envio das medições amostrais
2.7.3.1 A distribuidora deve manter as informações da amostra por unidade consumidora incluindo o
período de medição, leituras e janelas invalidadas, e informações cadastrais da unidade
consumidora.
2.7.3.2 A distribuidora deve enviar trimestralmente à ANEEL, até o último dia útil do mês
subseqüente de cada trimestre, os valores dos indicadores individuais (DRP e DRC),
identificados por unidade consumidora.
2.7.3.3 A distribuidora deve informar na fatura emitida, as faixas de conformidade aplicáveis à
respectiva unidade consumidora.
2.7.4
Compensação aos Clientes
2.7.4.1 Transcorridos os prazos para a regularização da não conformidade estipulados pela ANEEL,
a distribuidora deve compensar aquelas unidades consumidoras que estiveram submetidas
a tensões de atendimento com indicadores acima dos máximos previstos.
2.7.4.2 Para o cálculo da compensação pelo serviço inadequado deve ser utilizada a fórmula:
DRC − DRCM
 DRP − DRPM

Valor = 
⋅ k1 +
⋅ k 2  .k3
100
100


onde:
k1 = 1;
k2 = 4, para unidades consumidoras atendidas em Baixa Tensão;
k2 = 2, para unidades consumidoras atendidas em Média Tensão;
k2 = 1, para unidades consumidoras atendidas em Alta Tensão;
DRP = valor do DRP expresso em %, apurado na última medição;
DRPM = valor do DRPM expresso em %;
DRC = valor do DRC expresso em %, apurado na última medição;
DRCM = valor do DRCM expresso em %; e
k3 = valor líquido da fatura de energia elétrica ou do encargo de uso do sistema de
distribuição, referente ao mês de apuração.
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3
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FATOR DE POTÊNCIA
3.1.1
Os registros dos valores de potência elétrica devem ser feitos por instrumentos de medição
adequados, preferencialmente eletrônicos empregando o princípio da amostragem digital.
3.1.2
O valor do fator de potência deve ser calculado a partir dos valores registrados das potências
ativa (P) e reativa (Q) ou das respectivas energias (EA, ER), usando as seguintes fórmulas:
f =
P
P2 + Q2
ou
EA
EA2 + ER 2
3.1.3
O controle do fator de potência deve ser efetuado por medição permanente no caso de
consumidores do Grupo A.
3.1.4
O resultado das medições de potência dos consumidores devem ser arquivados pela
distribuidora de modo a compor um banco de dados que permita, no futuro, avaliar
indicadores coletivos de potência e subsidiar políticas tarifárias sensíveis ao fator de
potência.
3.1.5
Os valores de referência devem ser estabelecidos com base no equilíbrio marginal entre os
investimentos prudentes praticados no sistema de distribuição, os níveis de consumo reativo
dos equipamentos de uso final e os sistemas de compensação existentes.
3.1.6
Os valores de referência do fator de potência para unidades consumidoras é 0,92 e para as
unidades produtoras é 0,90.
4
HARMÔNICOS
4.1
As distorções harmônicas são fenômenos associados com deformações nas formas de onda
das tensões e correntes.
4.2
Abaixo são estabelecidas a terminologia, a metodologia de medição, a instrumentação e os
valores de referência para as distorções harmônicas.
4.3
Terminologia
4.3.1
A tabela a seguir sintetiza a terminologia aplicável às formulações do cálculo de valores de
referência para as distorções harmônicas.
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Tabela 4.1 – Terminologia.
4.3.2
Identificação da Grandeza
Símbolo
Distorção harmônica individual de tensão de ordem h
DITh%
Distorção harmônica total de tensão
DTT %
Tensão harmônica de ordem h
Vh
Ordem harmônica
h
Ordem harmônica máxima
hmáx
Ordem harmônica mínima
hmin
Tensão fundamental medida
V1
As expressões para o cálculo das grandezas DITh% e DTT % são:
DITh % =
Vh
× 100
V1
hmáx
∑V
2
h
DTT =
4.4
h=2
V1
×100
Metodologia de Medição
4.4.1
Os sinais a serem monitorados devem utilizar sistemas de medição baseados em tecnologia
com microprocessadores.
4.4.2
A capacidade de armazenamento dos sistemas de medição devem atender aos requisitos de
banco de dados do protocolo de medição a ser definido pela ANEEL.
4.4.3
Para os sistemas elétricos trifásicos, as medições de distorção harmônica devem ser feitas
através das tensões fase-neutro para sistemas estrela aterrada e fase-fase para as demais
configurações.
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4.5
8.1
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Instrumentação
4.5.1
Os instrumentos de medição devem observar o atendimento aos protocolos de medição e as
normas técnicas vigentes.
4.5.2
O espectro harmônico a ser considerado para fins do cálculo da distorção total deve
compreender uma faixa de freqüências que considere desde a componente fundamental
até, no mínimo, a 25ª ordem harmônica (hmin = 25).
4.5.3
Quando da utilização de sinais advindos de transformador de potencial (TP) e transformador
de corrente (TC), é relevante observar que estes sensores podem introduzir erros, acima
dos valores previstos para as condições nominais, quando das medições de freqüências
superiores à fundamental, podendo haver necessidade de ensaios de resposta em
freqüência de TP e TC.
4.5.4
Os TP utilizados em um sistema trifásico devem ter as mesmas especificações e suas cargas
devem corresponder a impedâncias semelhantes, e que sejam conectados em Y – Y
aterrado, independentemente do tipo ou classe de tensão. Para os casos sem conexão à
terra podem ser utilizados arranjos para os TP do tipo V.
4.6
4.6.1
Valores de referência
Os valores de referência para as distorções harmônicas totais devem ser iguais ou inferiores
aos valores fornecidos na tabela a seguir.
Tabela 4.2 – Valores de referência globais das distorções harmônicas totais
(em porcentagem da tensão fundamental)
4.6.2
Tensão nominal do
Barramento
Distorção Harmônica Total de Tensão
(DTT) [%]
VN ≤ 1kV
10
1kV < VN ≤ 13,8kV
8
13,8kV < VN ≤ 69kV
6
69kV < VN ≤ 138kV
3
Devem ser obedecidos também os valores das distorções harmônicas individuais indicados
na tabela a seguir.
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8.1
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Tabela 4.3 - Níveis de referência para distorções harmônicas individuais de tensão
(em percentagem da tensão fundamental)
Ordem
Harmônica
Ímpares não
múltiplas de 3
Ímpares
múltiplas de 3
Pares
5
Distorção Harmônica Individual de Tensão [%]
Vn≤1 kV
5
7
11
13
17
19
23
25
>25
3
9
15
21
>21
2
4
6
8
10
12
>12
7.5
6.5
4.5
4
2.5
2
2
2
1.5
6.5
2
1
1
1
2.5
1.5
1
1
1
1
1
1 kV < Vn≤13.8 kV
13.8 kV < Vn ≤ 69 kV
69 kV < Vn ≤ 230 kV
6
5
3.5
3
2
1.5
1.5
1.5
1
5
1.5
0.5
0.5
0.5
2
1
0.5
0.5
0.5
0.5
0.5
4.5
4
3
2.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1
4
1.5
0.5
0.5
0.5
1.5
1
0.5
0.5
0.5
0.5
0.5
2.5
2
1.5
1.5
1
1
1
1
0.5
2
1
0.5
0.5
0.5
1
0.5
0.5
0.5
0.5
0.5
0.5
DESEQUILÍBRIO DE TENSÃO
5.1
O desequilíbrio de tensão são fenômenos associados a alterações dos padrões trifásicos do
sistema de distribuição.
5.2
Abaixo são estabelecidas a terminologia, a metodologia de medição, a instrumentação e os
valores de referência para o desequilíbrio de tensão.
5.3
Terminologia
5.3.1
A tabela a seguir apresenta a terminologia aplicável às formulações de cálculo do
desequilíbrio de tensão.
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
Seção:
Qualidade do Produto
Revisão:
8.1
Data de Vigência:
0
xx / xx /2005
Página:
17 de 51
Tabela 5.1 – Terminologia
5.3.2
IDENTIFICAÇÃO DA GRANDEZA
SÍMBOLO
Fator de desequilíbrio
Magnitude da tensão de seqüência negativa (RMS)
Magnitude da tensão de seqüência positiva (RMS)
Magnitudes das tensões trifásicas de linha (RMS)
FD
VV+
Vab, Vbc e Vca
A expressão para o cálculo do desequilíbrio de tensão é:
FD % =
5.3.3
V−
100
V+
Alternativamente, pode-se utilizar a expressão abaixo, que conduz a resultados em
consonância com a formulação anterior:
FD% = 100
1 − 3 − 6β
1 + 3 − 6β
Sendo:
β=
5.4
Vab 4 + Vbc 4 + Vca 4
(V
2
ab
+ Vbc 2 + Vca 2
)
2
Metodologia de Medição
5.4.1
Deve-se utilizar sistemas de medição baseados em tecnologia com microprocessadores para
medição das tensões trifásicas.
5.4.2
A capacidade de armazenamento dos sistemas de medição devem atender aos requisitos de
banco de dados do protocolo de medição a ser definido pela ANEEL.
5.4.3
De forma a eliminar possíveis efeitos das componentes de seqüência zero, as medições
devem ser realizadas para as tensões fase-fase.
5.5
Instrumentação
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
Seção:
Qualidade do Produto
5.5.1
5.6
Data de Vigência:
0
xx / xx /2005
Página:
18 de 51
Os instrumentos de medição devem observar o atendimento aos protocolos de medição e as
normas técnicas vigentes.
Valores de Referência
5.6.1
6
Revisão:
8.1
O valor de referência nos barramentos do sistema de distribuição, com exceção da Baixa
Tensão, deve ser igual ou inferior a 2%.
FLUTUAÇÃO DE TENSÃO
6.1
Introdução
6.1.1
A flutuação de tensão é uma variação aleatória, repetitiva ou esporádica, do valor eficaz da
tensão.
6.1.2
A determinação da qualidade da tensão de um barramento do sistema de distribuição quanto
à flutuação de tensão tem por objetivo avaliar o incômodo provocado pelo efeito da
cintilação luminosa ou efeito de cintilação luminosa no consumidor final, que tenha seus
pontos de iluminação alimentados em baixa tensão.
6.1.3
Abaixo são estabelecidas a terminologia, a metodologia de medição, a instrumentação e os
valores de referência para a flutuação de tensão.
6.2
6.2.1
Terminologia
A tabela a seguir sintetiza a terminologia aplicável às formulações de cálculo da sensação de
cintilação:
Tabela 6.1 – Terminologia.
Identificação da Grandeza
Símbolo
Severidade de Curta Duração
Pst
Severidade de Longa Duração
Plt
Valor diário do indicador Pst que foi superado em
apenas 5 % dos registros obtidos no período de 24 hs
PstD95%
Valor semanal do indicador Plt que foi superado em
apenas 5 % dos registros obtidos no período de sete
dias completos e consecutivos.
PltS95%
Fator de Transferência
FT
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
Seção:
Qualidade do Produto
6.2.2
Revisão:
8.1
0
Data de Vigência:
xx / xx /2005
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As expressões para o cálculo Pst e Plt são:
Pst = 0, 0314 P0,1 + 0, 0525 P1 + 0, 0657 P3 + 0, 28 P10 + 0, 08 P50
onde:
Pi (i = 0,1; 1; 3; 10; 50) corresponde ao nível de sensação de cintilação que foi ultrapassado durante
i % do tempo, obtido a partir da função de distribuição acumulada complementar, de acordo com o
procedimento estabelecido nas Normas IEC.
Complementarmente, o indicador Plt corresponde a um valor representativo de doze amostras
consecutivas de Pst, como estabelecido pela expressão a seguir:
1 12
3
Plt =
( Psti )
∑
12 i =1
3
6.3
Metodologia de Medição
6.3.1
Para a obtenção dos níveis de severidade de cintilação, associados à flutuação de tensão,
definidos pelos indicadores Pst e Plt, utiliza-se os procedimentos estabelecidos nos
documentos da IEC. Estes valores são derivados da medição e processamento das tensões
dos barramentos, traduzidas em níveis de sensação de cintilação luminosa, com posterior
classificação em faixas de probabilidade de ocorrência.
6.3.2
De acordo com as orientações das normas, o indicador Pst representa a severidade dos
níveis de cintilação luminosa associados à flutuação de tensão verificada num período
contínuo de 10 (dez) minutos.
6.3.3
De modo semelhante, a grandeza Plt expressa a severidade dos níveis de cintilação luminosa
associados à flutuação de tensão verificada num período contínuo de 2 (duas) horas,
através da composição de 12 valores consecutivos de Plt.
6.3.4
Ao longo de 24 horas de medição deve ser obtido um conjunto de valores de Pst os quais
devidamente tratados conduzirão ao PstD95%. Ao final de uma semana de medição
considera-se como indicador final o maior valor dentre os sete valores encontrados.
6.3.5
De modo análogo, obtém-se ao longo de uma semana de registro um conjunto de valores
representativos de Plt, o qual tratado estatisticamente, deve ser conduzido ao valor de
PltS95% .
6.4
Instrumentação
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
Seção:
Qualidade do Produto
Revisão:
8.1
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6.4.1
Os instrumentos de medição devem observar o atendimento aos protocolos de medição e as
normas técnicas vigentes.
6.4.2
O processo de medição deve ser realizado com o medidor ajustado para o nível de tensão
correspondente, em baixa tensão.
6.5
Valores de Referência
6.5.1
A Tabela a seguir fornece os valores de referência a serem utilizados para a avaliação do
desempenho do sistema de distribuição quanto às flutuações de tensão. Observa-se a
delimitação de três faixas para classificação dos indicadores estabelecidos: valor adequado,
valor precário e valor crítico.
Tabela 6.2 – Valores de Referência
Valor de Referência
Adequado
Precário
Crítico
PstD95%
< 1 p.u. / FT
1 p.u. – 2 p.u. / FT
> 2 p.u. / FT
PltS95%
< 0,8 p.u. / FT
0.8 – 1.6 p.u. / FT
> 1,6 p.u. / FT
6.5.2
O FT deve ser calculado pela relação entre o valor do PltS95% do barramento do sistema de
distribuição e o valor do PltS95% do barramento da tensão secundária de baixa tensão de
distribuição eletricamente mais próximo.
6.5.3
Para os casos em que os fatores de transferência entre os barramentos envolvidos não sejam
conhecidos através de medição, a Tabela a seguir fornece valores típicos a serem aplicados
para a avaliação da flutuação de tensão nos barramentos do sistema de distribuição.
Tabela 6.3 - Fatores de Transferência
Tensão Nominal do Barramento
69 kV ≤ Tensão do barramento ≤ 230 kV
Tensão do barramento < 69 Kv
6.5.4
7
FT
0,8
1,0
Violações dos indicadores PstD95% ou PltS95%, devem ser objeto de acompanhamento e de
correção por parte dos agentes responsáveis.
VARIAÇÃO DE TENSÃO DE CURTA DURAÇÃO
7.1
Variações de tensão de curta duração são desvios significativos no valor eficaz da tensão em
curtos intervalos de tempo.
7.2
Os procedimentos relativos à variação de tensão de curta duração são aplicáveis aos
consumidores do Grupo A.
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
Seção:
Qualidade do Produto
7.3
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8.1
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21 de 51
As variações de tensão de curta duração são classificadas de acordo com a tabela a seguir.
Tabela 7.1 - Classificação das Variações de Tensão de Curta Duração
Classificação
Variação
Momentânea de
Tensão
Variação
Temporária de
Tensão
7.4
7.4.1
Denominação
Duração da Variação
Amplitude da tensão
(valor eficaz) em relação à
tensão de referência
Interrupção
Momentânea de
Tensão
Inferior ou igual a três
segundos
Inferior a 0,1 p.u
Afundamento
Momentâneo de
Tensão
Superior ou igual a um
ciclo e inferior ou igual
a três segundos
Superior ou igual a 0,1 e
inferior a 0,9 p.u
Elevação
Momentânea de
Tensão
Superior ou igual a um
ciclo e inferior ou igual
a três segundos
Superior a 1,1 p.u
Interrupção
Temporária de
Tensão
Superior a três
segundos e inferior ou
igual a três minutos
Inferior a 0,1 p.u
Afundamento
Temporário de
Tensão
Superior a três
segundos e inferior ou
igual a três minutos
Superior ou igual a 0,1 e
inferior a 0,9 p.u
Elevação
Temporária de
Tensão
Superior a três
segundos e inferior ou
igual a três minutos
Superior a 1,1 p.u
Terminologia
A tabela a seguir sintetiza a terminologia aplicável às variações de tensão de curta duração.
Tabela 7.2 – Terminologia.
Identificação do Distúrbio
Sigla
Variação de Tensão de Curta Duração
VTCD
Interrupção Momentânea de Tensão
IMT
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
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Afundamento Momentâneo de Tensão
AMT
Elevação Momentânea de Tensão
EMT
Interrupção Temporária de Tensão
ITT
Afundamento Temporário de Tensão
Elevação Temporária de Tensão
7.5
0
Página:
22 de 51
ATT
ETT
Metodologia de Medição
7.5.1
Além dos parâmetros duração e amplitude já definidos, a severidade da VTCD, medida entre
fase e neutro, de determinado barramento do sistema de distribuição é também
caracterizada pela freqüência de ocorrência. Esta corresponde à quantidade de vezes que
cada combinação dos parâmetros duração e amplitude ocorrem em determinado período de
tempo, considerando no mínimo doze meses consecutivos, ao longo do qual o barramento
tenha sido monitorado.
7.5.2
O indicador a ser utilizado para conhecimento do desempenho de um determinado
barramento do sistema de distribuição com relação às VTCD, corresponde ao número de
eventos agrupados por faixas de amplitude e de duração, discretizados conforme critério
estabelecido a partir de levantamento de medições.
7.5.3
Num determinado ponto de monitoração, uma VTCD é caracterizada a partir da agregação
dos parâmetros amplitude e duração de cada evento fase-neutro. Assim sendo, eventos
fase-neutro simultâneos são primeiramente agregados compondo um mesmo evento no
ponto de monitoração (agregação de fases).
7.5.4
Os eventos consecutivos, em um período de três minutos, no mesmo ponto, são agregados
compondo um único evento (agregação temporal).
7.5.5
O afundamento e a elevação de tensão que representa o intervalo de três minutos é o de
menor ou de maior amplitude respectivamente.
7.5.6
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 fase-neutro transpõe determinado limite e o instante em que o último dos
eventos fase-neutro volta a ultrapassar este limite.
7.5.7
As seguintes formas alternativas de agregação de fases pode ser utilizada:
a)
agregação por parâmetros críticos - a duração do evento é definida como a máxima duração
entre os três eventos fase-neutro e o valor de magnitude que mais se distanciou da tensão de
referência;
Procedimentos de Distribuição
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Qualidade do Produto
b)
7.5.8
7.6
7.6.1
7.7
8.1
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xx / xx /2005
Página:
23 de 51
agregação pela fase crítica - a duração do evento é definida como a duração do evento faseneutro de amplitude crítica, ou seja, amplitude mínima para afundamento e máxima para
elevação.
Afundamentos e elevações de tensão devem ser tratados separadamente.
Instrumentação
Os instrumentos de medição devem observar o atendimento aos protocolos de medição e as
normas técnicas vigentes.
Valores de Referência
7.7.1
Não são atribuídos padrões de desempenho a estes fenômenos.
7.7.2
As distribuidoras, devem acompanhar e disponibilizar, em bases anuais, o desempenho das
barras de distribuição monitoradas. Tais informações poderão servir como referência de
desempenho das barras de consumidores do Grupo A com cargas sensíveis a variações de
tensão de curta duração.
Procedimentos de Distribuição
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Qualidade do Produto
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ANEXO 1 - Faixas de Classificação de Tensões – Tensões de Regime Permanente
Tabela 1 – Pontos de entrega ou conexão em Tensão Nominal igual ou superior a 69 kV e inferior a 230 kV
Tensão de Atendimento (TA)
Adequada
Precária
Crítica
Faixa de Variação da Tensão de Leitura
(TL) em Relação à Tensão Contratada
(TC)
0,95TC ≤ TL ≤ 1,03TC
0,90TC ≤ TL<0,95TC ou
1,03TC<TL ≤ 1,05TC
TL<0,90TC ou TL>1,05TC
Tabela 2 – Pontos de entrega ou conexão em Tensão Nominal superior a 1 kV e inferior a 69 kV
Tensão de Atendimento (TA)
Adequada
Precária
Crítica
Faixa de Variação da Tensão de Leitura
(TL) em Relação à Tensão Contratada
(TC)
0,93TC ≤ TL ≤ 1,05TC
0,90TC ≤ TL<0,93TC
TL<0,90TC ou TL>1,05TC
Tabela 3 – Pontos de entrega ou conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 1 kV (220/127)
Tensão de Atendimento (TA)
Adequada
Precária
Crítica
Faixa de Variação da Tensão de Leitura
em Relação à Tensão Nominal (Volts)
201 ≤ TL ≤ 231/116 ≤ TL ≤ 133
189 ≤ TL<201 ou 231<TL ≤ 233/
109 ≤ TL<116 ou 133<TL ≤ 140
TL<189 ou TL>233/TL<109 ou TL>140
Tabela 4 – Pontos de entrega ou conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 1 kV (380/220)
Tensão de Atendimento (TA)
Adequada
Precária
Crítica
Faixa de Variação da Tensão de Leitura
em Relação à Tensão Nominal (Volts)
348 ≤ TL ≤ 396/201 ≤ TL ≤ 229
327 ≤ TL<348 ou 396<TL ≤ 403/
189 ≤ TL<201 ou 229<TL ≤ 233
TL<327 ou TL>403/TL<189 ou TL>233
Tabela 5 – Pontos de entrega ou conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 1 kV (254/127)
Tensão de Atendimento (TA)
Adequada
Precária
Crítica
Faixa de Variação da Tensão de Leitura
em Relação à Tensão Nominal (Volts)
232 ≤ TL ≤ 264/116 ≤ TL ≤ 132
220 ≤ TL<232 ou 264<TL ≤ 269/
109 ≤ TL<116 ou 132<TL ≤ 140
TL<220 ou TL>269/TL<109 ou TL>140
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
Seção:
Qualidade do Produto
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0
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Tabela 6 – Pontos de entrega ou conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 1 kV (440/220)
Tensão de Atendimento (TA)
Adequada
Precária
Crítica
Faixa de Variação da Tensão de Leitura
em Relação à Tensão Nominal (Volts)
402 ≤ TL ≤ 458/201 ≤ TL ≤ 229
380 ≤ TL<402 ou 458<TL ≤ 466/
189 ≤ TL<201 ou 229<TL ≤ 233
TL<380 ou TL>466/TL<189 ou TL>233
Tabela 7 – Pontos de entrega ou conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 1 kV (208/120)
Tensão de Atendimento (TA)
Adequada
Precária
Crítica
Faixa de Variação da Tensão de Leitura
em Relação à Tensão Nominal (Volts)
196 ≤ TL ≤ 229/113 ≤ TL ≤ 132
189 ≤ TL<196 ou 229<TL ≤ 233/
109 ≤ TL<113 ou 132<TL ≤ 135
TL<189 ou TL>233/TL<109 ou TL>135
Tabela 8 – Pontos de entrega ou conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 1 kV (230/115)
Tensão de Atendimento (TA)
Adequada
Precária
Crítica
Faixa de Variação da Tensão de Leitura
em Relação à Tensão Nominal (Volts)
216 ≤ TL ≤ 241/108 ≤ TL ≤ 127
212 ≤ TL<216 ou 241<TL ≤ 253/
105 ≤ TL<108 ou 127<TL ≤ 129
TL<212 ou TL>253/TL<105 ou TL>129
Tabela 9– Pontos de entrega ou conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 1 kV (240/120)
Tensão de Atendimento (TA)
Adequada
Precária
Crítica
Faixa de Variação da Tensão de Leitura
em Relação à Tensão Nominal (Volts)
216 ≤ TL ≤ 254/108 ≤ TL ≤ 127
212 ≤ TL<216 ou 254<TL ≤ 260/
106 ≤ TL<108 ou 127<TL ≤ 130
TL<212 ou TL>260/TL<106 ou TL>130
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
Seção:
Qualidade do Serviço
8.2
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SEÇÃO 8.2 - QUALIDADE DO SERVIÇO
1
INTRODUÇÃO
1.1
São estabelecidos procedimentos relativos à qualidade do serviço prestado pelas distribuidoras
aos consumidores.
1.2
Os principais objetivos na definição de indicadores e metas de qualidade de serviço são:
a)
b)
c)
2
fornecer mecanismos para acompanhamento e controle do desempenho das distribuidoras;
fornecer subsídios para os planos de reforma, melhoramento e expansão da infra-estrutura
das distribuidoras;
oferecer aos consumidores parâmetros para avaliação do serviço.
CONJUNTO DE UNIDADES CONSUMIDORAS
2.1
a)
b)
c)
As unidades consumidoras da área de concessão de distribuição deverão ser agrupadas em
conjuntos, abrangendo toda a área atendida pela distribuidora, devidamente aprovados pela
ANEEL, respeitando as seguintes condições:
deverá permitir a identificação geográfica da localização das unidades consumidoras;
não poderão ser agrupadas, em um mesmo conjunto, unidades consumidoras situadas em
áreas não contíguas;
os conjuntos de unidades consumidoras podem ser representados por áreas administrativas
da empresa, municípios ou agrupamento de municípios, ou ainda em um mesmo município
poderá haver mais de um conjunto.
2.2
A ANEEL, a qualquer momento, poderá solicitar à distribuidora a revisão da configuração dos
conjuntos de unidades consumidoras.
2.3
A distribuidora poderá requerer à ANEEL, até o mês de agosto de cada ano, a criação e/ou
revisão da configuração de conjuntos de unidades consumidoras.
2.4
A distribuidora poderá propor à ANEEL novos critérios para o agrupamento das unidades
consumidoras, observando também as seguintes condições:
a)
b)
c)
qualquer critério de agrupamento proposto deverá permitir ao consumidor a identificação por
meio de vinculação geográfica, do conjunto no qual está localizada a sua unidade
consumidora;
deverá existir, para avaliação, um histórico de, no mínimo, 3 (três) anos de utilização de
critério de agrupamento diferente do estabelecido;
deverão ser evidenciadas as vantagens técnicas, econômicas e sociais da nova proposta em
relação ao critério vigente de agrupamento.
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
Seção:
Qualidade do Serviço
3
8.2
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Página:
27 de 51
SISTEMA DE ATENDIMENTO ÀS RECLAMAÇÕES DOS CONSUMIDORES
3.1
A distribuidora deverá dispor de sistemas ou mecanismos de atendimentos emergenciais,
acessíveis aos consumidores, para que os mesmos apresentem suas reclamações quanto a
problemas relacionados ao serviço de distribuição de energia elétrica, sem prejuízo do
emprego de outras formas de sensoriamento automático da rede.
3.2
A distribuidora deverá dispor de, no mínimo, serviço de atendimento telefônico gratuito,
disponível todos os dias durante 24 (vinte e quatro) horas, acessível de qualquer localidade de
sua área de concessão e contendo linhas telefônicas em quantidade compatível com a
demanda de serviços.
3.3
A distribuidora deverá disponibilizar ao solicitante a possibilidade de acesso diferenciado entre
atendimento comercial e emergencial, incluindo as seguintes opções:
a)
b)
números telefônicos diferenciados para atendimento comercial e de emergência;
número telefônico unificado com atendimento prioritário para emergência.
3.4
Em caso de direcionamento de chamadas, com uso de menu de opções, a opção de
emergência deverá ser obrigatoriamente a de número 01 (um), com o tempo máximo para
notificação, ao solicitante, de 10 (dez) segundos após a recepção da chamada.
3.5
O atendimento emergencial deverá ser priorizado pela distribuidora, garantida posição
privilegiada em filas de espera para atendimento frente aos demais tipos de contatos.
3.6
A distribuidora deverá gravar eletronicamente, diariamente e por amostragem, chamadas
atendidas por atendente para fins de fiscalização e monitoramento da qualidade do
atendimento telefônico.
3.7
As gravações deverão ser efetuadas com o prévio conhecimento dos respectivos interlocutores
e armazenadas por um período mínimo de 90 (noventa) dias
3.8
A implantação do sistema de atendimento telefônico gratuito será limitada apenas pelas
condições técnicas dos serviços telefônicos locais.
3.9
A distribuidora deverá dispor de estrutura de atendimento acessível a todos os consumidores
da sua área de concessão que, além de outros aspectos vinculados à qualidade do
atendimento, possibilite ao consumidor ser atendido em todas as suas solicitações e
reclamações sem que, para tanto, tenha que se deslocar do município onde resida e que
possibilite a apresentação das solicitações e reclamações.
4
4.1
INDICADORES DE TEMPO DE ATENDIMENTO DE OCORRÊNCIAS EMERGENCIAIS
O atendimento às ocorrências emergenciais deverá ser supervisionado, avaliado e controlado
por meio de indicadores que expressem os valores vinculados a conjuntos de unidades
consumidoras.
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
Seção:
Qualidade do Serviço
8.2
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28 de 51
4.2
Será avaliado o tempo médio de preparação, indicador que mede a eficiência dos meios de
comunicação e dos fluxos de informação do CO;
4.3
Será avaliado o tempo médio de deslocamento, indicador que mede a eficácia do
dimensionamento e localização geográfica das equipes de manutenção e operação.
4.4
Indicadores de tempo de atendimento
4.4.1
a)
A distribuidora deverá apurar os seguintes indicadores:
tempo médio de preparação (TMP), utilizando a seguinte fórmula:
n
TMP =
b)
∑ TP(i)
i =1
n
tempo médio de deslocamento (TMD), utilizando a seguinte fórmula:
n
TMD =
c)
∑ TD(i)
i =1
n
tempo médio de mobilização (TMM), utilizando a seguinte fórmula:
TMM = TMP + TMD
d)
percentual do número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia (PNIE),
utilizando a seguinte fórmula:
PNIE =
NIE
×100
n
Onde:
TMP = tempo médio de preparação da equipe de atendimento de emergência, expresso em
minutos;
TP = tempo de preparação da equipe de atendimento de emergência para cada ocorrência
emergencial, expresso em minutos;
n = número de ocorrências emergenciais verificadas no conjunto de unidades consumidoras,
com e sem interrupção de energia, no período de apuração considerado;
TMD = tempo médio de deslocamento da equipe de atendimento de emergência, expresso
em minutos;
TD = tempo de deslocamento da equipe de atendimento de emergência para cada ocorrência
emergencial, expresso em minutos;
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
Seção:
Qualidade do Serviço
8.2
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Data de Vigência:
xx / xx /2005
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29 de 51
TMM = tempo médio de mobilização da equipe de atendimento de emergência, expresso em
minutos;
PNIE = percentual do número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia
elétrica, expresso em %;
NIE = número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia elétrica verificadas no
conjunto de unidades consumidoras, no período de apuração considerado.
4.4.2
4.5
O período de apuração dos indicadores será mensal, correspondente aos meses do ano civil.
Ocorrências Emergenciais
4.5.1
A coleta de dados para o cálculo dos indicadores deverá considerar todas as ocorrências
emergenciais, mesmo aquelas decorrentes de natureza improcedente, tais como: defeito
interno nas instalações das unidades consumidoras e endereço da reclamação não
localizado pelas equipes de atendimento de emergência.
4.5.2
Na apuração dos indicadores não deverão ser considerados os atendimentos realizados
pelas equipes de atendimento de emergência aos seguintes casos:
a)
b)
solicitações de serviços em redes de iluminação pública;
serviços de caráter comercial, tais como: reclamação de consumo elevado, substituição
programada de medidores, corte e religação de energia elétrica de unidades consumidoras;
reclamações relativas ao nível de tensão de atendimento;
reclamações relativas à interrupção de energia elétrica por manutenção programada, desde
que previamente comunicada de acordo os procedimentos definidos neste documento.
c)
d)
4.6
Procedimentos de apuração, registro, armazenamento e envio dos dados
4.6.1
Os dados relativos às ocorrências emergenciais deverão ser apurados por meio de
procedimentos auditáveis, contemplando desde a coleta dos dados das ocorrências até a
transformação dos mesmos em indicadores.
4.6.2
A distribuidora deverá registrar, para todas as ocorrências emergenciais, no mínimo, as
seguintes informações:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
número de ordem da ocorrência;
data (dia, mês e ano) e horário (horas e minutos) do conhecimento da ocorrência;
identificação da forma do conhecimento da ocorrência (por meio de registro automático
sistema de supervisão da distribuidora ou por meio de informação ou reclamação
consumidor ou de terceiros);
data (dia, mês e ano) e horário (horas e minutos) da autorização para o deslocamento
equipe de atendimento de emergência;
data (dia, mês e ano) e horário (horas e minutos) da chegada da equipe de atendimento
emergência no local da ocorrência;
descrição da ocorrência: fato gerador e localização.
do
do
da
de
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
Seção:
Qualidade do Serviço
8.2
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0
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xx / xx /2005
Página:
30 de 51
4.6.3
Para efeito de registro do instante do conhecimento da ocorrência emergencial prevalecerá a
primeira informação independentemente da origem da percepção.
4.6.4
As informações relativas de cada ocorrência emergencial deverão ser armazenadas, em
formulários próprios, por um período mínimo de 5 (cinco) anos, para uso da ANEEL e dos
consumidores, e estar disponibilizadas em meio magnético ou ótico.
4.6.5
A distribuidora deverá enviar à ANEEL, até o último dia útil do mês subseqüente ao período
de apuração, os valores mensais dos indicadores TMP, TMD, TMM, PNIE e n, relativos a
todos os conjuntos de unidades consumidoras da respectiva área de concessão.
4.7
4.7.1
Fluxograma do processo
O fluxograma do processo de apuração e avaliação dos tempos das ocorrências
emergenciais está apresentado a seguir:
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
Seção:
Qualidade do Serviço Prestado
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8.2
0
Data de Vigência:
xx / xx /2005
FLUXOGRAMA DO PROCESSO DE APURAÇÃO E AVALIAÇÃO DOS TEMPOS DAS OCORRÊNCIAS EMERGENCIAIS
Mês de Apuração
Distribuidora
Necessidade
de Avaliação
Desempenho
Coleta de
Dados
Apuração e
Expurgo de
Ocorrências
não
Consideradas
Até o último dia útil do Mês
Seguinte a Apuração
Cálculo dos
Indicadores
Após o mês
seguinte a
Avaliação
Registro e
Armazenamento
Continuação do
processo
Fim
Produtos
Gerados
Avaliação do
Desempenho da
distribuidora
Recebimento
dos
Indicadores
ANEEL
Dados das
Ocorrências
Emergenciais
Ocorrências
Emergenciais
para Cálculo
dos
Indicadores
Indicadores:
TMP
TMD
TMM
PNIE
Arquivo de
Dados das
Ocorrências
Emergenciais
Desempenho
da Distribuidora
Página:
31 de 51
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
Qualidade do Serviço Prestado
5
Seção:
8.2
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Data de Vigência:
Página:
xx / xx /2005
32 de 51
INDICADORES DE CONTINUIDADE DE FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA
5.1
Por meio do controle das interrupções, cálculo e divulgação dos indicadores de continuidade de
serviço, as distribuidoras, os consumidores e a ANEEL podem avaliar a qualidade do serviço
prestado e o desempenho do sistema elétrico.
5.2
Nesta seção são estabelecidos os indicadores de continuidade do serviço de energia elétrica
quanto a duração e freqüência de interrupção.
5.3
Os indicadores deverão ser calculados para períodos mensais, trimestrais e anuais.
5.4
Indicadores de continuidade de conjunto de consumidores
5.4.1
Deverão ser apurados para todos os conjuntos de unidades consumidoras, os indicadores de
continuidade a seguir discriminados:
a)
duração equivalente de interrupção por unidade consumidora (DEC), utilizando a seguinte
fórmula:
k
DEC =
b)
∑ Ca (i) × t (i)
i =1
Cc
freqüência equivalente de interrupção por unidade consumidora (FEC), utilizando a seguinte
fórmula:
k
FEC =
∑ Ca(i)
i =1
Cc
Onde:
DEC = Duração equivalente de interrupção por unidade consumidora, expressa em horas e
centésimos de hora;
FEC = Freqüência equivalente de interrupção por unidade consumidora, expressa em número
de interrupções e centésimos do número de interrupções;
Ca(i) = Número de unidades consumidoras interrompidas em um evento (i), no período de
apuração;
t(i) = Duração de cada evento (i), no período de apuração;
i = Índice de eventos ocorridos no sistema que provocam interrupções em uma ou mais
unidades consumidoras;
k = Número máximo de eventos no período considerado;
Cc = Número total de unidades consumidoras, do conjunto considerado, no final do período
de apuração.
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
Qualidade do Serviço Prestado
5.5
Seção:
8.2
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0
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Página:
33 de 51
Indicadores de continuidade individuais
5.5.1
Deverão ser apurados para todas as unidades consumidoras, os indicadores de continuidade
a seguir discriminados:
a)
duração de interrupção individual por unidade consumidora ou ponto de conexão (DIC),
utilizando a seguinte fórmula:
n
DIC = ∑ t (i )
i =1
b)
freqüência de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de conexão (FIC),
utilizando a seguinte fórmula:
FIC = n
c)
duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou ponto de conexão
(DMIC), utilizando a seguinte fórmula:
DMIC = t(i) max
Onde:
DIC = Duração de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de conexão,
expressa em horas e centésimos de hora;
FIC = Freqüência de interrupção individual por unidade consumidora ou ponto de conexão,
expressa em número de interrupções;
DMIC = Duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou por ponto de
conexão, expressa em horas e centésimos de hora;
i = Índice de interrupções da unidade consumidora, no período de apuração, variando de 1 a
n;
n = Número de interrupções da unidade consumidora considerada, no período de apuração;
t(i) = Tempo de duração da interrupção (i) da unidade consumidora considerada ou ponto de
conexão, no período de apuração;
t(i) max = Valor correspondente ao tempo da máxima duração de interrupção contínua (i), no
período de apuração, verificada na unidade consumidora considerada, expresso em horas e
centésimos de horas.
5.5.2
A distribuidora deverá informar por escrito, em até 30 (trinta) dias, sempre que solicitados
pelo consumidor, os indicadores individuais acima discriminados.
5.5.3
Para os indicadores DIC e FIC deverão ser apurados e informados os valores mensais,
trimestrais e anuais referentes ao último ano civil, bem como os valores mensais e
trimestrais disponíveis do ano em curso.
Procedimentos de Distribuição
Assunto:
Qualidade do Serviço Prestado
5.5.4
5.6
Seção:
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34 de 51
Para o indicador DMIC deverão ser apurados e informados os valores mensais referentes ao
último ano civil, bem como os valores mensais disponíveis do ano em curso.
Apuração dos indicadores
5.6.1
Os indicadores de continuidade de conjunto de consumidores e individuais deverão ser
apurados considerando as interrupções com duração maior ou igual a 3 (três) minutos.
5.6.2
Apuração dos indicadores de conjuntos de consumidores e individuais
5.6.2.1 Na apuração dos indicadores DEC e FEC deverão ser consideradas todas as interrupções
que atingirem as unidades consumidoras, admitidas apenas as seguintes exceções:
a) falha nas instalações da unidade consumidora que não provoque interrupção em instalações
de terceiros;
b) interrupção decorrente de obras de interesse exclusivo do consumidor e que afete somente
a unidade consumidora do mesmo;
c) interrupção em situação de emergência;
d) suspensão do fornecimento por inadimplemento do consumidor.
5.6.3
Apuração dos indicadores individuais
5.6.3.1 Na apuração dos indicadores DIC e FIC não deverão ser consideradas as interrupções dos
itens “a” , “b” , “c” e “d” do item anterior, as oriundas de atuação de esquemas de alívio de
carga e aquelas vinculadas a programas de racionamento instituídos pelo poder público.
5.6.3.2 Na apuração do indicador DMIC, além das interrupções referidas anteriormente, também
não deverão ser consideradas aquelas oriundas de desligamentos programados, desde que
os consumidores sejam devidamente avisados.
5.7
Aviso de interrupções
5.7.1
A distribuidora deverá avisar a todos os consumidores da respectiva área de concessão sobre
as interrupções programadas, informando a data da interrupção, horário de início e término,
observando os seguintes procedimentos:
a)
unidades consumidoras atendidas em tensão superior a 1 kV e inferior a 230 kV, com
demanda contratada igual ou superior a 500 kW: os consumidores deverão receber o aviso
por meio de documento escrito e personalizado, com antecedência mínima de 5 (cinco) dias
úteis em relação à data da interrupção;
b)
unidades consumidoras atendidas em tensão inferior a 69kV que prestem serviço essencial:
os consumidores deverão receber o aviso por meio de documento escrito e personalizado,
com antecedência mínima de 5 (cinco) dias úteis em relação à data da interrupção;
c)
unidades consumidoras atendidas em tensão superior a 1 kV e inferior a 230 kV, com
demanda contratada inferior a 500 kW; e unidades consumidoras atendidas em tensão igual
ou inferior a 1 kV e que exerçam atividade comercial ou industrial: os consumidores deverão
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35 de 51
receber o aviso por meio de documento escrito e personalizado, com antecedência mínima de
3 (três) dias úteis em relação à data da interrupção, desde que providenciem o cadastro da
unidade consumidora na distribuidora para receberem esse tipo de serviço;
d)
outras unidades consumidoras: os consumidores deverão ser avisados por meios eficazes de
comunicação de massa ou, a critério da distribuidora, por meio de documento escrito e
personalizado, informando a abrangência geográfica, com antecedência mínima de 72
(setenta e duas) horas em relação ao horário de início da interrupção.
5.7.2
São consideradas unidades consumidoras que prestam serviços essenciais as seguintes
unidades:
unidade operacional do serviço público de tratamento de água e esgotos;
unidade operacional de processamento de gás liquefeito de petróleo e de combustíveis;
unidades hospitalares, institutos médico-legais, centros de hemodiálise e de armazenamento
de sangue, centros de produção, armazenamento e distribuição de vacinas e soros antídotos;
unidade operacional de transporte coletivo;
unidade operacional do serviço público de tratamento de lixo;
unidade operacional de serviço público de comunicações;
centro de controle público de trafego aéreo, marítimo e urbano;
instalações que atendam a sistema rodoferroviário e metroviário;
unidade operacional de segurança institucional (ex: exército, marinha e aeronáutica);
unidade operacional de segurança pública (ex: polícia militar, polícia civil, corpo de
bombeiros, etc);
unidade de guarda, uso e controle de substâncias radioativas, equipamentos e materiais
nucleares;
câmaras de compensação bancária e unidades do Banco Central do Brasil;
instalação de aduana.
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
l)
m)
5.7.3
As unidades consumidoras que prestam serviço essencial, ou as que por alterações de suas
características virem a prestar serviços essenciais, deverão informar à distribuidora esta
condição, para recebimento dos avisos de interrupções.
5.7.4
Nas unidades consumidoras onde existam pessoas usuárias de equipamentos de autonomia
limitada, vitais à preservação da vida humana e dependentes de energia elétrica, os
consumidores deverão ser avisados de forma preferencial e obrigatória, por meio de
documento escrito e personalizado, com antecedência mínima de 5 (cinco) dias úteis em
relação à data da interrupção, desde que efetuem o cadastro da unidade consumidora na
distribuidora para receberem esse tipo de serviço.
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36 de 51
5.7.5
A distribuidora poderá utilizar outros meios de comunicação para a divulgação das
interrupções programadas, desde que pactuados com o consumidor, devendo nesses casos
manter registro e/ou cópia das divulgações para fins de fiscalização da ANEEL.
5.7.6
A distribuidora deverá manter e disponibilizar, por 5 (cinco) anos, os registros das
interrupções emergenciais e das programadas, discriminando-as em formulário próprio.
5.8
5.8.1
Procedimentos de apuração, registro, armazenamento e disponibilização dos índices de
interrupção
A coleta e armazenamento dos dados de interrupções devem atender:
a)
os dados das interrupções de longa duração e os indicadores deles provenientes deverão ser
mantidos na distribuidora por período mínimo de 5 (cinco) anos;
b)
para cada conjunto afetado por interrupções de longa duração deverão ser registradas as
seguintes informações:
i. número de unidades consumidoras do conjunto em cada mês da apuração;
ii. código de identificação do conjunto.
c)
para cada interrupção de longa duração ocorrida no conjunto deverão ser registradas as
seguintes informações:
i. fato gerador;
ii. data, hora e minutos do início e restabelecimento da interrupção;
iii. número de unidades consumidoras atingidas pela interrupção;
iv. código de identificação de cada unidade consumidora.
d)
esses dados deverão estar disponíveis em meio magnético ou ótico e relacionados ao código
de identificação de cada unidade consumidora;
e)
a distribuidora deverá certificar o processo de coleta dos dados e de apuração dos
indicadores individuais e coletivos, com base nas normas ISO 9002, até 2 (dois) anos após a
data de entrada em vigor deste procedimento.
5.8.2
Período de apuração e cálculo dos indicadores de continuidade
5.8.2.1 O período de apuração das interrupções ocorridas no conjunto de unidades consumidoras
considerado será mensal.
5.8.2.2 O valor do indicador de continuidade, trimestral ou anual, de cada conjunto, será a razão
entre:
a) o somatório do produto dos valores mensais do indicador apurado com 2 (duas) casas
decimais, pelo número de unidades consumidoras informado em cada mês do período
(trimestral ou anual);
b) a média aritmética do número de unidades consumidoras informadas em cada mês do
período (trimestral ou anual).
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5.8.2.3 Para o cálculo do indicador de continuidade global será realizada média ponderada dos
indicadores DEC ou FEC, utilizando-se como fator de ponderação o número de unidades
consumidoras existentes em cada conjunto no mês correspondente.
5.8.3
Envio dos indicadores de continuidade
5.8.3.1 A distribuidora deverá enviar à ANEEL os indicadores DEC e FEC de todos os seus
conjuntos, até o último dia útil do mês subseqüente ao período de apuração.
5.8.3.2 Em caso de racionamento de energia elétrica, a distribuidora deverá apurar e enviar à
ANEEL os indicadores de continuidade de duas formas distintas: uma considerando o efeito
do racionamento sobre os valores finais dos indicadores e a outra desconsiderando o
referido efeito.
5.8.3.3 A distribuidora deverá enviar à ANEEL os indicadores DEC e FEC segregando os valores
apurados em contribuições internas e externas ao sistema de distribuição.
5.8.4
Informação dos indicadores aos consumidores
5.8.4.1 A distribuidora deverá informar na fatura dos consumidores, que os mesmos tem direito às
informações sobre os valores limite e realizados dos indicadores de continuidade de
conjunto e individuais, pelos seguintes canais:
a) central de atendimento;
b) site da empresa;
c) agências de atendimento.
5.8.4.2 A distribuidora deverá atender, a qualquer tempo, a solicitação dos consumidores sobre os
indicadores DIC e FIC relativos à sua unidade consumidora.
5.8.4.3 Os canais de atendimento acima mencionados manter e disponibilizar aos consumidores as
informações de todos os limites anuais dos indicadores de continuidade de conjunto e
individuais para todos os conjuntos de consumidores.
5.8.4.4 As distribuidoras deverão capacitar os empregados dos canais de atendimento para prestar
esclarecimentos sobre os indicadores de continuidade do fornecimento de energia elétrica
aos consumidores.
5.8.4.5 A distribuidora deverá informar na fatura dos consumidores, de forma clara e autoexplicativa, os indicadores de continuidade conforme seção 6.2 – Requisitos das
Informações por Etapas.
5.8.4.6 A distribuidora deverá informar na fatura de energia elétrica de todas as unidades
consumidoras, de forma clara e auto-explicativa, sobre o direito de o consumidor receber
uma compensação, caso sejam violados os padrões de continuidade individuais relativos à
unidade consumidora.
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5.9
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Fluxograma do processo de apuração
A seguir é apresentado o fluxograma do processo de apuração e avaliação dos indicadores de
continuidade:
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FLUXOGRAMA DO PROCESSO DE APURAÇÃO E AVALIAÇÃO DOS INDICADORES DE CONTINUIDADE
Mês de Apuração
Distribuidora
Necessidade
de Avaliação
dos
Indicadores de
Continuidade
Coleta de
Dados
Apuração e
Expurgo de
Interrupções
não
Consideradas
Até o último dia útil do Mês Seguinte
a Apuração
Cálculo dos
Indicadores
de
Continuidade
Avaliação
Registro e
Armazenamento
Após o mês seguinte
de apuração
Continuação do
processo
Fim
Produtos
Gerados
Penalidades
por violação
dos padrões
Avaliação do
Desempenho
ANEEL
Dados das
Interrupções
Programadas
e Acidentais
Dados de
Interrupções
para Cálculo
dos
Indicadores
Indicadores:
DEC e FEC
DIC e FIC
DMIC
Arquivo de
Dados das
interrupções
Avaliação do
desempenho
da distribuidora
Página:
39 de 51
Procedimentos de Distribuição
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Qualidade do Serviço Prestado
8.2
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40 de 51
5.10 Metas de continuidade de serviço
5.10.1 Padrões de continuidade
5.10.1.1 Os valores das metas anuais dos indicadores de continuidade dos conjuntos de unidades
consumidoras, DEC e FEC de cada distribuidora, são estabelecidos pela ANEEL em
resolução específica.
5.10.1.2 A distribuidora poderá propor à ANEEL apenas uma revisão das metas anuais de DEC e
FEC, no período entre revisões tarifárias periódicas, obedecendo:
a)
o pedido de revisão, com as justificativas técnicas, deve ser enviado até o mês de agosto
do ano anterior ao exercício em que as novas metas entrarão em vigor;
b)
os novos valores de DEC e FEC deverão significar melhoria da meta anual global da
distribuidora.
5.10.1.3 Não será aceita proposta de revisão para os conjuntos de unidades consumidoras que
apresentaram violação das respectivas metas nos anos anteriores e que foram objeto de
auto de infração.
5.10.1.4 No estabelecimento e/ou redefinição de metas de continuidade para os conjuntos de
unidades consumidoras será aplicada a técnica de análise comparativa de desempenho da
distribuidora, tendo como referência os valores anuais dos atributos físico-elétricos e dados
histórico de DEC e FEC encaminhados a ANEEL.
5.10.1.5 Por meio de resolução específica, até novembro de cada ano, a ANEEL publicará as metas
dos indicadores para os novos conjuntos e/ou nova configuração, devendo a distribuidora
providenciar a respectiva implementação, observando a vigência dos mesmos a partir do
mês de janeiro do ano subseqüente.
5.10.1.6 A distribuidora que não enviar proposta de novos padrões de acordo com os critérios e/ou
orientações, deverá observar os padrões dos indicadores individuais definidos
anteriormente.
5.10.1.7 Poderão ser fixadas metas de continuidade que propiciem melhor qualidade dos serviços
prestados, quando da celebração de contratos de fornecimento e de uso do sistema de
distribuição.
5.10.1.8 Os padrões de DIC e FIC deverão obedecer aos valores estabelecidos nas tabelas 1 a 5 a
seguir, de acordo com as metas anuais de DEC e FEC da distribuidora.
5.10.1.9 O padrão mensal do indicador DMIC deverá corresponder a 50% (cinqüenta por cento) do
padrão mensal do indicador DIC estabelecido nas tabelas 1 a 5, adequando-se o resultado
obtido, caso seja fracionário, ao primeiro inteiro igual ou superior a este e observando, no
mínimo, os valores dos padrões estabelecidos na tabela 6 a seguir.
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41 de 51
Tabela 1
Faixa de
Variação das
Metas Anuais de
Indicadores de
Continuidade
dos Conjuntos
Padrão de Continuidade por Unidade Consumidora
Unidades Consumidoras com faixa de Tensão Nominal:
69 kV ≤ Tensão < 230 kV
DIC (horas)
FIC (interrupções)
Anual
Trim.
Mensal
Anual
Trim.
Mensal
0 - 20
12
6
4
12
6
4
> 20 - 40
16
8
6
16
8
6
> 40
22
11
8
22
11
8
(DEC ou FEC)
Tabela 2
Faixa de
Variação das
Metas Anuais de
Indicadores de
Continuidade
dos Conjuntos
Padrão de Continuidade por Unidade Consumidora
Unidades Consumidoras com faixa de Tensão Nominal:
1 kV < Tensão < 69 kV
DIC (horas)
FIC (interrupções)
Anual
Trim.
Mensal
Anual
Trim.
Mensal
0 - 10
25
13
8
18
9
6
> 10 - 20
30
15
10
20
10
7
> 20 - 30
35
18
12
25
13
8
> 30 - 45
40
20
13
30
15
10
> 45
45
23
15
35
18
12
(DEC ou FEC)
Tabela 3
Faixa de
Variação das
Metas Anuais de
Indicadores de
Continuidade
dos Conjuntos
Padrão de Continuidade por Unidade Consumidora
Unidades Consumidoras atendidas por sistemas isolados ou situados
em áreas não urbanas com faixa de Tensão nominal 1 kV < Tensão <
69 kV
DIC (horas)
FIC (interrupções)
(DEC ou FEC)
Anual
Trim.
Mensal
Anual
Trim.
Mensal
0 - 10
50
25
11
30
15
10
> 10 - 20
55
28
19
35
18
12
> 20 - 30
65
33
22
40
20
14
> 30 - 45
72
36
24
50
25
17
> 45
90
45
30
72
36
24
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Qualidade do Serviço Prestado
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42 de 51
Tabela 4
Faixa de
Variação das
Metas Anuais de
Indicadores de
Continuidade
dos Conjuntos
Padrão de Continuidade por Unidade Consumidora
Unidades Consumidoras com tensão Nominal ≤ 1 kV situadas em
áreas urbanas
DIC (horas)
FIC (interrupções)
Anual
Trim.
Mensal
Anual
Trim.
Mensal
0 - 10
40
20
13
25
13
8
> 10 - 20
50
25
17
30
15
10
> 20 - 30
55
28
19
35
18
12
> 30 - 45
65
32
22
40
20
13
> 45
72
36
24
58
29
20
(DEC ou FEC)
Tabela 5
Faixa de
Variação das
Metas Anuais de
Indicadores de
Continuidade
dos Conjuntos
(DEC ou FEC)
Padrão de Continuidade por Unidade Consumidora
Unidades Consumidoras com tensão Nominal ≤ 1 kV situadas em
áreas não urbanas
DIC (horas)
FIC (interrupções)
Anual
Trim.
Mensal
Anual
Trim.
Mensal
0 - 10
80
40
27
40
20
13
> 10 - 20
85
43
29
50
25
17
> 20 - 30
90
45
30
60
30
20
> 30 - 45
100
48
33
75
38
25
> 45
108
54
36
87
44
29
Tabela 6
Descrição do Sistema de Atendimento DMIC
DMIC (horas)
Unidades consumidoras situadas em área não urbana com
Tensão Nominal ≤ 1kV
16
Unidades Consumidoras situadas em área urbana com Tensão
Nominal ≤ 1kV
11
Unidades Consumidoras situadas em área urbana com
1 kV < Tensão Nominal < 69 kV
9
Unidades Consumidoras situadas em área não urbana com 1 kV
< Tensão Nominal < 69 kV ou atendidas por sistema isolado
14
Unidades Consumidoras com 69 kV ≤ Tensão Nominal < 230 kV
4
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43 de 51
5.10.1.10
As distribuidoras que não possuírem padrões de DIC e FIC vinculados às metas de
DEC e FEC deverão observar os padrões anuais dos indicadores DIC e FIC estabelecidos
na tabela 7 a seguir:
Tabela 7
Padrões Anuais dos Indicadores Individuais
Descrição do Sistema de Atendimento
DIC
FIC
Unidades consumidoras situadas em área não urbana com
tensão nominal ≤ 1kV
108
87
Unidades consumidoras situadas em área urbana com
tensão nominal ≤ 1kV
72
58
Unidades consumidoras situadas em área urbana com 1kV
< tensão nominal < 69kV
58
51
Unidades consumidoras situadas em área não urbana com
1kV < tensão nominal < 69kV
90
72
Unidades consumidoras com 69kV ≤ tensão nominal <
230kV
22
22
5.10.1.11
Os padrões mensais e trimestrais dos indicadores DIC e FIC deverão corresponder a
30% e 40%, respectivamente, dos padrões anuais fixados na tabela 7.
5.10.1.12
Quando aplicados os percentuais estabelecidos no parágrafo anterior para o indicador
FIC, o valor a ser considerado deverá corresponder ao primeiro inteiro igual ou superior ao
resultado obtido.
5.10.1.13
A distribuidora cujo contrato de concessão apresentar valores para os padrões anuais,
trimestrais e/ou mensais, relativos aos indicadores individuais, mais rigorosos do que os
estabelecidos neste item, deverá obedecer aos valores de contrato.
5.10.1.14
A distribuidora, quando acessada por outra distribuidora, deverá observar, por ponto
de conexão, conforme o nível de tensão, os padrões de continuidade estabelecidos abaixo:
a)
DICp - menor valor em termos absolutos do padrão estabelecido nas tabelas 1, 2 ou 3, ou
estabelecidos em resolução específica da acessada;
b)
DMICp - 50% (cinqüenta por cento) do menor valor em termos absolutos do padrão mensal
do DICp definido acima;
c)
FICp - menor valor em termos absolutos do padrão estabelecido nas tabelas 1, 2 ou 3, ou
estabelecidos em resolução específica.
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5.10.1.15
Poderão ser ajustados, entre as distribuidoras, padrões de continuidade diferentes dos
referenciados anteriormente, desde que propiciem melhor qualidade dos serviços prestados,
devendo os mesmos integrar o respectivo CCD.
5.11 Penalidades
5.10.2 Violação de padrão do indicador de continuidade individual
5.11.1.1 No caso da distribuidora violar o padrão de continuidade individual em relação ao período de
apuração (mensal, trimestral ou anual), ela deverá fazer a compensação ao consumidor de
valor a ser creditado na fatura de energia elétrica no mês subseqüente à apuração.
5.11.1.2 No cálculo do valor da compensação serão utilizadas as seguintes fórmulas:
a) Para o DIC:
 DICv 
CM
Valor = 
− 1 DICp ×
× kei
730
 DICp 
b) Para o DMIC:
 DMICv 
CM
Valor = 
− 1 DMICp ×
× kei
730
 DMICp 
c) Para o FIC:
 FICv 
CM
Valor = 
− 1 DICp ×
× kei
730
 FICp 
Onde:
DICv = Duração de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de
conexão, conforme em cada caso, verificada no período considerado, expresso em horas e
centésimos de hora;
DICp = Padrão de continuidade estabelecido no período considerado para o indicador de
duração de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de conexão,
expresso em horas e centésimos de hora;
DMICv = Duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou por ponto
de conexão, conforme cada caso, verificada no período considerado, expresso em horas e
centésimos de hora;
DMICp = Padrão de continuidade estabelecido no período considerado para o indicador de
duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou por ponto de
conexão, expresso em horas;
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FICv = Freqüência de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de
conexão, conforme cada caso, verificada no período considerado, expresso em número de
interrupções;
FICp = Padrão de continuidade estabelecido no período considerado para o indicador de
freqüência de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de conexão,
expresso em número de interrupções;
CM = Média aritmética dos valores líquidos das faturas de energia elétrica ou dos encargos
de uso dos sistemas de distribuição ou dos encargos de uso dos sistemas de transmissão,
no que se aplicar, correspondentes aos meses do período de apuração do indicador, sem
incidência de encargos setoriais no caso de consumidores cativos;
730 = Número médio de horas no mês; e
kei = Coeficiente de majoração, com faixa de variação de 10 a 50, e cujo valor fixado em
10 (dez), poderá ser alterado pela ANEEL a cada revisão periódica das tarifas.
5.11.2 Violação de padrão do indicador de continuidade de conjunto:
5.11.2.1 No caso da violação do padrão de continuidade de conjunto em um determinado período de
apuração a distribuidora é penalizada por pagamento de multa à ANEEL relativo à violação
do DEC e/ou FEC, conforme procedimentos estabelecidos na Resolução 63/2004 e suas
atualizações.
5.11.3 Critérios para aplicação das penalidades às distribuidoras
5.11.3.1 Até a publicação dos valores da parcela correspondente ao uso do sistema de distribuição,
discriminados das tarifas de fornecimento, o valor do “CM” deverá ser calculado
considerando os valores líquidos das faturas de energia elétrica sem incidência de encargos
de uso, no caso de consumidores cativos.
5.11.3.2 Após a publicação dos valores da parcela correspondente ao uso do sistema de distribuição,
o valor do “CM” deverá ser calculado considerando os encargos de uso do sistema de
distribuição, tanto para consumidores cativos quanto para consumidores livres.
5.11.3.3 Para usuários conectados ao sistema de distribuição e com CUSD, as penalidades
associadas às violações dos padrões de continuidade DIC, FIC e DMIC deverão ser
estabelecidas nos respectivos contratos.
5.11.3.4 Para efeito de aplicação de eventual penalidade, quando da violação das metas
estabelecidas, deverão ser consideradas as seguintes situações:
a)
interrupções emergenciais motivada por razões de ordem técnica ou de segurança das
instalações, considerado o interesse da coletividade, de calamidade pública decretada por
órgão competente, não serão consideradas para efeito de compensação quando da
violação dos padrões de indicadores individuais e coletivos respectivamente;
b)
interrupções ocorridas em áreas de conflito social, onde ocorra impossibilidade de acesso
de empregados ou prepostos da distribuidora para restabelecimento do serviço, não serão
consideradas para efeito de compensação quando da violação dos padrões de indicadores
individuais e coletivos respectivamente;
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c)
também não serão consideradas para efeito de compensação quando da violação dos
padrões de indicadores individuais e coletivos respectivamente, as interrupções ocorridas
em dia crítico, que pode ser definido por um dia em que o número de ocorrências
emergenciais, que geraram interrupção e deslocamento de equipe, seja superior a média
mais 3,0 desvios padrões dos valores diários, considerando os 2 últimos anos;
d)
Na hipótese de ocorrer compensação de valores entre a distribuidora e o consumidor, a
distribuidora deverá manter registro, em formulário próprio, para uso da ANEEL, com os
seguintes dados:
- nome do consumidor favorecido;
- endereço da unidade consumidora;
- nome do conjunto ao qual pertence a unidade consumidora;
- período (mês, trimestre, ano) referente à constatação da violação;
- importância individual de cada compensação;
- valores apurados dos indicadores violados.
e)
quando ocorrer violação de mais de um indicador de continuidade individual, no período de
apuração, deverá ser considerado, para efeito de compensação, aquele indicador que
apresentar o maior valor de compensação;
f)
o valor da compensação, associada à violação do padrão do indicador de continuidade
individual, será limitado aos seguintes valores:
- 10 (dez) vezes o valor do “CM”, no caso de violação de padrão mensal;
- 30 (trinta) vezes o valor do “CM CM”, no caso de violação de padrão trimestral;
- 120 (cento e vinte) vezes o valor do “CM”, no caso de violação de padrão anual.
g)
para efeito de aplicação de multas será realizada, no mínimo, uma avaliação anual pela
ANEEL no ano civil subseqüente, no caso de violação das metas estabelecidas para os
conjuntos de unidades consumidoras de cada distribuidora;
h)
do montante das multas, resultante da violação de padrões dos indicadores de conjunto
relativo ao período de apuração (mensal, trimestral ou anual), deverão ser descontados os
valores de compensação pagos aos consumidores pertencentes ao conjunto, desde que
esses valores já tenham sido devidamente creditados aos consumidores e comprovados
pela distribuidora.
i)
no caso de compensação ao consumidor deverão ser observados os critérios a seguir:
- quando da violação das metas trimestral ou anual, o montante a ser compensado deverá
ser calculado proporcionalmente, multiplicando-se o resultado obtido da fórmula de cálculo
da compensação pelo quociente entre a soma dos valores apurados dos indicadores
mensais que não foram violados e o valor apurado do indicador trimestral ou anual;
- quando todas as metas dos indicadores mensais de um conjunto de unidades
consumidoras tiverem sido violadas em um trimestre ou em um ano, e já tenham sido
devidamente creditadas as compensações mensais aos consumidores afetados, as
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compensações referentes aos períodos de apuração trimestral ou anual deverão
corresponder à diferença dos montantes calculados para essas compensações e os
montantes mensais já creditados aos consumidores.
5.11.4 Critérios para aplicação das penalidades às transmissoras, detentoras de demais instalações
de transmissão disponibilizadas às distribuidoras
5.11.4.1 A transmissora, quando acessada por uma distribuidora deverá apurar os indicadores de
continuidade individuais vinculados ao ponto de conexão, segundo os critérios dos
procedimentos de distribuição.
5.11.4.2 Os padrões a serem observados para os indicadores de continuidade individuais, conforme
o nível de tensão do ponto de conexão, deverão corresponder aos seguintes valores:
a) DICp - menor valor em termos absolutos do padrão estabelecido nas tabelas 1 ou 2 desta
seção;
b) DMICp - 50% (cinqüenta por cento) do menor valor em termos absolutos do padrão mensal
do DICp definido no item anterior;
c) FICp - menor valor em termos absolutos do padrão estabelecido nas tabelas 1 ou 2 desta
seção.
5.11.4.3 Quando da violação dos padrões individuais de duração e/ou freqüência de interrupção no
ponto de conexão, caracterizada como de responsabilidade da transmissora, a mesma
estará sujeita ao pagamento de compensação à distribuidora.
5.11.4.4 Serão apuradas as interrupções nos pontos de conexão que afetarem o fornecimento de
energia e que forem causadas pelas DIT, atribuíveis à concessionária de transmissão,
sendo desconsideradas as interrupções justificadas nos termos da legislação.
5.11.4.5 O pagamento de compensação deverá ocorrer quando houver violação do valor do padrão
de continuidade da primeira unidade consumidora afetada, vinculada ao ponto de conexão
com as DIT, observando:
a)
os valores apurados dos indicadores individuais, superiores aos valores estabelecidos
acima, serão contabilizados, para efeito de compensação, após a violação dos padrões
estabelecidos para cada unidade consumidora;
b)
a contabilização será efetivada para cada interrupção da unidade consumidora após a
violação, considerando os valores dos indicadores correspondentes a uma interrupção do
ponto de conexão;
5.11.4.6 No caso de interrupção oriunda da rede básica que afetar diretamente o desempenho do
ponto de conexão, a transmissora estará sujeita aos critérios de penalidades associadas à
parcela variável por indisponibilidade de suas instalações, a serem estabelecidos pela
ANEEL.
5.11.4.7 A distribuidora deverá celebrar com a transmissora, termo aditivo ao CUST, estabelecendo
os critérios e procedimentos para apuração dos indicadores de continuidade individuais nos
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Qualidade do Serviço Prestado
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pontos de conexão, contabilização dos valores dos indicadores individuais e a liquidação da
compensação.
6
MONITORAMENTO DAS INTERRUPÇÕES
6.1
Serão utilizados os medidores eletrônicos com memória de massa já instalados nos
consumidores do Grupo A para fazer o monitoramento em alguns pontos do sistema de
distribuição, visando comparar os tempos de interrupção registrados na medição, com aqueles
constantes no sistema de apuração dos indicadores de continuidade de serviço utilizado pela
distribuidora.
6.2
O monitoramento em unidade consumidora do Grupo B se dará também através de medidores
eletrônicos com memória de massa, a serem instalados em três circuitos de baixa tensão de
cada alimentador de média tensão, de forma a monitorar três pontos (início, meio e fim) do
alimentador.
6.3
Durante a fiscalização, ou quando julgar necessário, a ANEEL solicitará à distribuidora a leitura
da memória de massa dos medidores de pontos escolhidos por amostragem, comparando
interrupções no fornecimento de energia elétrica registradas na medição eletrônica com os
valores registrados das interrupções programadas e emergenciais da distribuidora.
6.4
A instalação dos medidores em unidades consumidoras do Grupo B deverá estar concluída até
24 meses após a aprovação dos Procedimentos de Distribuição.
6.5
As distribuidoras fornecerão à ANEEL até 90 dias após este prazo de instalação dos
medidores, a relação por conjunto, dos endereços das unidades consumidoras onde eles se
encontram instalados, com a indicação do alimentador e subestação vinculados ao
atendimento da unidade consumidora em questão.
6.6
O Fluxograma a seguir apresenta o processo de monitoramento descrito:
Procedimentos de Distribuição
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Seção:
Qualidade do Serviço Prestado
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FLUXOGRAMA DO PROCESSO DE MONITORAMENTO DA METODOLOGIA DE COLETA DOS DADOS DE INTERRUPÇÕES DE ENERGIA ELÉTRICA
De imediato
Preparação de
Cadastro de
Consumidores
com medidores
com memória de
massa
Distribuidora
ANEEL
Produto
Necessidade de
monitoramento da
metodologia de
apuração de
indicadores de
qualidade
Durante 2006 e 2007
Instalação
complementar de
medidores
eletrônicos com
memória de massa
Complementação
do cadastro de
consumidores com
medidores
eletrônicos com
memória de massa
A partir de 2008
Atualização do
cadastro de
consumidores com
medidores
eletrônicos com
memória de massa
Utilização de informações disponíveis nos medidores eletrônicos instalados na distribuidora
Cadastro de
consumidores
com medidores
eletrônicos e
banco de dados
preliminar para
monitoramento
Cadastro
completo dos
medidores
previstos
instalados
Cadastro completo
de consumidores
com medidores
eletrônicos
instalados
Cadastro de
consumidores com
medidores
eletrônicos e banco
de dados para
monitoramento
permanentemente
atualizado
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Procedimentos de Distribuição
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Seção:
Disposições Transitórias
8.3
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xx / xx /2005
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SEÇÃO 8.3 – DISPOSIÇÕES TRANSITÓRIAS
1
1.1
Esta seção trata do planejamento do processo de implantação dos indicadores de qualidade do
produto da energia elétrica.
1.2
No que se refere à qualidade do produto, após o período de testes por parte das distribuidoras,
serão estabelecidos os valores limites para os parâmetros definidos.
1.3
No processo de implantação dos indicadores de qualidade da energia elétrica, devem ser
consideradas e respeitadas as particularidades regionais e as especificidades sócioeconômicas das áreas de concessão das distribuidoras.
1.4
Os protocolos de medição para os diversos indicadores de qualidade do produto devem ser
definidos em resolução específica.
1.5
Os valores limite para os indicadores de qualidade do produto, serão definidos após apuração
e análise das medições que deverão ser realizadas durante três anos, contados a partir da
aprovação dos Procedimentos de Distribuição.
1.6
Aprovados os Procedimentos de Distribuição, a ANEEL, por meio de resoluções específicas,
estabelecerá os procedimentos, responsabilidades e prazos para desenvolvimento das
campanhas de medições para cada um dos indicadores de qualidade definidos, considerando
os seguintes passos:
a)
b)
c)
d)
e)
1.7
programas de medições destinadas à identificação dos indicadores de qualidade do produto
do sistema de distribuição;
definição de ferramentas ou softwares para simulações e cálculos, a serem validados pela
ANEEL;
consolidação dos dados e estabelecimento de metas de referência;
definição de metas e prazos a serem observados pelas distribuidoras;
implementação de programa de acompanhamento e controle dos indicadores de qualidade.
As etapas planejadas do processo de implantação dos indicadores de qualidade são
apresentadas a seguir.
Procedimentos de Distribuição
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Seção:
Disposições Transitórias
8.3
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Aprovação dos Procedimentos de Distribuição
Etapa 1
Programa de medições para levantamento da situação dos indicadores de
qualidade do sistema de distribuição
Etapa 2
Validação do procedimento e estabelecimento de padrões de referência
Etapa 3
Estabelecimento de metas, prazos e ações em busca dos valores limites
dos indicadores de qualidade.
Etapa 4
Implementação de programas para fiscalização e controle dos indicadores
de qualidade
Consolidação do processo
Figura 1 - Etapas da implantação da definição dos indicadores de qualidade do produto
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