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RESUMO
Este trabalho tem por objetivo apresentar uma revisão bibliográfica acerca dos
principais regulamentos e normas internacionais, assim como pesquisas e trabalhos já
desenvolvidos no Brasil e no exterior relacionadas com a qualidade do produto em
sistemas de energia elétrica.
Neste contexto, foram analisadas as regulamentações e recomendações utilizadas por
países da América do Norte (Estados Unidos e Canadá) de alguns países europeus (a
exemplo da França) da Oceania (Austrália), Ásia (Japão e China), assim como da
América do Sul (Peru e Argentina) e também da África (África do Sul).
Por fim, foram analisados os projetos desenvolvidos no Brasil sobre o tema qualidade
do produto no âmbito do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do
Setor de Energia Elétrica, assim como algumas pesquisas e trabalhos desenvolvidos
no exterior abordando o mesmo tema.
2
Sumário
1 - Considerações iniciais ............................................................................................................................. 6
1.1 - Objetivos específicos do primeiro relatório .................................................................................... 7
2 - Análise de regulamentos e normas nacionais e internacionais ............................................................ 7
2.1 - Normas e regulamentações nacionais............................................................................................. 8
2.2 - Regulamentações internacionais .................................................................................................. 12
2.2.1 - Estados Unidos......................................................................................................................... 13
2.2.2 - Canadá ..................................................................................................................................... 13
2.2.3 – Europa: CENELEC EN 50160 - 2010 ......................................................................................... 24
2.2.4 - França – EDF (Eletricité de France): Contrato Emeraude ........................................................ 30
2.2.5 - África do Sul ............................................................................................................................ 37
2.2.6 - Peru .......................................................................................................................................... 44
2.2.7 - Argentina ................................................................................................................................. 52
2.2.8 - Japão ........................................................................................................................................ 57
2.2.9 - China ........................................................................................................................................ 57
2.2.10 - Austrália ................................................................................................................................. 62
2.3 - Análise crítica dos regulamentos internacionais .......................................................................... 67
2.4 - Normas e recomendações internacionais para avaliação da QEE ............................................... 71
2.4.1 - IEC – International Electrotechincal Commission .................................................................... 71
2.4.2 - IEEE – Institute of Electrical and Electronic Engineers ............................................................. 73
2.4.3 - ANSI – American National Standard Institute.......................................................................... 78
2.4.4 - ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas .................................................................. 79
2.4.5 - Considerações finais ................................................................................................................ 79
3 - Pesquisas na área de Qualidade da Energia Elétrica............................................................................ 81
3.1 - Projetos de P&D/ANEEL ................................................................................................................ 81
3.1.1 - Sistema de Gestão de Qualidade de Energia Elétrica – Grupo Rede [47] ............................... 81
3.1.2 - Sistema de Gestão da Qualidade da Energia Elétrica - GERQUALI [48] ................................... 83
3.1.3 - Modelo de forno a arco compensado [49] .............................................................................. 84
3.1.4 - Projeto e desenvolvimento de um restaurador dinâmico de tensão [50] .............................. 84
3
3.1.5 - Desenvolvimento de um sistema de compensação ativa de harmônicos [51] ....................... 84
3.1.6 - Desenvolvimento de um instrumento de aquisição de grandezas elétricas para utilização no
monitoramento da qualidade de Energia Elétrica em barras de distribuição [52] ............................ 85
3.1.7 - Desenvolvimento de protótipos para avaliação do instrumento de aquisição de grandezas
elétricas para monitoramento de qualidade da energia elétrica em barras de distribuição (medidor
de qualidade da energia) [53] ............................................................................................................. 85
3.1.8 - Desenvolvimento de uma metodologia de análise das distorções harmônicas produzidas por
lâmpadas fluorescentes compactas na rede de distribuição [54] ...................................................... 86
3.1.9 - Desenvolvimento de modelos digitais para estudos dos impactos na média e baixa tensão
devido a equipamentos eletro-eletrônicos e cargas não lineares [55] .............................................. 87
3.1.10 - Pesquisa e aplicação de restauradores dinâmicos de tensão (DVR) para linhas de
distribuição [56] .................................................................................................................................. 87
3.1.11 - Desenvolvimento de um regulador de tensão com comutador eletrônico de tap (RECET)
[57] ...................................................................................................................................................... 88
3.1.12 - Central Integrada de Inteligência da Qualidade [58] ............................................................. 88
3.1.13 - Desenvolvimento de uma ferramenta computacional para a análise de afundamentos de
tensão aplicada ao planejamento da expansão - PLANSAG [59] ........................................................ 89
3.1.14 - Sistema Ótimo de Medição e Estimação da Qualidade da Energia voltada ao
PRODIST/ANEEL – Módulo 8 [60]........................................................................................................ 90
3.1.15 - Sistema informacional de gestão de indicadores de qualidade da onda de tensão [61] ...... 90
3.1.16 - Estudos, desenvolvimento e implementação de interfaces e modelos elétricos em
ambiente ATP de problemas da Qualidade da Energia [62] ............................................................... 90
3.1.17 - Soluções não Convencionais para Controle e Regulação de Tensão em Redes Secundárias
de Distribuição [63] ............................................................................................................................. 91
3.1.18 - Desenvolvimento de um Dispositivo para Controle de Tensão de Rede de Distribuição Rural
através do uso de Compensador Estático a Reator Saturado [64] ..................................................... 91
3.1.19 - Desenvolvimento, Projeto e Construção de um Dispositivo Eletromagnético à Núcleo
Saturado para Controle Automático de Tensão [65] .......................................................................... 92
3.1.20 - Análise da aplicação de filtros passivos em circuitos secundários (220 V) de redes de
distribuição [66] .................................................................................................................................. 92
3.1.21 - Desenvolvimento e aplicação de filtros harmônicos em circuitos secundários de distribuição
(220 V) [67] ......................................................................................................................................... 93
3.1.22 - Análise e implementação de filtros harmônicos passivos sintonizados em Alimentadores de
distribuição [68] .................................................................................................................................. 93
4
3.1.23 - Desenvolvimento de software para simulação e análise dos distúrbios da qualidade da
energia elétrica no contexto do PRODIST [69] ................................................................................... 93
3.2 - Artigos técnico-científicos relacionados ao tema deste relatório ............................................... 94
3.2.1 - Artigo 01 [70] ........................................................................................................................... 94
3.2.2 - Artigo 02 [71] ........................................................................................................................... 94
3.2.3 - Artigo 03 [72] ........................................................................................................................... 95
3.2.4 - Artigo 04 [73] ........................................................................................................................... 95
3.2.5 - Artigo 05 [74] ........................................................................................................................... 96
3.2.6 - Artigo 06 [75] ........................................................................................................................... 97
3.2.7 - Artigo 07 [76] ........................................................................................................................... 97
3.2.8 - Artigo 08 [77] ........................................................................................................................... 98
3.2.9 - Artigo 09 [78] ........................................................................................................................... 99
3.2.10 - Artigo 10 [79] ......................................................................................................................... 99
3.2.11 - Artigo 11 [80] ....................................................................................................................... 100
3.2.12 - Artigo 12 [81] ....................................................................................................................... 101
4 - Conclusões ........................................................................................................................................... 101
5 - Referências Bibliográficas ................................................................................................................... 102
5
1 - Considerações iniciais
Visando o aperfeiçoamento da regulamentação brasileira direcionada aos sistemas de
distribuição de energia elétrica, os trabalhos referentes ao contrato ANEEL-FAU no
179/2013 têm por objetivo a realização de serviços técnicos de consultoria para suporte às
ações da SRD/ANEEL na regulamentação dos fenômenos relacionados à qualidade do
produto nas redes de distribuição de energia elétrica.
Diante do exposto, os objetivos principais associados aos trabalhos a serem realizados
consistem no fornecimento de subsídios para o aprimoramento dos aspectos da qualidade
do produto no âmbito dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema
Elétrico Nacional – PRODIST, de forma a possibilitar à ANEEL acompanhar e regular a
qualidade do produto considerando fenômenos como desequilíbrios de tensão, distorções
harmônicas, flutuação de tensão e variações de tensão de curta duração. Os trabalhos a
serem realizados compreendem os seguintes produtos:

Produto 1 - Revisão bibliográfica atualizada contendo os principais regulamentos
internacionais, normas consideradas importantes, pesquisas e trabalhos já realizados
no Brasil e no exterior relacionados com a qualidade do produto;

Produto 2 - Definição dos indicadores para os fenômenos Desequilíbrio de tensão,
Harmônicos, Flutuação de tensão e Variações de tensão de curta duração, incluindo o
aprimoramento ou inclusão de indicadores que possam ser utilizados para avaliação da
qualidade do produto no âmbito da distribuição de energia elétrica no Brasil;

Produto 3 - Definição do procedimento de medição para cada um dos fenômenos
associados com a qualidade do produto;

Produto 4 - Definição dos padrões de referência para os fenômenos desequilíbrio de
tensão, distorções harmônicas, flutuação de tensão e variações de tensão de curta
duração;

Produto 5 - Definição dos procedimentos para acompanhamento da qualidade do
produto na distribuição de energia elétrica, considerando-se os indicadores associados
aos fenômenos desequilíbrio de tensão, distorções harmônicas, flutuação de tensão e
variações de tensão de curta duração;

Produto 6 - Proposições para o estabelecimento dos critérios mínimos para
regulamentação dos padrões exigidos pelas distribuidoras quando da conexão de
6
acessantes potencialmente perturbadores ou de acessantes sensíveis a distúrbios na
rede;

Produto 7 - Proposta de texto para a revisão dos módulos 1, 3, 6 e 8 dos
Procedimentos de Distribuição;

Produto 8 - Apresentação dos resultados finais dos trabalhos desenvolvidos.
No presente relatório serão abordados os assuntos associados com o Produto 1, o qual
está associado com a revisão bibliográfica atualizada contendo os principais regulamentos
internacionais, normas consideradas importantes, pesquisas e trabalhos já realizados no
Brasil e no exterior relacionados com a qualidade do produto.
1.1 - Objetivos específicos do primeiro relatório
Com base nas diretivas apresentadas, este relatório tem por objetivo apresentar a
revisão bibliográfica contendo os principais regulamentos internacionais, normas
consideradas importantes, assim como pesquisas já realizadas no Brasil e no exterior
relacionados à qualidade do produto. Dessa forma, o presente documento se caracteriza
como sendo o “Produto 1” dos serviços identificados no Edital ANEEL no 46/2013.
Os principais pontos abordados neste documento são:



Apresentação e análise crítica de normas e regulamentos nacionais e
internacionais;
Caracterização dos principais documentos e orientações propostas por entidades
internacionais;
Levantamento das principais pesquisas realizadas no Brasil e exterior que
contribuam para o processo de aperfeiçoamento dos requisitos da qualidade do
produto.
2 - Análise de regulamentos e normas nacionais e internacionais
Esta seção se destina à análise comparativa entre regulamentos e normas nacionais e
internacionais relacionadas à qualidade do produto, tendo em vista o levantamento do
7
estado atual dos procedimentos para a definição, avaliação, medição e eventuais
penalizações para cada um dos distúrbios que podem causar degradação nas condições de
fornecimento de energia elétrica.
2.1 - Normas e regulamentações nacionais
No Brasil, a regulamentação da qualidade do produto pode ser estratificada de duas
formas, uma visando a normatização do assunto no âmbito do sistema interligado nacional
(Rede Básica) e outra no âmbito dos sistemas de distribuição de energia elétrica. Para o
caso da Rede Básica, a regulamentação existente no país resume-se aos submódulos 2.8 e
3.6 dos Procedimentos de Rede [1], elaborados sob a coordenação do Operador Nacional
do Sistema Elétrico e aprovados pela ANEEL. Em relação ao segmento da distribuição de
energia elétrica, a regulamentação existente encontra-se disponível nos Módulos 3 e 8 dos
Procedimentos de Distribuição [2].
Tanto para o caso da Rede Básica quanto para os sistemas de distribuição de energia
elétrica, os critérios relacionados com a qualidade do produto podem ser estratificados em
critérios de acesso e critérios de gerenciamento dos indicadores da qualidade do produto,
conforme mostrado Tabela 1.
Tabela 1 – Documentos de regulamentação da qualidade do produto no Brasil.
Setor
Aplicação
Acesso
Rede Básica
Gerenciamento
Acesso
Distribuição
Gerenciamento
Documento
Submódulo 3.6 - Requisitos
técnicos mínimos para a conexão às
instalações de transmissão
Submódulo 2.8 - Gerenciamento
dos indicadores de desempenho da
rede básica e de seus componentes
Módulo 3 – Acesso aos sistemas de
distribuição
Módulo 8 – Qualidade da energia
elétrica
Em se tratando de documentos amplamente divulgados e de pleno conhecimento
por parte dos diversos agentes nacionais, neste tópico serão apresentadas e discutidas
apenas as principais diferenças entre os citados documentos para cada um dos fenômenos
relacionados com a qualidade do produto.
Inicialmente, merece destaque o fato de que nos Procedimentos de Distribuição não
existem limites publicados para os diversos indicadores associados com a qualidade do
8
produto. Com exceção das variações de tensão em regime permanente, para as quais
existem limites, prazos de regularização e penalidades, os demais indicadores possuem
apenas valores de referência, sem nenhum tipo de penalização ou obrigação quando da
violação dos referidos valores. Em contrapartida, os Procedimentos de Rede apresentam
limites claramente estabelecidos, porém, sem penalidades diretas. Ao invés disso, são
estabelecidas obrigações para correção das divergências encontradas em relação aos
diversos indicadores da qualidade do produto. A Tabela 2 apresenta um resumo em relação
aos dois documentos.
Tabela 2 – Comparativo Procedimentos de Distribuição x Procedimentos de Rede.
Valores de
Documento
Indicador
Limites
Penalidades
referência
Distorções harmônicas
SIM
NÃO
NÃO
Desequilíbrios de tensão
SIM
NÃO
NÃO
Procedimentos
Flutuações de tensão
SIM
NÃO
NÃO
de Distribuição
Variações de tensão de curta
NÃO
NÃO
NÃO
duração
Distorções harmônicas
NÃO
SIM
Indiretas (*)
Desequilíbrios de tensão
NÃO
SIM
Indiretas (*)
Procedimentos
Flutuações de tensão
NÃO
SIM
Indiretas (*)
de Rede
Variações de tensão de curta
NÃO
NÃO
Indiretas (*)
duração
(*) Obrigações relacionadas com a correção das violações identificadas.
Cabe destacar na Tabela 2 que tanto nos Procedimentos de Distribuição, quanto nos
Procedimentos de Rede, não são indicados valores de referência, ou limites, para o
fenômeno das variações de tensão de curta duração (VTCD). No entanto, o submódulo 2.8
dos Procedimentos de Rede, como será mostrado no Relatório 2/8, define os critérios e
padrões de estratificação dos eventos de VTCD a serem considerados pelos diversos
agentes. Outra comparação importante a ser realizada entre os Procedimentos de Rede e os
Procedimentos de Distribuição diz respeito à terminologia empregada para os diversos
indicadores da qualidade do produto, conforme mostrado na Tabela 3.
Tabela 3 – Terminologia Adotada
Terminologia
Indicador
Procedimentos de Rede
Notação
Notação
DTHTS95%
Designação
Distorção de Tensão
Harmônica Total
DTHT Percentil Semanal 95%
Vn
Tensão harmônica individual
DITh%
DTHT%
Distorção
Harmônica
de Tensão
Procedimentos de Distribuição
DTT%
-
Designação
Distorção Harmônica Total
de Tensão
Distorção harmônica
individual de tensão de
ordem h
9
K
Desequilíbrio
de Tensão
Flutuações de
Tensão
KS95%
FD
Indicador de Severidade de
Cintilação de Curta Duração
Pst
Plt
Indicador de Severidade de
Cintilação de Longa Duração
Plt
PstD95%
Pst – Percentil Diário 95%
PstD95%
PltS95%
Plt – Percentil Semanal 95%
PltS95%
AMT
EMT
ITT
ATT
ETT
Interrupção Momentânea de
Tensão
Afundamento Momentâneo
de Tensão
Elevação Momentânea de
Tensão
Interrupção Temporária de
Tensão
Afundamento Temporário de
Tensão
Elevação Temporária de
Tensão
Fator de Desequilíbrio
-
Pst
IMT
Variações de
Tensão de
Curta
Duração
Fator de Desequilíbrio de
Tensão
Fator de Desequilíbrio de
Tensão – Percentil Semanal
95%
IMT
AMT
EMT
ITT
ATT
ETT
Indicador de Severidade
de Cintilação de Curta
Duração
Indicador de Severidade
de Cintilação de Longa
Duração
Pst – Percentil Diário 95%
Plt – Percentil Semanal
95%
Interrupção Momentânea
de Tensão
Afundamento
Momentâneo de Tensão
Elevação Momentânea de
Tensão
Interrupção Temporária
de Tensão
Afundamento Temporário
de Tensão
Elevação Temporária de
Tensão
Conforme observado na Tabela 3, para o caso dos fenômenos associados com a Distorção
Harmônica de Tensão e com os Desequilíbrios de Tensão existem divergências nas
terminologias utilizadas pelos documentos. A Tabela 4 apresenta um comparativo entre os
valores de referência e limites adotados.
Tabela 4 – Comparativo entre os limites indicados nos Procedimentos de Rede e valores de referência
apresentados nos Procedimentos de Distribuição
Indicador
DTHT% ou
DTT%
DTHTS95%
V2% ou DIT2%
V3% ou DIT3%
V4% ou DIT4%
V5% ou DIT5%
V6% ou DIT6%
V7% ou DIT7%
V8% ou DIT8%
V9% ou DIT9%
V10% ou DIT10%
V11% ou DIT11%
V12% ou DIT12%
V13% ou DIT13%
Procedimentos de Rede
Limites
Globais
Individuais
13,8 kV < Vn
Vn < 69 kV
Vn > 69 kV
Vn > 69 kV
< 69 kV
Procedimentos de Distribuição
Valores de Referência
1 kV < Vn 13,8 kV <
69 kV <
Vn < 1 kV
< 13,8
Vn < 69
Vn < 230
kV
kV
kV
-
-
-
-
10,0 %
8,0 %
6,0 %
3,0 %
6,0 %
2,0 %
5,0 %
2,0 %
5,0 %
2,0 %
5,0 %
1,0 %
3,0 %
1,0 %
3,0 %
1,0 %
3,0 %
3,0 %
1,0 %
2,0 %
0,5 %
2,0 %
0,5 %
2,0 %
0,5 %
1,5 %
0,5 %
1,5 %
0,5 %
1,5 %
3,0 %
0,6 %
1,5 %
0,6 %
1,5 %
0,6 %
1,5 %
0,6 %
1,5 %
0,6 %
1,5 %
0,6 %
1,5 %
1,5 %
0,3 %
0,6 %
0,3 %
0,6 %
0,3 %
0,6 %
0,3 %
0,6 %
0,3 %
0,6 %
0,3 %
0,6 %
2,5 %
6,5 %
1,5 %
7,5 %
1,0 %
6,5 %
1,0 %
2,0 %
1,0 %
4,5 %
1,0 %
4,0 %
2,0 %
5,0 %
1,0 %
6,0 %
0,5 %
5,0 %
0,5 %
1,5 %
0,5 %
3,5 %
0,5 %
3,0 %
1,5 %
4,0%
1,0 %
4,5 %
0,5 %
4,0 %
0,5 %
1,5 %
0,5 %
3,0 %
0,5 %
2,5 %
1,0 %
2,0 %
0,5 %
2,5 %
0,5 %
2,0 %
0,5 %
1,0 %
0,5 %
1,5 %
0,5 %
1,5 %
10
V14% ou DIT14%
V15% ou DIT15%
V16% ou DIT16%
V17% ou DIT17%
V18% ou DIT18%
V19% ou DIT19%
V20% ou DIT20%
V21% ou DIT21%
V22% ou DIT22%
V23% ou DIT23%
V24% ou DIT24%
V25% ou DIT25%
FD% ou K%
KS95%
Flutuação de
Tensão
1,0 %
2,0 %
1,0 %
2,0 %
1,0 %
2,0 %
1,0 %
2,0 %
1,0 %
2,0 %
1,0 %
2,0 %
-
0,5 %
1,0 %
0,5 %
1,0 %
0,5 %
1,0 %
0,5 %
1,0 %
0,5 %
1,0 %
0,5 %
1,0 %
-
0,6 %
1,5 %
0,6 %
1,5 %
0,6 %
1,5 %
0,6 %
1,5 %
0,6 %
1,5 %
0,6 %
1,5 %
-
2,0 %
Todos os níveis de tensão
0,3 %
0,6 %
0,3 %
0,6 %
0,3 %
0,6 %
0,3 %
0,6 %
0,3 %
0,6 %
0,3 %
0,6 %
1,5%
-
-
Inferior
Superior
-
-
-
-
-
-
PstD95%
1,0 pu / FT
2,0 pu / FT
-
-
PltS95%
0,8 pu / FT
1,6 pu / FT
-
-
Pst
Plt
FT (Vn > 230 kV)
(*)
FT (69 kV < Vn <
230 kV)
FT (Vn < 69 kV)
1,0 %
0,5 %
0,5 %
1,0 %
0,5 %
0,5 %
1,0 %
0,5 %
0,5 %
2,5 %
2,0 %
1,5 %
1,0 %
0,5 %
0,5 %
2,0 %
1,5 %
1,5 %
1,0 %
0,5 %
0,5 %
1,0 %
0,5 %
0,5 %
1,0 %
0,5 %
0,5 %
2,0 %
1,5 %
1,5 %
1,0 %
0,5 %
0,5 %
1,5 %
1,0 %
1,0 %
2,0 %
Todos os níveis de tensão
Adequad
Precário
Crítico
o
>1,0
< 1,0 pu /
pu/FT e
> 2,0 pu /
FT
< 2,0
FT
pu/FT
>0,8
< 1,0 pu /
pu/FT e
> 1,6 pu /
FT
< 1,6
FT
pu/FT
0,65
0,65
0,80
0,80
1,00
1,00
0,5 %
0,5 %
0,5 %
1,0 %
0,5 %
1,0 %
0,5 %
0,5 %
0,5 %
1,0 %
0,5 %
0,5 %
-
-
(*) FT = Fator de transferência.
Sobre o fenômeno das flutuações de tensão, cabe destacar que as definições,
indicadores e limites, assim como os Fatores de Transferência, utilizados no módulo 8 do
PRODIST foram fielmente reproduzidos do submódulo 2.8 dos Procedimentos de Rede [1],
utilizados para regulamentação do assunto na Rede Básica.
Entretanto, diferentemente dos sistemas de transmissão, a utilização do Fator de
Transferência nos sistemas de distribuição de energia elétrica não se apresenta como um
procedimento adequado. A explicação para essa afirmativa baseia-se na principal
ferramenta utilizada pelas distribuidoras de energia elétrica para melhoria da qualidade do
serviço, ou seja, o remanejamento de carga. Tal ferramenta é utilizada de tal forma, e com
tanta frequência, que a topologia da rede verificada em um determinado instante poderá
estar fortemente alterada alguns minutos mais tarde, principalmente em dias com grande
incidência de chuvas e ventos. Em certos casos, a quase totalidade das cargas de um
determinado alimentador pode ser transferida para outra subestação quando em condições
de contingência. De fato, a topologia dos alimentadores de distribuição tem uma dinâmica
muito expressiva ao longo dos dias. Assim, portanto, não é possível definir com uma boa
assertividade Fatores de Transferência para as redes de distribuição de forma a quantificar
corretamente as amplitudes associadas ao fenômeno da flutuação de tensão.
11
Além da questão da dinâmica da topologia das redes, deve-se considerar também
que as impedâncias verificadas nos sistemas de distribuição são bastante distintas
daquelas verificadas nos sistemas de transmissão, de tal forma que não seria possível a
utilização dos mesmos valores para os Fatores de Transferência em ambos os sistemas. Por
fim, deve-se considerar também que nos sistemas de distribuição de energia elétrica as
fontes de flutuação de tensão encontram-se não somente de forma centralizada (AT e MT),
mas também (e principalmente) de forma distribuída na BT, ou mesmo na MT, de forma
que a propagação do fenômeno pode ser na direção inversa daquela considerada na Rede
Básica, ou seja, da baixa tensão para as tensões mais elevadas. Considerações adicionais
referentes à questão das flutuações de tensão e seus indicadores serão objeto de análises e
proposições nos próximos relatórios associados ao presente trabalho.
Finalmente, além das diferenças apresentadas nas Tabelas 1, 2, 3 e 4, tem-se que os
Procedimentos de Rede, diferentemente dos Procedimentos de Distribuição, apresentam
em seu documento relacionado ao acesso à Rede Básica, critérios muito mais rígidos, seja
em termos de limites ou obrigações, do que aqueles referenciados nos critérios de acesso
aos sistemas de distribuição. Assim, além do submódulo 3.6 propriamente dito, o qual
apresenta os requisitos técnicos mínimos para a conexão de acessantes às instalações de
transmissão, o ONS elaborou e disponibilizou o documento intitulado “Instruções para
realização de estudos e medições de QEE relacionados aos novos acesso à rede Básica” [3],
o qual apresenta detalhadamente todas as ações a serem desenvolvidas, seja através de
medições ou simulações, visando o estudo de viabilidade de acesso para instalações
potencialmente perturbadoras à Rede Básica.
2.2 - Regulamentações internacionais
São apresentados a seguir os regulamentos internacionais utilizados para fins da
elaboração do presente documento. Após as pesquisas bibliográficas iniciais, os estudos
mais detalhados culminaram por explorar os documentos abaixo relacionados:





Estados Unidos – (USA);
Canadá – (CAN);
Europa – (EU CENELEC): a norma técnica EN 50160:2010, a qual estabelece os
procedimentos comuns a serem empregados no contexto europeu;
França – (FRA);
África do Sul – (ZAF): o documento NRS 048 faz parte das normas mais atuais e
contempla várias diretrizes estabelecidas por outras normas conhecidas no
cenário internacional;
12





Peru – (PER): a norma peruana NTCSE apresenta aspectos relevantes para os
países da América do Sul;
Argentina – (ARG): o documento ENRE 465/96, o qual se apresenta relevante
para a América do Sul;
Japão – (JPN);
China – (CHN);
Austrália – (AUS).
2.2.1 - Estados Unidos
A regulamentação nos Estados Unidos é realizada com base na adoção das normas
destacadas na Tabela 5. A título de ilustração foram destacadas as correspondentes normas
IEC que avaliam o mesmo índice de QEE [4]. A descrição dessas normas pode ser
encontrada no item 2.4 deste relatório.
Tabela 5 - Normas adotadas pelos órgãos reguladores e concessionárias nos Estados Unidos.
Parâmetro
Ambiente
Eletromagnético
Harmônica
Flutuação
Desequilíbrio
Equipamento de
Medição
Publicação IEC
Publicação
adotada - EUA
IEC 61000-2-2
IEC 61000-2-12
IEC 61000-3-2
IEC 61000-3-12
IEC/TR 61000-3-6
IEC 61000-3-3
IEC 61000-3-11
IEC/TR 61000-3-7
IEC 61000-3-13
IEC 61000-4-7
IEC 61000-4-15
IEC 61000-4-30
IEEE 519
IEEE 519
IEEE 1453
IEEE 1453 (519)
ANSI C84.1
IEEE 519
IEEE 1453
IEEE 1159
2.2.2 - Canadá
13
Histórico da regulamentação
As publicações de QEE e compatibilidade eletromagnética (EMC) veem ganhando
força e importância no cenário mundial. No que diz respeito à regulamentação de qualidade
da energia elétrica no Canadá, cada concessionária de energia elétrica pertencente a uma
determinada província tem autonomia para estabelecer suas próprias regras. A Tabela 6,
por exemplo, destaca as normas utilizadas pelas empresas na província de Alberta,
considerando o fenômeno da distorção harmônica. Questões específicas devem ser
dirigidas a cada empresa. Nesse sentido, a empresa de transmissão e distribuição, ATCO
Electric, a qual atua em uma região específica da província de Alberta, será utilizada para
descrever a regulamentação no setor de QEE no Canadá.
Tabela 6 - Normas de cada empresa da província de Alberta em relação a harmônicas.
Empresa
Normas

EPCOR Distribution Inc

CAN/CSA – C61000-3-6:04 Electromagnetic
Compatibility (EMC) – Part 3: Limits-Section 6:
Assessment of emission limits for distorting loads
in MV and HV power systems – Basic EMC
publication.
CAN/CSA – C61000-2-4:04 Electromagnetic
Compatibility (EMC) – Part 2-4: Environment –
Compatibility levels in industrial plants for low
frequency conducted disturbances.
ATCO Electric Distribution System Standard for
the Installation of New Load.
IEEE Std. 519 – IEEE Recommended Practices and
REquirements for Harmonic Control in Electrical
Power Systems CAN/CSA – C61000-3-6:04
Electromagnetic compatibility (EMC)- Part 3:
Limits – Section 6: Assessment of emission limits
for distorting loads in MV and HV power systems
– Basic EMC publication.
IEEE Std. 519 and Guide 519A
ENMAX Distribution

IEEE Std. 519
FortisAlberta

IEEE Std. 519
Lethbridge Distribution

IEEE Std. 519
Red Deer Distribution

IEEE Std. 519

ATCO Electric Distribution


14
2.2.2.1) ATCO Electric - Canadá
Histórico da regulamentação
A regulamentação da ATCO Electric [5] é baseada nas normas CSA/IEC. A norma CSA
tem adotado muito das séries IEC 1000 (com pouca alteração) como normas de
abrangência nacional do Canadá.
Indicadores definidos pelo regulamento técnico
No que se refere à qualidade do produto, os respectivos fenômenos são analisados:






Tensão permanente;
Distorção Harmônica;
Flutuação de tensão;
Notching;
Inter-harmônica;
Desequilíbrio de tensão.
Procedimento de medição
O equipamento de medição deve estar conforme o protocolo CSA Power Quality
Protocol, o qual é baseado no cálculo eficaz de cada índice de qualidade sobre janela
continua e síncrona de 12 ciclos. A janela de 12 ciclos tem sido adotada nas normas IEC
para sistemas 60 Hz. Esta informação de 12 ciclos pode ser processada em intervalos de 3
segundos, 10 minutos e 2 horas para cada índice (exceto para avaliação de flutuação de
tensão, duração de afundamentos, etc). Em particular, medições de harmônicas e interharmônicas devem seguir a CAN/CSA – CEI/IEC 61000-4-7:03 [6].
Através de comparação dos índices de performance em regime permanente antes e
depois do acesso da carga ao sistema, o impacto na rede elétrica pode ser avaliado. Em
casos de não concordância com os níveis de planejamento, uma análise mais detalhada
pode ser solicitada para isolar a contribuição da nova carga ao índice global.
Por exemplo, a fim de comparar os níveis de inter-harmônica/harmônica com os
níveis de planejamento, o período mínimo de medição deve ser de uma semana.

O maior valor diário (95%) de Uh,vs (valor eficaz da componente harmônica
individual em períodos de 3s) não deve exceder o nível de planejamento;
15


O máximo valor semanal de Uh,sh (valor eficaz das componentes harmônica
individual em períodos de 10 minutos) não deve exceder o nível de planejamento;
O máximo valor semanal de Uh,vs não deve exceder 1,5 a 2 vezes o nível de
planejamento.
Com exceção dos limites de tensão em regime permanente, flutuação de tensão e
desequilíbrio de tensão, a maioria dos índices segue o mesmo critério de avaliação acima.
Limites utilizados para os indicadores
A. Tensão em regime permanente
ATCO Electric mantém a tensão de regime permanente dentro dos seguintes limites
conforme estipulado pela CSA CAN3 C235 [7], Tabela 7. O tempo de duração da amostra é
de 10 minutos e as probabilidades são de acordo com o protocolo CEA PQ [8].
Tabela 7 - Tensões recomendadas pela CSA CAN3 C235.
Tipo
Monofásico
Trifásico
4
Condutores
Vf-n/Vf-f
Trifásico
3
Condutores
Vf-f
%
10 minutos
Tensão
mínima
(99,9%)
106
212
424
530
110/190
220/380
245/424
306/530
212
424
Tensão
mínima
(95%)
110
220
440
550
112/194
224/194
254/440
318/550
220
440
Tensão
declarada
(Vd)
120
240
480
600
120/208
240/416
277/480
347/600
240
480
Tensão
máxima
(95%)
125
250
500
625
125/216
250/432
288/500
360/625
250
500
Tensão
máxima
(95%)
127
254
508
635
127/220
254/440
293/508
367/635
254
508
530
550
600
625
635
-11,7
-8,3
-
+4,2
+5,5
De acordo com a norma IEEE Std. 1159 [9], variações de tensão de longa duração
são aquelas com tempo de duração maiores que 1 minuto.
16
B. Tensão harmônica para a concessionária
Ambos, consumidor e a ATCO Electric, são responsáveis por assegurar a distorção
de tensão harmônica dentro dos limites. Juntos, eles devem assegurar que a distorção para
harmônica individual de tensão não irá exceder os valores listados na Tabela 8 para 95% a
99,99% do tempo. Os valores são eficazes e com intervalos de amostras de 3 segundos e 10
minutos. Para cargas com ponto de acoplamento na rede de média tensão no sistema de
distribuição, os limites apresentados na Tabela 8 se aplicam.
O acesso de uma nova carga ao sistema não pode causar distorção de tensão que
exceda estes limites. Estes limites são aplicados por fase no ponto de acoplamento comum
sob a condição de estarem todas as cargas em regime permanente.
Tabela 8 - Níveis de planejamento para limites individual de tensão harmônica
pela CAN/CSA C61000 3-6:04 [10] para rede de média tensão.
Ordem
Harmônica
2
4
6
8
10
12
>12 (pares)
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
23
25
27
% Nível da
fundamental em
95% de
probabilidade
IVHn(3s)
1,6
1,0
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
4
5
4
1,2
3
2,5
0,3
1,6
1,2
0,2
1,2
1,2
0,7
% Nível da
fundamental em
99,99% de
probabilidade
IVHn(3s)
2,4
1,5
0,75
0,75
0,75
0,75
0,75
6,0
7,5
6
1,8
4,5
3,75
0,45
2,4
1,8
0,3
1,8
1,8
1,05
% Nível da
fundamental
em 99,99% de
probabilidade
IVHn(10min)
1,6
1,0
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
4
5
4
1,2
3
2,5
0,3
1,6
1,2
0,2
1,2
1,2
0,7
17
29
31
33
35
37
39
41
43
45
47
49
0,63
0,60
0,59
0,56
0,54
0,52
0,50
0,49
0,48
0,46
0,45
0,95
0,90
0,87
0,84
0,81
0,78
0,76
0,74
0,72
0,70
0,68
0,63
0,60
0,59
0,56
0,54
0,52
0,50
0,49
0,48
0,46
0,45
Além dos limites apresentados pela Tabela 7, a distorção harmônica de tensão pode
ser também avaliada através do fator de distorção. O termo é similar a distorção total
harmônica (THD), conforme definido pela norma IEEE 519 [9]. O fator de distorção, DF é
fornecido pela equação (1).
50
DF 
 IVH
n2
IVH 1
2
n
(1)
 100%
Os limites aplicados são apresentados pela Tabela 9 para níveis de tensão MT e BT.
Tabela 9 - Limites para distorção de tensão de acordo com IEC 1000 3-6 [11] para circuitos MT e BT.
Fator
Referencia
Probabilidade
%
DF
DF instantâneo baseado em uma janela de 12
ciclos
Informação
não disponível
DF3s
DF3s
DF10min
Valor de frequência cumulativa (99,99%) do DF
eficaz calculado em um intervalo de 3 segundos
Valor de frequência cumulativa (95%) do DF
eficaz calculado em um intervalo de 3 segundos
Valor de frequência cumulativa (99,99%) do DF
eficaz calculado em um intervalo sincronizado de
10 minutos
Limite
%
Informação
não
disponível
99,99
13,0
95
6,5
99,99
6,5
18
C. Flutuações de Tensão
A Tabela 10 detalha os limites de flutuação de tensão conforme definido pela
CAN/CSA C61000-3-7:04 [12].
Tabela 10 - Índice de compatibilidade de cintilação luminosa e níveis de planejamento .
Indicador
Pst
Plt
Nível de
Compatibilidade
Nível de
Planejamento
Nível de
Planejamento
BT e MT
1,0
0,8
BT e MT
0,9
0,7
AT
0,8
0,6
A duração mínima para as medições é de uma semana, resultando em 1008 leituras
de minutos do índice de Pst. Através dos valores medidos de Pst, a função de probabilidade
acumulativa de Pst e Plt é calculada e os percentis Pst95%, Pst99%, Plt95% e Plt99% são
calculados, tendo-se que:


Pst99% não deve exceder os níveis de planejamento;
Plt99% não deve exceder os níveis de planejamento.
Eventos não controláveis, tais como faltas no sistema influenciam na informação
medida. Estes eventos, segundo a norma em vigor, devem ser descartados.
O nível de emissão de uma carga perturbadora é o nível de flutuação de tensão, o
qual seria produzido no sistema no caso de ausência de qualquer outra carga causadora de
flutuação de tensão. Para determinar a contribuição de uma carga, seguem-se os
procedimentos estabelecidos pela CAN/CSA C61000 3-7:04 [12].
O nível de flutuação de tensão permitido representa uma limitação fisiológica, a qual
é relevante somente para frequências acima de 6 flutuações de tensão por hora. A
frequência de uma partida por hora de um motor de indução, por exemplo, não é
considerado um problema de flutuação de tensão para o caso onde a amplitude da variação
de tensão seja menor que 9%. Entretanto, uma variação de tensão com amplitude de 9%
seria considerado excessivo sob o ponto de vista do sistema. Por esta razão, limitações
adicionais no número de variações de tensão diária são fornecidas pela Tabela 11 para
redes de média tensão.
19
Tabela 11 - Frequência de flutuação de tensão permitida diariamente para sistemas em média tensão.
Frequência de
Flutuação de Tensão
(repetições por
hora)
r<1
1<r<10
9<r<101
100<r<1000
% Flutuação de
Tensão (Rede
Urbana)
% Flutuação de
Tensão (Rede
Rural)
4
3
2
1,25
6
4
2,5
1,25
D. Notching
Para aplicações onde o ponto de acoplamento comum está localizado no lado de
baixa tensão do transformador, os limites de notching são aplicados de acordo com a
Tabela 12. Notches (ou cortes de tensão) são transitórios repetitivos de tensão com
duração geralmente menor que um microssegundo, ocorrendo de forma periódica em todo
ciclo. As medições de notch devem ser realizadas durante comissionamento.
Tabela 12 - Limites de notching.
Tensão do
Barramento
120/208
277/480
346/600
2400/4160
Profundidade Notch
(NDF)
%
20
20
20
20
Área do Notch
(NAF)
Volt-microsegundos
9880
22800
28500
197600
E. Inter-harmônica de tensão
O protocolo CEA define como as componentes de frequência inter-harmônicas são
medidas. Uma janela de 12 ciclos (resolução de 5 Hz) é utilizada como base para avaliação
do índice denominado como fator de inter-harmônica parcial, PIHn, definido pela equação
(2).
20
 x 1
PIH n 
 IVH
 x 0
2
n x
(2)
IVH 1
Onde n = Ordem harmônica; IVH1: magnitude da tensão fundamental.
Se n = 0, então calcula-se o valor eficaz de tensão de todas componentes de
frequência maior que 0 e menor que a fundamental (60 Hz) e divide-se por IVH1. Se n = 1,
calcula-se o valor eficaz de tensão de todas componentes de frequência maior que a
fundamental e menor que 120 Hz. Componentes com frequências inter-harmônicas podem
causar problemas de flutuação de tensão, vibração de motor, interferência com a rede de
sinalização, assim como outros problemas em equipamentos diversos. A Tabela 13 destaca
os limites considerados.
Tabela 13 - Limites para tensão inter-harmônica parcial.
Fator
PIHn
PIHn(3s)
PIHn(3s)
Referencia
Inter-harmônica parcial de ordem n calculada em uma
janela de 12 ciclos
Inter-harmônica parcial de ordem n calculada em uma
janela de 3 segundos
Inter-harmônica parcial de ordem n calculada em uma
janela de 3 segundos
Probabilidade Limite
%
%
99,99
0,60
95
0,30
99,99
0,45
De acordo com a tabela 13, qualquer medição individual do fator PIH não deve
exceder 0,6% em uma janela de 12 ciclos, e similarmente 0,30% em um intervalo de 3
segundos. O limite de planejamento para uma inter-harmônica individual é igual a 0,2% da
fundamental tanto no ponto de acoplamento comum quanto no ponto de interconexão
próximo a entrada de serviço da ATCO Electric, o qual geralmente é o ponto de medição da
concessionária.
F. Desequilíbrios de tensão
O desequilíbrio de tensão (VUF) representa a perda de simetria na rede (amplitude
e ângulo) e é calculada pela medição da relação entre a tensão de sequência negativa e a
tensão de sequência positiva. Um intervalo de dez minutos é usado para avaliar o índice
VUF. A Tabela 14 destaca os limites considerados.
21
Tabela 14 - Limites para desequilíbrio de tensão para MT e BT.
Fator
VUF3s
VUF3s
VUF10min
Probabilidade Limite
%
%
Referencia
Desequilíbrio de tensão registrado em um intervalo
de 3s
Valor acumulativo (95%) da tensão de desequilíbrio
Valor acumulativo (95%) da tensão de desequilíbrio
de acordo com as normas NEMA e CENELEC
99,99
4,5
95
3,0
95
2,0
G. Fator de Crista
O fator de crista é a relação entre a tensão de pico e seu valor eficaz. Existem dois
fatores que definem o fator de crista conforme IEEE 446-87 [13]:


Fator de variação de crista, CFv, o qual define a variação de tempo na
amplitude do fator de crista o qual não deve exceder 0,5%. Valores maiores
têm sido identificados como causadores de flicker em TVs;
Fator de amplitude de crista, CFa, o qual define a amplitude do fator de crista.
Os limites do fator de crista são apresentados na Tabela 15.
Tabela 15 - Limites para fator de crista.
Fator
CFv
CFa
Referencia
Fator da variação de crista de acordo com IEEE
446-1987 medido em 10 segundos
Amplitude do fator de crista de acordo com IEEE
446
Probabilidade
%
Limite
%
99,99
0,5
99,99
±7,1
Diferenciação de limites devido a particularidades regionais e especificidades
econômicas
Conforme apresentado anteriormente, alguns indicadores de QEE apresentam
variações em função das características locais da rede elétrica, particularmente em
sistemas isolados.
22
Procedimentos para regularização
Os procedimentos para regularização são definidos de forma específica por cada
concessionária situada em uma determinada província do Canadá. Todavia, apesar das
diferenças, as regras aplicadas são similares às definidas pela ATCO Electric.
Penalidades para a ultrapassagem dos valores limites
A ATCO Electric define critérios para definir as responsabilidades de mitigação de
um determinado índice de qualidade.
Por exemplo, quando da constatação de alguma distorção interharmônica/harmônica da tensão, a ATCO Electric realiza medição de corrente e tensão
inter-harmônica/harmônica em vários pontos do sistema para determinar o ponto de
emissão. Caso constatado que os limites de emissão de corrente e/ou os limites de tensão
distorcida foram excedidos pelo consumidor, e as características da impedância fornecida
pela concessionária ainda se encontra dentro das tolerâncias, o consumidor será notificado
para corrigir a distorção de corrente. Caso outros consumidores, incluindo a ATCO Electric,
estejam sendo impactados pela geração de inter-harmônica/harmônica de forma excessiva,
a operação do consumidor será comprometida até que se instale algum equipamento de
correção.
Procedimentos para conexão de acessantes
Os seguintes procedimentos são adotados pela ATCO Electric:

Solicitação de informação inicial para o consumidor, ou seja, detalhes do
projeto da instalação (localização, se a carga é linear ou não linear, tipo e
KW/KVA de todas as cargas novas e já existentes maior que 2% da planta
total, existência de dispositivos de mitigação, etc).

Definição da categoria da carga do acessante: Categoria A ou B. Para tanto, a
ATCO Electric adota um critério para identificar a categoria de um
determinado consumidor. Em síntese, a maioria das cargas lineares são
classificadas como categoria A, e as não lineares como categoria B.

Após classificar o consumidor, a ATCO Electric adota procedimentos (para
cada categoria) a serem obedecidos pelo consumidor acessante.
23
2.2.3 – Europa: CENELEC EN 50160 - 2010
Histórico da regulamentação
Em 1969, o CENELEC (European Committee for Electrotechnical Standardization) e
a IEC (International Electrotechnical Commission) formaram comitês para analisar os
efeitos dos harmônicos causados por circuitos eletrônicos usados em equipamentos
domésticos. Assim, surgiu a primeira norma (EN50006), aprovada pelo CENELEC em 1975
e adotada por 14 países europeus. Posteriormente, em 1982, os alemães lideraram um
movimento para a substituição da EN50006 pelo documento IEC-555, o qual se constituía
em uma norma de maior abrangência. Em dezembro de 1991, o CENELEC, fundamentado
na IEC-555-2, aprovou um documento que dá as diretrizes para os padrões de qualidade
para os países europeus. Este último documento recebeu a sigla EN605552-2. Em 1993,
novamente, foi iniciado pelo CENELEC um processo de revisão, que culminou, em 1994, na
norma europeia EN50160, a qual se destinava à definição das principais características a
serem atendidas pela tensão nos terminais de suprimento dos consumidores nos níveis de
distribuição. Desde então, este documento está em constante revisão, sendo sua versão
mais atual aquela publicada no ano de 2010 [14].
Assim, esta norma, a qual se apresenta como documento base para diversos países
europeus, define, descreve e especifica as características principais do fornecimento de
energia em redes elétricas de baixa, média e alta tensão, em condições normais de
operação. Este documento também descreve os limites dentro dos quais as características
da tensão devem estar enquadradas quando do fornecimento de energia elétrica. Por fim,
deve-se destacar que, de acordo com este documento, redes elétrica de baixa tensão são
aquelas apresentam tensão nominal e eficaz entre fases que não excedam 1000 V; redes de
média tensão se se situam na faixa de 1 kV a 35 kV; e redes elétricas em alta tensão são
aquelas de tensão nominal na faixa de 36 kV a 150 kV.
Indicadores definidos pelo regulamento técnico
No que se refere à qualidade do produto, o documento EN 50160 define indicadores
para os seguintes fenômenos:

Frequência da rede elétrica: O indicador para avaliar a frequência da rede
elétrica consiste no valor médio da frequência fundamental medida ao longo de
10 segundos.
24

Tensão em regime permanente: O indicador para avaliar a tensão em regime
permanente consiste no valor médio da tensão eficaz medida ao longo de 10
minutos.

Flutuações de tensão: Variações rápidas da tensão de fornecimento são,
basicamente, provocadas por mudanças repentinas de carga ou por
chaveamentos existentes no sistema. A avaliação deste fenômeno é realizada por
dois indicadores: um primeiro relacionado à tensão eficaz no ponto de medição e
que visa verificar a amplitude das variações; o segundo associado à flutuação de
tensão, para o qual se utiliza o Índice de severidade de Flutuação de tensão de
longo termo (Plt);

Afundamentos/Elevações de tensão: Afundamentos de tensão são,
geralmente, provocados por faltas existentes nas instalações internas de
usuários da rede elétrica ou nas redes de distribuição. As elevações de tensão são
tipicamente causadas por chaveamentos/desconexões de cargas. Estes
fenômenos são imprevisíveis e fortemente aleatórios. A frequência anual de
ocorrência tem uma ampla variação e depende do tipo de instalação e do ponto
de análise. Além do mais, este indicador pode se distribuir de forma irregular ao
longo do ano. Os afundamentos/elevações de tensão devem ser medidos e
detectados em relação à tensão nominal de fornecimento do sistema, sendo que
as características de interesse deste tipo de fenômeno são: a tensão residual para
o afundamento, a máxima tensão em uma elevação e a duração. Nesse contexto,
os afundamento e elevações de tensão possuem limiares iguais a,
respectivamente, 90% e 110% da tensão nominal do sistema;

Desequilíbrios de tensão: Os desequilíbrios de tensão são avaliados como
sendo uma relação entre a componente de sequência negativa e a componente
de sequência positiva da tensão de fornecimento, conforme apresentado pela
equação (3).
𝐷𝑒𝑠𝑒𝑞𝑢𝑖𝑙𝑖𝑏𝑟𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑛𝑠ã𝑜 =

𝑇𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑞𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑛𝑒𝑔𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎
𝑇𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑞𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑎
(3)
Distorções harmônicas: Para condições normais de operação, as distorções
harmônicas de tensão são avaliadas por meio de indicadores que representam as
componentes individuais e a componente total, conforme definido em (4) e (5).
25
𝑉ℎ (%) =
𝑉ℎ
∙ 100
𝑉1
(4)
40
(5)
𝑇𝐻𝐷(%) = √∑(𝑉ℎ )2
ℎ=2

Inter-harmônicas: Muito embora o presente documento apresenta uma
preocupação quanto ao incremento de tensões inter-harmônicas no sistemas de
distribuição, a versão atual do mesmo ainda não define um indicador especifico
para a avaliação deste fenômeno. Deve-se destacar ainda que este documento
sinaliza a influência deste fenômeno na produção de flutuações de tensão na
rede elétrica.
Procedimento de medição
Os procedimentos de medição recomendados pela EN 50160 se baseiam nas
informações contidas no documento IEC 61000-4-30, sendo que esta última trata
exclusivamente de sistemas de medição no contexto da qualidade da energia.
A agregação dos resultados deve ser realizada a partir da utilização da raiz quadrada
da média aritmética dos quadrados dos valores medidos.
Limites utilizados para os indicadores
A. Frequência da rede elétrica: Os limites para este indicador estão apresentados na
Tabela 16, para sistemas em baixa e média tensão.
Tabela 16 - Limites para variação na frequência da rede elétrica – EN50160
Redes elétricas
sincronizadas com um
sistema interligado
Baixa tensão
Média tensão
Alta tensão
50 Hz ± 1% (49,5
50 Hz ± 1% (49,5
50 Hz ± 1% (49,5
Hz a 50,5 Hz)
Hz a 50,5 Hz)
Hz a 50,5 Hz)
durante 99,5% do
durante 99,5% do
durante 99,5% do
ano
ano
ano
50 Hz + 4% / -6%
50 Hz + 4% / -6%
50 Hz + 4% / -6%
(47,0 Hz a 52,0 Hz)
(47,0 Hz a 52,0 Hz)
(47,0 Hz a 52,0 Hz)
26
Redes elétricas não
sincronizadas com um
sistema interligado
durante 100% do
durante 100% do
durante 100% do
tempo
tempo
tempo
50 Hz ± 2% (49,0
50 Hz ± 2% (49,0
50 Hz ± 2% (49,0
Hz a 51,0 Hz)
Hz a 51,0 Hz)
Hz a 51,0 Hz)
durante 95,0% do
durante 95,0% do
durante 95,0% do
ano
ano
ano
50 Hz ± 15% (42,5
50 Hz ± 15% (42,5
50 Hz ± 15% (42,5
Hz a 57,5 Hz)
Hz a 57,5 Hz)
Hz a 57,5 Hz)
durante 100% do
durante 100% do
durante 100% do
tempo
tempo
tempo
B. Tensão em regime permanente: Os limites definidos para este indicador estão
apresentados na Tabela 17. Assim, deve-se destacar que, durante um período de
medição de uma semana, 95% dos valores integralizados ao longo de períodos de 10
min devem estar situados dentro dos limites estabelecidos.
Tabela 17 - Limites para variação na tensão em regime permanente – EN 50160
Baixa tensão
Média tensão
Alta tensão
Tensão nominal ± 10%
Tensão nominal ± 10%
Tensão nominal ± 10%
C. Flutuações de tensão: A avaliação deste indicador se encontra atrelada aos limites
apresentados na Tabela 18.
Tabela 18 - Variações rápidas de tensão – EN 50160
Baixa tensão
Média tensão
Alta Tensão
Condições normais: Tensão
Condições normais: Tensão
-
nominal ± 5%
nominal ± 4%
Condições especiais: Tensão
Condições especiais: Tensão
nominal ± 10%
nominal ± 6%
Plt ≤ 1, para 95% dos valores
Plt ≤ 1, para 95% dos valores
Plt ≤ 1, para 95% dos
medidos
medidos
valores medidos
27
D. Afundamentos momentâneos de tensão (AMT): Sob condições operacionais
normais, o número esperado de afundamentos de tensão em um ano pode ser de
algumas dezenas até milhares de ocorrências. A maioria dos afundamentos
momentâneos de tensão têm uma duração inferior a 1 s e uma tensão residual superior
a 40%. No entanto, a afundamentos com uma maior profundidade e duração pode
ocorrer eventualmente. Em algumas áreas, AMTs com amplitudes entre 85% e 90%
podem ocorrer frequentemente como resultado de entradas de cargas. Muito embora o
fenômeno dos afundamentos momentâneos de tensão estejam considerados, deve-se
destacar que o documento EN 50160 não estabelece limites para a ocorrência destes
eventos.
E. Desequilíbrios de tensão: A Tabela 19 apresenta os limites para os desequilíbrios de
tensão.
Tabela 19 - Desequilíbrios de tensão – EN 50160
Baixa tensão
Média tensão
Alta tensão
Os desequilíbrios de tensão
Os desequilíbrios de tensão
devem se encontrar no
devem se encontrar no
intervalo de 0 a 2 %.
intervalo de 0 a 2 %.
Os desequilíbrios de tensão
devem se encontrar no
intervalo de 0 a 2 %
Em algumas áreas, as quais
se caracterizam por uma
grande concentração de
consumidores monofásicos
ou bifásicos, pode-se admitir
desequilíbrios de tensão de
até 3%
F. Distorções harmônicas: Para condições normais de operação, os indicadores de
distorções harmônicas de tensão possuem os limites apresentados nas Tabela20 e
Tabela21, os quais se aplicam às redes de baixa e média tensão. Nenhum valor é
estipulado para as ordens harmônicas maiores que 25, uma vez que estas,
normalmente, são muito pequenas em amplitude. Todavia, deve-se ressalvar que,
mesmo assim, os efeitos das componentes harmônicas são imprevisíveis devido aos
efeitos de ressonância.
28
Tabela 20 - Distorções harmônicas de tensão – Baixa e média tensão – EN 50160
Harmônicos Ímpares
Não-múltiplos de 3
Harmônicos Pares
Múltiplos de 3
Ordem h
Tensão Relativa
Ordem h
Tensão Relativa
Ordem h
Tensão Relativa
5
6%
3*
5%
2
2%
7
5%
9
1,5%
4
1%
11
3,5%
15
0,5%
6 .. 24
0,5%
13
3%
21
0,5%
17
2%
-
-
19
1,5%
-
-
23
1,5%
-
-
25
1,5
-
-
-
THD  8%
Tabela 21 - Distorções harmônicas de tensão – Alta tensão – EN 50160
Harmônicos Ímpares
Não-múltiplos de 3
Harmônicos Pares
Múltiplos de 3
Ordem h
Tensão Relativa
Ordem h
Tensão Relativa
Ordem h
Tensão Relativa
5
5,0%
3
3,0%
2
1,9%
7
4,0%
9
1,3%
4
1,0%
11
3,0%
15
0,5%
6 .. 24
0,5%
13
2,5%
21
0,5%
17
Não considerada
-
-
19
Não considerada
-
-
23
Não considerada
-
-
25
Não considerada
-
-
-
THD  8%
Diferenciação de limites devido a particularidades regionais e especificidades
econômicas
Conforme apresentado anteriormente, alguns indicadores de qualidade do produto
apresentam variações em função das características locais da rede elétrica. Geralmente, tais
fatos estão mais especificamente associados aos sistemas isolados.
29
Procedimentos para regularização
Os procedimentos para regularização são definidos de forma específica por cada um
dos países europeus que possuem sua regulamentação baseada na CENELEC EN
50160:2010.
Penalidades para a ultrapassagem dos valores limites
O documento EN 50160 não estabelece penalidades para os casos em que os limites
para os indicadores de qualidade da energia elétrica são ultrapassados. Assim, as sanções
são definidas, de forma especifica, por cada país europeu que possui sua regulamentação
baseada neste documento.
2.2.4 - França – EDF (Eletricité de France): Contrato Emeraude
Histórico da regulamentação
No início dos anos 90, a crescente utilização de equipamentos eletrônicos mais
sofisticados e sensíveis levou à solicitação, por parte de clientes da EDF, de elevados níveis
de qualidade da energia elétrica. Assim, tendo em vista o atendimento das necessidades
impostas, a EDF estabeleceu diversos contratos que visavam garantir os padrões de QEE
fornecidos aos consumidores de grande e médio porte. A realização de tal prática levou, em
1994, à definição do chamado Contrato Emeraude e sua aplicação para cerca de 6000
consumidores. O contrato Emeraude aplica o princípio da compensação de clientes por
danos, para o caso da empresa fornecedora de energia elétrica exceder os limites
acordados para um determinado número de distúrbios em sua rede elétrica. Dessa
maneira, nestes contratos, EDF garante níveis mínimos de qualidade da energia elétrica
fornecida e, por outro lado, solicita aos consumidores que seus impactos não excedam
níveis preestabelecidos. Caso esta última condição não seja atendida, os consumidores são
obrigados a encontrar uma solução mitigadora, especialmente quando eles impactam os
indicadores de QE entregues aos outros consumidores. Os limites aceitáveis para cada
fenômeno de QEE são decididos a nível nacional e aprovados pela autoridade competente
[15], [16].
Dessa maneira, o contrato Emeraude se tornou uma ferramenta que atende aos
consumidores que exigem níveis mais elevados de QEE do que aqueles normalmente
existentes nas redes elétricas francesas. Este mecanismo se aplica aos consumidores
30
conectados às redes de 1 a 50 kV, ou redes acima de 50 kV, e consiste em três diferentes
modalidades:



Contrato com níveis de qualidade básicos: Este contrato é utilizado par suprir a
maioria dos consumidores existentes na rede elétrica da EDF. Por um período de
um ano, ele cobre os níveis padrões para os indicadores de QEE;
Contrato com níveis de qualidade personalizados: Este contrato é oferecido aos
clientes mais sensíveis às interrupções no fornecimento de energia e aos
afundamentos momentâneos de tensão, definindo um número limite para a
ocorrência destes eventos na rede elétrica;
Contrato do tipo “Rede Mais” (Réseau Plus): esta modalidade de contrato de
fornecimento de energia se destina aos clientes que apresentam processos
muitos sensíveis e exigem elevados padrões de qualidade da tensão. Nesta
situação, a EDF conduz estudos para a melhoria de pontos críticos existentes nas
redes elétricas, tendo em vista dois objetivos: o aumento da robustez do
fornecimento de energia elétrica e a redução dos efeitos sobre as instalações do
cliente.
Indicadores definidos pelo regulamento técnico
No que se refere à qualidade do produto, o contrato Emeraude define indicadores
para os seguintes fenômenos:

Frequência da rede elétrica: O indicador para avaliar a frequência da rede
elétrica consiste no valor médio da frequência fundamental medida ao longo de
10 segundos.

Tensão em regime permanente: As variações de tensão em regime
permanente se caracterizam por fenômenos nos quais o valor eficaz da tensão
fornecida oscila em torno da tensão contratada, permanecendo, todavia, estável
em regime permanente. A avaliação deste fenômeno é realizada por meio do
valor médio da tensão eficaz medida durante um intervalo de 10 minutos,
conforme prescrições contidas no documento EN 50160;

Flutuações de tensão: As variações rápidas da tensão de fornecimento são
avaliadas através do Índice de severidade de Flutuação de tensão de longo termo
(Plt);

Desequilíbrios de tensão: Os desequilíbrios de tensão são avaliados a partir da
relação entre a componente de sequência negativa e a componente de sequência
31
positiva da tensão instantânea de fornecimento, conforme apresentado pela
equação (6):
𝜏𝑖 =
𝑇𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑞𝑢ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑛𝑒𝑔𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎
𝑇𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑞𝑢ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑎
(6)
A partir desta variável, obtém-se a taxa média de desequilíbrio, a qual é definida
pela equação (7) e integralizada para um intervalo de 10 minutos.
1 𝑇
𝜏𝑚 = √ ∫ 𝜏𝑖 2 𝑑𝑡,
𝑇 0

𝑜𝑛𝑑𝑒 𝑇 = 10 𝑚𝑖𝑛𝑢𝑡𝑜𝑠
(7)
Distorções harmônicas: Para condições normais de operação, as distorções
harmônicas de tensão são avaliadas por meio de indicadores que representam as
componentes harmônicas individuais, assim como a distorção harmônica total
de tensão, conforme definido pelas equações (8) e (9):
𝑉ℎ (%) =
𝑉ℎ
∙ 100
𝑉1
(8)
40
𝑇𝐻𝐷(%) = √∑(𝑉ℎ )2
(9)
ℎ=2
Procedimento de medição
O mecanismo de medição utilizado está de acordo com os princípios estabelecidos
no documento EN 50160. Todavia, para garantir uma ampla aplicação de contrato
Emeraude, a EDF viabilizou um sistema de monitoramento eletrônico para instalação no
ponto de conexão do consumidor, o qual visa a caracterização e armazenamento de
medições e distúrbios. Tal sistema é uma ferramenta utilizada para a elaboração de
relatórios para os clientes sobre a qualidade da energia elétrica fornecida.
Limites utilizados para os indicadores
Tendo em vista os indicadores definidos anteriormente, o contrato Emeraude
proposto pela EDF visa o atendimento aos limites apresentados a seguir:
32
A.
Frequência da rede elétrica: Os limites para este indicador se encontram
apresentados na Tabela 22, para sistemas em baixa e média tensão.
Tabela 22 - Limites para variação na frequência da rede elétrica – Contrato Emeraude, EDF, França
B.
Tipo do Sistema
Redes de 1 a 50 kV
Acima de 50 kV
Interligado
50 Hz ± 1%
50 Hz ± 1%
Isolado
50 Hz ± 4%
50 Hz +4/-6 %
Tensão em regime permanente: Os limites definidos para este indicador estão
apresentados na Tabela 23.
Tabela 23 - Limites para variação na tensão em regime permanente – Contrato Emeraude, EDF, França
Redes de 1 a 50 kV
Acima de 50 kV
Tensão contratada: ± 5%
Redes de 63 kV e 90 kV
Redes de 225 kV
da tensão nominal
Tensão contratada: ± 6%
Tensão contratada: situada no
Tensão fornecida: ± 5% da
da tensão nominal
intervalo de 200 a 245 kV
tensão contratada
Tensão fornecida: ± 8% da
Tensão fornecida: situada no
tensão contratada
intervalo de 200 a 245 kV
C.
Flutuações de tensão: A avaliação deste indicador se encontra atrelada aos limites
apresentados na Tabela 24.
Tabela 24 - Variações rápidas de tensão – Contrato Emeraude, EDF, França
D.
Redes de 1 a 50 kV
Acima de 50 kV
Plt ≤ 1
Plt ≤ 1
Desequilíbrios de tensão:
A Tabela 25, a seguir, apresenta os limites considerados para os desequilíbrios de
tensão.
33
Tabela 25 - Desequilíbrios de tensão– Contrato Emeraude, EDF, França
Redes de 1 a 50 kV
Acima de 50 kV
O desequilíbrio de tensão médio (𝜏𝑚 ) deve
O desequilíbrio de tensão médio (𝜏𝑚 ) deve
ser menor que 2 %.
ser menor que 2 %.
E.
Distorções harmônicas: Para condições normais de operação, os indicadores de
distorções harmônicas de tensão possuem os limites apresentados nas Tabelas 26 e
27, os quais se destinam, respectivamente, às redes de tensão entre 1 e 50 kV e redes
acima de 50 kV. Nenhum valor é definido para as ordens harmônicas maiores que 25,
uma vez que estas, normalmente, são muito pequenas em amplitude. Todavia, deve-se
ressalvar que, mesmo assim, os efeitos das componentes harmônicas são
imprevisíveis devido aos efeitos de ressonância.
Tabela 26 - Distorções harmônicas de tensão – Contrato Emeraude, EDF, França
Harmônicos Ímpares
Não-múltiplos de 3
Harmônicos Pares
Múltiplos de 3
Ordem h
Tensão Relativa
Ordem h
Tensão Relativa
Ordem h
Tensão Relativa
5
6%
3*
5%
2
2%
7
5%
9
1,5%
4
1%
11
3,5%
15
0,5%
6 .. 24
0,5%
13
3%
21
0,5%
17
2%
-
-
19
1,5%
-
-
23
1,5%
-
-
25
1,5
-
-
-
THD  8%
Tabela 27 - Distorções harmônicas de tensão – Contrato Emeraude, EDF, França
Harmônicos Ímpares
Não-múltiplos de 3
Harmônicos Pares
Múltiplos de 3
Ordem h
Tensão Relativa
Ordem h
Tensão Relativa
Ordem h
Tensão Relativa
5
2,0%
3
2,0%
2
1,5%
7
2,0%
9
1,0%
4
1,0%
11
1,5%
15
0,5%
6 .. 24
0,5%
34
13
1,5%
21
0,5%
-
17
1,0%
-
-
19
1,0%
-
-
23
0,7%
-
-
25
0,7%
-
-
THD  3%
Diferenciação de limites devido a particularidades regionais e especificidades
econômicas
Os seguintes aspectos são verificados no contrato Emeraude:


A elaboração de contratos personalizados implica em uma análise das condições
locais da rede de distribuição utilizada para o suprimento do consumidor, uma
vez da necessidade de avaliação dos níveis de interrupção e afundamentos no
ponto de conexão;
Para contratos do tipo “Rede Mais” (Réseau Plus), EDF conduz estudos para a
melhoria de pontos críticos existentes nas redes elétricas, com vistas a atender
os critérios solicitados. Assim, caso existam mecanismos que viabilizem a
melhoria dos padrões de qualidade, a EDF propõe a solução e divisão dos custos
para a implementação das melhorias na rede elétrica.
Histórico de indicadores já apurados
Não foram encontrados registros que indiquem a realização de campanhas de
medição para a apuração e definição dos limites propostos.
Penalidades para a ultrapassagem dos valores limites
As penalidades são estabelecidas diretamente nos contratos realizados entre EDF e
os consumidores e variam em função das características da carga suprida e dos limites
comprometidos pelo supridor.
Procedimentos para conexão de acessantes
O atendimento aos limites comprometidos pela EDF pressupõe que cada
consumidor controle os impactos advindos de sua conexão à rede elétrica. Assim, o
35
contrato Emeraude apresenta limites para os distúrbios advindos de uma unidade
consumidora, os quais estão apresentados a seguir:
Flutuações de tensão: A frequência e a amplitude das variações de tensão
provocadas pela instalação do cliente no ponto de entrega devem ser inferiores aos
valores apresentados na Figura 1. A amplitude não devem exceder 5% da tensão
fornecida.
Variação relativa da tensão (%)

Número de variações por hora
Figura 1: Limites para variações de tensão provocados pela instalação do
consumidor (Contrato Emeraude, EDF, França)

Desequilíbrios de tensão: Os desequilíbrios de tensão provocados pelas instalações
do cliente devem estar de acordo com os dados apresentados na Tabela 28.
Tabela 28 - Desequilíbrios de tensão provocados pela instalação do cliente– Contrato Emeraude, EDF, França
Redes de 1 a 50 kV
Acima de 50 kV
O desequilíbrio de tensão médio deve ser
O desequilíbrio de tensão médio deve ser
menor que 1 %.
menor que 1 %.
36

Distorções harmônicas: A EDF apresenta valores de referência para os
consumidores, de forma a promover uma limitação das correntes harmônicas
injetadas na rede elétrica. Tais valores de referência são obtidos a partir da demanda
(𝑆𝑑 ) de cada unidade de consumo, conforme apresentado na equação (10).
𝐼ℎ,𝑛 = 𝑘𝑛
𝑆𝑑
√3 ∙ 𝑈𝑐
(10)
O fator 𝑘𝑛 é determinado pela Tabela 29. Deve-se destacar que este sistema é
utilizado para unidades consumidoras conectadas em qualquer nível de tensão.
Todavia, as grandezas encontradas não se aplicam às unidades que possuem uma
demanda inferior a 100 kVA.
Tabela 29 - Fator para determinação de referências para correntes harmônicas– Contrato Emeraude, EDF, França
Harmônicos
ímpares
𝒌𝒏
Harmônicos
pares
𝒌𝒏
3
4
2
2
5e7
5
4
1
9
2
Maior que 4
0,5
11 e 13
3
Maior que 13
2
2.2.5 - África do Sul
Histórico da regulamentação
A norma NRS 048 foi elaborada para o órgão regulador NER (National Eletricity
Regulator), por representantes da South African Electricity Supply Industry, através de um
grupo de trabalhos designado por Electricity Suppliers Liaison Commitee.
A fundamentação desta norma está nas diretrizes estabelecidas pela IEC
(International Electrotechnical Commission), pelas normas Européia (CENELEC) e Norte
Americana (IEEE). Adicionalmente, os termos da NRS 048 utilizaram, ainda, dos relatórios
e dados locais disponíveis.
37
A NRS 048, destinada a regulamentar a qualidade dos suprimentos elétricos, foi
aprovada pelo National Electricity Regulator em 21 de Novembro de 1996 e atualizado em
uma segunda edição em 2003.
Juntamente com os documentos que perfazem a referida norma, há ainda aquele
identificado nas referências [17] e [21], o qual contempla as diretrizes a serem seguidas
pelas concessionárias e consumidores, no que tange as obrigações e aspectos contratuais.
Indicadores definidos pelo regulamento técnico
No que se refere à qualidade do produto, o regulamento técnico da África do Sul
define indicadores para os seguintes fenômenos:

Frequência da rede elétrica: O indicador para avaliar a frequência da rede elétrica
consiste no valor médio da frequência fundamental medida ao longo de 10 segundos.

Tensão em regime permanente: O indicador para avaliar a tensão em regime
permanente consiste no valor médio da tensão eficaz medida ao longo de 10 minutos.

Variações rápidas da tensão: Variações rápidas da tensão de fornecimento são,
basicamente, provocadas por mudanças repentinas de carga ou por chaveamentos
existentes no sistema. A avaliação deste fenômeno é realizada por dois indicadores:
um primeiro relacionado à tensão eficaz no ponto de medição e que visa verificar a
amplitude das variações; o segundo associado à flutuação de tensão, para o qual se
utiliza o Índice de severidade de Flutuação de tensão de longo termo (Plt);

Afundamentos de tensão: Afundamentos de tensão são, geralmente, provocados por
faltas existentes nas instalações internas de usuários da rede elétrica ou nas redes de
distribuição. Estes fenômenos são imprevisíveis e fortemente aleatórios. A frequência
anual de ocorrência, indicador associado à avaliação deste fenômeno, tem uma ampla
variação e depende do tipo de instalação e do ponto de análise. Além do mais, este
indicador pode se distribuir de forma irregular ao longo do ano.

Desequilíbrios de tensão: Os desequilíbrios de tensão podem ser avaliados por duas
formas de cálculo, a primeira refere-se a utilização da relação entre a componente de
sequência negativa e a componente de sequência positiva da tensão de fornecimento,
conforme apresentado pela equação (11).
𝐷𝑒𝑠𝑒𝑞𝑢𝑖𝑙𝑖𝑏𝑟𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑛𝑠ã𝑜 =
𝑇𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑞𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑛𝑒𝑔𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎
𝑇𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑞𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑎
(11)
38
Alternativamente, fundamentando-se em medições simultâneas de tensões fase-fase
que ofereçam apenas as magnitudes destas, pode ser usada a equação (12)
UB 
1  3  6
1  3  6
 100
(12)
Onde:

V124  V234  V314
V
2
12
 V232  V312

2
 100
Sendo que V12 corresponde à tensão entre as fases 1 e 2, ou entre a e b, e assim
por diante.

Distorções harmônicas: Para condições normais de operação, as distorções
harmônicas de tensão são avaliadas por meio de indicadores que representam as
componentes individuais e a componente total, conforme definido por (13) e (14).
𝑉ℎ (%) =
𝑉ℎ
∙ 100
𝑉1
(13)
40
𝑇𝐻𝐷(%) = √∑(𝑉ℎ )2
(14)
ℎ=2

Inter-harmônicas: Muito embora o presente documento apresenta uma
preocupação quanto ao incremento de tensões inter-harmônicas no sistemas de
distribuição, a versão atual do mesmo ainda não define um indicador especifico para a
avaliação deste fenômeno, usando apenas como valores de referência a IEC 61000-22 [22].
Procedimento de medição
Os procedimentos de medição recomendados pela NRS 048 se baseiam nas
informações contidas no documento IEC 61000-4-30 [23], sendo que esta última trata
exclusivamente de sistemas de medição no contexto da qualidade da energia.
A agregação dos resultados deve ser realizada a partir da utilização da raiz quadrada
da média aritmética dos quadrados dos valores medidos.
39
Limites utilizados para os indicadores
A.
Frequência da rede elétrica: Os limites para este indicador se encontram
apresentados na Tabela 30, para sistemas em baixa e média tensão.
Tabela 30 - Limites para variação de frequência – NRS 048
B.
Tipo de Rede
Limite
Interligada
± 1,25Hz
Isolada
± 2,5Hz
Tensão em regime permanente: Os limites definidos para este indicador estão
apresentados na Tabela31 e Tabela32. Assim, deve-se destacar que, durante um
período de medição de uma semana, 95% dos valores integralizados ao longo de
períodos de 10 min devem estar situados dentro dos limites estabelecidos.
Tabela 31 - Tensão em regime permanente – NRS 048
Tensão (V)
Limite (%)
< 500
± 15
>500
± 10
Tabela 32 - Tensão em regime permanente – NRS 048
Tensão (kV)
Limite (kV)
400
420
275
300
220
245
132
145
88
100
66
72,5
44 ou menor
+ 10 %
40
C.
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.
Tabela 33 - Caracterização e duração de afundamentos de tensão
1
2
3
Tensão Residual
(%)
4
Duração (ms)
20< t ≤150
150< t ≤600
600< t ≤3000
90>Ur≥ 85
85>Ur≥ 80
Y
Z1
80>Ur≥ 70
70>Ur≥ 60
X1
60>Ur≥ 40
X2
S
Z2
40>Ur≥ 0
T
De acordo com o nível de tensão e o tipo de afundamento a quantidade aceitável de
eventos por ano são definidas nas Tabelas 34 e 35.
Tabela 34 – Números de afundamentos por amostra para cada categoria (95% dos pontos de medições)
1
2
3
4
5
6
7
Número de afundamentos por ano
Tensão Nominal (kV)
Categoria dos afundamentos
X1
X2
T
S
Z1
Z2
6,6< U ≤44 rural
85
210
115
400
450
450
6,6< U ≤44
20
30
110
30
20
45
44< U ≤132
35
35
25
40
40
10
220< U ≤765
30
30
20
20
10
5
41
Tabela 35 - Números de afundamentos por amostra para cada categoria (50% dos pontos de medições)
1
2
3
4
5
6
7
Número de afundamentos por ano
Tensão Nominal (kV)
Categoria dos afundamentos
X1
X2
T
S
Z1
Z2
6,6< U ≤44 rural
13
12
10
13
11
10
6,6< U ≤44
7
7
7
6
3
4
44< U ≤132
13
10
5
7
4
2
220< U ≤765
8
9
3
2
1
1
D.
Flutuação de tensão: A avaliação deste indicador se encontra atrelada aos limites do
Pst deve ser inferior a 1,0 pu, de acordo com a IEC 61000-4-15 [24].
E.
Desequilíbrios de tensão: O nível de compatibilidade para desequilíbrios de tensão
em sistemas elétricos trifásicos deve ser igual a 2%. Nas redes elétricas onde há
predominância de consumidores monofásicos ou bifásicos, os níveis máximos
admissíveis poderão atingir 3%.
F.
Distorções harmônicas: Para condições normais de operação, os indicadores de
distorções harmônicas de tensão possuem os limites apresentados nas Tabelas 36 e
37, os quais se destinam às redes de baixa e média tensão. Nenhum valor é estipulado
para as ordens harmônicas maiores que 25, uma vez que estas, normalmente, são
muito pequenas. Todavia, deve-se ressalvar que, mesmo assim, os efeitos das
componentes harmônicas são imprevisíveis devido aos efeitos de ressonância.
Tabela 36 - Níveis de tensões harmônicas (expressos como porcentagem da tensão real)
para sistemas de potência de baixa e média tensão.
Harmônicos Ímpares
Não-múltiplos de 3
Harmônicos Pares
Múltiplos de 3
Ordem h
Tensão Relativa
Ordem h
5
6%
3
7
5%
11
3,5%
Tensão
Ordem h
Tensão Relativa
5%
2
2%
9
1,5%
4
1%
15
0,5%
6
0,5%
Relativa
42
13
3%
21
0,3%
17≤ U
{2,27x(17/h)}-
24≤ U
≤49
0,27
≤45
0,2%
8
0,5%
10≤ U
≤45
{0,25x(10/h)}+0,25
THD  8%
Tabela 37 - Níveis de tensões harmônicas (expressos como porcentagem da tensão real)
para sistemas de potência de alta e extra-alta tensão.
Harmônicos Ímpares
Não-múltiplos de 3
Ordem
Múltiplos de 3
Harmônicos Pares
Ordem
Tensão Relativa
Ordem h
Tensão Relativa
5
2%
3
2,0%
2
1,5%
7
2%
9
1,0%
4
1,0%
11
1,5%
15
0,3%
6
0,5%
13
1,5%
21
0,2%
8
0,4%
17
1%
> 21
0,2%
10
0,4%
19
1%
-
12
0,2%
23
0,7%
-
> 12
0,2%
25
0,7%
-
> 25
0,5 + (0,5 x 25/h)
h
h
Tensão Relativa
-
THD  3%
Penalidades para a ultrapassagem dos valores limites
O documento NRS 048 não estabelece penalidades para os casos em que os limites
para os indicadores de qualidade da energia são ultrapassados.
43
2.2.6 - Peru
Histórico da regulamentação
A norma NTCSE (Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos) foi
implantada no Peru em 09 de Outubro de 1997 [25]. A mesma tem por objetivo estabelecer
os aspectos, parâmetros e indicadores de qualidade da energia entregue aos consumidores
pelas concessionárias, bem como os valores limites e os procedimentos de medição para
cada fenômeno. Adicionalmente, o documento fixa as tolerâncias e as respectivas
compensações e multas pelo não cumprimento dos requisitos definidos neste documento.
Somado a estes aspectos são também estabelecidas as obrigações das entidades envolvidas
direta ou indiretamente com a prestação do serviço elétrico no que se refere ao controle da
qualidade do produto no ponto de conexão. O documento se baseia em grande parte do seu
conteúdo, nas recomendações IEC, contemplando todas as concessionárias e consumidores,
e é aplicável a clientes alimentados por baixa, média, alta e extra alta tensão.
Esta norma é de aplicação obrigatória para o fornecimento de serviços relacionados
com a geração, transmissão e distribuição de energia elétrica sujeitas a regulação de preços
ou regime de preços livres.
Este regulamento foi definido na data indicada anteriormente e, até o presente
momento, se submeteu às seguintes revisões, as quais culminaram nas características
apresentadas a seguir.
Indicadores definidos pelo regulamento técnico
No que se refere à qualidade do produto, o regulamento técnico peruano define
indicadores para os seguintes fenômenos:

Variações de tensão em regime permanente: O indicador para avaliar a
tensão no ponto de entrega, em uma variedade de medição (k) de 15 (quinze)
minutos de duração, é a diferença (∆𝑉𝑘 ) entre a média do valores instantâneos
eficazes medida no ponto de entrega (𝑉𝑘 ) e o valor da tensão nominal (𝑉𝑁 ) no
mesmo ponto. Este indicador é expresso como uma percentagem da tensão
ponto nominal, conforme a equação (15).
∆𝑉𝑘 (%) = (𝑉𝑘 − 𝑉𝑁 )/𝑉𝑁 ∙ 100

(15)
Variações de frequência: O principal indicador para avaliar a frequência no
ponto de entrega, em uma variedade de medição (k) de 15 (quinze) minutos de
44
duração, é a diferença (∆𝑓𝑘 ) entre a média do valores instantâneos da frequência
(𝑓𝑘 ), medida em qualquer ponto da rede em corrente alternada não isolada do
sistema, e o valor da frequência nominal (𝑓𝑁 ) do sistema. Este indicador,
chamado de variações sustentadas de frequência, é expresso como uma
percentagem da frequência nominal do sistema, conforme a equação (16).
∆𝑓𝑘 (%) = (𝑓𝑘 − 𝑓𝑁 )/𝑓𝑁 ∙ 100
(16)
Adicionalmente, define-se indicadores para as Variações Súbitas de Frequência
(VSF) e a Integral de Variações Diárias de Frequência (IVDF) como uma função
da frequência instantânea (f(t)), conforme (17) e (18).
1 𝑚𝑖𝑛𝑢𝑡𝑜
1
(𝑓(𝑡))2 𝑑𝑡
𝑉𝑆𝐹 = √
∫
1 𝑚𝑖𝑛𝑢𝑡𝑜 0
𝐼𝑉𝐹𝐷 =  + ∫
24 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠
0
[𝑓(𝑡) − 𝑓𝑛 ]𝑑𝑡
(17)
(18)
Onde é a soma algébrica dos valores da integral que aparece como segundo termo
no lado direito da expressão anterior, para cada dia do ano civil anterior àquele em
que se avalia o indicador.

Flutuação de tensão: As flutuações de tensão são avaliadas a partir de medições
no ponto de acoplamento comum, ou outros pontos explicitados pelo órgão
regulamentador. O indicador utilizado para avaliar este fenômeno é o Índice de
Severidade de Curta Duração (Pst) definido de acordo com as normas IEC.

Distorções harmônicas: As distorções harmônicas são avaliadas a partir de
medições no ponto de acoplamento comum, ou outros pontos explicitados pelo
órgão regulamentador. Os indicadores utilizados para avaliar este fenômeno
consistem nas Tensões Harmônicas Individuais e Distorção Harmônica Total de
Tensão.
Muito embora existam outros fenômenos que provocam alterações na qualidade do
produto, deve-se ressaltar que a regulamentação peruana somente apresenta indicadores
para flutuações de tensão e distorções harmônicas de tensão, não definindo, portanto,
outros mecanismos para avaliação de outros fenômenos perturbadores.
45
Procedimento de medição

Variações de tensão em regime permanente: O controle é feito através de
medições e registros monofásicos ou trifásicos, de acordo com tipo de instalação, e
realizado com equipamentos devidamente certificados e cujas especificações técnicas
tenham sido previamente aprovados pelo regulador. A amostra mensal deve garantir,
pelo menos, o seguinte número de leituras válidas: a) 1 (um) para cada 12 (doze)
pontos de entrega para os clientes com fornecimento em extra alta, alta e média
tensão. b) Um (1) por três mil (3000) dos pontos de entrega para instalações
atendidas em baixa tensão pela empresa de distribuição de energia elétrica, com um
mínimo de 12 (doze). O regulador pode exigir até dez por cento (10%) das medições
adicionais com leituras válidas sobre este montante. Na escolha dos pontos é
considerada a proporção de medições monofásicas e trifásicas.

Variações de frequência: O controle é através de medições e pesquisas realizadas
com equipamento devidamente certificado e as especificações técnicas foram
aprovados pela Autoridade. Durante todo o período de medição, o coordenador da
operação em tempo real, no caso de sistemas interligados, e no comando da operação
em tempo real, no caso de sistemas isolados, são obrigados a executar as medidas
necessárias para garantir registro da frequência de todo o sistema e/ou dos
componentes que podem operar temporariamente separadamente, e entregar essas
informações para a Autoridade e os membros do sistema. O período de mensuração é
um calendário (1) mês, coincidindo com o período de controle e os níveis de
frequência instantâneos são gravados.

Flutuação de tensão e Distorções harmônicas: O controle é realizado através de
medições realizadas com equipamentos devidamente certificados, sendo as
especificações técnicas aprovadas pela autoridade reguladora. A amostra mensal de
medições deve garantir, pelo menos, o seguinte número de leituras válidas: (a) Em 1
(um) para cada 50 (cinquenta) pontos de entrega para os clientes com suprimentos
extra alta, alta e média tensão; (b) Em uma amostra representativa do número de
barras de baixa tensão das subestações MT/BT, compreendendo pelo menos o
número de pontos de medições especificados na Tabela 38.
46
Tabela 38 – Pontos de medição em função da qualidade de consumidores em baixa tensão – NTCSE, Peru.
Número de pontos de medição
Registros mensais
Número de clientes em baixa tensão por concessionária
Flutuação de tensão
Distorções harmônicas
Com mais de 500.000 consumidores
18
18
Entre 100.001 e 500.000 consumidores
9
9
Entre 10.001 e 100.000 consumidores
5
5
Entre 501 e 10.00 consumidores
2
2
Com menos de 500 consumidores
-
-
Limites utilizados para os indicadores
A.
Variações de tensão em regime permanente: As tolerâncias admitidas para as
tensões nominais dos pontos de entrega de energia elétrica, em todas as fases e em
todos os níveis de tensão, são de até ±5,0% dos respectivos valores nominais. Ao se
considerar redes secundárias classificadas como urbano-rurais e/ou rurais, estas
tolerâncias são de ±7,5%. Considera-se que a energia elétrica é de má qualidade se a
tensão possuir valores fora da faixa de tolerância estabelecida na referida norma
durante um tempo superior a cinco por cento (5%) do período de medição.
B.
Variações de frequência: Os limites admitidos para os desvios de frequência, em
relação a seu valor nominal e em todos os níveis de tensão, são apresentados na
Tabela39.
Tabela 39 - Variações de frequência - NTCSE
Variações sustentadas (∆𝒇𝒌 (%))
±0,6%
Variações Súbitas de Frequência (VSF)
±1,0 Hz
Variações Diárias de Frequência (IVDF)
±600,0 ciclos
C.
Flutuação de tensão: O Índice de Severidade de Curta Duração (Pst) não deve
exceder a unidade (Pst ≤ 1 pu) em sistemas de extra alta, alta, média ou baixa tensão.
D.
Distorções harmônicas: Os valores eficazes das tensões harmônicas individuais e a
distorção harmônica total, em porcentagem da tensão nominal do respectivo ponto de
medição, não devem exceder os valores limites apresentados na Tabela 40. Para os
efeitos deste regulamento, consideram-se as harmônicas compreendidas entre a
ordem 2 e a 40.
47
Tabela 40 - Valores limites para as distorções harmônicas – NTCSE
Ordem Harmônica (h)
Tolerância para a distorção harmônica individual e distorção total
(% em relação a tensão nominal do ponto de medição)
Extra alta e alta tensão
Média e baixa tensão
5
2,0
6,0
7
2,0
5,0
11
1,5
3,5
13
1,5
3,0
17
1,0
2,0
19
1,0
1,5
23
0,7
1,5
25
0,7
1,5
Maiores que 25
0,1 + 2,5 / h
0,2 + 12,5 / h
3
1,5
5,0
9
1,0
1,5
15
0,3
0,3
21
0,2
0,2
Maiores que 21
0,2
0,2
2
1,5
2,0
4
1,0
1,0
6
0,5
0,5
8
0,2
0,5
10
0,2
0,5
12
0,2
0,2
Maiores que 12
0,2
0,2
Distorção total de tensão
3,0
8,0
Harmônicas ímpares
não múltiplas de 3
Harmônicas ímpares múltiplas de 3
Pares
48
Diferenciação de limites devido a particularidades regionais e especificidades
econômicas
A norma técnica de qualidade da energia no Peru não é aplicada nas seguintes
situações:



Sistemas isolados menores, os quais se constituem em todo sistema elétrica cuja
capacidade instalada de geração não seja superior a 5 MW.
Todas as localidades classificadas pelo órgão regulamentador como sendo
“Setores de distribuição típicos 4 ou 5”; e
Todas as localidades classificadas pelo órgão regulamentador como sendo
“Setores de distribuição típicos 2 ou 3”, cuja média das duas mais altas demandas
registradas durante um período de medição de qualidade de fornecimento não
exceda 500 kW
Penalidades para a ultrapassagem dos valores limites

Variações de tensão em regime permanente: As concessionárias devem
compensar os seus clientes para os casos em que se constata que a qualidade do
produto não cumpre os valores limites estabelecidos. Assim, as compensações são
calculadas, para o período de medição, de acordo com a energia fornecida em
condições de má qualidade, através de (19).
𝐶𝑜𝑚𝑝𝑒𝑛𝑠𝑎çã𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑣𝑎𝑟𝑖𝑎çã𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑛𝑠ã𝑜: ∑ 𝑎 ∙ 𝐴𝑝 ∙ 𝐸(𝑝)
(19)
Onde p é um intervalo de medição no qual se violam os valores limites para a tensão
em regime permanente; a é a compensação unitária por variação de tensão; Ap é um
fator de proporcionalidade definido em função da magnitude do indicador ∆Vp (%),
de acordo com a Tabela 41; E(p) é a energia, em kWh, fornecida durante o intervalo
de medição p.
Tabela 41 - Fatores para penalização - NTCSE
Indicador ∆𝑽𝒑 (%)
Ap Todo o serviço
Ap Rede secundaria rural
5,0 < |∆𝑉𝑝 (%)| < 7,5
1
Não aplicado
7,5 < |∆𝑉𝑝 (%)|
2,0 + (|∆𝑉𝑝 (%)| − 7,5)
Não aplicado
7,5 < |∆𝑉𝑝 (%)| < 10,0
Não aplicado
1
10,0 < |∆𝑉𝑝 (%)|
Não aplicado
2,0 + (|∆𝑉𝑝 (%)| − 10,0)
49

Variações de frequência: As concessionárias devem compensar os seus clientes para
os casos em que se constata que a qualidade do produto não cumpre os valores
limites estabelecidos. As compensações por variações sustentadas, variações súbitas e
variações diárias de frequência se realizam a partir do período de medição e através
das expressões apresentadas na sequência, as quais se encontram como uma função
da potência fornecida nas condições de má qualidade. Assim, as compensações por
variações sustentadas de frequência são calculadas a partir de (20)
𝐶𝑜𝑚𝑝𝑒𝑛𝑠𝑎çã𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑣𝑎𝑟𝑖𝑎çã𝑜 𝑠𝑢𝑠𝑡𝑒𝑛𝑡𝑎𝑑𝑎: ∑ 𝑏 ∙ 𝐵𝑞 ∙ 𝐸(𝑞)
(20)
onde q é um intervalo de medição de 15 minutos no qual se violam os valores limites
para os níveis de frequência; b é a compensação unitária por variação sustentada de
frequência; Bq é um fator de proporcionalidade definido em função da magnitude do
indicador ∆𝑓𝑞 (%), de acordo com a Tabela 42; E(q) é a energia, em kWh, fornecida
durante o intervalo de medição q.
Tabela 42 - Fatores para penalização - NTCSE
Indicador ∆𝒇𝒌 (%)
Bq
0,6 < |∆𝑓𝑞 (%)| ≤ 1,0
1
1,0 < |∆𝑓𝑞 (%)|
2 + (|∆𝑓𝑞 (%)| − 1)/0,1
A compensação por variação súbita de frequência é calculada por (21)
𝐶𝑜𝑚𝑝𝑒𝑛𝑠𝑎çã𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑣𝑎𝑟𝑖𝑎çã𝑜 𝑠𝑢𝑏𝑖𝑡𝑎: 𝑏′ ∙ 𝐵𝑚 ∙ 𝑃𝑚
(21)
onde: b’ é a compensação unitária por variação súbita de frequência; Bm é um fator
de proporcionalidade definido em função do número de variações súbitas de
frequência (NVSF) que ultrapassam os valores limites durante o período de
medição, o qual é definido de acordo com a Tabela 43; Pm é a a demanda máxima
registrada, em kW, registrada em um período de 15 minutos, dentro dos quais são
produzidas variações súbitas de frequência que ultrapassam os limites tolerados.
Tabela 43 - Fatores para penalização - NTCSE
Número de variações súbitas
Bm
1 < NVSF ≤ 3
1
3 < NVSF
2 + (NVSF − 3)
50
Por fim, a compensação por variações diárias de frequência é calculada por (22)
𝐶𝑜𝑚𝑝𝑒𝑛𝑠𝑎çã𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑣𝑎𝑟𝑖𝑎çã𝑜 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎: 𝑏′′ ∙ 𝐵𝑑 ∙ 𝑃𝑑
(22)
onde: d é um dia do mês em consideração em que se violam os limites; b’’ é a
compensação unitária por variação diária de frequência; Bd é um fator de
proporcionalidade definido em função da magnitude da Integral de Variações
Diárias de Frequência (MVDF) avaliada para o dia d, de acordo com a Tabela 44; Pd é
a demanda máxima registrada, em kW, no dia d.
Tabela 44 - Fatores para penalização - NTCSE

MVDF
Bd
600 < MVDF ≤ 900
1
900 < MVDF
3 + (MVDF − 900)/100
Flutuações de tensão: As concessionárias devem compensar os seus clientes para os
casos em que se constata que a qualidade do produto não cumpre os valores limites
estabelecidos. Assim, a compensação paga aos consumidores é calculada para um
período de medição, através de (23), sendo que as mesmas são dadas como uma
função da energia entregue em condições de má qualidade:
𝐶𝑜𝑚𝑝𝑒𝑛𝑠𝑎çã𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑙𝑢𝑡𝑢𝑎çã𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑛𝑠ã𝑜: ∑ 𝑐 ∙ 𝐶𝑟 ∙ 𝐸(𝑟)
(23)
Onde r é um intervalo de medição no qual se violam os valores limites para o
fenômeno; c é a compensação unitária por flutuação de tensão; Cr é um fator de
proporcionalidade definido em função da Distorção Penalizável por Flutuação
(DPF), calculado para uma medição r a partir de (24) e de acordo com a Tabela 45;
E(r) é a energia, em kWh, fornecida durante o intervalo de medição r.
𝐷𝑃𝐹(𝑟) = 𝑃𝑠𝑡(𝑟) − 𝑃𝑠𝑡𝑙𝑖𝑚𝑖𝑡𝑒
(24)
Tabela 45 - Fatores de penalização – NTCSE
DPF(r) ≥ 1
𝐶𝑟 = 1
DPF(r) < 1 𝐶𝑟 = 𝐷𝑃𝐹(𝑟) ∙ 𝐷𝑃𝐹(𝑟)
51

Distorções harmônicas: As concessionárias devem compensar os seus
consumidores para os casos em que se constata que a qualidade do produto não
obedece aos valores limites estabelecidos. Assim, a compensação paga aos
consumidores é calculada para um período de medição, através de (25), sendo que as
mesmas são dadas como uma função da energia entregue em condições de má
qualidade:
𝐶𝑜𝑚𝑝𝑒𝑛𝑠𝑎çã𝑜 𝑝𝑜𝑟 ℎ𝑎𝑟𝑚ô𝑛𝑖𝑐𝑜𝑠: ∑ 𝑑 ∙ 𝐷𝑠 ∙ 𝐸(𝑠)
(25)
Onde s é um intervalo de medição no qual se violam os valores limites para o
fenômeno; d é a compensação unitária por flutuação de tensão; Ds é um fator de
proporcionalidade definido em função da Distorção Penalizável por Harmônicos
(DPH), calculado para uma medição r a partir de (26) e de acordo com a Tabela 46;
E(s) é a energia, em kWh, fornecida durante o intervalo de medição r.
40
(𝑇𝐻𝐷(𝑠) − 𝑇𝐻𝐷) 1
(𝑉𝑖(𝑠) − 𝑉𝑖)
𝐷𝑃𝐻(𝑠) =
+ ∑(
)
𝑇𝐻𝐷
3
𝑉𝑖
𝑖=2
(26)
Tabela 46 - Fatores de penalização - NTCSE
DPH(r) ≥ 1
𝐷𝑠 = 1
DPH(r) < 1
𝐷𝑠 = 𝐷𝑃𝐻(𝑠) ∙ 𝐷𝑃𝐻(𝑠)
Procedimentos para regularização
A NTCSE não destaca a responsabilidade do consumidor. A essência da norma é
manter os níveis das distorções harmônicas de tensão controlados sob o enfoque da
qualidade de energia, delegando toda a responsabilidade à concessionária de energia
elétrica.
2.2.7 - Argentina
Histórico da regulamentação
A norma ENRE Nº 465/96 (RESOLUCIÓN ENRE Nº 465/96) foi implantada na
Argentina em 22 de Agosto de 1996, conforme indicado em [26]. A mesma tem por
52
principal objetivo estabelecer os aspectos, parâmetros e indicadores de qualidade da
energia entregue aos consumidores pelas concessionárias no que se refere aos fenômenos
de flutuação e harmônicas de tensão. Adicionalmente, o documento fixa as tolerâncias e as
respectivas compensações e multas pelo não cumprimento dos requisitos definidos neste
documento. Somado a estes aspectos são também estabelecidas as obrigações das
entidades envolvidas direta ou indiretamente com a prestação do serviço elétrico no que se
refere ao controle da qualidade do produto no ponto de conexão. O documento contempla
as concessionárias EDENOR S.A., EDERSUL S.A. e EDELAP S.A, e é aplicável a clientes
alimentados por baixa, média, alta tensão.
Este regulamento foi definido na data indicada anteriormente e, até o presente
momento, se submeteu às seguintes revisões, as quais culminaram nas características
apresentadas a seguir.
Indicadores definidos pelo regulamento técnico
No que se refere à qualidade do produto, o regulamento técnico argentino define
indicadores para os seguintes fenômenos:

Variações rápidas de tensão: Variação do valor eficaz da tensão entre dois
níveis adjacentes, sendo cada um deles mantido durante um tempo especifico,
mas não determinado

Flutuação de tensão: As flutuações de tensão são avaliadas a partir de medições
no ponto de acoplamento comum, ou outros pontos explicitados pelo órgão
regulamentador. O indicador utilizado para avaliar este fenômeno é o Índice de
Severidade de Curta Duração (Pst) e de longa duração (Plt), definido de acordo
com as normas IEC.

Distorções harmônicas: As distorções harmônicas são avaliadas a partir de
medições no ponto de acoplamento comum, ou outros pontos explicitados pelo
órgão regulamentador. Os indicadores utilizados para avaliar este fenômeno
consistem nas Tensões Harmônicas Individuais e Distorção Harmônica Total de
Tensão.
Muito embora existam outros fenômenos que provocam alterações na qualidade do
produto, deve-se ressaltar que a regulamentação argentina somente apresenta indicadores
para flutuações de tensão e distorções harmônicas de tensão, não definindo, portanto,
outros mecanismos para avaliação de outros fenômenos perturbadores.
53
Procedimento de medição

Flutuação de tensão: O controle é através de medições e pesquisas realizadas
com equipamento devidamente certificado e as especificações técnicas ditadas
pela norma, as recomendações dadas têm por referência a norma IEC 868. As
medidas devem ser realizadas em um intervalo de dez minutos para Pst e duas
horas para Plt durante um intervalo de sete dias sem interrupção.

Distorções harmônicas: O controle é através de medições por equipamentos
cuja as características mínimas são listadas pela norma, os níveis de referência
estão de acordo com a norma IEC 61000-4-7 [27]. A faixa de medição exigida
corresponde um período de observação de dez minutos durante sete dias de
medição.
Limites utilizados para os indicadores
A.
Flutuação de tensão: O Índice de Severidade de Curta Duração (Pst) não deve
exceder a unidade (Pst≤1) em sistemas de alta, média ou baixa tensão.
B.
Distorções harmônicas: Os valores eficazes das tensões harmônicas individuais e a
distorção harmônica total, em porcentagem da tensão nominal do respectivo ponto de
medição, não devem exceder os valores limites listados na Tabela 47. Para os efeitos
deste regulamento, considera-se as harmônicas compreendidas entre a ordem 2 e a
40.
Tabela 47 - Valores limites para as distorções harmônicas - ENRE Nº 465/96
Ordem Harmônica
e Distorção Total
Tolerância para a distorção harmônica individual e distorção total
(% em relação a tensão nominal do ponto de medição)
Harmônicas ímpares
não múltiplas de 3
Alta tensão
(66 kV<U<220 kV)
Média Tensão
(1 kV<U<66 kV)
Baixa Tensão
(U < 1 kV)
5
2.0
6.0
6.0
7
2.0
5.0
5.0
11
1.5
3.5
3.5
13
1.5
3.0
3.0
17
1.0
2.0
2.0
54
19
1.0
1.5
2.0
23
0.7
1.5
1.5
25
0.7
1.5
1.5
Maiores que 25
0.1 + 2.5 / n
0.2 + 12.5 / n
0.2 + 7.5 / n
Harmônicas ímpares
Múltiplas de 3
Alta tensão
(66 kV<U<220 kV)
Média Tensão
(1 kV<U<66 kV)
Baixa Tensão
(U < 1 kV)
3
1.5
5.0
5.0
9
1.0
1.5
1.5
15
0.3
0.3
0.3
21
0.2
0.2
0.2
Maiores que 21
0.2
0.2
0.2
Pares
Alta tensão
(66 kV<U<220 kV)
Média Tensão
(1 kV<U<66 kV)
Baixa Tensão
(U < 1 kV)
2
1.5
2.0
2.0
4
1.0
1.0
1.0
6
0.5
0.5
0.5
8
0.2
0.5
0.5
10
0.2
0.5
0.5
12
0.2
0.2
0.2
Maiores que 12
0.2
0.2
0.2
Distorção total de tensão
3.0
8.0
8.0
Penalidades para a ultrapassagem dos valores limites

Flutuações de tensão: As concessionárias devem compensar os seus
consumidores para os casos em que se constata que a qualidade do produto não
cumpre os valores limites estabelecidos. Assim, a compensação paga aos
consumidores é calaculada para um determinado período de medição, através de
(27).
55
 P (k )  Pst 
DPFK  Max 01 st

Pst


(27)
Onde: Pst(k) é o índice de severidade de flicker de curta duração registrado em um
intervalo de medida de dez minutos; Pst é o nível de referência; DPFk é o valor
calculado para cada intervalo de dez minutos durante sete dias e E(k) é a energia
fornecida durante cada intervalo.
Existirá penalização se mais de 5% do período de medição superar o valor de
referência Pst = 1 pu, sendo o valor a ser pago dado por (28).
Penalidade (U $S ) 
 2  DPF 
2
K
K :DPFK 1

 E K  
 2  E K 
K :DPFK 1
(28)
Distorções harmônicas: É definida como Penalização por Distorção Harmônica
(DPA) para a distorção encontrada em cada intervalo de medição, acima dos
níveis de referência e normalizada, de acordo com (29).
 TDT( K )  TDT  1 40
 U i (k )  U i 
DPAK  Max 0,
   Max 0,

TDT
Ui



 3 2
(29)
Sendo: TDT(k): Distorção total de tensão registrada em um intervalo de 10 minutos;
TDT: Distorção total de tensão de referência; Ui (k): Valor da harmônica individual
registrado; Ui : Valor da harmônica individual de referência; DPAk : Valor calculado
para cada intervalo de dez minutos durante os sete dias de medição; E(k): Energia
fornecida durante cada intervalo.
Existirá penalização se mais de 5% do período de medição superar o valor de
referência para distorção harmônica individual e total de tensão, sendo o valor a ser
pago dado por (30).
Penalidade (U $S ) 
 2  DPF 
2
K :DPFK 1
K
 E K  
 2  E K 
K :DPFK 1
(30)
56
2.2.8 - Japão
A regulamentação no Japão é realizada com base na adoção das normas destacadas
na Tabela 48. Verifica-se que as recomendações adotadas pela JIS (Japanese Industry
Standard) é uma cópia das correspondentes normas IEC que avaliam o mesmo índice de
QEE [4]. A descrição dessas normas pode ser encontrada no item 2.4.
Tabela 48 - Normas adotadas aos órgãos em desenvolvimento e às concessionárias no Japão.
Parâmetro
Ambiente
Eletromagnético
Harmônica
Flutuação
Desequilíbrio
Equipamento de
Medição
IEC 61000-2-2
IEC 61000-2-12
Publicação
adotada - Japão
-
IEC 61000-3-2
IEC 61000-3-12
IEC/TR 61000-3-6
IEC 61000-3-3
IEC 61000-3-11
IEC/TR 61000-3-7
IEC 61000-3-13
IEC 61000-4-7
IEC 61000-4-15
IEC 61000-4-30
JIS C 61000-3-2
JIS C 61000-4-7
-
Publicação IEC
2.2.9 - China
Histórico da regulamentação
A China, através do antigo ministério da conservação da água e gerenciamento de
energia elétrica, emitiu em 1980 um termo referente ao padrão de QEE, contendo as regras
para o acompanhamento técnico da qualidade da energia elétrica do sistema. Para cada
parâmetro de QEE existe uma norma específica associada, conforme indicados por [28] –
[32], sendo:



Tensão em regime permanente: GB/T 12325-2008;
Frequência: GB/T 15945-2008;
Desequilíbrio de Tensão: GB/T 15543-2008;
57


Harmônicos: GB/T 14549-2008;
Flutuação de Tensão: GB/T 12326-2008;
Indicadores definidos pelo regulamento técnico
No que se refere à qualidade do produto, o regulamento técnico da China define
indicadores para os seguintes fenômenos:

Frequência da rede elétrica: O indicador para avaliar a frequência da rede
elétrica consiste no valor médio da frequência fundamental medida ao longo de
1, 3 ou 10 segundos.

Tensão em regime permanente: O indicador para avaliar a tensão em regime
permanente consiste no valor médio da tensão eficaz medida ao longo de 1 ou 10
minutos dependendo da circunstância.

Variações rápidas da tensão: Variações rápidas da tensão de fornecimento são,
basicamente, provocadas por mudanças repentinas de carga ou por
chaveamentos existentes no sistema. A avaliação deste fenômeno é realizada por
dois indicadores: um primeiro relacionado à tensão eficaz no ponto de medição e
que visa verificar a amplitude das variações; o segundo associado à flutuação de
tensão, para o qual se utiliza o Índice de severidade de Flutuação de tensão (Plt);

Desequilíbrios de tensão: Os desequilíbrios de tensão podem ser avaliados por
três formas de cálculo:
1. A primeira refere-se a utilização da relação entre a componente de
sequência negativa e a componente de sequência positiva da tensão de
fornecimento, conforme apresentado pela equação (31).
𝐷𝑒𝑠𝑒𝑞𝑢𝑖𝑙𝑖𝑏𝑟𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑛𝑠ã𝑜 =
𝑇𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑞𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑛𝑒𝑔𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎
𝑇𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑞𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑎
(31)
2. A segunda, fundamentando-se em medições simultâneas de tensões fasefase que ofereçam apenas as magnitudes destas, pode ser usada a
equação (32).
58
UB 
1  3  6
1  3  6
 100
(32)
Onde:

V124  V234  V314
V
2
12
 V232  V312

2
 100
Sendo que V12 corresponde à tensão entre as fases 1 e 2, ou entre a e b, e
assim por diante.
3. A última, quando no ponto de conexão a impedância de sequência
positiva for considerada igual a impedância de sequência negativa o
desequilíbrio de sequência negativa será calculado usando a equação
(33).
U 2 
3  I 2 U L
 100(%)
Sk
(33)
Onde:
ԑU2 = Desequilíbrio de sequência negativa;
I2 = Corrente de sequência negativa (A);
UL = Tensão de Linha (V);
SK = Potência de curto circuito no PAC (VA);

Distorções harmônicas: Para condições normais de operação, as distorções
harmônicas de tensão são avaliadas por meio de indicadores que representam as
componentes individuais e a componente total, conforme definido por (34) e
(35).
Vh (%) 
THD(%) 
Vh
 100
V1
(34)

 V 
h2
2
h
(35)
59
Procedimento de medição
Os procedimentos de medição recomendados pela norma na China se baseiam
nas informações contidas no documento IEC 61000-4-30 [23], sendo que esta
última trata exclusivamente de sistemas de medição no contexto da qualidade da
energia. Para medições de distorções de harmônicos a algumas regras
especificas, como:







Grande escala de tempo para medições de fontes harmônicas geradas por
determinados ciclos de trabalho (fornos a arco elétrico devem ser
medidos no período de fusão);
Quando medir instalações com banco de capacitores, deve ser medidos
em diferentes modos de operação do banco de capacitores;
Para fontes harmônicas rápidas (dispositivos com tiristores) o intervalo
de tempo de medição será não mais que dois minutos;
Para fontes harmônicas lentas (retificados, HVDC) o intervalo de medição
não é especificado;
Cada medição pode ser realizada com o valor médio de 3 s;
Utiliza-se média quadrática;
Tolerância dos instrumentos de acordo com a Tabela 49.
Tabela 49 – Tolerância para os instrumentos de medição.
Classe do equipamento
Medição
Tolerância
Classe A
Tensão
5% Uh
0,05% UN
5% Ih
0,15% IN
5% Uh
0,15% UN
5% Ih
0,50% IN
Corrente
Classe B
Tensão
Corrente
A agregação dos resultados deve ser realizada a partir da utilização da raiz
quadrada da média aritmética dos quadrados dos valores medidos.
60
Limites utilizados para os indicadores
A.
Frequência da rede elétrica: Em condições normais o limite é de ± 0,2 % e pode
chegar a ± 0,5 % de acordo com o nível de capacidade do sistema. Não pode exceder ±
0,2 % quando a variação de frequência for causada por impactos de cargas.
B.
Tensão em regime permanente: Os limites definidos para este indicador estão
apresentados na Tabela 50. Assim, deve-se destacar que, durante um período de
medição de uma semana, 95% dos valores integralizados ao longo de períodos de 1
ou 10 min devem estar situados dentro dos limites estabelecidos.
Tabela 50 - Tensão em regime permanente
Tensão (V)
Limite (%)
220 V,
-10%, +7%
monofásico
20 kV, trifásico
± 7%
≥ 35 kV, trifásico
A soma de desvio negativo de
tensão e desvio positivo de
tensão não deve exceder 10%
C.
Flutuação de tensão: Segundo a normatização vigente no país, a avaliação deste
indicador pode ser realizada de duas formas:
1. A partir das variações de tensão, conforme Tabela 51.
Tabela 51 – Limites para flutuação de tensão
Frequência de flutuação de tensão
(Repetições/hora)
r≤1
1 < r ≤ 10
10 < r ≤ 100
100 < r ≤ 1000
Variação de Tensão %
UN ≤ 35 kV 351 kV < UN ≤ 220 kV
4
3
2
1,25
3
2,5
1,5
1
61
2. Através do indicador Plt, com medição de 168 h, considerando-se os
limites indicados na Tabela 52.
Tabela 52 – Limites para o indicador Plt
Plt (pu)
≤ 110 kV
1,0 pu
 110 kV
0,8 pu
D.
Desequilíbrios de tensão: O nível de compatibilidade para desequilíbrios de tensão
em sistemas elétricos trifásicos deve ser igual a 2% para condições de operações
normais, 4% para condições de curta duração e, para cada consumidor
individualmente, o limite indicado é de 1,3 %.
E.
Distorções harmônicas: Para condições normais de operação, os indicadores de
distorções harmônicas de tensão possuem os limites apresentados na Tabela 53.
Tabela 53 - Níveis de tensões harmônicas (expressos como porcentagem da tensão real)
Tensão (kV)
0,38
6
10
35
66
110
DTT(%)
5
4
4
3
3
2
Soma Impar (%)
4
3,2
3,2
2,4
2,4
1,6
Soma Par (%)
2
1,6
1,6
1,2
1,2
0,8
Penalidades para a ultrapassagem dos valores limites
O documentos da China não estabelece penalidades para os casos em que os limites para os
indicadores de qualidade da energia são ultrapassados.
2.2.10 - Austrália
Histórico da regulamentação
Um dos primeiros documentos de qualidade de energia na Austrália foi o AS2279 –
Distúrbios em redes de abastecimento de rede elétrica. Este documento foi revisto em 1991
62
e se constituiu em quatro partes: as partes 1 e 2 destinadas à avaliação das distorções
harmônicas e as unidades 3 e 4 preocupadas com as flutuações de tensão. A Parte 1 era um
documento destinado a regular a emissão de componentes harmônicas de
eletrodomésticos de potência nominal inferior a 4,8 kVA enquanto que a parte 2 focava em
instalações industriais [33]. Em 1999, a AS2279 foi substituída pelo documento AS/NZS
61000-3-6, o qual se baseia, em grande parte, na IEC 61000-3-6 [11].
Atualmente, o Código Nacional de Eletricidade (National Electricity Rules) regula a
operação do Mercado Nacional de Eletricidade (National Electricity Market - NEM)
australiano. Este mercado abrange as regiões leste e sul da Austrália, englobando cinco
províncias: Queensland, Nova Gales do Sul, Victoria, Austrália do Sul e Tasmânia. O
regulador de energia australiano (Australian Energy Regulator – AER) monitora o mercado
para garantir que os participantes cumpram com a Lei Nacional de Energia Elétrica e as
regras nacionais de eletricidade. Todavia, o NEM é gerenciado pelo Operador Australiano
Mercado de Energia (Australian Energy Market Operator – AEMO). As outras províncias
possuem outros sistemas de comercialização e regulação.
O Código Nacional de Eletricidade tem força de lei e apresenta indicadores de
desempenho, com respectivos valores de referência, para avaliação da qualidade da energia
elétrica.
Indicadores definidos pelo regulamento técnico

Frequência da rede elétrica: O indicador para avaliar a frequência da rede
elétrica consiste no valor médio da frequência fundamental.

Tensão em regime permanente: O indicador para avaliar a tensão em regime
permanente consiste no valor médio da tensão eficaz;

Flutuações de tensão: O Código Nacional de Eletricidade faz referências à
norma AS/NZS 61000-3-7 para o cálculo e avaliação das flutuações de tensão,
sendo que este documento se baseia na norma técnica IEC 61000-3-7 [34].
Assim, as flutuações de tensão são avaliadas através de dois indicadores: o Índice
de severidade de Flutuação de tensão de curto (Pst) e longo termo (Plt). A
cálculo do Pst se realiza a cada 10 minutos e utiliza a probabilidade cumulativa
ponderada, conforme apresentado na equação (36). O Plt é obtido a partir de
uma média dos valores do Pst durante um período de medição de duas hora,
conforme apresentado em (37).
63
𝑃𝑠𝑡 = √0,0314𝑃0,1 + 0,0525𝑃1 + 0,0657𝑃3 + 0,28𝑃10 + 0,08𝑃50
3
𝑃𝑙𝑡 = √

(37)
Desequilíbrios de tensão: Os desequilíbrios de tensão são avaliados como
sendo uma relação entre a componente de sequência negativa e a componente
de sequência positiva da tensão de fornecimento, conforme apresentado pela
equação (38):
𝐷𝑒𝑠𝑒𝑞𝑢𝑖𝑙𝑖𝑏𝑟𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑛𝑠ã𝑜 =

1
∑ 𝑃𝑠𝑡 3
12
(36)
𝑇𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑞𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑛𝑒𝑔𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎
𝑇𝑒𝑛𝑠ã𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑞𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑎
(38)
Distorções harmônicas: O Código Nacional de Eletricidade faz referências à
norma AS/NZS 61000-3-6 para o cálculo e avaliação das distorções harmônicas.
Conforme ressaltado anteriormente, este documento se baseia na norma técnica
IEC 61000-3-6 [11]. Assim, as distorções harmônicas de tensão são avaliadas por
meio de indicadores que representam as componentes individuais e a
componente total, conforme definido em (39) e (40):
𝑉ℎ (%) =
𝑉ℎ
∙ 100
𝑉1
(39)
40
𝑇𝐻𝐷(%) = √∑(𝑉ℎ )2
(40)
ℎ=2
Procedimento de medição
No que se refere aos procedimentos de medição dos indicadores de qualidade da
energia, os seguintes processos podem ser verificados:

A avaliação da flutuação de tensão toma por base o flickermeter proposto pela
IEC em documento 61000-4-15 [24]: Flickermeter – Function and design
64

specifications. Assim, o documento AS/NZS 61000-4-15 define os procedimentos
de medição no cenário australiano;
Os outros fenômenos são avaliados com base nas orientações contidas no
documento IEC 61000-4-30 [23].
Limites considerados para os indicadores
A.
Distorções harmônicas: Para condições normais de operação, os indicadores de
distorções harmônicas de tensão, conforme destacado anteriormente, possuem os
limites definidos na norma AS/NZS 61000-3-6, a qual se baseia no documento
internacional IEC 61000-3-6 [11]. Este último documento será apresentado em
seções futuras do presente relatório, sendo que, portanto, tais valores limites não
serão apresentados nesta seção;
B.
Flutuação de tensão: Os limites definidos para este indicador estão à norma AS/NZS
61000-3-7, o qual se baseia nas orientações internacionais contidas na IEC 61000-3-7
[34]. De forma semelhante, este último documento será apresentado em seções
futuras do presente relatório;
C.
Desequilíbrios de tensão: A Tabela 54 apresenta os limites para os desequilíbrios de
tensão. Nesta tabela, devem-se destacar os seguintes aspectos:




Com exceção de consequência de contingências na rede elétrica, o
desequilíbrio de tensão médio não deve variar mais do que a quantidade
indicada na coluna 2 da Tabela 54, quando calculado em um período
médio de 30 minutos;
Quando da existência de uma contingência na rede elétrica, o
desequilíbrio médio não deve variar mais do que a quantidade
estabelecida na coluna 3 da Tabela 54, sendo calculado durante um
período de 30 minutos;
O desequilíbrio de tensão médio não deve variar mais do que o valor
estabelecido na coluna 4 da Tabela 54, quando determinado para um
período de integração de 10 minutos;
O desequilíbrio de tensão médio não deve variar mais do que a
quantidade indicada na coluna 5, quando avaliado durante 1 minuto.
65
Tabela 54 - Desequilíbrios de tensão – Austrália
Tensão
nominal (kV)
Coluna 1
Tensão de sequência negativa máxima (% da tensão nominal)
Coluna 2
Coluna 3
Coluna 4
Sem
Existência de
contingências
contingência
30 minutos
30 minutos
10 minutos
1 minuto
Acima de 100
0,5
0,7
1,0
2,0
Entre 10 e 100
1,3
1,3
2,0
2,5
Abaixo de 10
2,0
2,0
2,5
3,0
Geral
Coluna 5
Uma vez a cada
hora
Diferenciação de limites devido a particularidades regionais e especificidades
econômicas
Os indicadores apresentados anteriormente, bem como os respectivos valores de
referência, são utilizados no Mercado Nacional de Eletricidade (National Electricity Market
- NEM) australiano. Conforme apresentado anteriormente, o NEM é um mercado atacadista,
através do qual os geradores e revendedores comercializam energia elétrica no leste e no
sul da Austrália. Há seis regiões participantes, as quais se encontram eletricamente
interligadas através de um sistema de transmissão: Queensland, Nova Gales do Sul, o
Território da Capital da Austrália, Victoria, Austrália do Sul e Tasmânia.
A região da Austrália Ocidental tem um acordo de mercado de energia autônomo
conhecido como o Mercado Atacadista de Energia (MAE), o qual opera no Sistema
Interligado Sul-Oeste (SWIS). No Território do Norte, por causa de sua população
relativamente pequena e elevadas distâncias dos maiores concentrações urbanas, há uma
empresa que pode adquiri eletricidade de produtores independentes de energia e
geradores remotos. Assim, essas duas regiões da Austrália apresentam requisitos e
condições específicas para os indicadores de qualidade da energia elétrica.
Outro aspecto meritório de destaque se refere à definição, por parte das empresas
distribuidoras, de requisitos de conexão para acessantes. Geralmente, estes parâmetros se
baseiam no Código Nacional de Eletricidade (National Electricity Rules).
66
Histórico de indicadores já apurados
A Austrália possui um programa para a avaliação da qualidade da energia elétrica
intitulado por Pesquisa Nacional de Qualidade de Energia de Longo Prazo (Long Term
National Power Quality Survey – LTNPQS). Este projeto visa o monitoramento e
apresentação de dados relacionados à qualidade da energia nas redes elétricas e envolve a
maioria das concessionárias existentes na costa leste australiana. Ele foi inicialmente
instigado pela Universidade de Wollongong e pela Associação Australiana de Supridores de
Energia (Electricity Supply Association of Australian – ESAA) no ano 2000. No início deste
projeto, o monitoramento da qualidade da energia era inexistente e a qualidade do
suprimento era considerada de baixa prioridade para as distribuidoras de energia elétrica,
quando comparados com aspectos de expansão e confiabilidade da rede. Todavia, com
avanços obtidos ao longo dos anos, as, distribuidoras de energia elétrica perceberam a
importância do atendimento aos indicadores de qualidade de energia.
O grande benefício deste projeto consiste na caracterização dos níveis nacionais de
qualidade de energia, fato este que auxilia a determinação dos níveis para os diferentes
indicadores. Ele envolve a avaliação contínua de variações de tensão, desequilíbrios,
harmônicos e afundamentos e inclui cerca de diversos pontos de medição em baixa e média
tensão, com relatórios gerados anualmente.
Penalidades para a ultrapassagem dos valores limites
Não foram encontradas penalidades para os casos em que os limites para os
indicadores de qualidade da energia são ultrapassados.
Procedimentos para conexão de acessantes
Para que as redes de distribuição atendam aos requisitos definidos pelo Código
Nacional de Eletricidade, as empresas fornecedoras de energia determinam que as
instalações dos consumidores não afetem as características operacionais da rede elétrica.
Assim, os equipamentos utilizados nas instalações devem atender aos requisitos e práticas
internacionais para a limitação de distúrbios impactantes na rede elétrica.
2.3 - Análise crítica dos regulamentos internacionais
Tendo em vista as regulamentações apresentadas na seção anterior, a Tabela 55
apresenta uma síntese entre os diferentes requisitos para a gestão da qualidade do produto
67
em diferentes países. Tal tabela permite a comparação entre os diferentes documentos
analisados com a regulamentação atual brasileira.
Tabela 55 - Análise comparativa entre regulamentações
Indicador
Tensão em regime
permanente
Variações de
frequência
Distorção
harmônica
individual de
tensão
Distorção
harmônica total de
tensão
Distorção
harmônica
individual de
corrente
Distorção
harmônica total de
corrente
Desequilíbrios de
tensão
Flutuação de
tensão
Variações de
tensão de curta
duração
Penalizações
quando da
violação
PRODIST –
Módulo 8
BRA
Regulamentações consultadas
USA
X
CAN
EU (CENELEC)
FRA
ZAF
PER
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
ARG
JPN
CHN
AUS
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Através da Tabela 55 verifica-se que os principais indicadores encontrados de forma
bem definida em regulamentações adotadas por alguns países são: distorção harmônica,
flutuação de tensão e desequilíbrios de tensão. Nota-se que no Japão apenas o indicador de
distorção harmônica apresenta uma regulamentação definida. Além disso, vale ressaltar
que poucos países apresentam algum critério para limitar os índices de afundamento ou
elevação momentânea de tensão. Isto pode ser justificado, por exemplo, pela diversidade
das causas desses fenômenos.
Em relação às penalizações quando da violação de limites, verifica-se que poucos
países adotam algum critério.
A Tabela 56 apresenta outro quadro, onde é destacada uma síntese da diferença
entre os limites aplicados nos diferentes países consultados. Para tanto, utilizou-se apenas
os indicadores de distorção harmônica, flutuação de tensão e desequilíbrio de tensão. Os
critérios específicos para outros indicadores podem ser consultados na seção 2.2. Nota-se,
que há uma uniformidade dos limites aplicados, principalmente em relação aos índices de
flutuação e desequilíbrio de tensão.
68
Indicador
DTHT%
V 2%
V 3%
V 4%
V 5%
V 6%
V 7%
V 8%
V 9%
V10%
V11%
V12%
V13%
V14%
V15%
V16%
V17%
V18%
V19%
V20%
V21%
V22%
V23%
V24%
V25%
FD%
KS95%
Pst
Plt
PstD95%
PltS95%
Tabela 56 – Comparativo entre os limites indicados em alguns países.
Canadá
Europa
França
EUA
Vn < 1 kV
8,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
5,0 %
1,0 KV ≤ U
≤ 69 KV
69,001 KV ≤
Vn ≤ 161 KV
Vn > 161 kV
Vn < 1 kV
2,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
1,5 %
-
1,5 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
-
6,5 %
-
5,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
3,0 %
-
< 1,0 pu
-
-
-
1,0 KV ≤ Vn ≤
25 KV
6,5 %
1,6 %
4,0 %
1,0 %
5,0 %
0,5 %
4,0 %
0,5 %
1,2 %
0,5 %
3,0 %
0,5 %
2,5 %
0,5 %
0,3 %
0,5 %
1,6 %
0,5 %
1,2 %
0,5 %
0,2 %
0,5 %
1,2 %
0,5 %
1,2 %
-
2,0 %
< 1,0 pu
< 0,8 pu
-
Vn < 35 kV
8,0%
2,0%
5,0%
1,0%
6,0%
0,5%
5,0%
0,5%
1,5%
0,5%
3,5%
0,5%
3,0%
0,5%
0,5%
0,5%
2,0%
0,5%
1,5%
0,5%
0,5%
0,5%
1,5%
0,5%
1,5%
-
África do Sul
Peru
36,0 KV ≤ Vn
≤ 150 KV
1,0 KV ≤ Vn
≤ 50 KV
Vn > 50
kV
BT e MT
AT e EAT
BT e MT
AT e EAT
8,0%
1,9%
3,0%
1,0%
5,0%
0,5%
4,0%
0,5%
1,3%
0,5%
3,0%
0,5%
2,5%
0,5%
0,5%
0,5%
0,5%
0,5%
0,5%
0,5%
0,5%
-
8,0%
2,0%
5,0%
1,0%
6,0%
0,5%
5,0%
0,5%
1,5%
0,5%
3,5%
0,5%
3,0%
0,5%
0,5%
0,5%
2,0%
0,5%
1,5%
0,5%
0,5%
0,5%
1,5%
0,5%
1,5%
3,0%
1,5%
2,0%
1,0%
2,0%
0,5%
2,0%
0,5%
1,0%
0,5%
1,5%
0,5%
1,5%
0,5%
0,5%
0,5%
1,0%
0,5%
1,0%
0,5%
0,5%
0,5%
0,7%
0,5%
0,7%
8,0%
2,0%
5,0%
1,0%
6,0%
0,5%
5,0%
0,5%
1,5%
0,5%
3,5%
0,46%
3,0%
0,43%
0,5
0,41%
2,0
0,39%
1,8%
0,37%
0,3%
0,36%
1,4%
0,35%
1,3%
3,0%
1,5%
2,0%
1,0%
2,0%
0,5%
2,0%
0,4%
1,0%
0,4%
1,5%
0,2%
1,5%
0,2%
0,3%
0,2%
1,0%
0,2%
1,0%
0,2%
0,2%
0,2%
0,7%
0,2%
0,7%
8,0%
2,0%
5,0%
1,0%
6,0%
0,5%
5,0%
0,5%
1,5%
0,5%
3,5%
0,2%
3,0%
0,2%
0,3%
0,2%
2,0%
0,2%
1,5%
0,2%
0,2%
0,2%
1,5%
0,2%
1,5%
3,0%
1,5%
1,5%
1,0%
2,0%
0,%
2,0%
0,2%
1,0%
0,2%
1,5%
0,2%
1,5%
0,2%
0,3%
0,2%
1,0%
0,2%
1,0%
0,2%
0,2%
0,2%
0,7%
0,2%
0,7%
2,0 %
< 1,0 pu
2,0 %
< 1,0 pu
69
2,0 a 3,0 %
< 1,0 pu
-
< 1,0 pu
-
Tabela 56 (Continuação) – Comparativo entre os limites indicados em alguns países.
Argentina
Japão
China
Indicador
DTHT%
V 2%
V 3%
V 4%
V 5%
V 6%
V 7%
V 8%
V 9%
V10%
V11%
V12%
V13%
V14%
V15%
V16%
V17%
V18%
V19%
V20%
V21%
V22%
V23%
V24%
V25%
FD%
KS95%
Pst
Plt
PstD95%
PltS95%
U < 1 kV
8,0%
2,0%
5,0%
1,0%
6,0%
0,5%
5,0%
0,5%
1,5%
0,5%
3,5%
0,2%
3,0%
0,2%
0,3%
0,2%
2,0%
0,2%
2,0%
0,2%
0,2%
0,2%
1,5%
0,2%
1,5%
1,0 KV ≤
U ≤ 66
KV
66 KV ≤ U
≤ 220 KV
8,0%
2,0%
5,0%
1,0%
6,0%
0,5%
5,0%
0,5%
1,5%
0,5%
3,5%
0,2%
3,0%
0,2%
0,3%
0,2%
2,0%
0,2%
1,5%
0,2%
0,2%
0,2%
1,5%
0,2%
1,5%
< 1,0 pu
-
3,0%
1,5%
1,5%
1,0%
2,0%
0,5%
2,0%
0,2%
1,0%
0,2%
1,5%
0,2%
1,5%
0,2%
0,3%
0,2%
1,0%
0,2%
1,0%
0,2%
0,2%
0,2%
0,7%
0,2%
0,7%
-
JIS C 61000 3-2 ou
IEC 61000 3-2
JIS C 61000 4-7 ou
IEC 61000 4-7
0,38 KV
6 ou 10
KV
35 ou 66
KV
110 KV
5,0%
4,0%
3,0%
2,0%
Ʃimpar
= 4,0%
Ʃimpar
= 3,2%
Ʃimpar
= 2,4%
Ʃimpar
= 1,6%
Ʃpar =
2,0%
Ʃpar =
1,6%
Ʃpar =
1,2%
Ʃpar =
0,8%
1,3 a 4,0%
-
-
-
< 1,0 pu
Austrália
U < 10
kV
< 0,8 pu
70
U > 100
kV
AS/NZS 61000 3-6 ou
IEC 61000 3-6
3,0%
-
10 KV ≤ U
≤ 100 KV
2,5%
-
2,0%
AS/NZS 61000 3-7 ou
IEC 61000 3-7
2.4 - Normas e recomendações internacionais para avaliação da QEE
2.4.1 - IEC – International Electrotechincal Commission
A IEC é uma organização mundial de normatização, cujo objetivo é promover a cooperação
internacional em questões relativas a normas/recomendações/orientações no contexto elétrico e
eletrônico. Com esta finalidade, a IEC publica documentos para uso internacional, os quais se
encontram no formato de normas, relatórios técnicos e manuais.
No que concerne aspectos relacionados à qualidade da energia elétrica, esta organização
disponibiliza uma série de documentos que trata de definição dos fenômenos e seus respectivos
indicadores, proposição de valores limites e apresentação de procedimentos e protocolos para a
medição e avaliação de desempenho. Os mesmos constituem a base de documentos identificada por
IEC 61000 – Electromagnetic compatibility (EMC). Assim, apresenta-se na sequência uma discussão das
recomendações existentes nesta base de documentos e que abordam aspectos relacionados aos
indicadores de qualidade do produto. Estes documentos, de um modo geral, contêm orientações que
podem subsidiar atividades de acompanhamento dos fenômenos que alteram os padrões de
fornecimento de energia elétrica nas redes de distribuição.

IEC 61000-3-2 – Limits for harmonic current emissions (equipment input current ≤ 16 A per
phase): este documento trata da limitação das correntes harmônicas injetadas no sistema de
distribuição. Assim, ele especifica os limites para as componentes harmônicas relacionadas
às correntes de entrada de equipamentos com uma corrente nominal de até 16 A por fase
[35];

IEC 61000-3-3 – Limitation of voltage changes, voltage fluctuations and flicker in public lowvoltage supply systems, for equipment with rated current ≤16 A per phase and not subject to
conditional connection: este documento está focado na limitação de flutuações e variações
de tensão no sistema de distribuição em baixa tensão. Ele especifica os limites para estes
fenômenos, quando da conexão de equipamentos elétricos e eletrônicos que possuem uma
corrente nominal inferior ou igual a 16 A por fase e alimentados por uma tensão fase-neutro
situada na faixa de 220 V a 250 V [36];

IEC 61000-3-4 – Limitation of emission of harmonic currents in low-voltage power supply
systems for equipment with rated current greater than 16 A: Esta recomendação técnica é
direcionada aos equipamentos elétricos e eletrônicos que possuem uma corrente nominal
superior a 16 A por fase e são alimentados por sistemas de distribuição em corrente
alternada com as seguintes características: tensão nominal de até 240 V, monofásica, dois
ou três fios; tensão nominal de até 600 V, trifásico, três ou quatro fios; frequência nominal
de 50 ou 60 Hz. Assim, especificam-se as informações necessárias para viabilizar a avaliação
71
da conexão de equipamentos às redes elétricas, quanto aos impactos sobre os indicadores
de distorção harmônica [37].

IEC 61000-3-5 – Limitation of voltage fluctuations and flicker in low-voltage power supply
systems for equipment with rated current greater than 75 A: Este documento trata da
emissão de perturbações devido a flutuações de tensão, quando da operação de
equipamentos elétricos e eletrônicos que apresentam uma corrente nominal superior a 75 A
[38].

IEC 61000-3-6 – Assessment of emission limits for the connection of distorting installations to
MV, HV and EHV power systems: Este documento fornece recomendações para avaliar as
emissões harmônicas dos consumidores conectados em sistemas de média, alta e extra-alta
tensão (consumidores de baixa tensão são avaliados por outras normas IEC) [11].

IEC 61000-3-7 – Assessment of emission limits for the connection of fluctuating installations to
MV, HV and EHV power systems: Este document fornece um guia para determiner as
recomendações em relação à conexão de cargas variáveis em sistemas de media, alta e
extra-alta tensão (consumidores de baixa tensão são avaliados por outras normas IEC) [34].

IEC 61000-3-11: Limitation of voltage changes, voltage fluctuations and flicker in public lowvoltage supply systems - Equipment with rated current ≤ 75 A and subject to conditional
connection: Este documento da IEC 61000 está centrado na emissão de variações e
flutuações de tensão produzidas por equipamentos conectados às redes de distribuição em
baixa tensão. Dessa maneira, ele especifica os limites para tais fenômenos, quando da
avaliação de equipamentos com corrente nominal inferior a 75 A [39].

IEC 61000-3-12: Limits for harmonic currents produced by equipment connected to public
low-voltage systems with input current >16 A and ≤ 75 A per phase: a IEC 61000-3-12 trata da
limitação das correntes harmônicas injetadas no sistema de distribuição, no sentido de
definir limites para a emissão harmônica de equipamentos elétricos e eletrônicos com
corrente nominal superior a 16 A e inferior a 75 A por fase, os quais conectam em redes
com as seguintes características: tensão nominal de até 240 V, monofásica, dois ou três fios;
tensão nominal de até 600 V, trifásico, três ou quatro fios; frequência nominal de 50 ou 60
Hz [40].

IEC 61000-3-13: Assessment of emission limits for the connection of unbalanced installations
to MV, HV and EHV power systems: Esta parte do IEC 61000 fornece orientações sobre os
princípios que podem ser usados como base para determinar os requisitos para a conexão
de instalações desequilibradas (instalações que introduzem desequilíbrios de tensão) em
redes elétricas de média, alta e extra alta tensão [41].
72

IEC 61000-3-14: Assessment of emission limits for harmonics, interharmonics, voltage
fluctuations and unbalance for the connection of disturbing installations to LV power systems:
Este documento provê informações que podem ser usadas como base para determinar os
requisitos para a conexão em sistemas de distribuição em baixa tensão de instalações
perturbadoras, as quais se caracterizam por: emissão de correntes harmônicas e inter
harmônicas, flutuações, variações e desequilíbrios de tensão[42].

IEC 61000-4-7: General guide on harmonics and interharmonics measurements and
instrumentation, for power supply systems and equipment connected thereto: Destina-se à
instrumentação destinada para a medição de componentes espectrais de frequência inferior
a 9 kHz, as quais são sobrepostas às componentes fundamentais de sistemas de
fornecimento de energia em 50 ou 60 Hz [27].

IEC 61000-4-15: Flickermeter - Functional and design specifications: Este documento fornece
uma especificação para a implementação de um aparelho destinado à avaliação dos níveis
de flutuação de tensão. As características do flickermeter contidas neste documento se
referem apenas às medições de 120 V e 230 V, 50 Hz e 60 Hz [24].

IEC 61000-4-30: Power quality measurement methods: Esta norma técnica define os métodos
para a medição dos indicadores de qualidade da energia em redes elétricas a 50 ou 60 Hz,
sendo que as metodologias descritas proporcionam resultados de medição confiáveis e
repetíveis, independentemente da implementação do método. Assim, os fenômenos
considerados neste documento são frequência de alimentação, a magnitude da tensão de
alimentação, flutuações de tensão, afundamentos e elevações de tensão, interrupções de
tensão, fenômenos transitórios, desequilíbrio de tensão, harmônicas e inter harmônicos de
tensão [23].
2.4.2 - IEEE – Institute of Electrical and Electronic Engineers
As normas IEEE de qualidade de energia não apresenta uma documentação estruturada e
compreensiva comparada às normas IEC. No entanto, elas fornecem um conhecimento mais prático e
teórico do fenômeno, tornando uma referência mais aplicada, mesmo fora dos Estados Unidos. A
seguir encontra-se as principais normas IEEE utilizadas em relação à área de qualidade de energia.

IEEE 519 - Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical
Power Systems:
Este documento é utilizado como um guia no projeto de sistemas de energia com cargas não
lineares. Os limites indicados são para operação em regime permanente e são
73
recomendados em situações de “pior caso”. Além disso, vale ressaltar que os limites
fornecidos nesse documento são apenas recomendações [9].
Limites recomendados para harmônicas
No ponto de acoplamento comum, as concessionárias de energia devem limitar a tensão
harmônica fase-neutro como segue:


Percentil 99% diário em curto período de 3s. Os valores devem ser menor que 1,5 vezes os
valores fornecidos na Tabela 57.
Percentil 95% semanal em curto período de 10min. Os valores devem ser menor que
aqueles fornecidos na Tabela 57.
Todos os valores devem ser em percentagem da tensão fundamental no ponto de acoplamento
comum.
Tabela 57 - Limites de distorção de tensão
Tensão PAC
≤ 1,0 KV
1,0 KV ≤ U ≤ 69 KV
69,001 KV ≤ U ≤ 161 KV
≥ 161 KV
Harmônica
Individual (%)
5
3
1,5
1
Distorção harmônica
total (%)
8
5
2,5
1,5
No ponto de acoplamento comum com tensão entre 120 V a 69 KV, os consumidores devem
limitar a corrente harmônica como segue:



Percentil 99% diário em curto período de 3s. As correntes harmônicas devem ser menor
que 2 vezes os valores fornecidos na Tabela 58.
Percentil 99% semanal em curto período de 10min. As correntes harmônicas devem ser
menor que 1,5 vezes os valores fornecidos na Tabela 58.
Percentil 95% semanal em curto período de 10min. As correntes harmônicas devem ser
menor que aquelas fornecidas na Tabela 58.
Todos os valores devem ser em percentagem da máxima corrente média anual solicitada, IL.
Tabela 58 - Limites de distorção de corrente para sistemas entre 120 V a 69 KV
Máxima corrente de distorção harmônica em percentagem de IL
Ordem harmônica individual (Harmônicas ímpares)
ISC/IL
<11 11 ≤ h < 17 17 ≤ h < 23 23 ≤ h ≤<35 h ≥ 35
<20*
4
2
1,5
0,6
0,3
>20 e <50
7
3,5
2,5
1
0,5
>50 e <100
10
4,5
4,0
1,5
0,7
>100 e <1000
12
5,5
5,0
2
1
>1000
15
7
6,0
2,5
1,4
TDD
5
8
12
15
20
74
Harmônicas pares são limitadas a 25% dos limites indicados acima às harmônicas ímpares
Distorções de corrente que resultam em uma componente contínua
*Toda equipamento de geração de energia é limitado a estes valores de distorção de
corrente, independentemente do valor real ISC/IL
Onde ISC é a máxima corrente de curto-circuito no PAC e IL é a máxima corrente de carga
solicitada (componente da frequência fundamental) no PAC sob condições normais de
operação.
No ponto de acoplamento comum com tensão entre 69,001 KV a 161 KV, os consumidores
devem limitar a corrente harmônica como segue:



Percentil 99% diário em curto período de 3s. As correntes harmônicas devem ser menor
que 2 vezes os valores fornecidos na Tabela 59.
Percentil 99% semanal em curto período de 10min. As correntes harmônicas devem ser
menor que 1,5 vezes os valores fornecidos na Tabela 58.
Percentil 95% semanal em curto período de 10min. As correntes harmônicas devem ser
menor que aquelas fornecidas na Tabela 58.
Todos os valores devem ser em percentagem da máxima corrente média anual solicitada, IL.
Tabela 59 - Limites de distorção de corrente para sistemas entre 69,001 KV a 161 KV
Máxima corrente de distorção harmônica em percentagem de IL
Ordem harmônica individual (Harmônicas ímpares)
ISC/IL
<11 11 ≤ h < 17 17 ≤ h < 23 23 ≤ h ≤<35 h ≥ 35
<20*
2
1
0,75
0,3
0,15
>20 e <50
3,5
1,75
1,25
0,5
0,25
>50 e <100
5
2,25
2
0,75
0,35
>100 e <1000
6
2,75
2,5
1
0,5
>1000
7,5
3,5
3
1,25
0,7
TDD
2,5
4
6
7,5
10
Harmônicas pares são limitadas a 25% dos limites indicados acima às harmônicas ímpares
Distorções de corrente que resultam em uma componente contínua
*Toda equipamento de geração de energia é limitado a estes valores de distorção de
corrente, independentemente do valor real ISC/IL
Onde ISC é a máxima corrente de curto-circuito no PAC e IL é a máxima corrente de carga
solicitada (componente da frequência fundamental) no PAC sob condições normais de
operação.
No ponto de acoplamento comum com tensão acima de 161,001 KV, os consumidores
devem limitar a corrente harmônica como segue:


Percentil 99% diário em curto período de 3s. As correntes harmônicas devem ser menor
que 2 vezes os valores fornecidos na Tabela 60.
Percentil 99% semanal em curto período de 10min. As correntes harmônicas devem ser
menor que 1,5 vezes os valores fornecidos na Tabela 60.
75

Percentil 95% semanal em curto período de 10min. As correntes harmônicas devem ser
menor que aquelas fornecidas na Tabela 60.
Todos os valores devem ser em percentagem da máxima corrente média anual
solicitada, IL.
Tabela 60 - Limites de distorção de corrente para sistemas entre 69,001 KV a 161 KV
Máxima corrente de distorção harmônica em percentagem de IL
Ordem harmônica individual (Harmônicas ímpares)
ISC/IL
<11 11 ≤ h < 17 17 ≤ h < 23 23 ≤ h ≤<35 h ≥ 35 TDD
<25*
1
0,5
0,38
0,15
0,1
1,5
>25 e <50
2
1
0,75
0,3
0,15
2,5
≥ 50
3
1,5
1,15
0,45
0,22
3,75
Harmônicas pares são limitadas a 25% dos limites indicados acima às harmônicas
ímpares
Distorções de corrente que resultam em uma componente contínua
*Toda equipamento de geração de energia é limitado a estes valores de
distorção de corrente, independentemente do valor real ISC/IL
Onde ISC é a máxima corrente de curto-circuito no PAC e IL é a máxima corrente de carga
solicitada (componente da frequência fundamental) no PAC sob condições normais de
operação.
Limites recomendados para tensão inter-harmônica
Para componentes inter-harmônicas, as concessionárias de energia podem limitar as
tensões inter-harmônicas (percentil 95% semanal) aos valores apresentados na Figura 2 para
componentes inter-harmônicas até 120 Hz e considerando frequência fundamental de 60 Hz.
Vale ressaltar que os limites sugeridos são baseados na avaliação do efeito de cintilação
luminosa utilizando as técnicas de medição de acordo com IEEE Std. 1453 [43] e IEC Std.
61000-4-15 [24]. Estes limites correlacionam com índice de severidade de cintilação luminosa,
Pst, igual a 1,0 pu, considerando sistemas em 60 Hz. A Tabela 61 apresentam valores numéricos
extraídos da Figura 2 para tensão no PAC menor que 1 KV.
76
Figura 2: Limites de tensão inter-harmônica baseados no efeito de cintilação luminosa para sistemas 60 Hz.
Frequência
(Hz)
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26

Tabela 61 - Limites de tensão inter-harmônica extraídos da Figura 2.
Magnitude Frequência Magnitude Frequência Magnitude Frequência
(%)
(Hz)
(%)
(Hz)
(%)
(Hz)
5
27
1,78
38
0,81
49
4,5
28
1,64
39
0,78
50
3,9
29
1,54
40
0,71
51
3,45
30
1,43
41
0,64
52
3
31
1,33
42
0,57
53
2,77
32
1,26
43
0,50
54
2,53
33
1,20
44
0,48
55
2,3
34
1,13
45
0,43
56
2,15
35
1,05
46
0,38
57
2,03
36
0,95
47
0,34
58
1,9
37
0,85
48
0,31
59
Magnitude
(%)
0,28
0,25
0,23
0,25
0,27
0,29
0,35
0,40
0,58
0,77
0,95
IEEE 1453 - IEEE Recommended Practice—Adoption of IEC 61000-4-15:2010,
Electromagnetic compatibility (EMC)—Testing and measurement techniques—
Flickermeter—Functional and design specifications
Este documento adota a norma IEC 61000-4-15, a qual fornece especificações funcional e de
projeto para medição do efeito de cintilação luminosa a fim de indicar a percepção correta
de flicker. O objetivo da IEC 61000-4-15 é fornecer básicas informações para o projeto e a
instrumentação de um flickermeter analógico ou digital. Vale ressaltar que não são
fornecidos valores limites para o índice de severidade de flicker [43].

IEEE 1159 - IEEE Recommended Practice for Monitoring Electric Power Quality
A proposta deste documento é orientar os consumidores na medição e interpretação da
informação relacionada ao fenômeno eletromagnético responsável por causar problemas de
77
qualidade de energia. O documento define o fenômeno da qualidade de energia a fim de
facilitar a comunicação dentro da comunidade científica. Além disso, define-se uma opinião
de senso comum sobre segurança e métodos aceitáveis para a monitoração de sistemas
elétricos e interpretação dos resultados. Por fim, esta recomendação prática oferece um
tutorial referente aos distúrbios do sistema de energia bem como suas causas comuns [44].
2.4.3 - ANSI – American National Standard Institute
O American National Standards Institute (ANSI) atua como administrador e coordenador da
normalização voluntária dos Estados Unidos há mais de 90 anos. Fundada em 1918 por cinco
sociedades de engenharia e três órgãos governamentais, o Instituto continua a ser uma organização
privada, sem fins lucrativos, apoiada por um público diversificado de organizações privadas e do setor
público.
A norma dentro do contexto de qualidade de energia deste órgão é a ANSI – C84.1 (American
National Standard), aprovada pelo ANSI (American National Standards Institute), sendo a última
revisão em 2011[45], estabelece valores nominais de tensão e tolerâncias operacionais para sistemas
de 100V a 1.200 kV em 60Hz, não inclui variação momentânea de tensão. Este documento classifica a
tensão em dois tipos, tensão de serviço e tensão de utilização, sendo:

Tensão de serviço: A tensão no ponto em que o sistema elétrico do fornecedor e do
sistema elétrico do usuário está conectado;
Tensão de utilização: A tensão nos terminais de linha de equipamento de utilização.


Portanto, para tensões de sistemas nominais comuns, o intervalo recomendado de acordo com
ANSI C84.1 serão conforme indicados na Tabela 62.
Tabela 62 - Faixa de utilização de tensão ANSI C84.1-2011
Tensão Nominal
(kV)
Baixa
Tensão
Média
Tensão
Alta
Tensão
0,12 < U ≤ 0,6
0,6 < U ≤ 69
115 < U ≤ 230
Tensão de Serviço
Ideal
Aceitável
Min
Max
Min
Max
Tensão de Utilização
Ideal
Aceitável
Min
Max
Min
Max
95%
105%
91,6%
106%
91,6%
105%
88%
106%
97,5 %
105%
90,0%
106%
90,0%
105%
86%
106%
----
105%
----
----
----
105%
----
----
Para o desequilíbrio de tensão de um sistema polifásico é expresso em valores percentuais e
calculados conforme (38):
78
𝐹𝐷𝑉(%) =
𝐷𝑉𝑀𝑎𝑥
∙ 100
𝑉𝑀𝑒𝑑
(38)
Onde:
FDV% – Fator de desequilíbrio de tensão, expresso em porcentagem da tensão média.
VMed – Tensão calculada pela média aritmética das tensões trifásicas, expressa em Volt.
DVMax –Maior desvio entre as tensões trifásicas e o valor médio (VMed), expresso em Volt.
A norma ANSI – C84.1-2011 recomenda que, os sistemas de suprimento elétrico devem ser
projetados e operados de modo a limitar o máximo desequilíbrio de tensão em 3%, sob condições a
vazio.
2.4.4 - ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas
Fundada em 1940, a Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) é o órgão responsável
pela normalização técnica no país, fornecendo a base necessária ao desenvolvimento tecnológico
brasileiro. É uma entidade privada, sem fins lucrativos, reconhecida como único Foro Nacional de
Normalização através da Resolução n.º 07 do CONMETRO, de 24.08.1992.
No que concerne aspectos relacionados à qualidade da energia elétrica, esta organização
disponibiliza da norma ABNT NBR IEC 61000-4-30 [46], tradução da IEC 61000-4-30, no qual define
os métodos para medição e interpretação dos resultados de parâmetros da qualidade da energia
elétrica em sistemas de alimentação em corrente alternada a 50/60 Hz.
2.4.5 - Considerações finais
As normas internacionais citadas nesta seção, no âmbito internacional (IEC, IEEE e ANSI),
formam os principais critérios que objetivam uma boa qualidade de energia. Nota-se que as normas
adotadas por diversos países são baseadas nas recomendações IEC. Por exemplo, a recomendação no
Brasil, no contexto da qualidade de energia (ABNT NBR IEC 61000-4-30), é uma tradução da IEC
61000-4-30. A Tabela 63 destaca as principais normas IEC que geralmente são utilizadas como base
para a formação de regulamentação da qualidade de energia no mundo. As normas IEEE 519, IEEE
1453, IEEE 1159 e ANSI C84.1, são as normas que os Estados Unidos utilizam no contexto da
qualidade de energia. Alguns países utilizam recomendações das normas IEC e IEEE em conjunto.
79
Tabela 63 - Principais normas IEC adotadas aos órgãos em desenvolvimento e às concessionárias no mundo.
Parte
Parâmetro
Parte 2
Ambiente Eletromagnético
Todos
Distorção
Harmônica
Parte 3
Limites
Parte 4
Técnicas de Teste e
Medição
Flutuação de
Tensão
Desequilíbrio
de Tensão
Distorção
Harmônica
Flutuação de
Tensão
Qualidade de
Energia
Publicação IEC
IEC 61000-2-2
IEC 61000-2-12
IEC 61000-3-2 (≤ 16A/fase)
IEC 61000-3-12 (≤ 75A/fase)
IEC 61000-3-6
IEC 61000-3-3 (≤ 16A/fase)
IEC 61000-3-11 (≤ 75A/fase)
IEC 61000-3-7
IEC 61000-3-13
Classe de
Tensão
Baixa
Média ou Alta
Baixa
Média ou Alta
Baixa
Média ou Alta
Baixa
Média ou Alta
IEC 61000-4-7
Todas
IEC 61000-4-15
Todas
IEC 61000-4-30
Todas
Verifica-se que a regulação da qualidade de energia atualmente encontra-se menos avançada e
detalhada quando comparada por exemplo com a regulação de continuidade de fornecimento de
energia. Este cenário justifica-se pela elevada complexidade envolvida na regulação da qualidade de
tensão. No entanto, nota-se que a relevância da qualidade de energia e consequentemente a
necessidade de regulação tem aumentado mundialmente nos últimos anos.
80
3 - Pesquisas na área de Qualidade da Energia Elétrica
Esta seção se destina apresentação das principais referências bibliográficas e pesquisas
realizadas no Brasil e exterior, as quais podem subsidiam o processo de aperfeiçoamento dos
requisitos de qualidade do produto. Tal levantamento visa a obtenção de informações sobre a
proposição de indicadores e sistemas de medição para a avaliação dos diversos fenômenos que afetam
a qualidade da energia, bem como mecanismos existentes em território nacional e internacional que
auxiliem a definição de valores limites.
Neste particular, é importante destacar que o processo da divulgação e acesso ao conhecimento
se constitui em uma ação dinâmica, e devido a isso e outros fatores, pode ocorrer omissão de um ou
outro documento no corpo do presente relatório. Caso isto venha a ser detectado, as novas fontes de
referência serão oportunamente incorporadas aos trabalhos futuros. Não obstante tal ressalva, as
publicações encontradas e avaliadas até o presente resultaram no seguinte conjunto de referências
bibliográficas:


Relatórios finais de projetos de Pesquisa e Desenvolvimento regularizados pela Agência
Nacional de Energia Elétrica (P&D/ANNEL);
Artigos técnico-científicos abordando aspectos relacionados ao monitoramento da
qualidade da energia.
Assim, apresenta-se na sequência, uma síntese dos documentos encontrados nas diversas
fontes pesquisadas.
3.1 - Projetos de P&D/ANEEL
3.1.1 - Sistema de Gestão de Qualidade de Energia Elétrica – Grupo Rede [47]




Realização: ENERQ/USP (Centro de Estudos de Regulação e Qualidade da Energia –
Universidade de São Paulo), Grupo Rede;
Ano: 2004/2006;
Natureza: Caracterização de distúrbios;
Descrição: O sistema de gestão foi concebido para apurar indicadores de fenômenos de
curta duração (afundamentos e elevações de tensão de curta-duração) e fenômenos de
longa duração (níveis de tensão, desequilíbrios de tensão, distorções harmônicas de tensão
e harmônicas individuais) e flicker. Foram definidos indicadores e formas de apuração para
cada fenômeno de interesse com base nas exigências de órgãos reguladores nacionais,
quando existentes, ou normas e referências internacionais como a IEC e CEA, quando não há
as nacionais. Os indicadores dos fenômenos considerados são obtidos por meio do software
denominado InterQuali – Módulo Estatístico. Esse software faz o processamento das
81
medições das grandezas relativas aos fenômenos definidos e obtêm os indicadores. Esses
indicadores são armazenados em uma base de dados definida especificamente para
fenômenos de qualidade de energia elétrica. A metodologia empregada consiste,
basicamente, em aquisição das informações dos pontos de medição, verificação da
compatibilidade e coerência dessas informações e tratamentos estatísticos das mesmas,
gerando os indicadores. Com essa metodologia pretende-se avaliar a qualidade da energia
de um sistema de distribuição frente aos fenômenos de interesse.
Os tratamentos estatísticos produzem indicadores de fenômenos de curta e de longa
duração. Para os fenômenos de longa duração e flicker é proposta a obtenção de indicadores
de valores diários e semanais, correspondentes às probabilidades acumuladas de 5 %, 50 %,
95 %, 99 % e valor máximo, dos registros de saída dos medidores. Para os fenômenos de
VTCDs (afundamentos ou elevações) é proposta a obtenção dos valores correspondentes ao
número de ocorrências para um período de avaliação maior, classificando as perturbações
por faixas de amplitude e de duração.
Os resultados do tratamento estatístico permitem fazer diagnósticos de avaliação da
qualidade de energia dos fenômenos englobados pelo sistema através de relatórios de saída
padronizados, agrupando as informações dos indicadores calculados e realizando
agregações de fases, temporais e espaciais (indicadores coletivos).
Esses relatórios podem ser gerados para cada local de medição ou para um conjunto
determinado de locais, permitindo avaliar o comportamento de uma determinada região
específica ou de todo o sistema por meio de gráficos e tabelas especificados. Dessa forma,
constituem fontes de informações úteis na determinação do desempenho dos locais de um
sistema elétrico frente a cada um dos fenômenos avaliados. Os resultados dessas análises
podem auxiliar na ligação de novos consumidores com processos industriais sensíveis, na
mitigação de problemas oriundos dos distúrbios provocados pelos fenômenos de QEE
considerados e na averiguação da propagação das perturbações e da adequação dos
padrões propostos, fornecendo subsídios para balizar alguma proposta de normalização dos
valores de indicadores esperados para cada fenômeno. Dessa forma, o processamento
dessas medições e a obtenção dos indicadores em relatórios de saída padronizados
constituem um conjunto de informações sobre o desempenho das redes elétricas que
permite a gestão dos indicadores de qualidade de energia.
Esta metodologia foi implantada em quatro locais numa área piloto definida,
constituindo um sistema de monitoração, que ficou instalado por um período de um ano.
Nesse caso, o sistema de gestão de indicadores de qualidade de energia elétrica
desenvolvido pode fornecer os indicadores definidos continuamente a cada semana, para
todas as semanas do ano. Esse sistema de gestão foi concebido para permitir às
concessionárias o acompanhamento dos indicadores ao longo do tempo servindo de
balizamento das ações de investimento, para a melhoria dos níveis desses indicadores.
82
3.1.2 - Sistema de Gestão da Qualidade da Energia Elétrica - GERQUALI [48]




Realização: Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais (PUC-MG), Escola Federal de
Engenharia de Itajubá (EFEI), CEMIG Distribuição;
Ano: 2002/2003;
Natureza: Caracterização de distúrbio;
Descrição: Os objetivos deste projeto de pesquisa e desenvolvimento foram direcionados
para:
 Desenvolvimento de metodologia para: cálculo de afundamentos de tensão
desequilibrados; obtenção do tempo de atuação da proteção; Desenvolvimento de
um sistema especialista utilizando as técnicas de reconhecimento de padrões
identificadas e o banco de dados de qualidade da energia elétrica; Sistema
computacional multi-acesso, tornando a base de dados de QEE e os aplicativos
desenvolvidos, acessáveis via a internet;
 - Desenvolvimento de software: Incorporação ao software para cálculo estocástico
de afundamento de tensão, de rotinas para: cálculo de índices relativos a
afundamentos desequilibrados; Cálculo do tempo de duração do afundamento
através de programa de cálculo coordenação da proteção; Sistema especialista, com
o objetivo de reconhecimento de padrões e definição de tendências, possibilitando a
aceleração do processo de estimativa, e a garantia de índices de certeza
preestabelecidos, para os índices de desempenho calculados; Rotinas de interface
entre o SGQEE e um servidor de aplicação (utilizando soluções do tipo ODBC ou
JDBC), e entre este último e um servidor WEB; Índices de QEE obtidos de
monitoramento de uma rede experimental na Região Metropolitana de Belo
Horizonte (rede implantada no projeto anterior); Monitoramento do Sistema;
Obtenção de índices de desempenho para as barras monitoradas.
Assim, tinha-se por objetivo a melhoria de processos internos, com possibilidade de
executar procedimentos de cálculo e análise de QEE de uma forma automática e eficiente,
disponibilização de informação referente a QEE. Além do mais, fornecimento de
informações especializadas para os consumidores, subsídio de informação para
planejamento e operação do sistema elétrico.
Os resultados alcançados com esta pesquisa consistiram nos seguintes itens:
Metodologia e software para cálculo de afundamentos de tensão desequilibrados;
Integração de um programa de coordenação de proteção ao software SCEAT para a
obtenção da duração dos afundamentos; Desenvolvimento de um sistema especialista
utilizando as técnicas de reconhecimento de padrões identificadas no primeiro ciclo do
projeto; Sistema computacional multi-acesso, que torna a base de dados de QEE e os
aplicativos desenvolvidos, acessáveis via a internet; Índices de desempenho para as barras
monitoradas.
83
3.1.3 - Modelo de forno a arco compensado [49]




Realização: PUC (Pontifícia Universidade Católica) Minas, CEMIG Geração e Transmissão;
Ano: 2000/2001;
Natureza: Caracterização de distúrbio;
Descrição: Este projeto teve por objetivo o desenvolvimento de um modelo computacional
para a simulação de fornos a arco compensados, visando avaliar as perturbações causadas
por este tipo de carga no sistema elétrico supridor, bem como determinar os ganhos obtidos
com equipamentos de mitigação tais como reatores, capacitores série e compensadores
estáticos de reativos. Dessa maneira, o produto principal deste projeto consistiu no
desenvolvimento de um software que agrega o modelo do forno a arco e,
consequentemente, proporciona a realização de análises de planejamento da expansão do
sistema elétrico, as quais se realizam antes da conexão destas cargas.
3.1.4 - Projeto e desenvolvimento de um restaurador dinâmico de tensão [50]



Realização: UFMG (Universidade Federal de Minas Gerais), CEMIG Distribuição;
Ano: 1999/2000;
Natureza: Dispositivo mitigador;
 Descrição: Esta pesquisa realizou o projeto e desenvolvimento de um protótipo de um
restaurador dinâmico de tensão, o qual possui a potência nominal de 200 kVA em 440 V.
Assim, pretendeu-se conhecer e avaliar a tecnologia de restauradores dinâmicos de tensão,
bem como realizar o desenvolvimento de softwares de auxílio ao projeto destes dispositivo.
3.1.5 - Desenvolvimento de um sistema de compensação ativa de harmônicos [51]




Realização: FUPAI (Fundação de Pesquisa e Assessoramento à Industria), CPFLPiratininga;
Ano: 2002/2003;
Natureza: Dispositivo mitigador;
Descrição: O objetivo do projeto foi o desenvolvimento de um protótipo de um
Compensador Ativo de Harmônicos para instalação direta na rede de distribuição
secundária com finalidade de eliminar os harmônicos gerados por cargas não lineares
conectadas ao sistema. O dispositivo proposto é um equipamento construído com
semicondutores de potência, o qual, através de mecanismos de controle próprios, elimina os
84
harmônicos de tensão e corrente da rede em que ele está ligado, independentemente da
ordem desses harmônicos, da intensidade e de possíveis desbalanços encontrados entre as
grandezas elétricas de cada fase.
3.1.6 - Desenvolvimento de um instrumento de aquisição de grandezas elétricas para
utilização no monitoramento da qualidade de Energia Elétrica em barras de distribuição
[52]




Realização: LACTEC – Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento, COPEL
Distribuição;
Ano: 2001/2002;
Natureza: Sistema de medição de qualidade da energia elétrica;
Descrição: Este projeto teve por objetivo o desenvolvimento de um instrumento aplicado
às barras e alimentadores de subestações, com vistas ao monitoramento dos indicadores de
qualidade da energia elétrica. Nesse sentido, o sistema inclui terminais de acesso remoto,
permitindo o acompanhamento das grandezas registradas de forma on line. Dentre os
indicadores monitorados estão aqueles relativos às flutuações de tensão, às distorções
harmônicas, aos desequilíbrios de tensão e às variações de tensão de curta duração.
3.1.7 - Desenvolvimento de protótipos para avaliação do instrumento de aquisição de
grandezas elétricas para monitoramento de qualidade da energia elétrica em barras de
distribuição (medidor de qualidade da energia) [53]




Realização: LACTEC – Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento, COPEL
Distribuição;
Ano: 2009;
Natureza: Sistema de medição de qualidade da energia elétrica;
Descrição: Neste projeto, o qual é uma continuação dos trabalhos iniciados em projetos
anteriores entre LACTEC e COPLE, foi desenvolvido o cabeça de série de um sistema de
monitoramento da qualidade da energia elétrica para subestações de distribuição. Este
sistema é composto por equipamentos monitores, batizados de Power Quality Meters (PQM)
e por um software de supervisão e visualização remota. O PQM efetua medições periódicas e
oscilográficas de tensão, frequência, distorção harmônica total de tensão, frequências
harmônicas individuais até a 50ª e desequilíbrio de tensão para cada circuito, com
resolução de 128 amostras por ciclo. As oscilografias possuem disparo através de níveis
configuráveis para cada parâmetro e independentes por canal. Todos os registros são
referenciados através de conexão com sinal de sincronismo temporal via GPS, bem como
gerados são enviados a um servidor, que os disponibiliza na rede local da concessionária,
sendo esta transmissão realizada por rede Ethernet ou por linha telefônica. O software de
85
supervisão possibilita tanto a visualização dos dados registrados pelos PQMs como a sua
configuração remota.
O sistema desenvolvido foi testado em ambientes reais de subestações desde a sua
construção e instalação, vindo a apresentar pleno funcionamento com poucas correções de
software. Assim, em uma análise qualitativa, o projeto foi bem sucedido, uma vez que se
atingiu o objetivo inicial de gerar um sistema plenamente funcional para o monitoramento
da qualidade da energia elétrica em barras de subestações. Além disto, o sistema se mostrou
robusto o suficiente para poder ser replicado em escala industrial sem receios quanto a
problemas de hardware. Desta forma, o sistema implantado foi utilizado de forma prática
pelos analistas da Copel Distribuição, o que confirma a utilidade prática do sistema
desenvolvido e viabiliza o plano estratégico desta concessionária em monitorar,
continuamente e em tempo real, os parâmetros da QEE.
3.1.8 - Desenvolvimento de uma metodologia de análise das distorções harmônicas
produzidas por lâmpadas fluorescentes compactas na rede de distribuição [54]




Realização: LACTEC – Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento, COPEL
Distribuição;
Ano: 2001/2002;
Natureza: Caracterização de distúrbio;
Descrição: Este projeto de pesquisa teve por objetivo elaborar uma metodologia para a
análise do impacto causado pela larga aplicação das lâmpadas fluorescentes compactas nos
sistemas de distribuição, apontando os eventuais problemas decorrentes da utilização
destas cargas e as alternativas preventivas e corretivas para a atenuação dos respectivos
impactos no ponto de conexão. Assim, os resultados provenientes deste trabalho se
caracterizam por:
 Realização de ensaios laboratoriais com vistas ao levantamento das características
elétricas de lâmpadas fluorescentes, com enfoque nas distorções harmônicas geradas
por tais dispositivos;
 Desenvolvimento de modelos representativos das lâmpadas fluorescentes, e
respectiva implementação computacional, tendo em vista a realização de estudos de
fluxo harmônico no sistema de distribuição da COPEL;
 Realização de medições em campo em circuitos de distribuição do sistema elétrico
da COPEL. As campanhas de medição realizadas objetivaram o conhecimento das
características elétricas do sistema, com vistas a obtenção de indicadores de
qualidade da energia, dentre os quais se destacam as distorções harmônicas de
tensão e corrente, fator de desequilíbrio, corrente de neutro, antes e após a
instalação das respectivas cargas.
86
3.1.9 - Desenvolvimento de modelos digitais para estudos dos impactos na média e baixa
tensão devido a equipamentos eletro-eletrônicos e cargas não lineares [55]




Realização: COPPE/UFRJ (Universidade Federal do Rio de Janeiro), AMPLA (Companhia de
Eletricidade do Rio de Janeiro);
Ano: 2003/2005;
Natureza: Caracterização de distúrbio;
Descrição: O aumento expressivo de cargas não-lineares nos sistemas elétricos tem
preocupado bastante os diversos agentes do setor elétrico. Em particular, as distribuidoras
de energia elétrica têm procurado analisar os impactos na qualidade de seu fornecimento
que resultam da conexão crescente deste tipo de carga. Dentre as diversas cargas
residenciais podem ser encontrados inúmeros equipamentos que, por sua natureza elétrica,
apresentam comportamento não-linear. Entre eles podem ser citados os televisores, os
aparelhos de som, os microcomputadores, os carregadores de baterias, os controladores de
luminosidade e etc.
Adicionalmente, pequenas e médias indústrias, geralmente conectadas a sistemas de
distribuição, têm utilizado processos cada vez mais complexos, baseados na automação
industrial. A adoção de processos industriais modernos passa pelo emprego de
equipamentos sensíveis, geralmente controlados por microprocessadores e conversores
eletrônicos de potência, baseados em dispositivos semicondutores. Os referidos processos e
equipamentos exigem suprimento de energia de alta qualidade. Todavia, por apresentarem
comportamento não-linear, contribuem frequentemente para a deterioração da qualidade
da energia elétrica. A maior parte destes equipamentos injeta alto conteúdo harmônico de
corrente na rede, podendo contribuir para sobrecargas e para o aumento de perdas.
A principal motivação deste projeto se centrou na capacitação técnica e no
desenvolvimento de novas ferramentas para a análise de redes de distribuição, com ênfase
na qualidade do fornecimento. A estratégia de análise incluiu medições de campo que
subsidiaram o desenvolvimento de um banco de dados de cargas não-lineares para
simulação digital. Adicionalmente, foram desenvolvidos modelos para os principais
elementos das redes de distribuição (alimentadores, ramais, bancos de capacitores, chaves e
etc), permitindo a simulação de fenômenos relacionados à qualidade de energia elétrica.
3.1.10 - Pesquisa e aplicação de restauradores dinâmicos de tensão (DVR) para linhas de
distribuição [56]



Realização: LACTEC – Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento, COPEL
Distribuição;
Ano: 2010/2011;
Natureza: Dispositivo mitigador;
87

Descrição: Este projeto tem como foco central o desenvolvimento e aplicação de um
dispositivo para restauração dinâmica de tensão, o qual se destina a mitigar os efeitos
relacionados à ocorrência de afundamentos de tensão em sistemas de distribuição.
3.1.11 - Desenvolvimento de um regulador de tensão com comutador eletrônico de tap
(RECET) [57]




Realização: COPPE/UFRJ (Universidade Federal do Rio de Janeiro), Bandeirante energia;
Ano: 2006/2008;
Natureza: Dispositivo mitigador;
Descrição: Os reguladores de tensão são amplamente utilizados nos sistemas brasileiros de
distribuição há décadas. Estes equipamentos são baseados em comutadores automáticos
eletromecânicos que possibilitam um bom desempenho na regulação da tensão em regime
permanente. Entretanto, o tempo de resposta dos reguladores mecânicos de tensão,
normalmente em torno de 5 a 8 segundos, não são rápidos o suficiente para regular
variações de tensão de curta duração. Assim, este projeto de pesquisa teve como principal
objetivo o desenvolvimento de um regulador de tensão que emprega um comutador
eletrônico de taps, o qual possibilita ao dispositivo uma melhor resposta dinâmica. O
dispositivo proposto neste projeto foi concebido na forma de um protótipo demonstrativo
de baixa tensão, o qual possuiu as seguintes características:
 Sistema de comutação em carga "on-load tap changer" baseado em dispositivos
semicondutores de potência (tiristores), com tempos de resposta a partir de meio
ciclo da frequência fundamental do sistema CA;
 Topologia eletromagnética que permita a comutação direta entre quaisquer taps,
evitando a comutação sequencial e reduzindo assim o tempo total de comutação;
 Desempenho otimizado para a correção de Variações de Tensão de Curta Duração
(VTCDs), por meio da comutação direta entre os TAPs do regulador.
3.1.12 - Central Integrada de Inteligência da Qualidade [58]




Realização: UNICAMP (Universidade de Campinas), Reason Tecnologia, Expertise
Engenharia, CPFL;
Ano: 2007/2008;
Natureza: Sistema de medição de qualidade da energia elétrica;
Descrição: A CIQ (Central Integrada da Qualidade de Energia Elétrica) foi desenvolvida
para prover um suporte computacional completo e adequado para respaldar todas as
atividades relacionadas à qualidade da energia, atendendo suas várias interfaces com o
88
processo elétrico, com órgãos reguladores, com o planejamento da instalação, com sua
operação e com o desempenho das plantas de clientes. Baseado no desenvolvimento de
medidores de qualidade da energia de baixo custo e utilizando o princípio da extração
direta dos indicadores de QEE através de medições locais de tensão e corrente, a CIQ
permite o monitoramento de diversos pontos da rede elétrica e o envio, através de um
sistema de telemetria, dos indicadores normatizados a uma central. Assim, o custo da
“qualimetria” se torna baixo para o conteúdo qualitativo e quantitativo dos dados obtidos,
permitindo que a concessionária tenha um verdadeiro monitoramento de qualidade da
energia em tempo real. De forma automática, relatórios e estudos analíticos são produzidos,
de forma que ações preditivas e preventivas possam ser planejadas e executadas, fato este
que implica em redução de custos de enorme monta para a concessionária e indústria e no
atendimento dos requisitos de fornecimento.
3.1.13 - Desenvolvimento de uma ferramenta computacional para a análise de
afundamentos de tensão aplicada ao planejamento da expansão - PLANSAG [59]




Realização: UFMG (Universidade Federal de Minas Gerais), CEMIG Distribuição;
Ano: 2008/2010;
Natureza: Caracterização do distúrbio;
Descrição: O objetivo principal deste projeto foi o desenvolvimento de uma ferramenta
computacional para análise dos afundamentos de tensão aplicado ao planejamento da
expansão do sistema elétrico. Para subsidiar tal implementação, tornou-se necessária a
determinação de políticas, critérios e procedimentos relacionados à inclusão dos aspectos
do fenômeno aqui considerado em atividades de planejamento de redes elétricas. Este
objetivo foi atingido com a concepção e implementação do aplicativo PlanSag. A
metodologia implementada nesta ferramenta computacional se baseia no cálculo de índices
de desempenho, os quais quantificam a distribuição da severidade dos afundamentos de
tensão ao longo dos sistemas de transmissão e de distribuição. Tais índices são
determinados a partir dos principais parâmetros de influência dos afundamentos de tensão
(amplitude, frequência e duração), fornecendo ao planejador informações sobre o impacto
do fenômeno no sistema elétrico atual e futuro.
Outro aspecto relevante considerado neste projeto diz respeito às causas dos
afundamentos de tensão. Em se tratando de sistemas de potência, os curtos-circuitos
constituem no motivo mais frequente para ocorrência deste fenômeno, sendo que estes
eventos estão fortemente relacionados à incidência de descargas atmosféricas. Assim, a
probabilidade de ocorrência de afundamentos de tensão depende fortemente da
distribuição da taxa de incidência de raios ao longo das linhas de transmissão. Mesmo em
avaliações tradicionais de afundamentos de tensão, a frequência da incidência de raios nas
linhas não havia sido computada. Dessa maneira, a determinação dos índices de
desempenho calculados pelo PlanSag faz uso de dados fornecidos pelo LLS (Lightning
89
Location System – Sistema de Detecção e Localização de Descargas Atmosféricas)
denominado na CEMIG de SLT (Sistema de Localização de Tempestades). Este constitui um
dos aspectos inovadores da pesquisa.
3.1.14 - Sistema Ótimo de Medição e Estimação da Qualidade da Energia voltada ao
PRODIST/ANEEL – Módulo 8 [60]




Realização: UFMS (Universidade Federal do Mato Grosso do Sul), Enersul;
Ano: 2008/2009;
Natureza: Sistema de medição de qualidade da energia elétrica;
Descrição: Este projeto teve por objetivo o desenvolvimento de uma metodologia de
estimação de estados, a qual, a partir de implementação de um sistema de medição
utilizando um número mínimo de medidores, estima os parâmetros de qualidade dos
determinados pontos de interesse da rede de distribuição. Tal mecanismo viabiliza o
conhecimento da performance da rede elétrica de 13,8 kV e 34,5 kV, quanto a variações de
tensão de curta duração.
3.1.15 - Sistema informacional de gestão de indicadores de qualidade da onda de tensão
[61]




Realização: Expertise Engenharia, ESCELSA;
Ano: 2008/2009;
Natureza: Sistema de medição de qualidade da energia elétrica;
Descrição: O presente projeto teve como objetivo o desenvolvimento de um sistema
computacional para, de forma prática e eficiente, possibilitar a gestão dos indicadores de
qualidade de energia elétrica, os quais foram monitorados a partir de registradores
instalados em pontos do sistema elétrico da Escelsa, propiciando o acompanhamento e
evolução de parâmetros como desequilíbrios de tensão, flutuações de tensão, harmônicas e
variações de tensão de curta duração. O sistema conta com rotinas de emissão de relatórios
gerenciais diários, além de metodologia de tratamento estatístico das informações
registradas. O sistema computacional utiliza um servidor de dados específico, o qual fará
capturas diárias dos registros obtidos por cada um dos registradores que compõem o
Sistema SIMOQEE. Ao todo, o sistema de gestão manipulava as informações disponibilizadas
por 14 registradores instalados no sistema elétrico da ESCELSA.
3.1.16 - Estudos, desenvolvimento e implementação de interfaces e modelos elétricos em
ambiente ATP de problemas da Qualidade da Energia [62]



Realização: UFU (Universidade Federal de Uberlândia), Bandeirante Energia;
Ano: 2008/2010;
Natureza: Caracterização do distúrbio;
90

Descrição: Os objetivos consistem no desenvolvimento de meios para a realização de
investigações computacionais voltadas para os sistemas de distribuição em um contexto
vinculado à qualidade da energia. De forma especifica, as atividades consistiram nos
seguintes pontos:
 Desenvolvimento uma interface "homem-máquina" junto ao programa ATP, que
torne a relação entre o ATP e o usuário mais amigável;
 Construção dd uma "biblioteca" com as configurações e especificações usuais das
linhas, transformadores, alimentadores secundários, etc. Além disso, considerandose que, para realizar a aferição da Qualidade da Energia Elétrica devem ser utilizados
os seguintes indicadores: Variações de Tensão de Curta Duração (VTCD),
Desequilíbrios de Tensão, Distorções Harmônicas e Flutuações de Tensão, tal
biblioteca irá proporcionar meios para que estas análises possam ser realizadas em
conjunto ou individualmente;
 Caracterização de opções de estudos distintas, para os diversos tipos de problemas
da Qualidade da Energia acima mencionados, de tal forma a permitir que o usuário
final (engenheiros de empresas concessionárias de energia elétrica) possa analisar
os impactos dos diversos fenômenos da Qualidade da Energia de maneira correta.
3.1.17 - Soluções não Convencionais para Controle e Regulação de Tensão em Redes
Secundárias de Distribuição [63]




Realização: UFU (Universidade Federal de Uberlândia), Light serviços de eletricidade;
Ano: 2007/2010;
Natureza: Dispositivo mitigador;
Descrição: O presente projeto de P&D insere-se no contexto do relacionamento entre
empresas distribuidoras de energia e consumidores, apresentando novas técnicas de
atenuar as ações indenizatórias contra as concessionárias de energia e propiciar uma
melhor qualidade da tensão para os consumidores.
3.1.18 - Desenvolvimento de um Dispositivo para Controle de Tensão de Rede de
Distribuição Rural através do uso de Compensador Estático a Reator Saturado [64]


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
Realização: UFU (Universidade Federal de Uberlândia), Companhia Energética de Brasília;
Ano: 2005/2007;
Natureza: Dispositivo mitigador;
Descrição: O foco do projeto consistiu na concepção de um dispositivo regulador
eletromagnético de baixa manutenção, pequeno tempo de resposta, conferindo maior
robustez e eficiência para o controle da potência reativa e da tensão em sistemas elétricos
com características radiais e sazonais. Assim, o foco dos trabalhos se direcionou para a
91
estratégia do projeto, aspectos construtivos e de montagem dos núcleos magnéticos e
finalmente ao funcionamento do dispositivo, principalmente quanto a questão da redução
das perdas internas quando da absorção da potência reativa definida como premissa de
cálculo. Assim, o produto final obtido nesta pesquisa corresponde a um protótipo de reator
saturado em escala real, com potência plena de 570 kVAR e tensão nominal de 13,8 kV. Tal
equipamento, nos termos estabelecidos no projeto, constitui-se no principal componente de
um regulador eletromagnético de tensão, com controle intrínseco, destinado ao processo da
restauração dos padrões de tensão de suprimento quanto da ocorrência de elevações da
mesma.
3.1.19 - Desenvolvimento, Projeto e Construção de um Dispositivo Eletromagnético à
Núcleo Saturado para Controle Automático de Tensão [65]

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
Realização: UFU (Universidade Federal de Uberlândia), Centrais Elétricas Mato-grossenses;
Ano: 2004/2006;
Natureza: Dispositivo mitigador;
Descrição: Esta pesquisa contemplou estudos sobre a tecnologia associada ao
compensador enfocado, o estabelecimento de modelos computacionais, a definição de
critérios de projeto, a especificação dos componentes, a construção de um protótipo e sua
respectiva análise de desempenho. Assim, após uma profunda investigação das
propriedades operacionais de distintos arranjos construtivos para a estrutura
eletromagnética, procedeu-se à definição da configuração do compensador, de forma a
equilibrar funcionabilidade e economia. Na sequência, um dos pontos altos do trabalho está
alicerçado na obtenção de uma ferramenta computacional que permite traduzir com alto
grau de fidelidade a operação do CERNS. Tal programa, empregando técnicas no domínio do
tempo permite que estudos de desempenho em regime permanente e condições transitórias
sejam prontamente realizados. Esta afirmativa fundamenta-se nos diversos testes de
validação conduzidos ao longo do trabalho. Além do mais através da construção de um
arranjo pioneiro de 34,5 kV e 1 MVAr, fica definitivamente ratificada a eficácia do
Compensadores Estáticos à Núcleo Saturado.
3.1.20 - Análise da aplicação de filtros passivos em circuitos secundários (220 V) de redes
de distribuição [66]



Realização: UFU (Universidade Federal de Uberlândia), ESCELSA;
Ano: 2004/2006;
Natureza: Dispositivo mitigador;
92
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Descrição: Nesta pesquisa foi projetado um filtro harmônico sintonizado com núcleo de ar,
que foi instalado em um circuito secundário, no lado de 220V de um transformador da rede
de distribuição de energia da ESCELSA, localizado em Vitória (ES).
3.1.21 - Desenvolvimento e aplicação de filtros harmônicos em circuitos secundários de
distribuição (220 V) [67]

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Realização: UFU (Universidade Federal de Uberlândia), ENERSUL;
Ano: 2002/2002;
Natureza: Dispositivo mitigador;
Descrição: Este projeto tratou da análise e determinação de filtro sintonizado com núcleo
de ferro, para circuito secundário da rede de distribuição da Enersul.
3.1.22 - Análise e implementação de filtros harmônicos passivos sintonizados em
Alimentadores de distribuição [68]
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Realização: UFU (Universidade Federal de Uberlândia), ESCELSA;
Ano: 2007/2008;
Natureza: Dispositivo mitigador;
Descrição: Este projeto tratou da análise da viabilidade e da implementação de um filtro
harmônico de 5ªordem em um alimentador de 11,4 kV da empresa ESCELSA.
3.1.23 - Desenvolvimento de software para simulação e análise dos distúrbios da qualidade
da energia elétrica no contexto do PRODIST [69]
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Realização: UFU (Universidade Federal de Uberlândia), Energisa Minas Gerais;
Ano: Em andamento;
Natureza: Caracterização do distúrbio;
Descrição: O presente projeto ter por finalidade o desenvolvimento de software para
simulação e análise dos distúrbios da qualidade da energia elétrica nas redes de distribuição
de energia elétrica, com base em modelos matemáticos dos elementos da rede, assim como
dos fenômenos associados com a qualidade da energia elétrica e a caracterização das
unidades de consumo em relação às diversas perturbações da qualidade da energia elétrica.
Dentre os principais objetivos do projeto, tem-se o atendimento e alinhamento direto com
as novas diretrizes da regulamentação nacional relacionada com a qualidade da energia
elétrica. Desenvolvimento de importante ferramenta para incorporação nos sistemas
técnicos da distribuidora. Possibilidade de domínio do estado da rede, frente às questões
93
relacionadas com a qualidade da energia elétrica. Conhecimento das características das
diversas classes e tipos de unidades consumidoras em relação às perturbações geradas nas
redes de distribuição. Adicionalmente, tem-se como objetivo a redução dos tempos de
atendimento para ligação de novas cargas perturbadoras nas redes de distribuição de
energia elétrica.
3.2 - Artigos técnico-científicos relacionados ao tema deste relatório
3.2.1 - Artigo 01 [70]
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Título: Unified power quality index (UPQI) for continuous disturbances
Autores: V. J. Gosbell (University of Wollongong, Austrália), B. Perera (University of
Wollongong, Austrália), H. M. Herath (University of Wollongong, Austrália);
Ano de publicação: 2002;
Local de publicação: 10th International Conference on Harmonics and Quality of Power
(ICHQP), Rio de Janeiro, Outubro, 2002;
Natureza: Caracterização do distúrbio;
Resumo: Indicadores de qualidade de energia estão sendo desenvolvidos com o objetivo de
quantificar certos aspectos da qualidade do produto disponibilizado aos consumidores. No
entanto, não existe na literatura um método padrão que permite quantificar a qualidade
global do fornecimento de energia. Dessa maneira, este artigo propõe um índice de
qualidade de energia unificado (Unified Power Quality Index – UPQI) como uma ferramenta
útil para a classificação de redes elétricas quanto aos aspectos gerais de qualidade de
energia. O índice tem a característica de ser superior a um quando um tipo de distúrbio
começa a exceder o nível máximo aceitável. Para redes elétricas de baixos níveis de
qualidade de energia, ele fornece informações do tipo de distúrbio dominante e, por
consequência, viabiliza a identificação de aspectos para a melhoria da qualidade do produto
fornecido. Por outro lado, para redes com níveis elevados de qualidade, o indicador
proposto caracteriza os níveis de todas as perturbações que são excessivas.
3.2.2 - Artigo 02 [71]

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Título: A Transient index for reporting power quality surveys
Autores: C. Herath (University of Wollongong, Austrália), V. J. Gosbell (University of
Wollongong, Austrália), S. Perera (University of Wollongong, Austrália), D. Robinson
(University of Wollongong, Austrália);
Ano de publicação: 2003;
94
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Local de publicação: 17th International Conference on Electricity Distribution - CIRED,
Barcelona, Maio, 2003;
Natureza: Caracterização do distúrbio;
Resumo: Transitórios impulsivos são frequentemente responsabilizados pela destruição
dos aparelhos eletroeletrônicos dos clientes. Nesse sentido, avanços obtidos na construção
de analisadores de qualidade de energia viabilizará, em breve, a incorporação de
transitórios impulsivos em pesquisas de rotina relacionadas à qualidade de energia. Este
artigo considera como os eventos transitórios capturados durante um período podem ser
relatados de uma maneira simples e útil. Dessa maneira, este trabalho resume primeiro uma
publicação recente de alguns dos autores, que tentam dar uma estrutura completa para a
análise de dados de qualidade da energia. Este quadro fornece uma base para avaliação das
práticas destinadas à caracterização de fenômenos transitórios existentes, bem como para a
proposição de um novo indicador para este tipo de fenômeno. Por fim, este trabalho realiza
uma revisão das práticas adotadas para a avaliação de transitórios, com enfoque em suas
limitações, e avança no sentido de desenvolver o novo indicador.
3.2.3 - Artigo 03 [72]
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Título: Assement of Voltage Unbalance
Autores: A. V. Jouanne (Oregon State University, Estados Unidos), B. B. Banerjee (Electric
Power Research Institute, Estados Unidos);
Ano de publicação: 2001;
Local de publicação: IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 16, no 4, Outubro 2001;
Natureza: Caracterização do distúrbio;
Resumo: Este artigo se direciona para apresentação de uma síntese abrangente das causas
e efeitos de desequilíbrio de tensão, bem como realiza a discussão de normas técnicas,
definições e mecanismos de mitigação relacionados a este fenômeno. Várias causas de
desequilíbrio de tensão no sistema de distribuição e em instalações industriais são
apresentadas, além dos efeitos adversos resultantes em determinados equipamentos, tais
como motores de indução e conversores eletrônicos de potência e discos. Normas que
tratam desequilíbrio de tensão são discutidos e esclarecidos, e várias técnicas de mitigação
são sugeridas para corrigir problemas.
3.2.4 - Artigo 04 [73]

Título: Método da superposição modificado como uma nova proposta para atribuição de
responsabilidades sobre as distorções harmônicas
95
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Autores: I. N. Santos (Universidade Federal de Uberlândia, Brasil), J. C. Oliveira
(Universidade Federal de Uberlândia, Brasil), J. R. Macedo Jr. (Universidade Federal de
Uberlândia, Brasil);
Ano de publicação: 2012;
Local de publicação: Revista Controle e Automação – Sociedade Brasileira de Automática
(SBA), vol. 23, no 6, Novembro/Dezembro 2012;
Natureza: Caracterização do distúrbio;
Resumo: Diante das orientações contidas em documentos aprovados pela Agência Nacional
de Energia Elétrica (ANEEL), o Módulo 8 dos Procedimentos de Distribuição (PRODIST)
contempla, dentre outros indicadores de qualidade da energia elétrica, a temática das
distorções harmônicas. O referido texto aborda questões associadas com definições,
procedimentos de medição, valores de referência, etc. À luz destas determinações e
reconhecendo que as soluções mitigadoras para adequação dos indicadores de desempenho
envolvem expressivos custos financeiros, surge a questão da busca de meios para a
determinação das responsabilidades sobre eventuais violações dos limites préestabelecidos para as distorções harmônicas. Dentre as propostas encontradas para se
detectar as parcelas de contribuição advindas do supridor e do consumidor ressalta-se que,
de um modo geral, as metodologias são fundamentadas em princípios que utilizam o
domínio da frequência conciliado com a superposição de efeitos. Não obstante a
simplicidade deste procedimento destaca-se que o mesmo se apoia em informações de
medições e no pré-conhecimento das impedâncias harmônicas equivalentes da
concessionária e do consumidor, sendo estas últimas de difícil, ou mesmo impossível,
acesso. Diante disto, o presente trabalho visa viabilizar meios para se contornar tais
dificuldades e estabelecer uma sistemática adequada para obtenção do justo
compartilhamento de responsabilidades entre as partes envolvidas.
3.2.5 - Artigo 05 [74]

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Título: Primary and Secondary Indices for Power Quality (PQ) Survey Reporting
Autores: V. J. Gosbell (University of Wollongong, Austrália), S. Perera (University of
Wollongong, Austrália), R. Barr (Power Consulting PL, Austrália), A. Baitch (BES PL,
Austrália);
Ano de publicação: 2004;
Local de publicação: 12th International Conference on Harmonics and Quality of Power
(ICHQP), New York, Estados Unidos, Outubro, 2002;
Natureza: Caracterização do distúrbio;
Resumo: O monitoramento de rotina envolve a utilização de diversos analisadores de
qualidade da energia nas redes elétricas, os quais são acessados remotamente e transferem
seus dados para um centro de operação e análise. Nesse sentido, a quantidade de dados
obtidas durante um ano é muito grande e, por consequência, surge a necessidade de
96
mecanismos de tratamento e processamento, tendo em vista a extração das informações
úteis para a avaliação das condições de fornecimento. Neste sentido, este trabalho propõe a
utilização de indicadores primários e secundários para uma avaliação preliminar da
qualidade da energia em um sistema de distribuição. Os indicadores primários são
utilizados para fornecer informações diretas da aceitabilidade dos padrões de qualidade da
energia de um dado sistema e os indicadores secundários provem informações adicionais
de qualidade da energia, sem utilizar, todavia, procedimentos clássicos existentes em
normas.
3.2.6 - Artigo 06 [75]
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Título: A Power Quality Index based on Equipment Sensivity, Cost and Network
Vulnerability
Autores: G. J. Lee (Chungbuk Provincial University, Córeia), M. M. Albu (University of
Bucharest, Romênia), G. T. Heydt (Arizona State University, Estados Unidos);
Ano de publicação: 2004;
Local de publicação: IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 19, no 3, Julho 2004;
Natureza: Caracterização do distúrbio;
Resumo: Este trabalho se concentra no fenômeno de afundamentos de tensão e seu
impacto nas redes elétricas e na satisfação do cliente suprido. Assim, tendo em vista a
definição de um indicador de qualidade de energia único para este fenômeno, informações
sobre o supridor (rede elétrica) e o consumidor (suportabilidade dos equipamentos e
custos de interrupções) são mescladas. Dessa maneira, este trabalho sugere a idéia de dois
indicadores de qualidade de energia determinados com base em curvas de sensibilidade
equipamentos, estimação de tensões e os custos especificos de interrupções devido a
afundamentos. Os indicadores propostos, os quais permitem a avaliação dos efeitos dos
afundamentos em uma carga especifica, se caracterizam por indicador de queda de carga
(Load Drop Index – LDI) e custo queda de carga (Load Drop Cost – LDC).
3.2.7 - Artigo 07 [76]
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Título: A voltage sag index considering Compatibility between equipment and supply
Autores: C. C. Shen (National Sun Yat-sen University, Taiwan), C. N. Lu (National Sun Yatsen University, Taiwan);
Ano de publicação: 2007;
Local de publicação: IEEE Transactions on Power Delivery, vol.22, no 2, Abril 2007;
Natureza: Caracterização do distúrbio;
Resumo: O gerenciamento de afundamentos de tensão é dependente do numero de faltas
na rede elétrica, o modo de propagação dos afundamentos pelo sistema e os efeitos sobre as
97
cargas das unidades consumidoras. Nesse sentido, este trabalho apresenta uma aplicação de
técnicas de lógica fuzzy para quantificar os impactos dos afundamentos de tensão níveis. A
tensão remanescente e a duração do afundamento são as variáveis de entradas do
mecanismo proposto, do qual se obtém um indicador para a gravidade relativa de um
evento. O sistema proposto considera a regiões de vulnerabilidade de rede, a sensibilidade
dos equipamentos e as incertezas na medição de afundamentos de tensão, fornecendo assim
informações significativas para a concessionária e consumidores.
3.2.8 - Artigo 08 [77]
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Título: Power Quality (PQ) Survey Reporting: Discrete Disturbance Limits
Autores: H. M. S. C. Herath (University of Wollongong, Austrália), V. J. Gosbell (University of
Wollongong, Austrália), S. Perera (University of Wollongong, Austrália);
Ano de publicação: 2005;
Local de publicação: IEEE Transactions on Power Delivery, vol.20, no 2, Abril 2005;
Natureza: Caracterização do distúrbio;
Resumo: Distúrbios de qualidade da energia elétrica podem ser classficados, de forma
genérica, em dois grupos: um primeiro se refere aos fenômenos contínuos, os quais estão
presentes em cada ciclo da forma de onda e normalmente agregam as variações de tensão
em regime permanente, os desequilíbrios, as flutuações de tensão e as distorções
harmônicas; o segundo grupo envolve os distúrbios discretos, os quais aparecem como
eventos isolados e independentes e podem ser caracterizados por uma série de dados, na
qual se resgistra, para cada evento, sua data e hora de ocorrência. Nesta última categoria se
enquadram principalmente os afundamentos, elevações de tensão e os fenômenos
transitórios. Uma extensa revisão da literatura sugere que não existe um método
geralmente aceito para a caracterização destes distúrbios e limites adequados ainda não são
encontrados em qualquer documento internacional. Uma das razões para as carências de
metodologias para avaliação deste eventos se baseia na dificuldade de se definir indicadores
para cada tipo de perturbação discreta. Dessa maneira, este trabalho revisa e discute os
métodos de caracterização existentes e propõe uma nova abordagem para os afundamentos
de tensão, elevações e transitórias. Isto é seguido por uma proposta de método para a
definição de limites de perturbações discretas em redes de distribuição de média e baixa
tensão e a adequação da metodologia é mostrada através de uma avaliação de algumas
redes elétricas australianas.
98
3.2.9 - Artigo 09 [78]
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Título: A Global Index for Discrete Voltage Disturbances
Autores: G. Carpinelli (University of Naples Federico II, Itália), P. Caramia (University of
Cassino, Itália), P. Varilone (University of Cassino, Itália), P. Verde (University of Cassino,
Itália), R. Chiumeo (CESI Ricerca, Itália), I. Mastrandrea (CESI Ricerca, Itália), F. Tarsia (CESI
Ricerca, Itália), O. Ornago (CESI Ricerca, Itália);
Ano de publicação: 2007;
Local de publicação: 9th International Conference on Electrical Power Quality and
Utilisation – EPQU, Barcelona, Outubro 2007;
Natureza: Caracterização do distúrbio;
Resumo: A presença dos novos mercados liberalizados de energia elétrica tem aumentado
o interesse na gestão e controle dos distúrbios de qualidade de produto fornecido, tendo em
vista o seu valor econômico. Os distúrbios que afetam a energia disponibilizada se
apresentam de elevada relevância, de tal maneira que fornecedores e os clientes
regulamentam o suprimento através de contratos de qualidade de energia. Nesse sentido,
um indicador global de qualidade de energia pode ser muito útil para caracterizar o nível
geral da qualidade da onda de tensão. Em particular, este indicador pode fornecer
informações globais sobre diferentes aspectos do suprimento e permite uma forte redução
dos dados de medição necessários para cobrir todo o conjunto de distúrbios de qualidade.
Assim, este trabalho propõe um indicador de qualidade de energia global (Global Power
Quality Index – GPQI) para a avaliação de distúrbios discretos, com base nos indicadores de
gravidade de eventos discretos (Discrete Severity Indicators – DSI). Resultados da avaliação
do indicador proposto são obtidos a partir da aplicação da metodologia a uma rede de
distribuição italiana submetida a afundamentos de tensão, cujos dados medidos se
encontram disponíveis no site do projeto QuEEN conduzido pela CESI Ricerca.
3.2.10 - Artigo 10 [79]
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Título: Voltage dips performance characterization by PQ índices at national and macro área
level
Autores: R. Chiumeo(CESI Ricerca, Itália), M. de Nigris (CESI Ricerca, Itália), C. Gandolfi
(CESI Ricerca, Itália), L. Tenti (CESI Ricerca, Itália);
Ano de publicação: 2010;
Local de publicação: 14th International Conference on Harmonics and Quality of Power
(ICHQP), Bergamo, Itália, Setembro 2010;
Natureza: Caracterização do distúrbio;
Resumo: Em 2005, a Autoridade Reguladora Italiano de Eletricidade e Gás (Autorità per
l'Energia Elettrica Gás e il, AEEG) promoveu uma campanha de monitoramento dos
99
indicadores de qualidade da energia realizada através de um sistema de medição existente
nas redes de média tensão italianas chamado de QuEEN. Tal sistema obtém dados
relacionados à qualidade do suprimento de eletricidade em todo o território italiano desde
fevereiro de 2006, sendo composto de cerca de 400 unidades de medição, as quais se
encontram instaladas em ramais de média tensão italianos e abrangem cerca de 11% das
redes de distribuição deste país. Desde o início do campanha, um dos principais objetivos
era o de propiciar um bom conhecimento das caracteristicas de desempenho real de redes
de distribuição de média tensão, no que se refere à qualidade de energia, e, por
consequência, subsidiar as atividades de normalização realizadas pelo orgão regulador.
Nesse sentido, dentre os diferentes fenômenos que alteram as condições de suprimento,
uma atenção especial foi dada para os afundamentos de tensão, tendo em vista o interesse
econômicos relacionado a estes eventos. Assim, este trabalho é focado na proposição de
indicadores locais e sistemicos para a caracterização do desempenho relacionado aos
afundamentos de tensão. Os indicadores propostos foram avaliadas com base nos dados
obtidos pelo QuEEN até a presente data e os resultados seriam utilizados pelo regulador
para o estudo de possíveis estratégias de regulação.
3.2.11 - Artigo 11 [80]
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Título: The Australian Long Term Power Quality Survey Project Update
Autores: S. Elphick (University of Wollongong, Austrália), V. Smith (University of
Wollongong, Austrália), V. Gosbell (University of Wollongong, Austrália), R. Barr(Power
Consulting PL, Austrália);
Ano de publicação: 2010;
Local de publicação: 14th International Conference on Harmonics and Quality of Power
(ICHQP), Bergamo, Itália, Setembro 2010;
Natureza: Caracterização do distúrbio;
Resumo: A Pesquisa Nacional de Qualidade de Eneriga de Longo Prazo (Australian Long
Term National Power Quality Survey – LTNPQS) é uma grande avaliação de qualidade da
energia, envolvendo diversas empresas de distribuição australianas e desenvolvido durante
os 8 últimos anos. Assim, este trabalho detalha as últimas inovações realizadas nos
procedimentos de análise e apresentação de resultados associados ao LTNPQS. O artigo
também destaca os principais problemas de qualidade de energia que afetam as redes de
eletricidade da Austrália no momento presente, os quais se caracterizam por níveis
elevados de tensão em redes de baixa tensão e dificuldades na medição de desequilíbrios de
tensão. Tendo em vista o grande período de análise, uma melhor compreensão da tendência
dos níveis de perturbação foi adquirida. Assim, alguns resultados indicam uma aparente
redução nos níveis de distorções harmônicas nos últimos anos e nenhuma tendência
característica para os afundamentos de tensão. Alguns dos desafios envolvidos na
realização de uma campanha de medição deste tipo são exploradas e soluções são
apresentadas. Com a implementação de conceitos de redes inteligentes, torna-se provável
100
que o número de locais com instrumentação capaz de fornecer dados para o monitoramento
aumente exponencialmente. Isto apresenta um novo conjunto de desafios e a campanha de
monitoramento deve ser adaptada a estas questões. Assim, as direções futuras tomadas em
resposta a estes aspectos incluem a implementação de sistemas de informação web, os
quais proporcionam mais flexibilidade para os participantes.
3.2.12 - Artigo 12 [81]
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Título: Obtaining a quantitative index for power quality evaluation in competitive
electricity market
Autores: A. Salarvand (University of Isfahan, Iran), B. Mirzaeian (University of Isfahan,
Iran), M. Moallem (University of Isfahan, Iran);
Ano de publicação: 2009;
Local de publicação: IET Generation, Transmission and Distribution;
Natureza: Caracterização do distúrbio;
Resumo: Um problema a ser considerado em mercados de eletricidade desregulados se
refere a obtenção de um indicador global para a avaliação da qualidade de energia, o qual
possibilita a estimação dos custos do fornecimento fora dos padrões aceitávies e permite a
inclusão destes fatores em contratos celebrados entre supridor e consumidor. Nesse
sentido, os indicadores de qualidade de energia existentes são geralmente isolados e não
consideram o impacto do custo da energia fornecida com má qualidade. Nesse contexto,
este trabalho apresenta um método inteligente baseado, em redes neurais artificiais e lógica
fuzzy, para obter um indicador global quantitativo. O algoritmo proposto foi implementado
em dados reais medidos de uma rede de distribuição. Os resultados mostram a capacidade
deste método para se obter uma avaliação da qualidade da qualidade de energia e preços
estipulados em contratos.
4 - Conclusões
Este relatório apresentou a análise das regulamentações existentes em diversos países sobre a
questão da qualidade da energia elétrica, particularmente associadas com a qualidade do produto.
Nesse sentido, foram analisados os aspectos gerais, os principais indicadores e respectivos limites (ou
recomendações) considerados, assim como as pesquisas e trabalhos realizados no Brasil e no exterior
diretamente relacionados com o tema.
Neste contexto, verificou-se uma grande diferença na forma com que cada país trata o
assunto no âmbito de seus sistemas de energia elétrica. Alguns países possuem normas rígidas para os
padrões mundiais (a exemplo da Argentina), onde são previstas inclusive penalidades para eventuais
violações dos limites estabelecidos e, ao mesmo tempo, outros países possuem regulamentações mais
101
brandas, contemplando simplesmente recomendações e valores de referência para cada um dos
fenômenos da QEE.
Adicionalmente, verificou-se também uma grande variedade nos fenômenos
considerados por cada país. Alguns países (como os Estados Unidos) incluem em suas recomendações
aspectos relacionados com fenômenos cujos entendimentos (sob o ponto de vista de pesquisas
científicas) são relativamente novos, a exemplo das inter-harmônicas. Outro aspecto relevante foi a
questão relacionada à corrente elétrica no âmbito de cada regulamentação. Muitos países, a exemplo
do Brasil, consideram apenas os aspectos associados com a tensão nos barramentos de distribuição ou
transmissão, ao passo que outras nações consideram também análises e medições associadas com a
corrente elétrica.
Nesse sentido, cabe destacar que a consideração da corrente nas regulamentações associadas
com a qualidade da energia elétrica implica um aspecto bastante difícil de implementação, estando o
mesmo relacionado com a correta identificação da responsabilidade associada a cada um dos desvios
verificados. Em nenhuma das regulamentações analisadas, que utilizam critérios de QEE para a
corrente elétrica, foi identificada uma metodologia específica para rateio de responsabilidades. Muitas
das vezes, o critério de baseia em analisar o comportamento do sistema elétrico local com a carga
perturbadora em duas condições extremas de operação: ligada e desligada. No entanto, sabe-se que
esse princípio não é suficiente para a correta atribuição de responsabilidades sobre as questões de
QEE.
Na sequência, foram apresentados resumos relacionados com as pesquisas realizadas no
Brasil sobre o tema qualidade do produto, seja no âmbito da monitoração ou da mitigação dos
problemas relacionados com a QEE. Nesse sentido, verificou-se que o Brasil já desenvolveu diversos
trabalhos de qualidade no tema, evidenciando que ações diversas para monitoração, assim como
solução dos problemas relacionados com a qualidade da energia elétrica, foram implementadas com
sucesso por várias distribuidoras brasileiras, de tal forma que as tecnologias e procedimentos
necessários para uma regulamentação futura sobre a qualidade do produto encontrarão subsídios
bastante consolidados no âmbito nacional.
Por fim, foram apresentados alguns resumos de trabalhos e pesquisas publicadas no
exterior contemplando ações de gerenciamento, monitoração e correção de problemas associados com
a qualidade da energia elétrica.
5 - Referências Bibliográficas
[1]
ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico. Procedimentos de Rede. 2002.
[2]
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica. Procedimentos de Distribuição. 2008.
[3]
ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico. RE 2.1 057/2008 – REV.3. Instruções para
realização de estudos e medições de QEE relacionados aos novos acesso à rede Básica.
2013.
[4]
Kobayashi N., The WTO, Harmonization of International Standards, and Electric
Utilities. Program on U.S.-Japan Relations. Harvard University.2008.
102
[5]
ATCO Electric, System Standard for the Installation of New Loads. 2011.
[6]
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Equipe técnica responsável:
Prof. José Carlos de Oliveira - UFU
Prof. José Rubens Macedo Jr. - UFU
Prof. Antônio Carlos Delaiba - UFU
Colaboradores:
Prof. Paulo Márcio da Silveira - UNIFEI
Prof. José Maria de Carvalho - UNIFEI
Prof. Fernando Nunes Belchior - UNIFEI
Prof. Paulo Fernando Ribeiro - UNIFEI
Prof. Isaque Nogueira Gondim - UFU
Arnaldo José P. Rosentino Jr. - UFU
Alex Reis - UFU
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