Nota Técnica n 0014/2011-SRD/ANEEL. Em 7 de abril de Processo: /

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1 Nota Técnica n 0014/2011-SRD/ANEEL Em 7 de abril de Processo: / Assunto: Aprimoramento da metodologia utilizada pela ANEEL para o cálculo das perdas de energia elétrica na distribuição constante do Módulo 7 Cálculo de Perdas na Distribuição do PRODIST. I. DOS OBJETIVOS A presente Nota técnica tem por objetivo apresentar proposta de melhorias na metodologia empregada pela ANEEL para o cálculo das perdas de energia das concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica, constante do Módulo 7 Cálculo de Perdas na Distribuição dos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional PRODIST. II. DOS FATOS 2. Visando atender às disposições constantes dos contratos de concessão e da Lei n 8987, de 13 de fevereiro de 1995, a ANEEL desenvolveu uma metodologia de cálculo das perdas para o sistema de distribuição a ser aplicada na RTP das distribuidoras. Essa metodologia teve seu desenvolvimento iniciado em 2003, e após aplicação em algumas distribuidoras no primeiro ciclo de RTP extraordinariamente, por determinação da Diretoria Colegiada da ANEEL passou a ser aplicada periodicamente em todas as distribuidoras durante o segundo ciclo de RTP. 3. A metodologia e os procedimentos para a apuração das perdas dos sistemas de distribuição de energia elétrica encontram-se regulamentados no Módulo 7 do PRODIST, aprovado pela Resolução Normativa nº 345/2008. O comando regulatório para realização do cálculo de perdas com a metodologia acima mencionada, foi dado pela Resolução Normativa nº 234/2006, durante o segundo ciclo de RTP.

2 Fl. 2 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/ No item 4 da Agenda Regulatória Indicativa da SRD para o ano de 2010, aprovada pela Portaria nº 1447, de 12 de janeiro de 2010, consta a previsão para o aprimoramento da regulação das perdas técnicas na distribuição. A agenda definiu a realização de estudos durante os três primeiros trimestres de 2010, com a abertura de Audiência Pública (AP) no terceiro trimestre. Entretanto, esta atividade foi postergada, estando prevista uma AP e a revisão do Módulo 7 do PRODIST para o primeiro semestre de 2011, conforme a Agenda Regulatória Indicativa da SRD para o biênio , aprovada pela Portaria nº 1676, de 24 de janeiro de Os Ofícios nº 0151/2010-SRD/ANEEL, nº 0152/2010-SRD/ANEEL e nº 0153/2010-SRD/ANEEL, todos de 1º de julho de 2010, foram enviados à ESCELSA, CEMIG e COELBA, respectivamente, com o objetivo de agendar visita técnica a essas distribuidoras, de modo a obter informações sobre os métodos utilizados pelas distribuidoras no cálculo das perdas técnicas em seus sistemas de distribuição. 6. Em decorrência dessa visita e pelo fato do Sistema Geoprocessado da COELBA apresentar maior facilidade na exportação dos dados de redes no formato utilizado pela ANEEL, esta SRD enviou à COELBA o Ofício nº 0183/2010-SRD/ANEEL, de 26 de agosto de 2010, solicitando o recebimento de dados das redes de média e baixa tensão da distribuidora. 7. Em atenção ao ofício supracitado, a COELBA encaminhou a Carta SER-131, de 26 de agosto de 2010, com uma amostra de dados do seu Sistema Geoprocessado de média e baixa tensão da sua área de concessão. III. REGULAÇÃO DAS PERDAS NA DISTRIBUIÇÃO 8. De acordo com o apresentado na seção anterior, a ANEEL, buscando atender aos pressupostos legais de estímulo à eficiência das distribuidoras, desenvolveu uma metodologia para o cálculo das perdas nos sistemas de distribuição. Seu desenvolvimento teve início em 2003, tendo sido aplicada periodicamente a partir de A aplicação de um modelo próprio de cálculo de perdas pela ANEEL, ao invés de considerar os valores calculados pelas distribuidoras, propiciou uma redução na assimetria de informação. Outro avanço com a aplicação de uma metodologia única para todas as distribuidoras foi a uniformização do cálculo, possibilitando assim o melhor conhecimento do nível de perdas, técnicas e não técnicas, entre as distribuidoras. 10. Ademais, adotar os valores de perdas técnicas com base nas informações prestadas pelas próprias distribuidoras, além de dificultar o conhecimento, poderá levar à obtenção de valores sobreestimados dessas perdas, de modo a reduzir o montante de perdas não técnicas. 1 1 A transferência dos valores de perdas técnicas para as perdas não técnicas têm rebatimento no reconhecimento da quantidade de energia elétrica necessária para o atendimento do mercado das distribuidoras, pois o montante de perdas técnicas reconhecido é utilizado como insumo no tratamento regulatório das perdas não técnicas através da definição do nível máximo admitido para essas perdas. Ou seja, se determinada distribuidora teve uma trajetória de perdas não técnicas definida, esta se beneficiaria ao superestimar os valores de suas perdas técnicas.

3 Fl. 3 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/ Após a aplicação da metodologia de cálculo de perdas na distribuição ao longo do segundo ciclo de RTP para todas as concessionárias de distribuição do país, observam-se alguns pontos passíveis de aprimoramento, fato esse motivador do estudo apresentado nesta Nota Técnica. 12. No desenvolvimento do modelo regulatório para o cálculo de perdas é desejável buscar atender as premissas listadas a seguir: a) Considerar as diferentes capacidades de obtenção das informações requeridas pelo modelo, sendo aplicável a todos os agentes alcançados pela regulamentação. b) As informações requeridas devem compor um conjunto mínimo de dados e de fácil fiscalização, e dotadas de procedimentos simples e bem estabelecidos para sua obtenção. c) Os modelos devem ser facilmente compreensíveis pelos agentes e, preferencialmente, parcimoniosos, com vistas a propiciar maior transparência aos atos expedidos pelo regulador. 13. Guiado por essas três premissas, e após a experiência acumulada no cálculo das perdas durante o segundo ciclo de RTP, apresenta-se nesta Nota Técnica um estudo com proposta de aprimoramento da metodologia de cálculo das perdas. 14. O objetivo principal das propostas aqui apresentadas é simplificar os modelos, exigindo a menor quantidade possível de informações às distribuidoras e mantendo o nível precisão em um patamar adequado. Ressalta-se que o objetivo de simplificar os modelos é antagônico à precisão alcançada com a aplicação dos mesmos, sendo possível que a simplificação de algum modelo resulte em perda de precisão. Tal perda de precisão é aceitável desde que a mesma ainda esteja em patamares admissíveis. 15. As perdas técnicas a serem reconhecidas na RTP serão utilizadas como base para definição dos níveis de perdas não técnicas aceitáveis para as distribuidoras, conforme proposta discutida no âmbito da Audiência Pública n 040/2010. IV. CÁLCULO DAS PERDAS NA DISTRIBUIÇÃO IV.1 Metodologia de cálculo das perdas vigente 16. O procedimento de cálculo é baseado no diagrama unifilar simplificado, realizando-se o cálculo de perdas de modo top down por nível de tensão, iniciando-se pelo sistema de alta tensão. À exceção das redes do sistema de distribuição de alta tensão, o cálculo das perdas é inicialmente realizado para as perdas de potência para a demanda máxima, obtendo-se as perdas de energia por um parâmetro denominado Fator de Perdas, conforme equação a seguir. Onde é a perda de energia para o intervalo de tempo é a perda de potência para a demanda máxima; e, é o fator de perdas. (1)

4 Fl. 4 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/ O fator de perdas estabelece a relação entre a perda média de potência e a perda de potência para a condição de carga máxima. Ele é calculado da seguinte forma: (2) Onde é a perda média de potência, obtida pela divisão das perdas de energia pelo intervalo de tempo; e é a perda de potência para a demanda máxima. 18. A metodologia de cálculo das perdas vigente avalia de forma segmentada o sistema de distribuição em redes, transformadores, ramais de ligação e medidores. Desta forma, existem procedimentos de cálculo e modelos diferentes para cada um desses segmentos. A figura a seguir ilustra essa segmentação. Figura 1: Representação dos modelos de cálculo das perdas nos segmentos. 19. Em resumo, avalia-se cada segmento de acordo com o modelo pertinente, iniciando-se pelas redes de alta tensão, obtendo as perdas de energia pela aplicação do Fator de Perdas conforme Equação (1). A metodologia de cálculo das perdas se encontra regulamentada no Módulo 7 do PRODIST. Detalhes dos modelos vigentes são apresentados no Anexo I. IV.1.1 Fator de correção de perdas 20. O fator de correção de perdas é calculado para cada segmento do sistema de distribuição (redes, transformadores, ramais de ligação e medidores) nos respectivos subgrupos de tensão. Esse fator visa

5 Fl. 5 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/2011 corrigir eventuais imprecisões no levantamento dos dados relacionados à energia, como demanda máxima, fator de carga e de utilização, informados em cada elemento dos segmentos. 21. Por exemplo, supõe-se uma distribuidora com o seguinte diagrama unifilar simplificado. Figura 2 Exemplo de diagrama unifilar simplificado. 22. É fácil determinar a energia que fluirá pelos transformadores A2/A4. Basta subtrair a energia que entra no nível superior (nível referente ao primário dos transformadores) pela perda do nível e pela energia fornecida no próprio nível. No exemplo, tem-se que Energia A2/A4 = Energia Injetada (A2) Energia Fornecida (A2) Perda A2 = = Alternativamente à determinação da energia que flui por um segmento do diagrama unifilar simplificado, pode-se avaliar a energia em um dado segmento através da soma de cada elemento individual. Isto é possível porque, dentre os parâmetros solicitados para o cálculo das perdas por elemento, está a energia que flui no mesmo (obtidos pela demanda máxima e o fator de carga). Entretanto, devido ao detalhamento das informações e às inúmeras imprecisões ocorridas no levantamento (e estimação) das informações, a obtenção das perdas por essa alternativa é menos precisa do que pelo diagrama, justificando, portanto, o uso de um fator de correção. 24. O fator de correção de perdas é obtido pela razão entre a energia total circulante obtida do balanço de energia da distribuidora e a energia total calculada a partir dos dados informados pela distribuidora para cada elemento do sistema de distribuição, de acordo com a equação seguinte: (3) Onde é o fator de correção das perdas; E é a energia total circulante no elemento do sistema de distribuição obtida do balanço de energia da distribuidora; e é a energia total circulante nos elementos do sistema de distribuição calculada a partir das informações de cada equipamento. 25. Um fator de correção entre 0 e 1 indica que a distribuidora sobreestimou as correntes e potências informadas para cada equipamento, de forma que a energia circulante total calculada,, é superior à

6 Fl. 6 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/2011 energia que efetivamente circulou no segmento obtida do balanço de energia,. Dessa forma, as perdas calculadas também serão sobreestimadas. Analogamente, um fator de correção acima de 1 indica que as perdas calculadas estão subestimadas. 26. Portanto, as perdas calculadas a partir dos dados dos elementos devem ser corrigidas, de forma a consistirem com o balanço de energia verificado na distribuidora. Considerando-se que as perdas variam com o quadrado da corrente elétrica, as perdas corrigidas são calculadas conforme a equação a seguir: Onde é perda de energia total do segmento corrigida pelo balanço de energia da distribuidora; f é o fator de correção das perdas; e E é a perda de energia total do segmento calculada a partir das informações de cada equipamento. 27. Deve-se ressaltar que o fator de correção de perdas não é aplicável às perdas no ferro de transformadores e reguladores de tensão, uma vez que tais perdas praticamente não variam com o carregamento dos equipamentos, assim como as perdas nos medidores de energia. IV.2 Proposta de aprimoramento da metodologia de cálculo das perdas 28. Nesta subseção serão apresentados os aprimoramentos propostos na metodologia de cálculo das perdas nos sistemas de distribuição que foram motivados principalmente pela necessidade de simplificação dos modelos, com conseqüente redução da quantidade de informações requisitadas. Os aprimoramentos na metodologia de cálculo de perdas podem ser classificados da seguinte forma: a) substituição do cálculo de perda por demanda máxima pelo cálculo por demanda média; b) aprimoramentos nos modelos de cálculo de perdas nos segmentos, principalmente no modelo de cálculo de perdas nas redes do SDMT; e c) utilização das informações da Campanhas de Medição, regulamentada no Módulo 2 Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição PRODIST. IV.2.1 Substituição do cálculo para a demanda máxima pelo cálculo para a demanda média 29. Conforme exposto na Subseção VI.1, com exceção da alta tensão, a perda de energia é obtida pelo cálculo da perda de potência para a demanda máxima e sua conseqüente multiplicação pelo fator de perdas e pelo tempo. Tal procedimento, apesar de correto teoricamente, apresenta imprecisões relacionadas ao uso da demanda máxima. 30. Pode-se, alternativamente, realizar um procedimento de cálculo de potência utilizando-se a demanda média em substituição à demanda máxima. A demanda média, facilmente obtida pela energia em um dado período, não apresenta inconvenientes relacionados à medição instantânea da demanda. Por exemplo, a demanda média não depende do número de pontos medidos para a formação da curva de carga (intervalo de integralização). Ademais, também é menos susceptível a questões intrínsecas do medidor, como a adoção de janelas móveis ou fixas na integralização do valor de demanda. (4)

7 Fl. 7 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/ Outro ponto importante que reflete a vantagem do uso da demanda média está associado à alta variância do estimador da demanda máxima. Pode-se considerar que ambas são variáveis aleatórias que dependem, por exemplo, de condições diversas como clima e eventos diversos. Entretanto, é intuitivo concluir que a estimativa da demanda média é bem mais precisa que a demanda máxima. 32. Por fim, a demanda máxima é obtida usualmente através de estudos de tipologias de curvas de carga que representam o perfil de consumo de um determinado tipo de consumidor. Desta forma, quando se solicita a demanda máxima dos transformadores de distribuição, o procedimento usual é estimar tal variável com base em informações de consumo e tipologias que representam os consumidores conectados ao transformador. No entanto, muito desses estudos não são atualizados freqüentemente, e tal procedimento pode apresentar dificuldades. Já a demanda média pode ser obtida de maneira atualizada através dos valores de energia medida nos consumidores conectados em determinado circuito. Esse é um dado de fácil levantamento pelas distribuidoras, obtido diretamente de seu sistema de faturamento sem a necessidade de estudos. 33. No modelo atual, conforme explicado anteriormente, a perda de energia é obtida pela multiplicação da perda de potência devido à demanda máxima pelo fator de perdas. Alternativamente, propõe-se calcular a perda de demanda média e multiplicá-la pelo Coeficiente de Perdas, conforme demonstração a seguir. 34. A corrente pode ser decomposta em duas componentes, uma constante (ICONST) e outra devido à variação (IVAR). A componente da corrente devido a variação (IVAR) é obtida pela diferença entre a corrente (I) e sua média. Dessa forma, a perda de energia para um determinado período pode ser escrita pela equação: (5) Onde R é a resistência do condutor, N é a quantidade de perfis da curva de carga e é a duração do perfil. 35. A parcela constante da corrente ICONST é igual para todo i, e o termo equivale à. Através de manipulações da equação do cálculo do desvio padrão, pode-se escrever o termo como. Portanto, a perda de energia para um dado período pode ser escrita da seguinte forma: (6) Onde equivale ao período de análise; e CV é o coeficiente de variação da curva de carga. 36. Pode-se denominar o termo que representa a variação da curva de carga de Coeficiente de Perdas (CP),, e sua substituição na equação anterior leva à: (7)

8 Fl. 8 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/ O Coeficiente de Perdas pode ser interpretado como a perda média de potência sobre a perda de potência para a demanda média, ou a perda de energia verificada sobre as perdas de energia que aconteceriam se a carga média fosse aplicada durante todo o período. 38. As equações anteriores são equivalentes ao cálculo da perda pela equação clássica em um elemento com perda ôhmica, isto é, um único condutor ou as perdas cobre de um transformador. Entretanto, elas trazem conhecimento importante para a maior efetividade de modelos de cálculo aproximados. Pode-se extrapolar a Equação (6) para aplicação não apenas em um único trecho da rede, mas em todo o sistema: (8) Onde é a perda de uma rede de distribuição devido à demanda média das cargas (consumo); e é a perda devido à variabilidade da carga. 39. A equação anterior pode ser escrita da seguinte forma: (9) Onde é o coeficiente de perdas equivalente da rede, aplicável ao SDMT ou SDBT. 40. Pode-se verificar através de simulações que uma boa aproximação para o das redes é o CP da curva de carga do primeiro trecho para as redes do SDMT, ou do transformador de distribuição, no caso das redes do SDBT. Tal proposta é similar ao procedimento usual de estimar o fator de perdas pelas demandas da curva de carga. 41. A proposta apresentada nas equações anteriores substitui a demanda máxima pela demanda média no cálculo das perdas técnicas. Ademais, permite a utilização do coeficiente de variação das curvas de carga em substituição ao fator de perdas. Maiores detalhes podem ser obtidos em Roselli e Yatsu (2007) 2 e Queiroz (2010) Conforme será discutido adiante nesta Nota Técnica, propõe-se a obtenção da demanda média através da energia medida nos consumidores conectados ao equipamento no qual será calculada as perdas (redes do SDMT, transformadores de distribuição e redes do SDBT), somando-se a essa energia as perdas técnicas calculadas nos segmentos anteriores. Por exemplo, a energia utilizada para calcular a perda técnica de um dado alimentador do SDMT é obtida da energia medida dos consumidores (MT e BT) conectados a esse alimentador, mais as perdas técnicas calculadas nos ramais, medidores, redes BT e transformadores MT/BT que compõem esse alimentador. 2 Roselli, M. A. e Yatsu, R. K. (2007). Cálculo de perdas técnicas de energia em sistemas de distribuição, Proceedings of Congreso Internacional sobre Alta Tensión y Aislamiento Eléctrico ALTAE, Cuernavaca, México. 3 Queiroz, L. M. O. (2010). Estimação e Análise das Perdas técnicas na Distribuição de Energia Elétrica, Tese de Doutorado, UNICAMP.

9 Fl. 9 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/ Ademais, para o cálculo do fator de correção do nível que questão, propõe-se que as perdas não técnicas sejam retiradas da energia total circulante obtida do balanço de energia da distribuidora, conforme Equação (3). IV.2.2 Aprimoramentos nos modelos de cálculo de perdas nos segmentos 44. Neste item serão apresentados os aprimoramentos que estão sendo propostos para os segmentos de redes (redes do SDAT, SDMT e SDBT), transformadores, ramais de ligação e medidores. IV Cálculo das perdas nas redes do Sistemas de Distribuição de Alta Tensão (SDAT) 45. A Resolução Normativa nº. 424, de 17 de dezembro de 2010, que aprovou a Revisão 2 de diversos módulos do PRODIST, realizou mudança no Módulo 2, que estabelece os procedimentos básicos para o planejamento da expansão de médio e longo prazo das distribuidoras. 46. Nesta revisão foi acrescentado o Subitem 5.1.1, na Seção 2.1 do Módulo 2, criando obrigação para as distribuidoras instalarem sistemas de medição nas SEDs, que é definida como Subestação que conecta o Sistema de Distribuição de Alta Tensão SDAT ao Sistema de Distribuição de Média Tensão SDMT, contendo transformadores de força, com vistas a acompanhar a evolução do nível de perdas e aumentar a confiabilidade dos dados obtidos. O prazo estabelecido no Módulo 2 do PRODIST para que as distribuidoras se adéqüem a essa exigência é até o final de Dessa forma, propõe-se nova redação ao item 1 da Seção 7.4 do Módulo 7, de forma a exigir a apuração das perdas nas redes do SDAT às distribuidoras a partir da data obrigatória de implantação de tais sistemas supracitada. Como o cálculo de perdas é realizado com informações de um ano completo, a obrigatoriedade constará de todos os cálculos de perdas realizados a partir de Anteriormente, a apuração das perdas nas redes do SDAT através de medição era obrigatória apenas onde havia possibilidade de realizá-la, e as distribuidoras que não dispunham desse sistema enviavam para avaliação da ANEEL estudos de fluxo de carga com a apuração dessas perdas. De acordo com o prazo de implantação da medição, agregado ao fato de que várias distribuidoras já possuem medição de acordo com a nova disposição constante do Módulo 2, espera-se que as perdas apuradas por estudos de fluxo de carga sejam exceção no terceiro ciclo de RTP. 49. De acordo com o Módulo 2, a obrigação de instalação dos sistemas de medição se dá nas SEDs. Conforme explanado nas Notas Técnicas n 50/2010-SRD/ANEEL e n 0191/2010-SRD/ANEEL, ambas disponíveis na Audiência Pública nº 046/2010, a obrigação que está sendo criada se refere apenas às SEDs, e não a todas as subestações da distribuidora não há, por exemplo, obrigatoriedade, para fins do cálculo de perdas, de instalação de medição permanente em subestações com o primário e o secundário em alta tensão. Como no cálculo das perdas é necessário discriminar os segmentos A1, A2 e A3, além das transformações, o detalhamento das perdas por segmento deverá ser apresentado à ANEEL pelas distribuidoras, baseado em dados de medições (quando disponíveis) e/ou estudos de fluxo de carga. 50. Conforme acima exposto, até o fim de 2013 as distribuidoras ainda poderão apurar as perdas no SDAT através de estudos de fluxo de carga, caso não disponham de sistema de medição que permita a apuração dessas perdas. Desta forma, no caso da apuração das perdas ser realizada por fluxo de carga, total

10 Fl. 10 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/2011 ou parcialmente (pode-se segmentar o SDAT em subsistemas para apuração das perdas), a distribuidora deverá informar na coluna Contabilização do transformador nas perdas das redes do SDAT, da Tabela Transformadores de Potência constante do Anexo III, quais transformadores tiveram suas perdas calculadas por essa metodologia. Essa discriminação é necessária, pois as perdas dos transformadores de potência que estão nesta situação serão calculadas pela ANEEL conforme metodologia constante do Módulo Ressalta-se que as perdas quando calculas por fluxo de carga deverão corresponder somente àquelas das redes dos segmentos A1, A2 e A3, portanto não devendo ser informadas as perdas nos transformadores. Ademais, não deverá ser acrescentado o percentual de 5% de que trata o item 2.7 da Seção 2 do Módulo 7 do PRODIST, pois este será atribuído posteriormente conforme metodologia de cálculo. 52. Para o caso dos transformadores de potência que tiverem suas perdas apuradas através de medição, há a necessidade de descriminação, na coluna supracitada, em qual nível de tensão dos grupos do SDAT (A1, A2 e A3) as perdas desses transformadores foram atribuídas. Por exemplo, se a medição de um determinado transformador de potência A2/A3 estiver localizada no seu secundário, a distribuidora deverá informar essa configuração na referida coluna preenchendo-a com o código A2, de modo que quando da aplicação da metodologia de cálculo pela ANEEL essa perda possa ser subtraída do segmento de rede A Por fim, caso o transformador de potência não possua medição (transformadores que não sejam de fronteira ou pertencentes a SEDs), e as perdas do SDAT forem apuradas por medição, a distribuidora também deverá informar na coluna em questão essa configuração, preenchendo-a com o código do nível de tensão do SDAT no qual considerou a perda do transformador em questão. Nesta hipótese, a perda no transformador será calculada conforme metodologia constante do Módulo 7 e posteriormente subtraída da perda atribuída ao segmento de rede que a distribuidora informar. 54. O acompanhamento das perdas nas redes do SDAT é importante dada sua relevância para o sistema. Obras para sua adequação possuem custos elevados, e muitas vezes envolvem mais de um agente do setor elétrico. Ademais, alguns fatores sazonais ou estruturais podem influenciar bastante essas perdas. Por essas razões, propõe-se o acompanhamento permanente das perdas nas redes do SDAT pela ANEEL. Apesar disso, a apuração das perdas no SDAT, para efeito de reconhecimento das perdas na RTP, continuará sendo anual, preferencialmente nos 12 meses anteriores à data de envio das informações. IV Cálculo das perdas nas redes do Sistemas de Distribuição de Média Tensão (SDMT) 55. Conforme pode ser verificado no Anexo II, o modelo adotado atualmente pela ANEEL para o cálculo das perdas nas redes do SDMT é uma regressão baseada no modelo arborescente, com crescimento cronológico da rede pelo surgimento de novos consumidores, que são conectados aos alimentadores através de um comprimento mínimo. O modelo requer um conjunto de informações que, embora simplificado quando comparado a outros modelos de cálculo de perdas (por exemplo, fluxo de carga), apresenta dificuldade para a obtenção por parte de algumas distribuidoras. 56. A dificuldade maior na aplicação do modelo vigente está relacionada à obtenção de informações geográficas. Por exemplo, um dos atributos utilizados por esse modelo é o ângulo de atuação do alimentador, que é o ângulo, em graus, que engloba toda a rede do referido alimentador. Pela experiência acumulada na aplicação desse modelo durante o segundo ciclo de RTP, notou-se que as distribuidoras

11 Fl. 11 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/2011 apresentavam grandes dificuldades para obtenção dessa informação, visto que o ângulo não possui um algoritmo definido para seu levantamento. 57. Dado esse cenário, foram estudados modelos de regressão que requeiram atributos mais simples, e por conseqüência, menos susceptíveis a erros em sua extração e mais fáceis de serem fiscalizados. Todo o detalhamento do estudo está apresentado no Anexo II. 58. Novamente, destaca-se que o objetivo principal é a obtenção de um modelo com o mínimo de informações possíveis, e que apresente precisão aceitável. A precisão não é uma variável a ser maximizada, mas apenas uma restrição importante para o modelo. 59. A proposta prevê a substituição da demanda máxima pela demanda média conforme apresentado no Item IV.2.1. A informação referente à variação da carga pode ser obtida através das curvas de carga da campanha de medição, conforme será detalhado nesta Nota Técnica. Dessa forma, o modelo de regressão foi desenvolvido para estimar a perda média de acordo com a seguinte formulação: (10) 60. Ou seja, o modelo é desenvolvido para estimar a perda nas redes do SDMT devido à demanda média. Conforme apresentado no Anexo II, foram selecionados quatro atributos para o modelo de regressão: a) Corrente Média (I); b) Comprimento do Condutor Tronco (CT); c) Resistência do Condutor Tronco (RT); d) Comprimento do Condutor Ramal (CR). 61. Ressalta-se que os atributos acima selecionados podem ser obtidos sem a necessidade de informações geográficas, o que facilita o seu levantamento por parte das distribuidoras e a fiscalização pela ANEEL. 62. A corrente média foi obtida no estudo através da soma das cargas conectadas ao alimentador ou seja, as energias consumidas nos transformadores de distribuição. Portanto, propõe-se calcular a corrente média desta forma, com a distribuidora informando a energia medida nos consumidores conectados ao alimentador (consumidores MT e BT). Afinal, essa informação é facilmente obtida pelas distribuidoras e auditável pela ANEEL. Assim, a variável Corrente Média, em Ampère, é calculada como segue: (11) Onde E é a energia medida nos consumidores (MT e BT) conectados ao circuito MT, adicionada das perdas técnicas nos níveis inferiores, em [MW.h]; Δt é o período do cálculo, em horas; é o fator de potência de referência (0,92); e é a tensão nominal de operação (tensão de linha), em [kv].

12 Fl. 12 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/ Deve-se atentar que a corrente média calculada pela soma das energias medidas nas unidades consumidoras subestimará as perdas de energia se a mesma não considerar as perdas técnicas dos níveis inferiores ao SDMT no seu cômputo. Ou seja, adiciona-se à energia medida dos consumidores a perda técnica percentual calculada nos níveis inferiores ao SDMT: transformadores de distribuição, redes do SDBT, ramais e medidores. 64. Outra forma de obter a variável Corrente Média seria através das medições de energia nas saídas dos alimentadores, quando disponíveis. Essa variável equivale à corrente média calculada pelo procedimento descrito no parágrafo anterior somada às perdas de energia no próprio alimentador. Entretanto, não há diferença em adotar qualquer uma das duas formas no modelo de regressão, pois o mesmo ajustará os coeficientes para a minimização do erro de estimação. 65. A obtenção da variável Corrente Média pela soma das energias consumidas nas unidades consumidoras em alternativa à medida na saída dos alimentadores possui as seguintes vantagens, conforme segue. a) Uniformização da variável: não existe medição em todos os alimentadores das distribuidoras, e seria necessário estimar a energia nesses casos. b) Redução da assimetria de informações: pode-se fiscalizar os sistemas comerciais das distribuidoras de forma a verificar a variável. c) Desconsidera-se a perda não técnica do cálculo das perdas técnicas de energia. 66. Ressalta-se que a energia a ser informada pelas distribuidoras deve equivaler à energia consumida medida (ou estimada, nos casos previstos) nas unidades consumidoras no período definido. Não deve ser confundido com o consumo faturado, que considera outras questões como o faturamento mínimo e eventuais refaturamentos. 67. Por fim, o último ponto relacionado à Corrente Média se refere ao fator de potência. Percebeu-se no segundo ciclo de RTP que a maioria das distribuidoras não possui estudos atualizados sobre o fator de potência em suas redes. Ademais, é uma informação de difícil fiscalização pela ANEEL. Propõe-se, portanto, a adoção do valor regulatório de 0,92 para o fator de potência. 68. Com relação aos demais atributos, a regra que diferencia o comprimento do condutor tronco e ramal necessária para a obtenção dos atributos Comprimento do Condutor Tronco (CT), Comprimento do Condutor Ramal (CR) e Resistência do Condutor Tronco (RT) é descrita no Anexo IV desta Nota Técnica. 69. De acordo com os atributos selecionados, foi desenvolvido o seguinte modelo para a obtenção da perda de potência: 70. Por esse ser um modelo onde as variáveis independentes passaram pela transformação logarítmica, é importante ressaltar que nos casos onde o comprimento ramal é nulo o resultado do modelo é indefinido. Portanto, a condição de contorno proposta para esse caso é de atribuir pelo menos 90% do (12)

13 Fl. 13 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/2011 comprimento total para o comprimento tronco e 10% do comprimento total para o comprimento ramal o comprimento tronco será de, no máximo, 90%. 71. Uma vez que o modelo desenvolvido não considerou a presença de geradores nas redes do SDMT, propõe-se continuar com o procedimento atual de envio dos estudos de perdas detalhados para esses alimentadores. 72. Após a obtenção da perda de potência, multiplica-se essa perda pelo Coeficiente de Perdas e pelo tempo para a obtenção das perdas de energia, conforme equação a seguir: 73. A Subseção IV.3 indicará como obter o, que será baseado nos transformadores de potência que os suprem. IV Cálculo das perdas nas redes dos sistemas de distribuição de baixa tensão (SDBT) 74. Conforme apresentado no Anexo I, o modelo vigente de cálculo de perdas para as redes do SDBT é um modelo científico (ou majoritariamente científico), que utiliza informação teórica das leis físicas de condução da eletricidade. Assim sendo, é natural supor que o mesmo apresentará vantagem em relação aos modelos empíricos (como o modelo de regressão), principalmente em um ambiente de assimetria de informação. Propõe-se, portanto, a continuidade desse modelo, adaptando-o para o conceito de demanda média e apresentando apenas aprimoramentos pontuais, conforme destacado a seguir. 75. A metodologia vigente calcula as perdas nas redes do SDBT de acordo com cinco tipologias de rede pré-definidas, conforme ilustra a figura a seguir. (13) Tipologia 1 (2 trechos elementares) Tipologia 2 (4 trechos elementares) Tipologia 3 (8 trechos elementares)

14 Fl. 14 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/2011 Tipologia 4 Tipologia 5 (16 trechos elementares) (24 trechos elementares) Figura 3 - Tipologias de redes de baixa tensão. 76. Um aprimoramento proposto é com relação à obtenção da tipologia de rede BT. Na metodologia vigente, regulamentada no Módulo 7 do PRODIST, esse atributo é informado pelas distribuidoras. No entanto, por se tratar de um atributo geográfico, que depende da topografia do circuito BT, sua obtenção não é objetiva e favorece a assimetria de informações. 77. Com vistas à simplificação no levantamento desse atributo e tornar o critério de obtenção objetivo, é proposto que a tipologia do circuito seja obtida somente com base no comprimento do mesmo (Queiroz 2010) 4, sem levar em conta sua topologia. A Tabela I apresenta a regra para a determinação da tipologia do circuito que varia em função do comprimento do mesmo. Tabela I: Regras para definição das tipologias das redes BT (comprimento em metros). Tipologia 1 Tipologia 2 Tipologia 3 Tipologia 4 Tipologia 5 Regra L <L <L <L 500 L> Outro aprimoramento proposto é quanto à obtenção das variáveis Resistência Tronco e Resistência Ramal para os circuitos BT. Diferentemente das redes MT, normalmente as redes BT não apresentam muitos tipos de condutores e, comumente, há apenas um ou dois tipos de condutores. Por esta razão, a regra implementada para a definição do condutor tronco e do condutor ramal das redes BT é mais objetiva e simples do que a vigente: o cabo tronco é aquele que possui a menor resistência, e o ramal é o cabo que com a segunda menor resistência. 79. Por fim, é apresentada a adaptação do modelo para a utilização da demanda média ao invés da demanda máxima. Como já discutido no Item IV.2.1 desta Nota Técnica, essa mudança se deve ao fato da demanda média ser uma variável obtida com maior precisão. Assim como nas redes do SDMT, a corrente média dos circuitos do SDBT é obtida a partir da energia medida nos consumidores que estão conectados neste circuito, conforme a Equação (11), diferenciando-se, contudo, nos níveis inferiores que devem ter suas perdas técnicas percentuais adicionadas: apenas ramais de ligação e medidores. 80. Após o cálculo da corrente média, obtêm-se as perdas de potência para as redes do SDBT realizando-se os cálculos por trecho de rede elementar, de acordo com a metodologia vigente (Anexo I). 81. Diferentemente do modelo apresentado para o cálculo das perdas nas redes do SDMT, no cálculo das perdas das redes do SDBT deve-se atentar que a corrente média calculada pela soma das energias medidas nas unidades consumidoras mais as perdas técnicas nos níveis inferiores subestimará as perdas de energia do nível SDBT, se a mesma não considerar as próprias perdas técnicas da rede do SDBT no seu cômputo. A solução proposta consiste em um procedimento iterativo para o cálculo da perda de potência média, atualizando-se a corrente média com a perda de energia resultante do cálculo. A convergência do processo iterativo pode ser verificada quando o aumento percentual da perda for menor que 1%. 4 Queiroz, L. M. O. (2010). Estimação e Análise das Perdas técnicas na Distribuição de Energia Elétrica, Tese de Doutorado, UNICAMP.

15 Fl. 15 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/ Após a obtenção da perda de potência, o próximo passo é multiplicar essa perda pelo Coeficiente de Perdas e pelo tempo para a obtenção das perdas de energia, conforme equação a seguir. 83. A Subseção IV.3 indicará como obter o, que será o mesmo dos transformadores de distribuição que os suprem. IV Cálculo das perdas nos transformadores 84. As perdas de energia nos transformadores são classificadas em perda no ferro e perda no cobre. A primeira, também conhecida como perda no núcleo, é dividida em duas partes: correntes parasitas e histerese. Esta perda praticamente não varia com o carregamento do transformador, podendo, por simplicidade, ser considerada constante. 85. Por sua vez, a perda no cobre se trata da dissipação de potência na forma de calor, por efeito Joule, que ocorre quando circula corrente pelos enrolamentos do transformador. Ao contrário da perda no ferro, esta varia com o quadrado do carregamento do equipamento. 86. As perdas de energia do transformadore são calculadas de acordo com a expressão a seguir: Onde é a perda de energia; : é a perda de potência no ferro ou a vazio do transformador; e é a perda de potência no cobre do transformador. 87. Os transformadores podem ser divididos em dois grupos: transformadores de potência e de distribuição. Os transformadores de distribuição são aqueles cuja tensão no secundário é igual ou inferior à 1 kv (MT/BT), ao passo que os transformadores de potência são os que possuem tensão no secundário acima de 1 kv (AT/AT, AT/MT e MT/MT). 88. O tratamento dado no cálculo de perdas depende em qual classe o transformador é enquadrado. Para os transformadores de potência é utilizado o percentual de perda total à carga nominal e de perda a vazio informados pelas distribuidoras, devendo corresponder aos dados de placa dos equipamentos. Já para os transformadores de distribuição são utilizados como limite os valores normatizados pela Associação Brasileira de Normas Técnicas ABNT e suas atualizações. 89. O único aprimoramento proposto no cálculo das perdas dos transformadores é a adoção da demanda média em substituição à demanda máxima. A Equação (16) exprime a proposta para o cálculo da perda cobre, em kw: (14) (15) (16)

16 Fl. 16 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/2011 Onde é a perda de potência no cobre, em kw; : é a perda no cobre do transformador na condição nominal de carga, sendo obtida pela diferença entre as perdas totais e a perda a vazio do transformador, em kw; : é a potência média no transformador, obtida pela energia consumida pelos consumidores ligados ao transformador dividida pelo tempo, mais as perdas técnicas dos níveis inferiores, em kw; : é a potência nominal do transformador, em kva; e é o fator de potência de referência, estabelecido em 0, Para a obtenção da potência média do transformador de distribuição ( ) deverão ser consideradas as perdas técnicas percentuais dos níveis inferiores (redes do SDBT, medidores e ramais de ligação), além da energia consumida pelos consumidores ligados ao transformador. Ressalta-se que o procedimento descrito nesse parágrafo só será aplicável aos transformadores que tiverem redes SDBT associadas. 91. O cálculo das perdas de potência no cobre dos transformadores de distribuição, da mesma forma que está sendo proposto para o cálculo de perdas das redes do SDBT, deverá ser realizado de forma iterativa. Esse processo consiste em calcular a perda de potência no cobre conforme Equação (16) atualizando a potência média no transformador com a perda de potência resultante do cálculo. A convergência do processo iterativo pode ser verificada quando o aumento percentual da perda de um iteração para outra for menor que 1%. 92. Para os transformadores de potência que possuem medição no secundário não será realizado o procedimento acima descrito, pois isso não tem influência no montante global das perdas do SDAT, que é apurado por medição. Seria necessário apenas para fins de segregação entre os seguimentos de rede e transformação, mas que se descarta por não ser significativa a diferença. 93. A Subseção IV.3 indicará como obter o para os transformadores de potência e de distribuição. IV Cálculo das perdas nos ramais de ligação 94. São propostos dois aprimoramentos para o cálculo das perdas nos ramais de ligação. O primeiro está relacionado ao comprimento médio do ramal de ligação das redes, que, na metodologia vigente, é uma informação solicitada às distribuidoras. Propõe-se estabelecer regulatoriamente um valor único para este atributo, pois não são esperadas variações significativas neste parâmetro entre as distribuidoras. 95. As normas técnicas da maioria das distribuidoras estabelecem que o comprimento máximo para o ramal de ligação é de 30 metros. Baseado nessas normas técnicas, e no fato de que a boa prática sugere que a maioria das unidades consumidoras estejam localizadas no mesmo lado da rede, propõe-se o valor de 10 metros para o ramal de ligação de todas as distribuidoras.

17 Fl. 17 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/ A segunda proposta está relacionada ao fim do uso da demanda máxima. Propõe-se apenas que a corrente máxima seja substituída pela corrente média, que é calculada pela simples extração do fator de carga da Equação (33) do Anexo I. A equação do cálculo da corrente média proposta é a seguinte: (17) 97. A Equação (32) do Anexo I para o cálculo da perda de potência se mantém, apenas substituindo por. Entretanto, com a adoção de o que se tem com a aplicação da equação supracitada é a perda de potência média,, sendo necessária sua multiplicação pelo Coeficiente de Perdas (CP) e pelo tempo para a obtenção da perda de energia, conforme equação a seguir. IV Cálculo das perdas nos medidores 98. Para o cálculo de perda nos medidores não será proposta qualquer alteração, sendo consideradas as perdas nas bobinas de tensão para as unidades consumidoras pertencentes ao grupo B. Desta forma, fica mantida integralmente a metodologia vigente, apresentada no Anexo I. IV.2.3 Parâmetros e premissas para o cálculo 99. Neste item serão discutidos alguns aspectos regulatórios para o cálculo de perdas técnicas. A utilização de parâmetros e premissas regulatórias visa de certa forma adotar padrões para o cálculo de perdas técnicas, inserindo, quando possível, valores eficientes. As premissas e parâmetros a serem adotados no cálculo são: a) É adotado o valor de referência de 0,92 para o fator de potência; b) considerar as cargas distribuídas de forma equilibrada nas fases das redes trifásicas do Sistema de Distribuição em Média Tensão (SDMT); c) considerar perdas adicionais de 15% sobre o montante de perdas técnicas calculadas para as redes dos Sistemas de Distribuição em Baixa Tensão (SDBT), devido ao desequilíbrio da carga e o posicionamento assimétrico do transformador em relação às tipologias de rede; d) considerar os níveis de tensão nominal de operação de cada distribuidora; e) basear as perdas nos transformadores nos valores normatizados pela Associação Brasileira de Normas Técnicas ABNT, para avaliação das perdas totais à carga nominal e a vazio. Na ausência destes, serão adotados valores informados pela distribuidora ou utilizados valores típicos; (18)

18 Fl. 18 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/2011 f) considerar a temperatura de operação dos condutores elétricos constante igual a 55 C para a determinação da resistência ôhmica; g) adotar o valor de 5% sobre o montante de perdas técnicas totais, devido às perdas técnicas produzidas por efeito corona em conexões, sistemas supervisórios, relés fotoelétricos, capacitores, transformadores de corrente e de potencial, e por fugas de correntes em isoladores e pára-raios É proposto suprimir a necessidade de considerar as cargas equilibradas para as redes do Sistema de Distribuição de Alta Tensão (SDAT), uma vez que as perdas neste sistema serão obtidas através de medição. IV.2.4 Fluxograma do procedimento de cálculo das perdas na distribuição 101. A figura a seguir apresenta um fluxograma ilustrando o procedimento de cálculo de perdas proposto nesta Nota Técnica.

19 Fl. 19 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/2011 Fluxograma do Cálculo de Perdas Perdas Técnicas no SDAT Perdas Técnicas no Transformador de Potência Perdas Técnicas no SDMT Perdas Técnicas no Transformador de Distribuição Diagrama Unifilar Simplificado Parcial Perdas Técnicas no SDBT Correção da perda de energia pelo Fator de Correção Perdas Técnicas no Ramal de Ligação Perdas Técnicas no Medidor Perda de Energia discriminada por segmento e Diagrama Unifilar Final Figura 4: Fluxograma do procedimento de cálculo proposto. IV.3 Obtenção do Coeficiente de Perdas 102. De acordo com o apresentado na Item IV.2.1, a proposta é que o Coeficiente de Perdas seja obtido diretamente das informações das Campanhas de Medição, regulamentado no Módulo 2 do PRODIST. Esse coeficiente será aplicado nas perdas no cobre dos transformadores, nas perdas das redes de baixa e média tensão e nos ramais de ligação Conforme equação a seguir, as perdas de energia total nas redes MT, BT, equipamentos transformadores e ramais de ligação são obtidas pela multiplicação da perda devido à demanda média pelo Coeficiente de Perdas (CP) e pelo período de análise. (19)

20 Fl. 20 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/ O Coeficiente de Perdas é calculado a partir do desvio padrão dos pontos da curva de carga, através da equação: (20) Onde: : demanda medida no período de análise; : número de pontos da curva de carga Para fins de ilustrar o cálculo, é apresentado a seguir um exemplo numérico de como se obtém o Coeficiente de Perdas. O primeiro passo é dispor da curva de carga da qual será calculado esse indicador, conforme figura a seguir. Figura 5: Curva de carga para o cálculo do fator de perdas Em seguida, aplicando-se a Equação (20) para os pontos da curva de carga da Figura 4, obtendo-se um valor de 1,243 conforme equação a seguir. (21)

21 Fl. 21 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/ Isso significa que deverá ser aplicado o percentual de 24,3% sobre a perda de energia devido à demanda média com vistas a contemplar o efeito da variação da carga, chegando-se assim a perda de energia total no elemento O cálculo do Coeficiente de Perdas depende da disponibilidade dos dados das curvas de carga obtidas na Campanha de Medição. No entanto, nem todos os elementos das redes de distribuição são medidos pela campanha Os transformadores são divididos em dois grupos: transformadores de potência e de distribuição. Como todos transformadores de potência (AT/AT, AT/MT e MT/MT), são medidos na referida campanha, as curvas de carga desses transformadores serão utilizadas diretamente para o cálculo do Coeficiente de Perdas, aplicando-se a Equação (20) No entanto, na Campanha de Medição os transformadores de distribuição são medidos de forma amostral e, após uma análise das curvas dos dados obtidos, são agrupados em Redes-tipo A tipologia que representa a transformação MT/BT é obtida a partir da definição de cada Rede-tipo que a compõe. Por sua vez, cada Rede-tipo é obtida através da agregação das curvas dos transformadores medidos na amostra Para o cálculo do Coeficiente de Perdas resultante da transformação MT/BT, calcula-se primeiramente o Coeficiente de Perdas para cada Rede-tipo, através da ponderação do Coeficiente de Perda das curvas da amostra que a compõem pelo mercado de demanda dessas curvas, conforme equação a seguir. (22) Onde é o coeficiente de perdas da Rede-tipo que compõe a tipologia da transformação MT/BT; é o Coeficiente de Perdas obtido pela aplicação da Equação (20) para cada curva da amostra que compõe a Rede-tipo; é o número de curvas da amostra que compõem a Rede-tipo; é o somatório da energia de todas as curvas da amostra que compõe a Rede-tipo; :ésomatório da energia de cada curva da amostra que compõe a Rede-tipo; e é o número de pontos da curva de carga da amostra Em seguida, uma vez obtido o Coeficiente de Perdas de cada Rede-tipo, realiza-se a ponderação desses Coeficientes de Perda pelo seu respectivo mercado de demanda, encontrando um único Coeficiente de Perda para cada tipologia da transformação MT/BT. A seguir é apresentada a equação para o cálculo do Coeficiente de Perda da transformação MT/BT. (23)

22 Fl. 22 da Nota Técnica nº 0014/2011 SRD/ANEEL, de 07/04/2011 Onde é o Coeficiente de Perda médio da tipologia da transformação MT/BT; : é o Coeficiente de Perda das Redes-tipo que compõem a tipologia da transformação MT/BT; é o número de Redes-tipo da tipologia da transformação MT/BT; é o somatório da energia de cada Rede-tipo; e é o somatório da energia de todas as Redes-tipo da tipologia da transformação MT/BT Para as redes de baixa tensão será aplicado o mesmo Coeficiente de Perdas obtido para a transformação MT/BT O Coeficiente de Perdas dos alimentadores de média tensão serão calculados a partir das curvas do(s) transformador(es) da subestação na qual o alimentador está conectado, obtidos na Campanha de Medição O Coeficiente de Perdas para os ramais de ligação será obtido do Coeficiente de Perdas calculado para a tipologia BT. Esse Coeficiente de Perda é calculado a partir das tipologias dos Consumidores-tipos do SDBT, com exceção daqueles pertencentes à classe Iluminação Pública, ponderado pelo mercado de demanda de cada Consumidor-tipo, conforme equação a seguir. (24) Onde é o Coeficiente de Perda dos ramais de ligação; é o Coeficiente de Perda obtido pela aplicação da Equação (20) para cada Consumidor-tipo do SDBT; : é o Número de Consumidores-tipo da tipologia BT; é o somatório da energia de cada Consumidor-tipo; e é somatório da energia de todos os Consumidores-tipo da amostra do SDBT Os Coeficientes de Perdas obtidos para os transformadores, redes e ramais de ligação deverão ser calculados para cada tipo de dia da semana (útil, sábado e domingo) e ponderado conforme equação a seguir. (25) Onde é o Coeficiente de Perdas das transformações, redes ou ramais de ligação ponderando pelo pelos tipos de dias da semana; é o Coeficiente de Perdas das transformações, redes ou ramais de ligação referente a curva de dia útil; é o Coeficiente de Perdas das transformações, redes ou ramais de ligação referente a curva de sábado; e é o Coeficiente de Perdas das transformações, redes ou ramais de ligação referente a curva de dia domingo e feriado. IV.4 Informações necessárias para o cálculo das perdas 118. Nesta subseção são apresentadas as proposições relacionadas às informações necessárias para o cálculo de perdas técnicas na distribuição. Pela metodologia vigente essas informações se encontram dispostas no Módulo 6 do PRODIST, organizadas da seguinte forma: Balanço de Energia, Fatores Típicos, Perdas de Energia, Unidades Consumidoras, Transformadores, Estudo de Perdas, Redes do Sistema de Distribuição em Média Tensão SDMT, Redes do Sistema de Distribuição em Média Tensão SDBT. O