Desenvolvimento de um sistema de compensação ativa de harmônicos [51] Desenvolvimento de um instrumento de aquisição de

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2 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

3 Sumário 1 - Considerações iniciais Objetivos específicos do primeiro relatório Análise de regulamentos e normas nacionais e internacionais Normas e regulamentações nacionais Regulamentações internacionais Estados Unidos Canadá Europa: CENELEC EN França EDF (Eletricité de France): Contrato Emeraude África do Sul Peru Argentina Japão China Austrália Análise crítica dos regulamentos internacionais Normas e recomendações internacionais para avaliação da QEE IEC International Electrotechincal Commission IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers ANSI American National Standard Institute ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas Considerações finais Pesquisas na área de Qualidade da Energia Elétrica Projetos de P&D/ANEEL Sistema de Gestão de Qualidade de Energia Elétrica Grupo Rede [47] Sistema de Gestão da Qualidade da Energia Elétrica - GERQUALI [48] Modelo de forno a arco compensado [49] Projeto e desenvolvimento de um restaurador dinâmico de tensão [50]

4 Desenvolvimento de um sistema de compensação ativa de harmônicos [51] Desenvolvimento de um instrumento de aquisição de grandezas elétricas para utilização no monitoramento da qualidade de Energia Elétrica em barras de distribuição [52] 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] Desenvolvimento de uma metodologia de análise das distorções harmônicas produzidas por lâmpadas fluorescentes compactas na rede de distribuição [54] Desenvolvimento de modelos digitais para estudos dos impactos na média e baixa tensão devido a equipamentos eletro-eletrônicos e cargas não lineares [55] Pesquisa e aplicação de restauradores dinâmicos de tensão (DVR) para linhas de distribuição [56] Desenvolvimento de um regulador de tensão com comutador eletrônico de tap (RECET) [57] Central Integrada de Inteligência da Qualidade [58] Desenvolvimento de uma ferramenta computacional para a análise de afundamentos de tensão aplicada ao planejamento da expansão - PLANSAG [59] Sistema Ótimo de Medição e Estimação da Qualidade da Energia voltada ao PRODIST/ANEEL Módulo 8 [60] Sistema informacional de gestão de indicadores de qualidade da onda de tensão [61] Estudos, desenvolvimento e implementação de interfaces e modelos elétricos em ambiente ATP de problemas da Qualidade da Energia [62] Soluções não Convencionais para Controle e Regulação de Tensão em Redes Secundárias de Distribuição [63] Desenvolvimento de um Dispositivo para Controle de Tensão de Rede de Distribuição Rural através do uso de Compensador Estático a Reator Saturado [64] Desenvolvimento, Projeto e Construção de um Dispositivo Eletromagnético à Núcleo Saturado para Controle Automático de Tensão [65] Análise da aplicação de filtros passivos em circuitos secundários (220 V) de redes de distribuição [66] Desenvolvimento e aplicação de filtros harmônicos em circuitos secundários de distribuição (220 V) [67] Análise e implementação de filtros harmônicos passivos sintonizados em Alimentadores de distribuição [68]

5 Desenvolvimento de software para simulação e análise dos distúrbios da qualidade da energia elétrica no contexto do PRODIST [69] Artigos técnico-científicos relacionados ao tema deste relatório Artigo 01 [70] Artigo 02 [71] Artigo 03 [72] Artigo 04 [73] Artigo 05 [74] Artigo 06 [75] Artigo 07 [76] Artigo 08 [77] Artigo 09 [78] Artigo 10 [79] Artigo 11 [80] Artigo 12 [81] Conclusões Referências Bibliográficas

6 1 - Considerações iniciais Visando o aperfeiçoamento da regulamentação brasileira direcionada aos sistemas de distribuição de energia elétrica, os trabalhos referentes ao contrato ANEEL-FAU n o 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

7 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 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 n o 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

8 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 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 Documento Submódulo Requisitos Acesso técnicos mínimos para a conexão às instalações de transmissão Rede Básica Gerenciamento Submódulo Gerenciamento dos indicadores de desempenho da rede básica e de seus componentes Distribuição Acesso Gerenciamento 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

9 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. Documento Indicador Valores de referência Limites Penalidades 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 Procedimentos de Rede duração Distorções harmônicas NÃO SIM Indiretas (*) Desequilíbrios de tensão NÃO SIM Indiretas (*) Flutuações de tensão NÃO SIM Indiretas (*) 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 Procedimentos de Distribuição Distorção Harmônica de Tensão Notação Designação Notação Designação DTHT% Distorção de Tensão Distorção Harmônica Total DTT% Harmônica Total de Tensão DTHTS95% DTHT Percentil Semanal 95% - - Distorção harmônica V n Tensão harmônica individual DIT h% individual de tensão de ordem h 9

10 Desequilíbrio de Tensão Flutuações de Tensão Variações de Tensão de Curta Duração K KS95% Pst Plt Fator de Desequilíbrio de Tensão Fator de Desequilíbrio de Tensão Percentil Semanal 95% Indicador de Severidade de Cintilação de Curta Duração Indicador de Severidade de Cintilação de Longa Duração FD Fator de Desequilíbrio - - Pst Plt Indicador de Severidade de Cintilação de Curta Duração Indicador de Severidade de Cintilação de Longa Duração PstD95% Pst Percentil Diário 95% PstD95% Pst Percentil Diário 95% PltS95% Plt Percentil Semanal 95% PltS95% Plt Percentil Semanal 95% IMT Interrupção Momentânea de Interrupção Momentânea IMT Tensão de Tensão AMT Afundamento Momentâneo Afundamento AMT de Tensão Momentâneo de Tensão EMT Elevação Momentânea de Elevação Momentânea de EMT Tensão Tensão ITT Interrupção Temporária de Interrupção Temporária ITT Tensão de Tensão ATT Afundamento Temporário de Afundamento Temporário ATT Tensão de Tensão ETT Elevação Temporária de Elevação Temporária de ETT Tensão 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 Procedimentos de Rede Procedimentos de Distribuição Limites Valores de Referência Indicador Globais Individuais 1 kv < Vn 13,8 kv < 69 kv < Vn < 69 kv Vn > 69 kv 13,8 kv < Vn Vn < 1 kv < 13,8 Vn < 69 Vn < 230 Vn > 69 kv < 69 kv kv kv kv DTHT% ou DTT% ,0 % 8,0 % 6,0 % 3,0 % DTHTS95% 6,0 % 3,0 % 3,0 % 1,5 % V2% ou DIT2% 2,0 % 1,0 % 0,6 % 0,3 % 2,5 % 2,0 % 1,5 % 1,0 % V3% ou DIT3% 5,0 % 2,0 % 1,5 % 0,6 % 6,5 % 5,0 % 4,0% 2,0 % V4% ou DIT4% 2,0 % 0,5 % 0,6 % 0,3 % 1,5 % 1,0 % 1,0 % 0,5 % V5% ou DIT5% 5,0 % 2,0 % 1,5 % 0,6 % 7,5 % 6,0 % 4,5 % 2,5 % V6% ou DIT6% 2,0 % 0,5 % 0,6 % 0,3 % 1,0 % 0,5 % 0,5 % 0,5 % V7% ou DIT7% 5,0 % 2,0 % 1,5 % 0,6 % 6,5 % 5,0 % 4,0 % 2,0 % V8% ou DIT8% 1,0 % 0,5 % 0,6 % 0,3 % 1,0 % 0,5 % 0,5 % 0,5 % V9% ou DIT9% 3,0 % 1,5 % 1,5 % 0,6 % 2,0 % 1,5 % 1,5 % 1,0 % V10% ou DIT10% 1,0 % 0,5 % 0,6 % 0,3 % 1,0 % 0,5 % 0,5 % 0,5 % V11% ou DIT11% 3,0 % 1,5 % 1,5 % 0,6 % 4,5 % 3,5 % 3,0 % 1,5 % V12% ou DIT12% 1,0 % 0,5 % 0,6 % 0,3 % 1,0 % 0,5 % 0,5 % 0,5 % V13% ou DIT13% 3,0 % 1,5 % 1,5 % 0,6 % 4,0 % 3,0 % 2,5 % 1,5 % 10

11 V14% ou DIT14% 1,0 % 0,5 % 0,6 % 0,3 % 1,0 % 0,5 % 0,5 % 0,5 % V15% ou DIT15% 2,0 % 1,0 % 1,5 % 0,6 % 1,0 % 0,5 % 0,5 % 0,5 % V16% ou DIT16% 1,0 % 0,5 % 0,6 % 0,3 % 1,0 % 0,5 % 0,5 % 0,5 % V17% ou DIT17% 2,0 % 1,0 % 1,5 % 0,6 % 2,5 % 2,0 % 1,5 % 1,0 % V18% ou DIT18% 1,0 % 0,5 % 0,6 % 0,3 % 1,0 % 0,5 % 0,5 % 0,5 % V19% ou DIT19% 2,0 % 1,0 % 1,5 % 0,6 % 2,0 % 1,5 % 1,5 % 1,0 % V20% ou DIT20% 1,0 % 0,5 % 0,6 % 0,3 % 1,0 % 0,5 % 0,5 % 0,5 % V21% ou DIT21% 2,0 % 1,0 % 1,5 % 0,6 % 1,0 % 0,5 % 0,5 % 0,5 % V22% ou DIT22% 1,0 % 0,5 % 0,6 % 0,3 % 1,0 % 0,5 % 0,5 % 0,5 % V23% ou DIT23% 2,0 % 1,0 % 1,5 % 0,6 % 2,0 % 1,5 % 1,5 % 1,0 % V24% ou DIT24% 1,0 % 0,5 % 0,6 % 0,3 % 1,0 % 0,5 % 0,5 % 0,5 % V25% ou DIT25% 2,0 % 1,0 % 1,5 % 0,6 % 1,5 % 1,0 % 1,0 % 0,5 % FD% ou K% ,0 % KS95% 2,0 % 1,5% Todos os níveis de tensão - - Todos os níveis de tensão - Flutuação de Adequad Tensão Inferior Superior - - Precário Crítico - o Pst Plt >1,0 PstD95% 1,0 pu / FT 2,0 pu / FT - - < 1,0 pu / pu/ft e > 2,0 pu / FT < 2,0 FT - pu/ft PltS95% 0,8 pu / FT 1,6 pu / FT - - < 1,0 pu / FT >0,8 pu/ft e < 1,6 pu/ft FT (Vn > 230 kv) (*) 0,65 0,65 FT (69 kv < Vn < 230 kv) 0,80 0,80 FT (Vn < 69 kv) 1,00 1,00 (*) FT = Fator de transferência. > 1,6 pu / FT - 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

12 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 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

13 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) 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 Publicação IEC IEC IEC Publicação adotada - EUA IEC Harmônica IEC IEEE 519 IEC/TR IEEE 519 IEC Flutuação IEC IEEE 1453 IEC/TR IEEE 1453 (519) Desequilíbrio IEC ANSI C84.1 IEC IEEE 519 Equipamento de IEC IEEE 1453 Medição IEC IEEE Canadá 13

14 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 CAN/CSA C :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 C :04 Electromagnetic Compatibility (EMC) Part 2-4: Environment Compatibility levels in industrial plants for low ATCO Electric Distribution 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 C :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. EPCOR Distribution Inc 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

15 ) 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 :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

16 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%) Tensão mínima (95%) Tensão declarada (Vd) Tensão máxima (95%) Tensão máxima (95%) / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / ,7-8,3 - +4,2 +5,5 De acordo com a norma IEEE Std [9], variações de tensão de longa duração são aquelas com tempo de duração maiores que 1 minuto. 16

17 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 C :04 [10] para rede de média tensão. Ordem Harmônica % Nível da fundamental em 95% de probabilidade IVHn(3s) % Nível da fundamental em 99,99% de probabilidade IVHn(3s) % Nível da fundamental em 99,99% de probabilidade IVHn(10min) 2 1,6 2,4 1,6 4 1,0 1,5 1,0 6 0,5 0,75 0,5 8 0,5 0,75 0,5 10 0,5 0,75 0,5 12 0,5 0,75 0,5 >12 (pares) 0,5 0,75 0, , , ,2 1,8 1, , ,5 3,75 2,5 15 0,3 0,45 0,3 17 1,6 2,4 1,6 19 1,2 1,8 1,2 21 0,2 0,3 0,2 23 1,2 1,8 1,2 25 1,2 1,8 1,2 27 0,7 1,05 0,7 17

18 29 0,63 0,95 0, ,60 0,90 0, ,59 0,87 0, ,56 0,84 0, ,54 0,81 0, ,52 0,78 0, ,50 0,76 0, ,49 0,74 0, ,48 0,72 0, ,46 0,70 0, ,45 0,68 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). DF 50 n2 IVH IVH 1 2 n 100% (1) Os limites aplicados são apresentados pela Tabela 9 para níveis de tensão MT e BT. Fator DF DF3s DF3s DF10min Tabela 9 - Limites para distorção de tensão de acordo com IEC [11] para circuitos MT e BT. Referencia DF instantâneo baseado em uma janela de 12 ciclos 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 Probabilidade % Informação não disponível Limite % Informação não disponível 99,99 13,0 95 6,5 99,99 6,5 18

19 C. Flutuações de Tensão A Tabela 10 detalha os limites de flutuação de tensão conforme definido pela CAN/CSA C :04 [12]. Tabela 10 - Índice de compatibilidade de cintilação luminosa e níveis de planejamento. Indicador Nível de Compatibilidade Nível de Planejamento Nível de Planejamento BT e MT BT e MT AT Pst 1,0 0,9 0,8 Plt 0,8 0,7 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 C :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

20 Tabela 11 - Frequência de flutuação de tensão permitida diariamente para sistemas em média tensão. Frequência de Flutuação de Tensão (repetições por hora) % Flutuação de Tensão (Rede Urbana) % Flutuação de Tensão (Rede Rural) r< <r< <r< ,5 100<r<1000 1,25 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. Tensão do Barramento Tabela 12 - Limites de notching. Profundidade Notch (NDF) % Área do Notch (NAF) Volt-microsegundos 120/ / / / 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

21 PIH n x 1 x0 IVH IVH 1 2 nx (2) 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. Fator PIHn PIHn(3s) PIHn(3s) Tabela 13 - Limites para tensão inter-harmônica parcial. 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, ,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

22 Fator VUF10min Tabela 14 - Limites para desequilíbrio de tensão para MT e BT. Referencia Probabilidade % Limite % VUF3s Desequilíbrio de tensão registrado em um intervalo de 3s 99,99 4,5 VUF3s Valor acumulativo (95%) da tensão de desequilíbrio 95 3,0 Valor acumulativo (95%) da tensão de desequilíbrio de acordo com as normas NEMA e CENELEC 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 [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. Fator CFv CFa Tabela 15 - Limites para fator de crista. Referencia Fator da variação de crista de acordo com IEEE 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

23 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

24 2.2.3 Europa: CENELEC EN 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 EN 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 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

25 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

26 V h (%) = V h V (4) 40 THD(%) = (V h ) 2 h=2 (5) 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 se baseiam nas informações contidas no documento IEC , 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 Baixa tensão Média tensão Alta tensão 50 Hz ± 1% (49,5 50 Hz ± 1% (49,5 50 Hz ± 1% (49,5 Redes elétricas sincronizadas com um sistema interligado Hz a 50,5 Hz) durante 99,5% do ano 50 Hz + 4% / -6% Hz a 50,5 Hz) durante 99,5% do ano 50 Hz + 4% / -6% Hz a 50,5 Hz) durante 99,5% do ano 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

27 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) Redes elétricas não sincronizadas com um sistema interligado durante 95,0% do ano 50 Hz ± 15% (42,5 Hz a 57,5 Hz) durante 95,0% do ano 50 Hz ± 15% (42,5 Hz a 57,5 Hz) durante 95,0% do ano 50 Hz ± 15% (42,5 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 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 Baixa tensão Média tensão Alta Tensão Condições normais: Tensão nominal ± 5% Condições especiais: Tensão nominal ± 10% Plt 1, para 95% dos valores medidos Condições normais: Tensão nominal ± 4% Condições especiais: Tensão nominal ± 6% Plt 1, para 95% dos valores medidos - Plt 1, para 95% dos valores medidos 27

28 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 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 Baixa tensão Média tensão Alta tensão 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% Os desequilíbrios de tensão devem se encontrar no intervalo de 0 a 2 %. Os desequilíbrios de tensão devem se encontrar no intervalo de 0 a 2 %. 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

29 Tabela 20 - Distorções harmônicas de tensão Baixa e média tensão EN Harmônicos Ímpares Harmônicos Pares Não-múltiplos de 3 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% ,5% 13 3% 21 0,5% % ,5% ,5% ,5 - - THD 8% Tabela 21 - Distorções harmônicas de tensão Alta tensão EN Harmônicos Ímpares Harmônicos Pares Não-múltiplos de 3 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% ,5% 13 2,5% 21 0,5% - 17 Não considerada Não considerada Não considerada 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

30 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 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 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