CONSULTA PÚBLICA CP 018/2014. Contribuição do Grupo Energias do Brasil EDP

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1 CONSULTA PÚBLICA CP 018/2014 Contribuição do Grupo Energias do Brasil EDP Assunto: Revisão do regulamento que trata da qualidade do produto conforme seção 8.1 do PRODIST Processo n o / OBJETIVO Este documento apresenta as contribuições das distribuidoras EDP Bandeirante e EDP Escelsa, do Grupo EDP, à CP 018/2014, referente à revisão do regulamento que trata da qualidade do produto conforme seção 8.1 do PRODIST. O documento está estruturado de modo a apresentar respostas aos questionamentos propostos pela ANEEL em sua Nota Técnica n 0105/2014- SRD/ANEEL, de 23 de dezembro de 2014, que integra o material disponibilizado no âmbito desta consulta pública. No âmbito geral, o Grupo EDP corrobora com as contribuições apresentadas pela Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica - ABRADEE. Para alguns dos questionamentos apresentados, o Grupo EDP encaminha contribuições adicionais. Especificamente para os questionamentos relativos à Variação de Tensão de Curta Duração VTCD, são apresentadas contribuições com base em medições realizadas ao longo dos últimos 5 anos em unidades consumidoras e também no âmbito do Projeto de Pesquisa e Desenvolvimento intitulado Proposição de Padrões de Referência para Indicadores de Afundamentos de Tensão em Sistemas de Distribuição.

2 2. INDICADORES DA QUALIDADE DO PRODUTO O Grupo EDP entende pertinente a criação de indicadores para Qualidade do Produto, de modo a possibilitar a padronização e simplificação de análises, possibilitando o adequado direcionamento de recursos a investimentos prudentes na rede de distribuição de energia elétrica. 6) O indicador proposto para o acompanhamento das VTCDs está adequado ao objetivo da análise da qualidade na distribuição? Quais seriam as opções alternativas? O indicador proposto pela Nota Técnica n 0105/2014-SRD/ANEEL representa um avanço na regulamentação vigente uma vez que sugere uma forma de quantificar a representação das VTCDs na qualidade de energia disponibilizada aos consumidores, em especial aqueles com cargas de maior sensibilidade a este fenômeno. Com base nos estudos e nas medições realizadas no âmbito do Projeto de P&D Proposição de Padrões de Referência para Indicadores de Afundamentos de Tensão em Sistemas de Distribuição, foi possível verificar que medições amostrais de 30 (trinta) dias possuem pouca, ou até mesmo, nenhuma relevância para tratamento da questão afeta aos VTCDs uma vez que, para se atingir uma precisão de cerca de 90% com uma frequência de 1 (um) evento por dia, é necessário 1(um) ano de medição. 7. Os valores máximos de frequência para cada região de sensibilidade das VTCDs estão adequados? Entendemos que há espaço para avanços na definição dos limites, pois o limite máximo da região F não é realista e a proposta apresentada pela 2

3 Agência é demasiadamente restrita, haja vista o nível atual de automação da rede de distribuição elétrica. Desta forma, propõe-se que, num estágio inicial de definição de limites, seja criado um indicador para contabilizar apenas as interrupções de curta duração inferiores a 3 minutos anuais, mantendo no F.I as Variações de tensão (afundamentos e elevações). Em não se entendendo possível a manutenção de um limite quantitativo anual, apresentamos alternativamente a proposta que o limite máximo para a região F seja 3, de modo a considerar a possibilidade mínima de 3 interrupções de curta duração. A título de comparação, o limite de longa duração, acima de 3 minutos, para um cliente industrial urbano está entre duas a três interrupções. Duração Amplitude (pu) [16,67 ms - 100ms] [100 ms - 300ms ] [300 ms ms] [600 ms - 1 seg] [1 seg - 3 seg] [3 seg - 1 min] [1 min - 3min] ( 1,15-1,20) (1,10-1,15) (0,85-0,90) 1 (Região H) (0,80-0,85 ) Sem Limites ( Reg. A) (0,70-0,80) (0,60-0,70 ) 5 (Reg. B) (0,50-0,60 ) (0,40-0,50) 4 ( Reg. C) 3 ( Reg. D) ( 0,30-0,40 ) (0,20-0,30 ) (0,10-0,20) 2 ( Região E) <0,10 1 (Reg. I) 4 (REGIÃO G) 1 (Região F) Figura 1 - Limite Máximo de VTCD. Por fim, outro aspecto importante a ser considerado na definição de limites é a localização do ponto a ser medido, pois há distinção entre medições de eventos desta natureza em pontos próximos às subestações de pontos distantes, onde os níveis de curto-circuito mais baixos propiciam eventos com magnitudes de tensão residual inferiores. Portanto, dever-se-ia propor fatores de ponderação e/ou fator de impacto base diferentes para pontos de medição com características geo-elétricas diferentes. 3

4 Devemos observar que para os indicadores de continuidade há diferenças de limites dependendo se as unidades de consumo sob avaliação são rurais ou urbanas, além das diferenças de conjuntos. 8. Os fatores de ponderação do FI para cada região estão adequados? Entendemos que os estudos apresentados na Nota Técnica n 0105/2014- SRD/ANEEL foram limitados, merecendo uma análise mais profunda que possibilite identificar como fatores de ponderação se relacionam com a dinâmica geral de operação das redes de distribuição. Com base em algumas das medições realizadas no âmbito de P&D, foi possível verificar em alguns casos que os fatores de ponderação do FI propostos pela Agência estão muito distantes dos experimentados. 3. DEFINIÇÃO DOS LIMITES 9. Os limites propostos estão adequados à realidade das distribuidoras? Quais seriam as alternativas? Entendemos que os limites aqui propostos ainda não estão aderentes a realidade das distribuidoras. Uma alternativa seria definir o envio de indicadores por parte das distribuidoras para a ANEEL e, a partir deste ponto, formar um banco de dados que possibilitará a ANEEL a definição de limites, especialmente para Distorções Harmônicas de Tensão, Desequilíbrios e Flutuação de tensão. Quanto a Variações de Tensão de Curta Duração (VTCDs), estamos de acordo com a criação do indicador FI e com o valor de referência de 1 pu, porém quanto a limite entendemos ser incipiente a discussão para definição 4

5 de limite, especialmente porque é necessário conhecer um universo mais abrangente e padronizado de medições para a definição de um comportamento. Referente às medições amostrais de distorção harmônica de tensão, desequilíbrio de tensão e flutuação de tensão, estas formarão uma base substancial para refinamento dos limites propostos à luz da realidade das redes elétricas brasileira. 10. Os limites estabelecidos no PRODIST e nos Procedimentos de Rede devem ser iguais quando estabelecido para o mesmo nível de tensão? Se sim, deve-se alterar algum limite constante dos Procedimentos de Rede ou os propostos para o PRODIST? Para este ponto consideramos ser importante primeiramente a formação de um histórico de medições padronizadas pela ANEEL, de modo a possibilitar uma avaliação conclusiva sobre os contornos dos limites dos indicadores. 11. O limite de desequilíbrio para os barramentos em alta tensão está adequado à realidade das distribuidoras (1,5%)? O valor referencial utilizado atualmente de 2% para barramentos de Média Tensão é mais aderente à realidade da distribuição de energia elétrica. 4. INSTRUMENTAÇÃO E METODOLOGIA DE MEDIÇÃO 13. A padronização do arquivo de saída de dados dos medidores está adequada às necessidades das distribuidoras? A padronização dos arquivos de saída é aspecto fundamental no intuito de simplificar a avaliação de resultados de medições segundo uma única 5

6 metodologia de análise, bem como a aplicação de sistemas informatizados que agreguem resultados de diferentes tipos/modelos de medidores de QEE. 5. ACOMPANHAMENTO DOS INDICADORES 16. A quantidade de topologias de transdutores a dois elementos são relevantes no Brasil? Esse procedimento ainda é adotado em novas ligações? Para novas ligações não são mais utilizados transdutores de dois elementos. Contudo, para instalações existentes, a quantidade é significativa, razão pela qual se torna importante considerar no Impacto Regulatório da implantação das alterações aqui pretendidas, os custos referentes à modernização das instalações existentes. 17. Qual a quantidade de medidores de QEE existe na concessionária? Quais as classes existentes? O Grupo EDP possui as seguintes quantidades de medidores: Instalados em barramentos: Bandeirante SEL barras. SEL barras. ION barras. ION Barras. Escelsa ION 7500: 22 unidades ION 7550: 04 unidades ION 7600: 15 unidades ION 7650: 05 unidades ION 8300: 01 unidade ION 8600: 14 unidades SEL 734: 30 unidades 6

7 Medidores disponíveis para as medições de forma amostral em clientes: Bandeirante Reason RQE III 6 unidades. FLUKE 435 portátil - 1 unidades. FLUKE Unidades. CESINEL MEDCAL N 8 unidades. CESINEL MEDCAL ST 4 Unidades. 18. O critério da seleção das subestações com potência superior a 25 MVA para realização de medição permanente está adequado? Atualmente nem todas as subestações possuem monitoramento em todas as barras, dessa forma, entendemos ser pertinente e importante à definição de um cronograma escalonado de modernização ao longo dos anos, de modo a se tornar possível o monitoramento em todas as barras das subestações de distribuição de energia. 19. A medição eventual deve ser estabelecida para os outros fenômenos (distorções harmônicas, desequilíbrios de tensão e flutuações de tensão)? Acreditamos ser oportuno que nas medições eventuais sejam aferidos todos os fenômenos. O que precisará ser definido é a padronização dos relatórios que deverão ser disponibilizados aos consumidores, de modo a evitar discordâncias de caráter técnico. 20. A medição amostral deve ser estendida de forma a contemplar todos os indicadores do produto? Entendemos que influências da Qualidade de Energia estão mais associados ao atendimento a consumidores atendidos em média tensão, desta forma, 7

8 entendemos permanecer a medição amostral com os indicadores DRP e DRC. A medição e monitoramento dos fenômenos flutuação de tensão, desequilíbrio de tensão e harmônicos de tensão nas medições amostrais deve ser discutida de forma gradual para que as concessionárias possam se programar. Notadamente para a medição de VTCD, a monitoração pelo período de 30 (trinta) dias não se mostra significativa, conforme já descrito no questionamento anterior. 21. Devem ser estabelecidas penalidades quando da ultrapassagem dos limites? Se sim, como estabelecer procedimento para atribuir responsabilidades? Complementarmente as contribuições da ABRADEE, importante destacar que no cenário atual, não existe um histórico de medições padronizadas que possam embasar as penalidades tanto da parte da distribuidora, quanto do consumidor. Adicionalmente, é necessário identificar previamente em qual medida as variações da qualidade estão relacionadas ao agente de distribuição, uma vez que a assunção de responsabilidade por meio de uma penalidade pecuniária deve ser baseada em uma transgressão de sua responsabilidade. Finalmente, é fundamental observar que é necessário identificar as responsabilidades de todos os agentes envolvidos (geração, transmissão, distribuição, usuários e fatores exógenos) concomitantemente com a alocação ótima dos recursos para a sua mitigação, vis-à-vis com seu respectivo benefício. Desta maneira, a sinalização regulatória deve indicar a alocação ótima dos recursos, lembrando que existem fatores de redução, 8

9 e até de anulação, da propagação dos eventos da qualidade na rede elétrica. 6. CRITÉRIOS DE ACESSO Para Critérios de Acesso o Grupo EDO corrobora com o posicionamento da ABRADEE em todos os itens. 7. ANÁLISE DO IMPACTO REGULATÓRIO 26. Quais são os problemas existentes pela falta do acompanhamento dos indicadores relacionados à QEE? Não havendo acompanhamento dos parâmetros, não se tem um indicativo da tendência geral dos mesmos no cenário da distribuição nacional, podendo-se, com o tempo, haver agravamento de problemas e aumento das reclamações advindas das unidades consumidoras. Há ainda a questão da responsabilidade associada aos acessantes dos sistemas de distribuição, fazendo com que as redes tomem para si os impactos provocados pela entrada de cargas potencialmente perturbadoras. 27. É possível estabelecer os custos associados a algum dos problemas? Quais seriam os custos? Os custos associados a Qualidade de Energia dependem do tipo de processo do consumidor, e sendo assim estes custos podem ser obtidos com maior assertividade junto a eles. De forma geral, os problemas reclamados pelos consumidores estão associados à tensão em regime permanente e aos eventos de VTCDs (este último mais para unidades consumidoras atendidas em MT). Os demais parâmetros mostram-se de nenhuma ou pouca relevância nas reclamações recebidas. 9

10 28. Quais serão os benefícios advindos da regulamentação da proposta apresentada? Estabelecimento de regras e atribuições claras às concessionárias no que diz respeito à qualidade do fornecimento de energia elétrica prestado aos consumidores, definindo a atribuição de responsabilidades e aperfeiçoando a relação distribuidora x consumidores. 29. Quais serão os custos advindos para adequação à regulamentação proposta? Os custos podem ser elencados da seguinte forma: Aquisição de medidores de QEE com os requisitos mínimos especificados que atendam ao volume de medições estabelecido pela ANEEL, tanto equipamentos portáteis (incluindo com instalação ao tempo), como equipamentos de painel para subestações; Instalação de equipamentos para monitoramento de barramento das subestações; Capacitação de profissionais para utilização dos novos medidores, análise dos dados e preparação de relatórios; Bancos de dados para arquivamento dos registros de monitoramento; Sistema de coleta de dados remotamente e softwares de agregação dos vários registros dos vários medidores e acompanhamento dos resultados. 30. Qual é o tempo necessário para que as distribuidoras se adequem ao regulamento proposto? O cronograma proposto no Anexo I das contribuições da ABRADEE apresenta de maneira escalonada a possibilidade de adequação das distribuidoras a um novo regulamento desta natureza. 10

11 8. CONCLUSÕES O objetivo de aperfeiçoamento da regulamentação que trata da qualidade do produto mostra-se em desenvolvimento, sendo possível iniciar a definição de indicadores que possibilitem a formação de um histórico nacional. Contudo, por ainda não existir o histórico de comportamento dos indicadores, neste momento ainda é muito incipiente a definição de limites e penalidades. 11