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Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST

Módulo 2 – Planejamento da Expansão da Distribuição Seção 2.1 – Introdução e Definições

Revisão Motivo da Revisão Data de Aprovação pela ANEEL

Data e Instrumento de Aprovação pela ANEEL

0 Emissão para Utilização xx / xx /2005 Resolução nº ___/_____ xx / xx /2005

Documento: xxxxx

Rev.: 0

Data: 26/09/2005

Procedimentos de Distribuição

Assunto: Introdução e Definições

Seção: 2.1

Revisão:

0 Data de Vigência:

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ÍNDICE

1 INTRODUÇÃO .............................................................................................................................. 3

2 ABRANGÊNCIA............................................................................................................................ 5

3 DEFINIÇÕES ................................................................................................................................ 5



Seção: 2.1

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Seção 2.1 - INTRODUÇÃO E DEFINIÇÕES 1 INTRODUÇÃO 1.1 Os objetivos do módulo 2 são:

a) estabelecer os procedimentos básicos para o planejamento da expansão dos Agentes de Distribuição; b) estabelecer os requisitos mínimos de informações necessárias para os estudos de planejamento da Distribuição; c) definir critérios básicos para troca de informações entre os diversos agentes envolvidos no planejamento da distribuição

1.2 Além da presente seção, este módulo é composto de mais 4 seções. 1.3 A Seção 2.2 – PREVISÃO DE CARGA – tem por objetivo definir as bases sobre as quais os

Agentes de Distribuição devem desenvolver os estudos de previsão da carga em médio e longo prazo.

1.4 A Seção 2.3 – CRITÉRIOS E ESTUDOS DE PLANEJAMENTO – indica os principais tipos de

estudos necessários para avaliar e definir as futuras configurações dos sistemas de distribuição de energia elétrica.

1.5 A Seção 2.4 – PLANO DE DESENVOLVIMENTO DA DISTRIBUIÇÃO – apresenta o resultado

dos estudos de planejamento da distribuição, baseando-se nos planejamentos estratégico e tático da subtransmissão e no planejamento qüinqüenal da rede de distribuição.

1.6 Na Seção 2.5 – RELATÓRIOS E FLUXO DE INFORMAÇÕES – serão definidas as

informações necessárias para que a distribuidora possa realizar o planejamento do seu sistema de distribuição.

1.7 As distribuidoras deverão manter as informações de suas redes e de seus consumidores em

sistemas de informação geográfica. Para tanto, a ANEEL definirá prazos para cada distribuidora se adequar a esta determinação, em função de suas características.

1.8 Fluxograma básico do módulo



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Requisitos: • Horizonte de previsão é de 5 anos, com periodicidade anual;

• A previsão deve ter caráter fortemente espacial;

• Estimativas de carga a dois patamares;

• Pontos de interesse: barras secundárias das Subestações de Distribuição e pontos estratégicos nos alimentadores (no mínimo três), como pontos de conexão de consumidores de média tensão ou de trafos de distribuição;

• Conexão de geração embutida na rede de distribuição, seja a já existente ou a prevista.

Distribuição

CRITÉRIOS

Subtransmissão Distribuição

Critérios e Diretrizes: • Critérios de segurança; • Critérios de carregamento; • Critérios de tensão para operação normal e em contingência;

• Critérios de qualidade do fornecimento; • Critérios de confiabilidade. • Restrições ambientais; • Diretrizes para estudos de planejamento tático;

• Diretrizes para estudos de planejamento estratégico;

• Diagnóstico das Subestações de Distribuição; • Diretrizes para a Expansão de Subestações de Distribuição;

• Diagnóstico da Rede de Distribuição; • Diretrizes para a Expansão das Redes de Distribuição;

PREVISÃO DE CARGA

Subtransmissão

Requisitos: • Horizonte de previsão é de 10 anos, com periodicidade anual;

• Carga é caracterizada pelas demandas de potência ativa e reativa;

• Estimativas de carga leve, média e pesada;

• Os pontos de interesse são as barras secundárias das subestações de intercâmbio com a rede básica, as barras de conexão dos geradores embutidos e de consumidores de grande porte, e as barras primárias das subestações de distribuição;

• Informações regionais de expansão significativa.

Perdas Elétricas

• As estimativas das perdas técnicas deverão observar procedimentos específicos regulamentados pela ANEEL;

• Programas específicos de eficiência energética da distribuidora, ou do seu conhecimento, devem ser considerados na previsão de carga.



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2 ABRANGÊNCIA 2.1 Os procedimentos operativos definidos nesse módulo se aplicam aos seguintes Agentes:

a) Concessionárias ou Permissionárias de Distribuição acessadas; b) Consumidores livres e cativos; c) Produtores de Energia, a partir de fontes hidráulica, térmica ou alternativa (eólica, solar, biomassa), que explorem tal atividade sob regime de autoprodução, de cogeração ou de produção independente, mediante Geração Distribuída ou Embutida; d) Concessionárias ou Permissionárias de Distribuição acessantes;

2.2 Os sistemas elétricos de distribuição incluem todas as subestações, redes e linhas de distribuição em tensão inferior a 230 kV; 3 DEFINIÇÕES 3.1 CARGA: é a caracterização da demanda do sistema, em um determinado ponto de interesse,

definida por uma ou mais das seguintes grandezas: demanda de capacidade ou potência ativa, demanda de energia ativa e demanda de energia reativa.

3.2 DEMANDA DE CAPACIDADE: é a média dos fluxos de potência ativa em um componente de

um sistema de distribuição, durante um intervalo de tempo especificado. 3.3 DEMANDA MÁXIMA: é o maior valor da Demanda de Capacidade observado ao longo de um

ano.

PLANO DE DESENVOLVIMENTO DA DISTRIBUIÇÃO - PDD

Procedimentos de Envio Apresentação do PDD Universalização

• Plano de Expansão da Subtransmissão;

• Plano de Expansão da Rede de Distribuição;

• Plano de Obras; • Lista de Obras Realizadas; • Análise Crítica.

• Plano de Obras; • Lista de Obras Realizadas.

Plano de Universalização de Energia Elétrica

Programas Anuais de Expansão do Atendimento



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3.4 CURVA DE CARGA: é o registro horário, em um período diário, das demandas de capacidade, podendo ser, excepcionalmente para período semanal, mensal ou anual.

3.5 FATOR DE CARGA: é a relação entre o valor médio da Demanda de Capacidade e a

Demanda máxima de uma curva de carga. 3.6 FATOR DE CAPACIDADE: é a relação entre o valor médio da Demanda de Capacidade e a

Capacidade Instalada de uma geradora. 3.7 FATOR DE POTÊNCIA TÍPICO: fator de potência característico de unidades consumidoras ou

geradoras. 3.8 REDE DE SUBTRANSMISSÃO: é o conjunto de linhas e subestações que conectam as barras

de rede básica ou de geradores às subestações de distribuição, em tensões típicas iguais ou superiores a 69kV e inferiores as 230kV.

3.9 SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO: Subestações que conectam as redes de subtransmissão

às redes de distribuição, contendo, tipicamente, transformadores de força. 3.10 REDE DE DISTRIBUIÇÃO: é o conjunto de linhas de distribuição e de equipamentos

associados, com tensão típica inferiores a 69kV, que transportam a energia à quase totalidade dos consumidores, podendo conter geradores embutidos.

3.11 ESTUDOS DE PLANEJAMENTO TÁTICO: são estudos que visam detalhar a expansão,

ampliação e reforços na rede de modo a atender os critérios técnicos e econômicos para um horizonte de, no máximo, 5 anos, resultando o Plano de Obras.

3.12 ESTUDOS DE PLANEJAMENTO ESTRATÉGICO: são estudos que visam prospectar as

principais obras de caráter estrutural de forma a atender os critérios técnicos e econômicos para um horizonte de 10 anos.

3.13 SEGURANÇA: refere-se ao grau de risco na habilidade da Rede de Subtransmissão de

suportar distúrbios iminentes (contingências) sem interrupção do atendimento ao consumidor. 3.14 PLANO DE EXPANSÃO DA SUBTRANSMISSÃO: apresenta as obras previstas para a

subtransmissão, para os horizontes de cinco e dez anos. 3.15 PLANO DE EXPANSÃO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO: apresenta as principais obras

previstas para entrada nos próximos cinco anos, cobrindo as subestações de distribuição e os alimentadores-tronco.

3.16 PLANO DE OBRAS: contempla a descrição das obras previstas para os próximos três anos,

com detalhamento técnico e econômico para as obras de sutransmissão e de subestações de distribuição, e de forma agregada (quantidade e custo), por nível de tensão, para as obras das redes de distribuição.



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3.17 LISTA DE OBRAS REALIZADAS: contempla a descrição das obras realizadas no último ano, com detalhamento técnico e econômico para as obras de subtransmissão e de subestações de distribuição, e de forma agregada (quantidade e custo) para as obras das redes de distribuição.

3.18 UNIVERSALIZAÇÃO: atendimento a todos os pedidos de fornecimento, inclusive aumento de

carga, sem ônus para o solicitante, observados os prazos fixados nas Condições Gerais de Fornecimento de Energia Elétrica.

3.19 PLANO DE UNIVERSALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA: plano elaborado pela

concessionária, constituído pelos Programas Anuais de Expansão do Atendimento, objetivando o alcance da Universalização.

3.20 PROGRAMA ANUAL DE EXPANSÃO DO ATENDIMENTO: programa contemplando as metas

anuais de expansão do atendimento, para cada Município da área de concessão ou permissão, apresentando a evolução anual até o alcance da Universalização.

3.21 PLANEJAMENTO CONJUNTO: planejamento conduzido por dois ou mais Agentes de

Distribuição que compartilham áreas de atuação conjunta ou adjacentes. 3.22 COMISSÃO DE PLANEJAMENTO: equipe técnica designada pelos Agentes de Distribuição no

exercício do planejamento que compartilham áreas de atuação conjunta ou adjacentes. 3.23 TERMO DE REFERÊNCIA: conjunto de cláusulas que têm por função reger o comportamento

da Comissão de Planejamento, visando garantir o bom encaminhamento dos estudos de Planejamento Conjunto.

3.24 EPE – Empresa de Pesquisa Energética: empresa que realiza estudos e pesquisas que

subsidiam a formulação, o planejamento e a implementação de ações do Ministério de Minas e Energia, no âmbito da política energética nacional.

3.25 ECE – Esquema de Controle de Emergência: sistema especial de proteção que objetiva, a

partir da detecção de uma condição anormal de operação, realizar uma ação automática de controle com a finalidade de preservar a integridade de equipamentos e linhas de transmissão.

3.26 CONDIÇÕES DE EMERGÊNCIA: situação operativa crítica que pode causar danos a pessoas,

equipamentos e/ou instalações e que exige providências corretivas imediatas visando à eliminação do risco.

3.27 CONTINGÊNCIA: perda de equipamentos principais ou linhas de transmissão, que provoca ou

não violação dos limites operativos ou corte de carga. 3.28 REDE BÁSICA: instalações pertencentes ao Sistema Interligado Nacional, identificadas

segundo regras e condições estabelecidas pela Aneel. 3.29 SOBRECARGA: condição de operação com carregamento acima do valor nominal do

equipamento.



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3.30 SED – SUBESTAÇÃO DE DISTRIBUIÇÃO: tem como função reduzir a tensão da Rede de Subtransmissão e de formar os diversos circuitos da Rede de Distribuição.

3.31 SET – SUBESTAÇÃO DE TRANSMISSÃO: tem como função reduzir a tensão da Rede Básica

e de formar os diversos circuitos da Rede de Subtransmissão. 3.32 EIA: Estudo de Impacto Ambiental. 3.33 CARGAS PESADA, MÉDIA E LEVE: período de tempo em que as características de consumo

de energia elétrica tendem a ser semelhantes; o valor máximo de consumo, que é denominado de carga pesada, ocorre normalmente por volta das 19 horas e constitui a chamada ponta de carga, com cerca de 2 a 3 horas de duração; o valor mínimo de consumo, denominado de carga leve, dá-se por volta das 4 horas da madrugada; tem-se também um período de carga média ou intermediária. Podem ocorrer variações nos períodos de tempo de ocorrência da carga pesada e da carga leve de acordo com a região, os dias da semana e as estações do ano.


Módulo 2 – Planejamento da Expansão da Distribuição Seção 2.2 – Previsão de Demanda




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Data: 26/09/2005


Assunto:

Previsão de Demanda Seção:

2.2

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ÍNDICE

1 OBJETIVOS.................................................................................................................................. 3

2 CONCEITOS................................................................................................................................. 3

3 ABRANGÊNCIA DA SEÇÃO........................................................................................................ 4

4 PRINCÍPIOS GERAIS ................................................................................................................... 4

5 PROCEDIMENTOS PARA ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE PREVISÃO DE DEMANDA EM BARRAS CONECTADAS À REDE DE SUBTRANSMISSÃO ............................................................ 4

6 PROCEDIMENTOS PARA ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE PREVISÃO DE DEMANDA NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO.................................................................................................................. 5

7 PERDAS E EFICIÊNCIA ENERGÉTICA....................................................................................... 6

8 CARACTERIZAÇÃO DA CARGA PARA FINS TARIFÁRIOS E DE PERDAS ............................. 6


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Seção 2.2 - PREVISÃO DE DEMANDA 1 OBJETIVOS 1.1 O objetivo desta Seção é definir as bases sobre as quais os Agentes Distribuidores devem

desenvolver os estudos de previsão da demanda em médio e longo prazos, definindo periodicidade dos estudos, horizonte de abrangência, coleta de informações e pontos de interesse de onde devem ser levantadas as projeções.

2 CONCEITOS 2.1 Definições de grandezas

Nestes procedimentos, são definidas as seguintes grandezas: 2.2 Carga: é a caracterização da demanda do sistema, em um determinado ponto de interesse,

definida por uma ou mais das seguintes grandezas:

a) demanda de capacidade ou potência ativa; b) demanda de energia ativa; c) demanda de energia reativa.

2.3 Demanda de Capacidade: é a média dos fluxos de potência ativa em um componente de um

sistema de distribuição, durante um intervalo de tempo especificado; 2.4 Demanda máxima: é o maior valor da Demanda de Capacidade observado ao longo de um

ano; 2.5 Curva de Carga: é o registro horário, em um período diário, das demandas de capacidade,

podendo ser, excepcionalmente para período semanal, mensal ou anual; 2.6 Fator de carga: é a relação entre o valor médio da Demanda de Capacidade e a Demanda

máxima de uma curva de carga; 2.7 Fator de capacidade: é a relação entre o valor médio da Demanda de Capacidade e a

Capacidade Instalada de uma unidade geradora; 2.8 Fator de potência típico: Fator de potência característico de unidades consumidoras ou

geradoras; 2.9 Rede de subtransmissão é o conjunto de linhas e subestações que conectam as barras de rede

básica ou de geradores às subestações de distribuição, em tensões típicas iguais ou superiores a 69kV e inferiores a 230kV;

2.10 Subestação de distribuição: Subestações que conectam as redes de subtransmissão às redes

de distribuição, contendo, tipicamente, transformadores de força;


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2.11 Rede de distribuição é o conjunto de linhas de distribuição e de equipamentos associados, com tensão típica inferiores a 69kV, que transportam a energia à quase totalidade dos consumidores, podendo conter geradores embutidos.

3 ABRANGÊNCIA DA SEÇÃO 3.1 As regras dispostas nesta seção são válidas para as concessionárias e permissionárias de

distribuição de energia elétrica, necessitando, contudo, de informações dos acessantes de suas redes, a saber:

a) Consumidores, independentemente de sua caracterização comercial; b) Geração Distribuída; c) Outras concessionárias e permissionárias de distribuição de energia elétrica; d) Importadores e exportadores de energia elétrica.

4 PRINCÍPIOS GERAIS 4.1 As distribuidoras deverão manter as informações de suas redes e de seus consumidores em

sistemas de informação geográfica. Para tanto, a ANEEL definirá prazos para cada distribuidora se adequar a esta determinação, em função de suas características;

4.2 A previsão de demanda deve estar compatível com os planos diretores municipais e planos

regionais de desenvolvimento; 4.3 A previsão de demanda deve considerar as consultas de acesso de geradores, consumidores e

ampliações que venham impactar significativamente a rede; 4.4 Os modelos de previsão de demanda serão de livre escolha das distribuidoras, desde que

tenham reconhecido embasamento conceitual e aderência comprovada, podendo a ANEEL auditar tais modelos para fins de sua homologação;

4.5 Os dados utilizados para alimentação e os modelos de previsão de demanda deverão ser

arquivados por um período mínimo de 10 (dez) anos; 4.6 A demanda de potência reativa será obtida a partir dos dados de demanda máxima projetados

e do fator de potência regulamentado pela ANEEL. 4.7 A previsão de demanda se dará com base no histórico consolidado de carga dos últimos cinco

anos (quando possível), incluindo o histórico de perdas técnicas, resultantes dos estudos de diagnóstico.

5 PROCEDIMENTOS PARA ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE PREVISÃO DE DEMANDA EM

BARRAS CONECTADAS À REDE DE SUBTRANSMISSÃO 5.1 Neste nível, a previsão de demanda procura fornecer as informações necessárias ao

planejamento das redes e subestações que têm uma interação direta com a Rede Básica, com


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outras distribuidoras e geradores e consumidores de maior porte, além de conectar as Subestações de Distribuição;

5.2 Devem ser observados os seguintes requisitos para a elaboração dos estudos de previsão de

demanda; 5.2.1 O horizonte de previsão é de 10 (dez) anos, com periodicidade anual, devendo um novo

estudo ser realizado a cada novo ano;

5.2.2 A carga é caracterizada pela demanda de potência ativa e demanda de potência reativa;

5.2.3 Estimativas de carga para o cenário mais provável, para um cenário otimista e para um cenário pessimista;

5.2.4 Estimativas de carga leve, média e pesada, para um período diário;

5.2.5 Os pontos de interesse são as barras secundárias das subestações de intercâmbio com a

rede básica, as barras de conexão dos geradores embutidos e de consumidores de grande porte, e as barras primárias das subestações de distribuição;

5.2.6 As informações regionais de expansão significativa de cargas ou de gerações. 6 PROCEDIMENTOS PARA ELABORAÇÃO DOS ESTUDOS DE PREVISÃO DE DEMANDA NA

REDE DE DISTRIBUIÇÃO 6.1 Neste nível, a previsão de demanda procura fornecer as informações necessárias ao

planejamento dos alimentadores-tronco e Subestações de Distribuição, além de permitir avaliar o volume de obras necessárias ao reforço de redes, ampliações capilares e correções diversas;

6.2 Devem ser observados os seguintes requisitos para a elaboração dos estudos de previsão de

demanda; 6.2.1 O horizonte de previsão é de 5 (cinco) anos, com periodicidade anual, devendo um novo

estudo ser realizado a cada novo ano;

6.2.2 A previsão deve ter caráter fortemente espacial;

6.2.3 A carga é caracterizada pela demanda de potência ativa, fator de potência típico e demanda de potência reativa;

6.2.4 Estimativas de carga para cenários otimista e pessimista; 6.2.5 Estimativas de carga a dois patamares ou de fator de carga para um período diário;


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6.2.6 Os pontos de interesse são as barras secundárias das Subestações de Distribuição e pontos estratégicos nos alimentadores (no mínimo três), como pontos de conexão de consumidores de média tensão ou de trafos de distribuição, de maneira a se ter um perfil de distribuição da carga;

6.2.7 A extensão/reforço da rede de distribuição para atendimento a novas áreas com baixa

densidade de carga deve ser destacada no planejamento, classificando-se como atendimento a mercado imaturo;

6.2.8 Conexão de geração embutida na rede de distribuição, seja a já existente ou a prevista. 7 PERDAS E EFICIÊNCIA ENERGÉTICA 7.1 As estimativas das perdas técnicas deverão observar procedimentos específicos

regulamentados pela ANEEL, quando couber, complementando com premissas técnicas consolidadas, quando necessário;

7.2 As previsões de demanda para os barramentos primários das Subestações de Distribuição

deverão levar em consideração cenários de evolução tecnológica, que, combinados com a substituição dos estoques de equipamentos, permitam estimar a redução de consumo para igual nível de produção;

7.3 Programas específicos de eficiência energética da distribuidora, ou do seu conhecimento,

devem ser considerados na previsão de demanda. 8 CARACTERIZAÇÃO DA CARGA PARA FINS TARIFÁRIOS E DE PERDAS 8.1 A carga prevista para a distribuidora como um todo deve ser estratificada para os diversos

segmentos de unidades consumidoras, considerando as modalidades tarifárias, as classes de unidades consumidoras e as faixas de consumo para fins de faturamento estabelecidas pela ANEEL;

8.1.1 O comportamento de carga dos consumidores, varia em função das horas do dia, dos dias da

semana e dos meses do ano, o que deve ser levado em conta na tipologia. Assim, todo o procedimento de caracterização da carga deverá ser estabelecido para um dia útil, um sábado e um domingo, considerando também os meses do ano;

8.1.2 Deve-se utilizar as informações disponíveis nos medidores digitais existentes nos

consumidores, sendo que, quando esta base de dados for insuficiente, deverão ser realizadas campanhas de medição complementares;

8.1.3 A estratificação primária das unidades consumidoras será por faixa de tensão:

a) 230kV; b) 138kV a 88kV; c) 69kV; d) 30kV a 44kV;


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e) 2,3 kV a 25 kV; f) menor do que 2,3 kV

8.1.4 Secundariamente, deverão ser caracterizadas as curvas de carga das unidades

consumidoras agrupadas por atividades econômicas, por faixa de tensão considerada; 8.1.5 Para as unidades consumidoras atendidas nas duas faixas de tensão inferiores (menor que

2,3kV e de 2,3 kV a 25kV), deverá haver a estratificação por potência demandada nas seguintes faixas:

a) abaixo de 50kW; b) de 50kW a 100kW; c) de 101kW a 200kW; d) de 201kW a 500kW; e) de 501kW a 1000kW; f) acima de 1000kW.

8.1.6 As unidades consumidoras conectadas em tensão menor que 2,3 kV deverão ser

estratificadas nas classes a que pertencem, a saber:

a) Residencial ; b) Rural; c) Comercial; d) Industrial; e) Iluminação Pública; f) Outras Classes .

8.1.7 A caracterização dos consumidores residenciais deverá ser realizada combinado-se

campanhas de medição com pesquisa de posse e hábito de consumo; 8.1.8 A estratificação da classe rural, atendida na baixa tensão, deve ser feita por faixa de consumo

médio mensal dos últimos doze meses;

a) consumo mensal de até 100 kWh b) consumo mensal de 101 até 200 kWh c) consumo mensal de 201 até 500 kWh d) consumo mensal de 501 até 1.000 kWh e) consumo mensal de 1.001 até 5.000 kWh f) consumo mensal acima de 5.000 kWh

8.1.9 A estratificação da classe comercial conectada em tensão menor que 2,3 kV, deve ser feita

pela estratificação de faixa de consumo médio mensal dos últimos doze meses;

a) consumo mensal de até 200 kWh b) consumo mensal de 201 até 500 kWh c) consumo mensal de 501 até 100 kWh d) consumo mensal de 1001 até 5.000 kWh e) consumo mensal acima de 5.000 kWh


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8.1.10 A estratificação da classe industrial conectadas em tensão menor que 2,3 kV, deve ser feita

pela estratificação de faixa de consumo médio mensal dos últimos doze meses;

a) consumo mensal de até 500 kWh b) consumo mensal de 501 até 1.000 kWh c) consumo mensal de 1001 até 5.000 kWh d) consumo mensal de 5.001 até 10.000 kWh e) consumo mensal acima de 10.000 kWh

8.1.11 A caraterização da iluminação pública deve ser realizada com base no foto-período sazonal

(no mínimo dois períodos anuais); 8.1.12 O dimensionamento das amostras, tanto para a campanha de medidas como para a pesquisa

de posse e hábito de consumo, deverá ser realizado em bases estatísticas. 8.2 As distribuidoras deverão realizar campanhas de medição anualmente, de forma a se ter dados

estatisticamente suficientes, nos últimos cinco anos, para se caracterizar a curva de carga típica para os diferentes grupos tarifários.

8.3 As campanhas de medição deverão ser realizadas a partir de uma amostra significativa do

universo de transformações e unidades consumidoras existentes no sistema da distribuidora; 8.3.1 A metodologia de definição de amostras e de tipologias para as diversas classe e grupos de

unidades consumidoras será aplicada parcialmente para as transformações, em função das características das cargas a elas conectadas;

8.3.2 A estratificação das tipologias de transformação será por faixa de tensão:

a) X/230kV; b) X/88 a 138kV; c) X/ 69kV; d) X/30 a 44kV; e) X/2,3 a 25 kV; f) X/menor que 2,3kV

8.4 Deverá ser apresentado um quadro resumo do mercado consumidor da distribuidora,

mostrando a participação das diferentes estratificações das unidades consumidoras, com base no consumo e no número de consumidores.

8.5 Para cada desagregação de tipologia considerada deverá ser apresentado um resumo do

mercado a que pertence o tipo dentro do detalhamento e da estratificação sugerida para o cálculo amostral.

8.6 A distribuidora deverá apresentar a metodologia de definição das amostras selecionadas

dentro do universo considerado, com as respectivas estratificações. 8.7 A caracterização das curvas de carga de uma distribuidora, notadamente as de pequeno e

médio portes, não se prenderão unicamente às medidas realizadas pelas mesmas, podendo, a


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critério da ANEEL, se agrupar medições de diferentes distribuidoras, para melhor tratamento estatístico;

8.8 A ANEEL poderá, a qualquer momento, solicitar à distribuidora os dados, metodologias e

resultados das campanhas de medição, para fins de auditagem ou para ou fins regulatórios.


Módulo 2 – Planejamento da Expansão da Distribuição Seção 2.3 – Critérios e Estudos de Planejamento

Revisão Motivo da Revisão Data de Aprovação

pela ANEEL

Data e Instrumento de Aprovação pela

ANEEL

0 Emissão para Utilização xx / xx /2005 Resolução nº ___/_____

xx / xx /2005

Documento: PND1A-DE8-0331

Rev.: 0

Data: 26/09/2005


Assunto:

Critérios e Estudos de Planejamento Seção:

2.3

Revisão:

0

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ÍNDICE

1.1 Objetivos................................................................................................................................... 3

2.1 Geral .......................................................................................................................................... 3

2.2 Rede de Subtransmissão......................................................................................................... 3

2.3 Rede de Distribuição................................................................................................................ 3

3.1 Introdução................................................................................................................................. 3

3.2 Critérios de Segurança ............................................................................................................ 4

3.3 Critérios de Carregamento....................................................................................................... 5

3.4 Critérios de Tensão para Operação Normal e em Contingência ........................................... 5

3.5 Critérios de Qualidade do Fornecimento................................................................................ 6

3.6 Critérios de Confiabilidade ...................................................................................................... 7

3.7 Restrições Ambientais ............................................................................................................. 8

3.8 Diretrizes para estudos de planejamento tático..................................................................... 8

3.9 Diretrizes para estudos de planejamento estratégico. ........................................................ 13


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Seção 2.3 – CRITÉRIOS E ESTUDOS DE PLANEJAMENTO

1 – Introdução 1.1 Objetivos 1.1.1 O objetivo desta Seção é especificar os critérios técnicos e econômicos que devem ser

observados quando do estudo de planejamento da expansão dos sistemas de distribuição de energia elétrica.

1.1.2 Esta Seção tem também o propósito de subsidiar as ações dos agentes de distribuição,

visando a proposição das ampliações e reforços em sua rede. 1.1.3 Esta Seção indica os principais tipos de estudos necessários para avaliar e definir as futuras

configurações dos sistemas de distribuição de energia elétrica.

2 – Abrangência da Seção 2.1 Geral 2.1.1 A presente Seção apresenta os critérios de planejamento dos sistemas de distribuição assim

como os tipos de estudos necessários, divididos, respectivamente, em suas redes de Subtransmissão e Distribuição.

2.2 Rede de Subtransmissão 2.2.1 Os critérios e estudos para planejamento da Rede de Subtransmissão contemplam os

aspectos de segurança, carregamento, tensão, qualidade do fornecimento, confiabilidade, restrições ambientais.

2.3 Rede de Distribuição 2.3.1 Os critérios e estudos para planejamento da Rede de Distribuição contemplam os aspectos

de carregamento, tensão, qualidade do fornecimento, confiabilidade, restrições ambientais. 3 – Rede de Subtransmissão 3.1 Introdução 3.1.1 O objetivo do planejamento é definir um plano de obras para o horizonte de estudo, para

corrigir as deficiências do sistema existente e atender as necessidades da Rede de


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0

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Subtransmissão e ao crescimento da geração e do consumo de energia elétrica, respeitando requisitos técnicos e econômicos.

3.1.2 Os estudos de planejamento da Rede de Subtransmissão contemplam duas situações, com

abordagens diferentes: 3.1.2.1 Estudos de planejamento tático com horizonte de 5 anos (curto e médio prazos). 3.1.2.2 Estudos de planejamento estratégico com horizonte de 10 anos (longo prazo). 3.1.3 No planejamento da Rede de Subtransmissão devem ser considerados os seguintes critérios

e diretrizes: 3.1.3.1 Critérios de segurança. 3.1.3.2 Critérios de carregamento. 3.1.3.3 Critérios de tensão para operação normal e em contingência. 3.1.3.4 Critérios de qualidade do fornecimento. 3.1.3.5 Critérios de confiabilidade. 3.1.3.6 Restrições ambientais. 3.1.3.7 Diretrizes para estudos de planejamento tático (curto e médio prazos). 3.1.3.8 Diretrizes para estudos de planejamento estratégico (longo prazo). 3.2 Critérios de Segurança 3.2.1 A segurança está relacionada à robustez do sistema para distúrbios iminentes, dependendo

das condições operativas do mesmo assim como da probabilidade de ocorrência de distúrbios, sendo que o sistema elétrico deve atingir um novo ponto de operação sem violar as restrições operativas (níveis de tensão, carregamentos, etc).

3.2.2 A premissa básica é o atendimento ao mercado consumidor conforme a legislação vigente

que regulamenta os serviços de energia elétrica. 3.2.3 Em qualquer condição de carga, o sistema deverá ser estável para curtos-circuitos

monofásicos, sem religamento, considerada a perda de um de seus elementos (carga, gerador, linha de transmissão ou transformador).

3.2.3.1 O curto-circuito monofásico é usado como critério por ser, dentre os defeitos, o de mais alta

probabilidade de ocorrência. 3.2.4 Além de ser estável, o desempenho do sistema não deverá implicar em riscos de sobrecarga

inadmissíveis em equipamentos nem tampouco desligamentos adicionais incontroláveis e indesejáveis.

3.2.4.1 Deverá ser avaliado o carregamento dos equipamentos principais da Rede de

Subtransmissão em função das características dos mesmos. 3.2.5 Para os estudos de planejamento da Rede de Subtransmissão devem ser considerados os

dados do sistema elétrico de distribuição das empresas e os dados disponíveis no ONS, na


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EPE e em áreas técnicas e de operação de outros agentes, quando necessário. 3.3 Critérios de Carregamento 3.3.1 As linhas de subtransmissão não deverão exceder os limites de carregamento para condição

normal ou para condição de emergência, nas respectivas condições de estudo. 3.3.2 Os limites de carregamento das linhas de subtransmissão existentes, para as condições de

operação normal e de emergência, serão informados pelas distribuidoras e pelos agentes proprietários destas linhas.

3.3.3 Nos estudos não se deverá limitar o carregamento das linhas de subtransmissão existentes

em função das características dos equipamentos terminais. 3.3.4 Para linhas de subtransmissão futuras deverão ser utilizados valores definidos no projeto, ou

na falta destes, por valores típicos. 3.3.5 A premissa básica dos critérios de carregamento em transformadores é atender aos limites de

carregamento determinados para condição normal e para condição de emergência, de forma a contemplar as situações mais críticas, tanto para os transformadores existentes quanto para os futuros.

3.3.6 Os limites de carregamento de transformadores existentes, para as condições de operação

normal e de emergência, serão informados pelos proprietários. 3.3.7 Para transformadores futuros deverão ser utilizados valores definidos no projeto, ou na falta

destes, por valores típicos, atendendo as condições operativas locais. 3.4 Critérios de Tensão para Operação Normal e em Contingência 3.4.1 Os valores das faixas de variação de tensão a serem observadas no planejamento da Rede

de Subtransmissão são apresentados a seguir, de modo a que se torne possível atender de forma satisfatória os requisitos da Rede de Distribuição.

3.4.2 Os limites operativos de tensão nos barramentos de subtransmissão devem respeitar as

limitações descritas na Tabela 3.4.2-1.

Tabela 3.4.2-1 – Níveis de Tensão fase-fase

Tensão Base Tensão Mínima Tensão Máxima

(kV) (pu) (kV) (pu) (kV) (pu)

69 1,0 65,6 0,95 72,5 1,05

88 1,0 83,6 0,95 92,4 1,05


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138 1,0 131,0 0,95 145,0 1,05

230 1,0 218,0 0,95 242,0 1,05

3.4.3 Para níveis de tensão superiores a 230 kV devem ser utilizados os valores constantes do

Módulo 23 dos Procedimentos de Rede do ONS. 3.4.4 Além disso os limites operativos de tensão nos barramentos da Rede de Subtransmissão

devem respeitar as limitações específicas dos equipamentos informadas pelos agentes. 3.4.5 O nível de tensão em quaisquer barramentos poderá ser superior ou inferior aos valores

definidos na Tabela 3.4.2-1, desde que tais barramentos não atendam diretamente a consumidores e que sejam respeitadas as limitações dos equipamentos.

3.4.6 Em uma subestação com transformação para as redes primárias de distribuição, deverá

haver correção nos níveis de tensão na própria SE ou na rede, de forma que os consumidores do subgrupo A4 e B sejam atendidos com tensão na faixa adequada, conforme tabelas próprias.

3.5 Critérios de Qualidade do Fornecimento 3.5.1 Os aspectos relacionados com a qualidade de energia elétrica na Rede de Subtransmissão

envolvendo a conformidade na forma de onda da tensão, incluindo os efeitos de flutuação de tensão, desequilíbrio, distorção harmônica e variação de tensão de curta duração, são abordados no Módulo 8 (Qualidade) deste Procedimento, através do estabelecimento de indicadores e padrões de desempenho.

3.5.2 Neste item são apresentadas diretrizes para a realização dos estudos de planejamento da

Rede de Subtransmissão envolvendo os aspectos relacionados com a qualidade do fornecimento de energia elétrica.

3.5.3 Os níveis de severidade de cintilação, associados à flutuação de tensão, são quantificados

pelos indicadores Pst e Plt, conforme descrito no Módulo 8 (Qualidade) deste Procedimento. 3.5.3.1 A avaliação dos indicadores mencionados deve ser feita dentro de um horizonte de

planejamento compatível com as incertezas existentes. 3.5.4 O indicador para avaliar o desequilíbrio de tensão nos barramentos da Rede de

Subtransmissão é o Fator de Desequilíbrio de Tensão (FD), que exprime a relação entre as componentes de seqüência negativa (V2) e seqüência positiva (V1) da tensão.

3.5.4.1 Para o cálculo de FD% devem ser utilizadas as expressões descritas no Módulo 8

(Qualidade) deste Procedimento. 3.5.5 As distorções harmônicas são distorções da forma de onda da tensão e da corrente causadas

por equipamentos tanto da concessionária como dos consumidores.


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3.5.5.1 A operação simultânea de diferentes equipamentos causadores de distorções harmônicas,

a forma aleatória de sua composição e a possibilidade de ampliação das distorções ao se propagarem na rede elétrica, tornam o problema complexo, sendo necessário realizar estudos para verificar a sua influência em diversos pontos da Rede de Subtransmissão.

3.5.5.2 Os índices de distorção harmônica e os valores máximos e mínimos de impedâncias

harmônicas são descritos e quantificados no Módulo 8 (Qualidade) deste Procedimento. 3.5.6 Estudos de Variação de Tensão de Curta Duração (VTCD) têm por motivação básica a

determinação das variações de tensão nos barramentos do sistema devidas principalmente a ocorrência de eventos do tipo curtos-circuitos.

3.5.6.1 Os estudos de VTCD permitem subsidiar, quanto aos padrões de desempenho da rede, os

usuários conectados ou que queiram a conexão a mesma. 3.5.6.2 A amplitude e duração das VTCD são classificadas de acordo com o descrito no Módulo 8

(Qualidade) deste Procedimento. 3.6 Critérios de Confiabilidade 3.6.1 Os estudos de confiabilidade permitem avaliação dos riscos de atendimento através da Rede

de Subtransmissão com o propósito de verificar a influência desta rede nos índices de continuidade aplicados ao sistema de distribuição.

3.6.2 Os dados da rede para os estudos de confiabilidade devem ser fornecidos à distribuidora

quando pertencerem a outros agentes, destacando-se as taxas de falha e o tempo médio de reparo.

3.6.3 Os estudos de confiabilidade são efetuados para verificar o comportamento do sistema em

regime permanente, e visam avaliar os riscos probabilísticos intrínsecos da Rede de Subtransmissão.

3.6.4 Além disso os estudos permitem verificar em quais contigências existe a possibilidade de

corte de carga, e o levantamento do corte mínimo para o restabelecimento das condições de operação.

3.6.5 A Rede de Subtransmissão deve atender, solidariamente às Redes de Distribuição, os

critérios estabelecidos de DEC e FEC considerando como 100% a confiabilidade da Rede Básica, ou seja, deve-se supor que a confiabilidade das subestações de conexão com a Rede Básica (SET) seja de 100%.

3.6.6 Os casos base utilizados nos estudos são aqueles provenientes dos estudos de fluxo de

potência. 3.6.7 O sistema deverá ser analisado para as condições de carga pesada, média e leve,

isoladamente e em análise agregada e, quando necessário, para outros patamares de carga.


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3.6.8 Deverão ser realizadas avaliações de confiabilidade discriminando os diversos níveis de tensão da Rede de Subtransmissão, considerando-se apenas as indisponibilidades de linhas e transformadores.

3.6.9 Em regime permanente, a carga deve ser preferencialmente representada como 100% de

potência constante para as partes ativa e reativa. 3.6.10 Nos estudos de confiabilidade, os transformadores com comutação automática sob carga

poderão ter variação do tape estabelecida para as condições normais, independente de estar operando no modo manual ou no modo automático.

3.6.11 Os transformadores sem comutação sob carga deverão ser considerados para qualquer

contingência, com o mesmo tape estabelecido para as condições normais. 3.6.12 Nos estudos deverão ser observados os valores limites de geração e absorção de potência

reativa e tensão terminal, dos geradores, de acordo com as informações dos agentes. 3.6.13 Os limites operativos de carregamento de equipamentos da Rede de Subtransmissão e de

tensão nos barramentos do sistema estão definidos nos itens 3.3 e 3.4 deste módulo.

3.7 Restrições Ambientais 3.7.1 No horizonte de longo prazo, que caracteriza o planejamento estratégico, para as instalações

de subtransmissão e para as subestações de distribuição, deve-se fazer um mapeamento ambiental para as alternativas em estudo, visando avaliar a factibilidade intrínseca de cada opção e a comparação entre alternativas, face ao risco ambiental.

3.7.2 O mapeamento ambiental, deve conter um levantamento simplificado sobre o meio físico, o

meio biótico e o meio sócio-econômico, apresentando uma avaliação expedita de risco potencial, além das medidas mitigadoras possíveis.

3.7.3 Com base no mapeamento ambiental, deve-se avaliar o custo ambiental, bem como o grau

de dificuldade potencial para a obtenção das licenças ambientais. 3.7.4 Para os horizontes de curto a médio prazos, que caracterizam o planejamento tático, deve-se

realizar um aprofundamento do mapeamento ambiental, visando excluir as alternativas julgadas inviáveis ambientalmente, entendendo esta inviabilidade como sendo a impossibilidade de entrada em operação no referido horizonte.

3.7.5 De forma combinada com o planejamento elétrico, as alternativas estudadas como

potencialmente viáveis devem se submeter a um diagnóstico ambiental detalhado, que será a base dos Estudos de Impactos Ambientais, e permitirá uma avaliação mais precisa de custo e cronograma associados aos licenciamentos e implantação das ações mitigadoras.

3.8 Diretrizes para estudos de planejamento tático. 3.8.1 Os estudos de planejamento tático da Rede de Subtransmissão têm como objetivo definir de


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forma detalhada a expansão, ampliação e reforços na rede de modo a atender os critérios técnicos e econômicos, resultando o Plano de Obras

3.8.2 Os objetivos básicos do Plano de Obras são a administração racional dos programas de

investimento, definidos no planejamento estratégico, considerando os licenciamentos ambientais, os recursos financeiros e os critérios de atendimento à carga.

3.8.3 O horizonte dos estudos será de 5 anos, com periodicidade anual, sendo que nos dois últimos

anos podem ser analisados de acordo com as diretrizes para os estudos de planejamento estratégico descritos no item 3.9 desta seção.

3.8.4 A metodologia deverá ter como base para estudos de planejamento tático da expansão da

Rede de Subtransmissão as informações disponíveis na área de planejamento dos agentes bem como aquelas disponíveis nas bases de dados do ONS, EPE, áreas técnicas e de operação e outros agentes, quando for necessário.

3.8.5 Estas informações consistirão na base de dados que permitirá a definição dos cenários a

serem analisados sob os diferentes aspectos podendo ser utilizadas as seguintes técnicas de análise:

3.8.5.1 Estudos de Fluxo de Potência. 3.8.5.2 Estudos de Curto-Circuito. 3.8.5.3 Estudos de Estabilidade de Tensão e de Compensação de Potência Reativa. 3.8.5.4 Estudos de Transitórios Eletromecânicos. 3.8.5.5 Estudos de Transitórios Eletromagnéticos. 3.8.6 Para a realização dos estudos, é necessário que os agentes forneçam os dados sob sua

responsabilidade, atendendo aos prazos a serem definidos pela Aneel. 3.8.7 Após a realização dos estudos os casos de referência deverão estar disponibilizados aos

interessados em uma plataforma a ser definida pela Aneel. 3.8.8 Os estudos deverão contemplar a análise de desempenho da Rede de Subtransmissão em

condição normal de operação e em condições de emergência. 3.8.9 A análise e diagnóstico de desempenho do sistema em condição normal de operação deverá: 3.8.9.1 Avaliar as condições de operação previstas para as diversas condições de carga e

configuração do sistema, considerando a Rede de Subtransmissão. 3.8.9.2 Resguardar as premissas de manutenção e reserva operativa no sistema e evidenciar

eventuais dificuldades operativas a que o sistema possa ser submetido, estabelecendo medidas e propondo soluções.

3.8.10 A análise de desempenho do sistema em condições de emergência deverá avaliar o

comportamento do sistema quando da saída forçada de elementos previamente selecionados.


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3.8.11 Como produto final da análise técnica, é estabelecido um programa de obras para cada alternativa até o ano horizonte definindo os tipos de reforços e suas respectivas datas de implantação.

3.8.12 Diretrizes e critérios para estudos de fluxo de potência 3.8.12.1 Os estudos de fluxo de potência consistem essencialmente na determinação do estado de

operação de uma rede dada sua topologia e uma certa condição de geração e carga. 3.8.12.2 O estado de operação consiste nas tensões e ângulos de todos as barras, nos fluxos de

potência ativa e reativa através de todos os ramos da rede e nas potências ativas e reativas, geradas, consumidas e perdidas nos diversos elementos da rede.

3.8.12.3 O sistema deverá ser analisado para condições de carga pesada, média e leve, e, quando

necessário, para outros patamares de carga, e também para condições de despachos alternativos considerando a diversidade energética.

3.8.12.4 O nível de detalhamento da Rede de Subtransmissão deverá ser compatível com o escopo

dos estudos. 3.8.12.5 Os limites operativos de tensão nas barras da Rede de Subtransmissão estão definidos no

item 3.4 deste módulo. 3.8.12.6 Nos estudos deverão ser observados os valores limites de geração e absorção de potência

reativa e tensão terminal dos equipamentos. 3.8.12.7 Os critérios de carregamentos dos equipamentos da Rede de Subtransmissão estão

definidos no item 3.3 deste módulo. 3.8.13 Diretrizes e critérios para estudos de curto-circuito 3.8.13.1 Os estudos de curto-circuito visam, basicamente, a verificação da evolução dos níveis de

curto-circuito nas barras da Rede de Subtransmissão, a verificação da adequacidade dos disjuntores quanto a sua capacidade de interrupção de corrente, dimensionamento de novos equipamentos, escolha e ajuste de proteção, bem como subsídios para estudos dinâmicos e de transitórios eletromagnéticos.

3.8.13.2 Os estudos deverão ser realizados com a Rede de Subtransmissão na configuração

estabelecida considerando os piores cenários. 3.8.13.3 Diante dos impactos causados pela introdução de novas usinas na Rede de

Subtransmissão, que possam resultar em aumento de níveis de curto-circuito, deverão ser desenvolvidos estudos para verificar estes efeitos.

3.8.14 Diretrizes e Critérios para estudos de Estabilidade de Tensão e de Compensação de Potência

Reativa 3.8.14.1 A estabilidade de tensão se refere à habilidade de uma rede de manter tensões adequadas

em todos os seus barramentos após a mesma ter sido submetida a um dado distúrbio.


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3.8.14.2 A estabilidade de tensão está associada a habilidade em se manter e restaurar o equilíbrio

entre a demanda da carga e o suprimento feito pela rede. 3.8.14.3 Para que um estudo de estabilidade de tensão seja abrangente, é necessário cobrir as

mais variadas condições da rede. 3.8.14.4 Devem ser realizadas análises estática, e eventualmente, modal e dinâmica para as

condições normais da Rede de Subtransmissão em todos os patamares de carga, e para as condições de indisponibilidades de equipamentos, também em todos os patamares de carga, quando necessário.

3.8.15 Diretrizes e Critérios para Estudos de Transitórios Eletromecânicos 3.8.15.1 Neste item são estabelecidas as diretrizes e os critérios básicos para avaliar o

desempenho da Rede de Subtransmissão em regime transitório, que compreende o período durante e imediatamente após a ocorrência de alterações na configuração da rede, oriundas de variações súbitas de geração ou carga, faltas ou manobras.

3.8.15.2 Este período se caracteriza por oscilações de tensão em módulo e ângulo nos barramentos

e por flutuações de potência nas linhas, transformadores e geradores. 3.8.15.3 Os estudos de transitórios eletromecânicos (estabilidade) compreendem pequenas e

grandes perturbações na rede: (a) Os estudos de estabilidade para pequenas perturbações dependem do estado da rede. (b) Os estudos de estabilidade para grandes perturbações dependem do estado da rede,

bem como do local, tipo e duração da perturbação. 3.8.15.4 Critérios para os Estudos de Transitórios Eletromecânicos

(a) O principal critério de estabilidade eletromecânica é que as máquinas síncronas mantenham-se em sincronismo durante a transição de uma condição operativa em regime permanente para outra, causada por perdas simples ou duplas de elementos.

(b) Nos casos de interligações através de elos singelos, em que a abertura da conexão implicar a separação dos sistemas, o critério de estabilidade estabelece que os sistemas resultantes deverão se manter estáveis para curtos-circuitos monofásicos.

(c) O tempo a ser considerado na eliminação de faltas monofásicas é apresentado na Tabela 3.8.16.4-1, onde tem-se os valores de tempo de atuação da proteção primária mais o tempo de abertura dos disjuntores, para diferentes níveis de tensão, quando da ocorrência de um defeito.

Tabela 3.8.16.4-1 – Tempos de eliminação de defeitos

Tensão kV Tempo de operação dos relés + Tempo de abertura do disjuntor

(ms)

230 150

138 150


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69 800

(d) Os valores da Tabela 3.8.16.4-1 são puramente indicativos, devendo ser utilizados

somente quando da falta de informações mais precisas. (e) Para níveis de tensão superiores a 230 kV poderão ser utilizados valores constantes do

Sub-módulo 23.3 dos Procedimentos de Rede do ONS. (f) Nos estudos de estabilidade dinâmica, os seguintes critérios deverão ser adotados nas

simulações: (1) Em qualquer condição de carga, o sistema deverá ser estável para curtos-

circuitos monofásicos, sem religamento, considerada a perda de um de seus elementos (carga, gerador, linha de transmissão ou transformador).

(2) O curto-circuiuto monofásico é usado como critério por ser, dentre os defeitos, o de mais alta probabilidade de ocorrência.

(3) Além de ser estável, o desempenho do sistema não deverá implicar em riscos de sobrecarga inadmissíveis em equipamentos nem tampouco desligamentos adicionais incontroláveis e indesejáveis (deverá ser avaliado o carregamento dos equipamentos principais de transmissão em função das características dos mesmos e também de equipamentos terminais).

(4) Nos estudos de estabilidade eletromecânica, não serão consideradas restrições de equipamentos terminais ficando a responsabilidade para o agente.

(5) Em estudos de estabilidade para pequenas perturbações, o sistema deverá ser estável quando de pequenas variações de carga.

3.8.16 Diretrizes e Critérios para Estudos de Transitórios Eletromagnéticos 3.8.16.1 As redes estão sujeitas a vários fenômenos transitórios, de curta e longa duração: os de

longa duração constituem os estudos de transitórios eletromecânicos; já os de curta duração, que envolvem variações súbitas de corrente e tensão provocadas por descargas atmosféricas, faltas no sistema ou manobra de chaves (disjuntores e seccionadoras), correspondem aos estudos de transitórios eletromagnéticos.

3.8.16.2 Os surtos de manobra, têm a sua origem na própria rede em decorrência de fenômenos

tais como: curtos-circuitos, manobras (energização/desenergização) de equipamentos (linhas de transmissão, transformadores, banco de capacitores, reatores, etc), variações abruptas de carga, rejeições de carga, manobras de chaves seccionadoras e de disjuntores, interrupção de fase(s), falhas de comutação ou curtos-circuitos em pontes conversoras a tiristores, ressonâncias, ferrorressonâncias, auto-excitação, etc.

3.8.16.3 Nos estudos de planejamento são realizadas análises de transitórios eletromagnéticos com

o objetivo de recomendar os equipamentos necessários à redução dos surtos de manobra (sobretensões e/ou das sobrecorrentes), tais como: compensações reativas, disjuntores equipados com resistores de pré-inserção para as manobras de fechamento e abertura, disjuntores equipados com sincronizadores, pára-raios, esquemas de proteção, controladores lógicos programáveis, etc, ou ainda especificar equipamentos com características especiais de suportabilidade.

3.8.16.4 Além disto estas análises definem os requisitos mínimos em termos de características

elétricas para os equipamentos de potência que serão especificados.


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2.3

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3.8.16.5 Manobras na rede, quer manuais ou automáticas, não devem resultar em níveis de

sobretensão/sobrecorrente que prejudiquem ou ponham em risco a integridade de qualquer equipamento.

3.8.16.6 Os níveis de sobretensão/sobrecorrente admissíveis no sistema são fixados pelas normas

técnicas e pelas informações de capacidade/suportabilidade fornecidas pelos agentes. 3.8.16.7 A rede a ser analisada deve ser modelada da forma mais completa possível na área de

interesse dos fenômenos eletromagnéticos e nas áreas adjacentes através de equivalentes.

3.9 Diretrizes para estudos de planejamento estratégico. 3.9.1 Os estudos de planejamento estratégico da Rede de Subtransmissão têm como objetivo

prospectar as principais obras de caráter estrutural de forma a atender os critérios técnicos e econômicos.

3.9.2 O horizonte dos estudos será de 10 anos, discretizados em intervalos de 5 anos. 3.9.3 Os estudos deverão ser revisados anualmente. 3.9.4 Os estudos de planejamento estratégico da Rede de Subtransmissão deverão fazer uso das

informações da própria distribuidora, da EPE e de outras instituições, quando necessárias. 3.9.5 O planejamento estratégico consiste fundamentalmente de estudos de natureza técnica e

econômico-financeira. 3.9.6 Os estudos de natureza técnica dizem respeito ao desempenho do sistema sob o ponto de

vista elétrico e energético. 3.9.7 Os estudos de natureza econômico-financeira dizem respeito ao desempenho econômico,

contábil e financeiro, sob a ótica da distribuidora ou do setor elétrico como um todo. 3.9.7.1 Os estudos econômicos permitem realizar uma seleção inicial entre as alternativas,

considerando o critério de menor valor presente líquido (ou outro critério de igual valor), assumindo a taxa de atratividade regulatória, os custos modulares (equipamentos e sistemas) usuais no setor, as depreciações regulatórias e demais práticas de senso comum ou definidas por regulação específica.

3.9.7.2 Os estudos contábeis visam atender o planejamento fiscal e financeiro das distribuidoras,

levando em consideração as regras tributárias, a regulamentação tarifária, os custos financeiros e demais aspectos relevantes, permitindo uma seleção apurada entre as alternativas.

3.9.7.3 Os estudos financeiros visam atender à necessidade das distribuidoras de planejar seu

fluxo de caixa, atendendo os objetivos de remuneração do capital do acionista, levando em consideração os riscos inerentes às diferentes alternativas.


Assunto:


2.3

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3.9.7.4 Para definição do ponto de conexão os estudos devem ter o enfoque setorial, não se

pretendo exclusivamente aos interesses da distribuidora. 3.9.8 Os estudos de planejamento estratégico da Rede de Subtransmissão devem considerar as

seguintes etapas: 3.9.8.1 Obtenção dos dados necessários. 3.9.8.2 Formulação de alternativas. 3.9.8.3 Análise técnica preliminar para pré-seleção de alternativas. 3.9.8.4 Estudos elétricos. 3.9.8.5 Análise econômica e seleção de alternativas. 3.9.9 Para a realização dos estudos de planejamento estratégico, é necessário que os agentes

forneçam os dados sob sua responsabilidade, atendendo aos prazos definidos pela Aneel. 3.9.10 O escopo de cada estudo deverá contemplar: 3.9.10.1 Definição dos casos a serem considerados como referências. 3.9.10.2 Critérios definidos no presente módulo. 3.9.10.3 Condições, configurações e diagnóstico da Rede de Subtransmissão existente a serem

analisadas. 3.9.11 Com base no escopo do estudo deverão ser montados os casos de referência que serão

posteriormente disponibilizados aos agentes. 3.9.12 Os arquivos para análises deverão ser disponibilizados aos agentes considerando os prazos

definidos pela Aneel. 3.9.13 Após a realização dos estudos os cenários deverão estar disponibilizados aos interessados

em uma plataforma definida pela Aneel. 3.9.14 Obtenção dos dados necessários 3.9.14.1 Para a realização de estudos de planejamento, além do conhecimento dos dados básicos

do sistema (topologia da rede) são necessários: o mercado de energia elétrica a ser atendido e a geração prevista.

3.9.14.2 Os seguintes dados devem ser obtidos:

(a) Demanda por subestação (pesada, média e leve). (b) Topologia da rede. (c) Sistema de geração. (d) Equipamentos de regulação e de seccionamento. (e) Custos unitários para investimentos e perdas.

3.9.15 Formulação de Alternativas 3.9.15.1 De posse da configuração básica do sistema de subtransmissão e conhecendo-se as

projeções de mercado, os programas indicativos de geração e as propostas tecnológicas,


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2.3

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deve-se formular, para o quinto e décimo anos do horizonte, alternativas para a expansão do sistema de subtransmissão, em termos de obras no sistema existente, para atender o mercado, atender às melhorias operativas e de qualidade, bem como para a definição de novas rotas para as linhas de subtransmissão e locais para novas subestações.

3.9.15.2 Sempre que possível devem ser aprimoradas as técnicas e metodologias para formulação

destas alternativas. 3.9.15.3 Sempre que se verificarem fatos marcantes, em termos de expansão do sistema de

geração e/ou de evolução do mercado, deverão ser analisados anos intermediários, de forma a balizar a evolução do sistema de subtransmissão e, em conseqüência, a configuração do ano horizonte.

3.9.15.4 Devem ser observados os seguintes pontos para a elaboração das alternativas possíveis:

(a) Ampla análise de possibilidades. (b) Consideração da topologia de rede existente. (c) Expansão da Rede Básica.

3.9.15.5 Visando à definição do sistema mais econômico o estudo deve ser desenvolvido

abrangendo toda a área de influência. 3.9.16 Análise técnica preliminar para pré-seleção de alternativas 3.9.16.1 Através de uma análise técnico-econômica simplificada, com comparação de custos e

perdas, devem ser selecionadas as alternativas mais adequadas para uma análise mais detalhada.

3.9.16.2 As metodologias de seleção das alternativas devem incorporar os aspectos econômicos e

riscos associados, buscando alternativas robustas e eficientes. 3.9.17 Estudos elétricos 3.9.17.1 A evolução das diversas alternativas de expansão até o ano horizonte é definida pela

análise técnica de seu desempenho. 3.9.17.2 As análises pertinentes aos estudos de planejamento contemplam essencialmente fluxo de

potência, curto-circuito e transitórios eletromecânicos. 3.9.17.3 As diretrizes para estes estudos são as mesmas já definidas para os estudos táticos

descritas no item 3.8 com as necessárias simplificações para o horizonte de 10 anos. 3.9.17.4 Como produto final da análise técnica, é estabelecido um conjunto de obras para cada

alternativa no horizonte considerado. 3.9.17.5 Com base no escopo do estudo deverão ser montados os casos de referência que serão

posteriormente disponibilizados aos agentes. 3.9.17.6 Os estudos deverão contemplar a análise de desempenho da Rede de Subtransmissão em

condição normal de operação e em condições de emergência.


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3.9.17.7 A análise de desempenho do sistema em condição normal de operação deverá:

(a) Avaliar as condições de operação previstas para as diversas condições de carga e configuração do sistema, considerando a Rede de Subtransmissão.

(b) Resguardar as premissas de manutenção e reserva operativa no sistema e evidenciar eventuais dificuldades operativas a que o sistema possa ser submetido, estabelecendo medidas e propondo soluções.

(c) Verificar os seguintes pontos: (1) Atendimento às faixas de tensão definidas nos critérios. (2) Estratégias para o controle de tensão da Rede de Subtransmissão. (3) Condições de carregamento dos componentes do sistema. (4) Conseqüências decorrentes do atraso de obras e providências associadas.

3.9.17.8 A análise de desempenho do sistema em condições de emergência deverá:

(a) Avaliar o comportamento do sistema quando da saída forçada de elementos previamente selecionados.

(b) Verificar os seguintes pontos: (1) Atendimento às faixas de tensão definidas nos critérios. (2) Estratégias para o controle de tensão da Rede de Subtransmissão. (3) Condições de carregamento dos componentes do sistema. (4) Conseqüências decorrentes do atraso de obras e providências associadas. 3.9.17.9 Análise econômica e seleção de alternativas

(a) Definidas as alternativas técnicas, os estudos econômicos, contáveis e financeiros, referidos no item 3.9.7, devem ser desenvolvidos considerando, entre outros:

(1) Custo dos investimentos. (2) Custo das despesas de operação e manutenção. (3) Custo das perdas. (4) Custo/benefício da confiabilidade. (5) Custo ambiental. (6) Valor residual dos equipamentos e instalações. (7) Valoração dos equipamentos liberados e das obras postergadas. (8) Benefício advindo da disponibilidade da capacidade adicional.

(b) O conjunto selecionado de obras define a linha mestra do programa de expansão para o período abrangido pelo estudo.

3.10 Fazer comparações com o Xe reconhecido e apontar conclusões.

4 – Subestações de Distribuição e Rede de Distribuição 4.1 Introdução 4.1.1 O objetivo do planejamento da Rede de Distribuição é definir a expansão da capacidade dos

alimentadores, a expansão das subestações existentes, a localização das novas subestações de distribuição e volume de obras para atender a demanda de carga, respeitando critérios técnicos e econômicos.


Assunto:


2.3

Revisão:

0

Data de Vigência:


4.1.2 O horizonte dos estudos será de 5 anos, discretizados em intervalos de 1 ano. 4.1.3 Os estudos deverão ser revisados anualmente. 4.2 Diagnóstico das Subestações de Distribuição 4.2.1 Os estudos de planejamento das Subestações de Distribuição devem partir do diagnóstico

das Subestações de Distribuição existentes, com a caracterização de sua carga, dos recursos operativos e dos níveis de tensão e avaliação das perdas técnicas em seus transformadores e da qualidade nos barramentos primários e secundários.

4.2.2 A caracterização da carga compreende: 4.2.2.1 Demanda de energia ativa. 4.2.2.2 Demanda de energia reativa. 4.2.2.3 Curva de carga. 4.2.3 A caracterização das Subestações de Distribuição consiste no seu arranjo e seus parâmetros

elétricos. 4.2.4 A avaliação das perdas técnicas se restringirá aos transformadores. 4.2.5 A avaliação da confiabilidade consistirá no cálculo da duração e freqüência médias de

interrupção nos barramentos secundários. 4.2.6 A avaliação do desempenho de tensão nos barramentos secundários se baseará na

caracterização da carga e sistemas de regulação de tensão. 4.3 Diretrizes para a Expansão de Subestações de Distribuição 4.3.1 As Subestações de Distribuição devem ser planejadas em função do planejamento das Redes

de Distribuição, seja na definição de sua localização, do número de barramentos secundários e de possíveis compensações de potência reativa, exigindo estudos de naturezas técnica e econômica.

4.3.2 Os estudos de natureza técnica dizem respeito ao desempenho do sistema sob o ponto de

vista elétrico e energético. 4.3.3 As solicitações de acesso de geradores e de consumidores em alta tensão, bem como os

esquemas de conexão à Rede de Subtransmissão, devem ser levadas em consideração na definição do arranjo dessas subestações.

4.3.4 A definição da potência e do número de transformadores deverá buscar o aumento da

confiabilidade, a redução de perdas e a minimização da ociosidade da capacidade de transformação, respeitando-se as boas práticas setoriais.


Assunto:


2.3

Revisão:

0

Data de Vigência:


4.3.5 Os estudos de natureza econômico-financeira dizem respeito ao desempenho econômico, contábil e financeiro da distribuidora.

4.3.5.1 Os estudos econômicos permitem realizar uma seleção inicial entre as alternativas,

considerando o critério de menor valor presente líquido (ou outro critério de igual valor), assumindo a taxa de atratividade regulatória, os custos modulares (equipamentos e sistemas) usuais no setor, as depreciações regulatórias e demais práticas de senso comum ou definidas por regulação específica.

4.3.5.2 Os estudos contábeis visam atender o planejamento fiscal e financeiro das distribuidoras,

levando em consideração as regras tributárias, a regulamentação tarifária, os custos financeiros e demais aspectos relevantes, permitindo uma seleção apurada entre as alternativas.

4.3.5.3 Os estudos financeiros visam atender à necessidade das distribuidoras de planejar seu

fluxo de caixa, atendendo os objetivos de remuneração do capital do acionista, levando em consideração os riscos inerentes às diferentes alternativas.

4.3.6 Os estudos de planejamento de Subestações de Distribuição devem considerar as seguintes

etapas: 4.3.6.1 Obtenção dos dados necessários. 4.3.6.2 Formulação de alternativas. 4.3.6.3 Análise técnica preliminar para pré-seleção de alternativas. 4.3.6.4 Estudos elétricos. 4.3.6.5 Análise econômica e seleção de alternativas; 4.4 Diagnóstico da Rede de Distribuição 4.4.1 Os estudos de planejamento da Rede de Distribuição devem partir do diagnóstico do sistema

existente, com a caracterização da carga e da rede, e avaliação das perdas técnicas e da qualidade.

4.4.2 A caracterização da carga compreende: 4.4.2.1 Demanda de energia ativa nos alimentadores. 4.4.2.2 Distribuição da carga ao longo dos alimentadores. 4.4.2.3 Fator de carga. 4.4.2.4 Fator de potência típico. 4.4.2.5 Estimativa das ligações clandestinas. 4.4.2.6 Análise econômica e seleção de alternativas. 4.4.2.7 Cálculo das perdas técnicas e comercias. 4.4.3 A caracterização da rede consiste na sua topologia em dados geográficos e seus parâmetros

elétricos. 4.4.4 A avaliação das perdas técnicas se baseará na caracterização da carga e da rede,

considerando as perdas nos alimentadores e transformadores de distribuição, segundo resolução da ANEEL.


Assunto:


2.3

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0

Data de Vigência:


4.4.5 A avaliação da confiabilidade se consistirá no cálculo de DEC e FEC equivalentes por

alimentador, compondo, de forma ponderada, os DECs e FECs verificados para os conjuntos de unidades consumidoras conectadas a este alimentador.

4.4.6 A avaliação dos perfis de tensão se baseará na caracterização da carga e da rede primária

(alimentadores), segundo resolução da ANEEL. 4.4.7 A cada ano um novo diagnóstico será realizado, devendo-se elaborar uma análise crítica

entre este e o realizado no ano anterior. 4.5 Diretrizes para a Expansão das Redes de Distribuição 4.5.1 O planejamento da Rede de Distribuição consistirá na definição do traçado dos alimentadores

para o próximo quinqüênio e no volume de obras dispersas a serem feitas nos próximos 12 meses, além da indicação da necessidade de novas subestações de distribuição ou na ampliação das subestações de distribuição existentes.

4.5.2 A expansão da rede de distribuição se prenderá ao plano diretor dos municípios e à legislação

vigente, notadamente a ambiental, além de levar em consideração outros planos de desenvolvimento regionais existentes.

4.5.3 O encaminhamento dos alimentadores terá como base o horizonte de 5 anos, a evolução

espacial prevista do mercado e o mapeamento dos impactos sobre os meios físico, biótico e antrópico.

4.5.4 A cada ano, deve-se realizar uma avaliação crítica entre o planejado no ano anterior e o

realizado. 4.5.5 Com base na nova topologia planejada, deve-se realizar a avaliação das perdas técnicas, a

avaliação dos perfis de tensão e uma estimativa da evolução da confiabilidade, comparando com a situação diagnosticada.

4.5.6 Para o planejamento da Rede de Distribuição, deverá ser observado o Plano de

Universalização de Energia Elétrica da distribuidora.

5 – Planejamento da Expansão para Áreas de Atuação Conjunta entre Agentes de Distribuição 5.1 Introdução 5.1.1 Este item tem por objetivo estabelecer as bases necessárias para o bom relacionamento

técnico entre Agentes de Distribuição no exercício do planejamento em áreas de atuação conjunta ou adjacentes.


Assunto:


2.3

Revisão:

0

Data de Vigência:


5.1.2 Objetiva também estabelecer ações de planejamento integrado e seus respectivos prazos, que busquem as melhores soluções técnicas e econômicas para a expansão de Sistemas de Distribuição em áreas de atuação conjunta ou adjacentes.

5.1.3 As regras dispostas neste item são válidas para todos os Agentes de Distribuição no exercício

do planejamento que compartilham áreas de atuação conjunta ou adjacentes. 5.2 Conceitos 5.2.1 Para este item, são definidos os seguintes termos: 5.2.1.1 Planejamento Conjunto: Planejamento conduzido por dois ou mais Agentes de Distribuição

que compartilham áreas de atuação conjunta ou adjacentes. 5.2.1.2 Comissão de Planejamento: Equipe técnica designada pelos Agentes de Distribuição no

exercício do planejamento que compartilham áreas de atuação conjunta ou adjacentes. 5.2.1.3 Termo de Referência: Conjunto de cláusulas que têm por função reger o comportamento

da Comissão de Planejamento, visando garantir o bom encaminhamento dos estudos de Planejamento Conjunto.

5.3 Constituiçao da Comissão de Planejamento Conjunto 5.3.1 Cada Agente envolvido em áreas de atuação conjunta ou adjacentes deverá designar dois

elementos: um Titular e dois Adjuntos. 5.3.2 O elemento Titular irá representar o Agente nas reuniões da Comissão de Planejamento

Conjunto. 5.3.3 Os elementos Adjuntos poderão substituir o elemento Titular nas reuniões da Comissão de

Planejamento Conjunto. 5.4 Atividades da Comissão de Planejamento Conjunto 5.4.1 Definir as informações a serem disponibilizadas pelos Agentes, necessárias para o exercício

do Planejamento Conjunto. 5.4.2 Definir a natureza e o nível de qualidade das informações necessárias, bem como os prazos

a serem atendidos para o intercâmbio destas informações. 5.4.3 Sugestão de definição do ponto de conexão entre os sistemas adjacentes que deverá ser

aprovado pela Aneel. 5.4.4 Desenvolver estudos de avaliação do impacto da operação conjunta, sinalizando a opção de

planejamento que conduz à otimização técnica e econômica do sistema.


Assunto:


2.3

Revisão:

0

Data de Vigência:


5.4.5 Garantir que haja compatibilidade entre os planejamentos individuais nas fronteiras dos sistemas.

5.4.6 Elaborar o cronograma das atividades anuais da comissão e dos estudos conjuntos. 5.5 Conteúdo Mínimo do Termo de Referência de Constituiçao da Comissão de Planejamento

Conjunto 5.5.1 O Termo de Referência, a ser analisado e aprovado pela Aneel, deverá conter, no mínimo, as

seguintes cláusulas que garantam o bom encaminhamento dos estudos de Planejamento Conjunto.

5.5.1.1 Todas as decisões tomadas deverão ser aquelas que conduzirem à otimização técnica e

econômica da operação do sistema conjunto. 5.5.1.2 Estabelecimento de prazos para troca de informações, desenvolvimentos de estudos de

impactos técnico e econômico, de implementação da alternativa selecionada de planejamento.

5.5.1.3 Estabelecimento das penalidades aplicáveis pelo descumprimento dos prazos de troca de

informações, desenvolvimentos de estudos de impactos técnico e econômico, e de implementação da alternativa selecionada de planejamento.

5.5.1.4 Estabelecimento de contratos para o cumprimento de compromissos nos casos em que as

soluções impliquem em investimento de uma partes partes. O descumprimento implica na indenização da parte prejudicada financeiramente.


Módulo 2 – Planejamento da Expansão da Distribuição Seção 2.4 – Plano de Desenvolvimento da Distribuição - PDD




Documento: xxxxxxxxxxx

Rev.: 0

Data: 26/09/2005


Assunto: Plano de Desenvolvimento da Distribuição

Seção: 2.4

Revisão:


... Página: 2 de 6

ÍNDICE

1 OBJETIVOS.................................................................................................................................. 3

2 DEFINIÇÕES: ............................................................................................................................... 3

3 ABRANGÊNCIA............................................................................................................................ 4

4 APRESENTAÇÃO DO PDD.......................................................................................................... 4

5 PROCEDIMENTOS PARA ENCAMINHAMENTO DO PLANO DE OBRAS ................................. 4

6 PROCEDIMENTOS PARA ENCAMINHAMENTO DA LISTA DE OBRAS REALIZADAS ............ 6

7 UNIVERSALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ENERGIA ELÉTRICA............................................... 6



Seção: 2.4

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1 OBJETIVOS 1.1 O Plano de Desenvolvimento da Distribuição - PDD apresenta o resultado dos estudos de

planejamento da distribuição, baseando-se nos planejamentos estratégico e tático da subtransmissão e no planejamento qüinqüenal da rede de distribuição.

1.2 O PDD trás, em si, a necessidade de se ter um plano de obras associado para um horizonte de

médio prazo, onde as incertezas são bastante reduzidas, além de uma crítica permanente entre o realizado e o planejado.

1.3 Para tanto, tem-se que listar as obras previstas para os próximos três anos e registrar as obras

realizadas no último ano. 1.4 As expansões das redes de subtransmissão e das subestações de distribuição são previstas

de maneira precisa, notadamente nos primeiros anos do planejamento. 1.5 O Plano de Obras deve contemplar as obras de expansão e de recuperação das redes de

subtransmissão e das subestações de distribuição, com suas características técnicas e econômicas, e prever, de maneira agregada por nível de tensão, os quantitativos e custos das expansões e melhorias das redes de distribuição.

1.6 Esta seção apresenta o conteúdo básico do PDD e a forma de armazenamento desses dados,

que devem ser armazenados por dez anos, podendo a ANEEL acessá-los quando convier, por mídia a ser estabelecida.

2 DEFINIÇÕES: 2.1 Plano de Expansão da Subtransmissão: apresenta as obras previstas para a subtransmissão,

para os horizontes de cinco e dez anos; 2.2 Plano de Expansão da Rede de Distribuição: apresenta as principais obras previstas para

entrada nos próximos cinco anos, cobrindo as subestações de distribuição e os alimentadores-tronco;

2.3 Plano de Obras: contempla a descrição das obras previstas para os próximos três anos, com

detalhamento técnico e econômico para as obras de sutransmissão e de subestações de distribuição, e de forma agregada (quantidade e custo), por nível de tensão, para as obras das redes de distribuição;

2.4 Lista de Obras Realizadas: contempla a descrição das obras realizadas no último ano, com

detalhamento técnico e econômico para as obras de subtransmissão e de subestações de distribuição, e de forma agregada (quantidade e custo) para as obras das redes de distribuição;

2.5 Universalização: atendimento a todos os pedidos de fornecimento, inclusive aumento de carga,

sem ônus para o solicitante, observados os prazos fixados nas Condições Gerais de Fornecimento de Energia Elétrica;



Seção: 2.4

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2.6 Plano de Universalização de Energia Elétrica: plano elaborado pela concessionária, constituído pelos Programas Anuais de Expansão do Atendimento, objetivando o alcance da Universalização;

2.7 Programa Anual de Expansão do Atendimento: programa contemplando as metas anuais de

expansão do atendimento, para cada Município da área de concessão ou permissão, apresentando a evolução anual até o alcance da Universalização.

3 ABRANGÊNCIA 3.1 A presente seção abrange os procedimentos de apresentação e envio do Plano de

Desenvolvimento da Distribuição-PDD, contendo:

a) Apresentação do PDD; b) Procedimentos para envio do plano de obras; c) Procedimentos para envio da lista de obras realizadas; d) Universalização dos serviços de energia elétrica.

4 APRESENTAÇÃO DO PDD 4.1 O Plano de Desenvolvimento da Distribuição-PDD será apresentado anualmente à ANEEL até

o dia 10 (dez) de dezembro de cada ano e deverá conter:

a) Plano de Expansão da Subtransmissão; b) Plano de Expansão da Rede de Distribuição; c) Plano de Obras; d) Lista de Obras Realizadas; e) Análise Crítica.

4.2 A análise crítica consiste na comparação entre o planejado e o realizado, que estava estabelecido no plano de obras, e na justificativa de mudanças de critérios ou previsões que estavam no Plano da Expansão da Subtransmissão e no Plano de Expansão da Rede de Distribuição.

4.3 O Plano de Expansão da Subtransmissão deve destacar, para cada barra e para cada ano, a

capacidade de conexão de carga ou de geração. 5 PROCEDIMENTOS PARA ENCAMINHAMENTO DO PLANO DE OBRAS 5.1 As obras previstas para os próximos três anos deverão ser separadas em dois grandes

agrupamentos: Obras em Subestações e Obras em Linhas de Allta Tensão. As Obras previstas em cada agrupamento serão descritas a partir do estabelecimento de Módulos, sendo que estes Módulos serão definidos pela ANEEL.



Seção: 2.4

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5.2 Uma vez que cada Obra, independente de qual agrupamento pertença, poderá atender a mais de um Conjunto de unidades consumidoras, caberá a distribuidora identificar quais conjuntos serão beneficiados pela Obra em questão.

5.3 Os dados relativos às redes de distribuição devem ser encaminhados de forma agregada

(quantidade e custo) respeitando a seguinte estrutura:

I. Extensão da rede primária – km e custo-R$; II. Extensão da rede secundária – km e custo-R$; III. Número de Postos de Transformadores e custo-R$; IV. Capacidade Instalada – MVA; V. Obras de reforma e melhoramentos(1); VI. Sistemas de Medição (medidores para faturamento).

(1) Estas obras representam investimentos em recomposição de redes precárias, aumento de capacidade das redes existentes, melhoria da qualidade de serviço e não estão nos quatro primeiros itens.

5.4 Como os dados encaminhados de forma agregada também podem atender a mais de um Conjunto de unidades consumidoras, caberá a distribuidora identificar quais conjuntos serão beneficiados pelo referido agregado.

5.5 Quanto a composição das Obras

As obras planejadas deverão ser informadas por Conjunto, considerando o nível de tensão em que será realizada e os módulos que compõem as mesmas. Uma obra pode atender mais de um conjunto e ter tantos módulos quantos forem necessários para caracterizar bem a obra cadastrada. Para fins tarifários, quando uma obra estiver associada a mais de um conjunto, a distribuidora deverá estabelecer o percentual de participação de cada conjunto, considerando o número de unidades consumidoras atendidas pela referida obra.

5.5.1 Quanto aos Módulos Estão previstos inicialmente os seguintes módulos, cabendo a ANEEL a definição dos mesmos:

1 Banco de Capacitor 2 Banco Regulador de Tensão 3 Bay's de Subestação 4 Chave Religadora 5 Chave Seccionadora 6 Disjuntor 7 Extensão de Linha 8 Transformadores para Instrumentos 9 Unidade Transformadora 10 Outros

Cada módulo, por sua vez, será caracterizado com informações técnicas e operativas que justifiquem o valor unitário do mesmo



Seção: 2.4

Revisão:


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6 PROCEDIMENTOS PARA ENCAMINHAMENTO DA LISTA DE OBRAS REALIZADAS 6.1 A Lista de Obras Realizadas deverá seguir o mesmo padrão adotado no Plano de Obras,

substituindo-se o custo unitário previsto pelo custo unitário realizado e deverá ser encaminhado a ANEEL seguindo formato a ser definido.

7 UNIVERSALIZAÇÃO DOS SERVIÇOS DE ENERGIA ELÉTRICA

7.1 A universalização dos serviços de energia elétrica merece capítulo especial no PDD, intitulado Plano de Universalização de Energia Elétrica, devendo respeitar os seguintes princípios:

a) a distribuidora deverá atender, em prazos definidos pela ANEEL, sem qualquer ônus para o

solicitante, ao pedido de nova ligação para unidade consumidora cuja carga instalada seja menor ou igual a 50 kW, com enquadramento no Grupo B, que possa ser efetivada mediante extensão de rede em tensão inferior a 2,3 kV, inclusive instalação ou substituição de transformador, ainda que seja necessário realizar reforço ou melhoramento na rede em tensão igual ou inferior a 138 kV.

b) a distribuidora também deverá atender, sem qualquer ônus para o solicitante, ao pedido de

nova ligação para unidade consumidora cuja carga instalada seja menor ou igual a 50 kW, com enquadramento no Grupo B, que possa ser efetivada em tensão inferior a 2,3 kV, ainda que seja necessária extensão de rede em tensão igual ou inferior a 138 kV, observado o respectivo Plano de Universalização de Energia Elétrica.

c) O atendimento ao pedido de fornecimento será realizado segundo os padrões da

distribuidora, sendo de responsabilidade do solicitante o custo adicional de obras realizadas para garantir níveis de qualidade ou continuidade do fornecimento superiores aos fixados pela ANEEL, ou em condições especiais não exigidas pela legislação vigente.

d) a distribuidora deverá submeter à ANEEL o Plano de Universalização de Energia Elétrica. O respectivo Plano, contendo os Programas Anuais de Expansão do Atendimento, deverá ser encaminhado à ANEEL, para aprovação, de acordo com os prazos fixados;

e) caso a distribuidora não apresente o Plano de Universalização nos prazos previstos e até que

o mesmo seja entregue à ANEEL, a obrigação de atendimento ao pedido de fornecimento ou nova ligação, sem qualquer tipo de ônus para o solicitante, aplicar-se-á imediatamente a toda área concedida ou permitida;

f) o Plano será analisado pela ANEEL, oportunidade em que a Agência poderá determinar

adequações julgadas necessárias.

7.2 A universalização dos serviços de energia elétrica deverá ser contemplada nos estudos de previsão de carga.


Módulo 2 – Planejamento da Expansão da Distribuição

Seção 2.5 – Relatório e Fluxo de Informações

Revisão Motivo da Revisão Data de

Aprovação pela ANEEL

Data e Instrumento de Aprovação pela

ANEEL


Documento: xxxxxxx

Rev.: 0

Data: 26/09/2005


Assunto:

Relatórios e Fluxos de Informações Seção:

2.5

Revisão:


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ÍNDICE

1 Objetivos...................................................................................................................................... 3

2 Segmentação dos Usuários Envolvidos.................................................................................... 3

3 Especificação das Informações ................................................................................................. 3

4 Formato das Informações........................................................................................................... 9

5 Cronograma para Fornecimento das Informações ................................................................... 9

ANEXO I – Fluxo de Informações do Processo de Planejamento do Sistema de Distribuição........... 10


Assunto:


2.5

Revisão:



1 OBJETIVOS 1.1 Nesta seção serão definidas as informações necessárias para que a distribuidora possa

realizar o planejamento do seu sistema de distribuição, assim como os fluxos de informações envolvendo a ANEEL, as distribuidoras e os agentes conectados ao sistema de distribuição.

2 SEGMENTAÇÃO DOS USUÁRIOS ENVOLVIDOS 2.1 De forma a atender às necessidades do planejamento dos sistemas de distribuição os agentes

acessantes conectados ou potenciais devem ser identificados e agrupados de acordo com os seus respectivos níveis de tensão em que estão ou serão conectados ao sistema.

3 ESPECIFICAÇÃO DAS INFORMAÇÕES 3.1 Informações que os agentes conectados ao sistema de distribuição devem fornecer à

distribuidora. 3.1.1 Previsão de Demanda

Os dados que os usuários do sistema devem fornecer à concessionária distribuidora para que esta possa realizar sua previsão de demanda são:

• posicionamento das cargas no Sistema de Distirbuição;

• cargas existentes;

• curva de carga típica;

• previsões de crescimento de demanda e

• antecipação de novas cargas. 3.1.2 Dados Requeridos para o Plano de Desenvolvimento da Distribuição

Para o Plano do Sistema de Distribuição são necessárias as seguintes informações dos agentes conetados a seu sistema de distribuição.

3.1.2.1 Dados Requeridos dos Consumidores

• Previsão de Demanda;

• Nivel de qualidade exigida pelo sistema do usuário;

• Características eletrotécnicas dos sistemas principais dos consumidores conectados à rede da distribuidora.

3.1.2.2 Dados Requeridos dos Geradores Embutidos

Os geradores conectados ao sistema da distribuidora deverão fornecer a esta os seguintes dados:

• Capacidade;


Assunto:


2.5

Revisão:



• Capacidade de suprimento de potência reativa;

• Variações de tensão e freqüência;

• Desbalanceamento entre fases;

• Equipamentos de proteção;

• Equipamentos de comunicação;

• Capacidade de operação sem interrupção;

• Compatibilidade com as normas pertinentes;

• Sistemas de controle;

• Resposta a pertubações;

• Níveis de distorção harmônicas

• Geração de energia e demanda; 3.1.3 Informações Necessárias para a Realização dos Estudos de Planejamento 3.1.3.1 Os estudos de planejamento são realizados distintamente nos sistemas de subtranmissão

(planejamento tático e estratégico) e nas redes de distribuição. 3.1.3.2 As informações necessárias para a realização destes estudos estão relacionadas

respectivamente nos itens a seguir. 3.1.3.3 Informações para os Estudos de Planejamento Tático da Rede de Subtransmissão 3.1.3.3.1 Os estudos de planejamento tático da expansão da Rede de Subtransmissão terão como

base as informações disponíveis na área de planejamento dos agentes, bem como as informações disponíveis nas bases de dados do ONS, EPE e de outros agentes quando necessário.

3.1.3.3.2 Para a realização dos estudos especificados no item 3.8.5 da seção 2.3, devem estar

disponíveis programas computacionais específicos, e um banco de dados atualizado de todos os componentes pertinentes da rede em análise. Este banco deve conter os dados e informações referentes a: linhas de transmissão, transformadores, elementos de compensação shunt e série (capacitores, reatores), geradores, turbinas, sistemas de excitação, reguladores de tensão, reguladores de velocidade, cargas, etc.

3.1.3.4 Informações para os Estudos de Planejamento Estratégico da Rede de Subtransmissão 3.1.3.4.1 Os estudos de planejamento estratégico da Rede de Subtransmissão deverão fazer uso de

informações da própria distribuidora, da EPE e de outras instituições, se necessário. 3.1.3.4.2 Para a realização dos estudos estratégicos, além do conhecimento dos dados básicos do

sistema (topologia da rede) são necessários também o mercado de energia elétrica a ser atendido e a geração prevista.

3.1.3.4.3 Os seguintes dados devem ser obtidos:

• Demanda por subestação (pesada, média e leve);

• Topologia da rede;

• Sistema de geração;


Assunto:


2.5

Revisão:



• Equipamentos de regulação e de seccionamento.

• Custos unitários para investimentos e perdas. 3.1.3.4.4 As diretrizes para estes estudos encontram-se no item 3.9 da seção 2.3 que trata dos

critérios e estudos de planejamento. 3.1.3.5 Informações para os estudos de planejamento da Rede de Distribuição 3.1.3.5.1 As informações necessárias para a caracterização da carga e da rede são fundamentais

para a realização dos estudos de planejamento da Rede de Distribuição. 3.1.3.5.2 Os dados necessários para a caracterização da carga são:

• Demanda de energia ativa nos alimentadores;

• Distribuição da carga ao longo dos alimentadores;

• Fator de carga;

• Fator de potência típico;

• Estimativa das ligações clandestinas.

3.1.3.5.3 Para a caracterização da rede é necessário ter informações sobre sua topologia, dos dados geográficos e dos parâmetros elétricos.

3.1.3.5.4 Estas informações, na maioria das vezes, é de conhecimento da própria distribuidora. 3.1.3.6 Para os diversos elementos componentes da Rede de Subtransmissão devem ser obtidos

dados, sendo que os mesmos devem seguir as seguintes orientações: 3.1.3.6.1 Equipamentos já existentes, porém novos para o presente período de análise: considerar

todo o conjunto de dados listados a seguir. 3.1.3.6.2 Outros equipamentos já existentes: desde que seja obedecida a condição anterior,

considerar os dados disponíveis nos bancos de dados dos Agentes. 3.1.3.6.3 Dados indisponíveis: desde que sejam obedecidas as condições anteriores, considerar a

aplicação de dados típicos. 3.1.3.7 A seguir são relacionados os principais dados que devem ser obtidos para a realização

adequada de cada um dos estudos que envolvam a Rede de Subtransmissão: 3.1.3.7.1 Diagrama Unifilar

O diagrama unifilar deve ressaltar a estrutura do sistema elétrico de potência específico, evidenciando os componentes básicos do mesmo como a localização dos pontos onde o sistema é aterrado, localização dos disjuntores, dos relés, das cargas, geração, etc.

3.1.3.7.2 Dados de Linhas de Transmissão

• Resistência série em %

• Reatância série em %


Assunto:


2.5

Revisão:



• Capacitância em MVAr

• Comprimento em km

• Capacidade nominal em MVA

• Capacidade emergencial em MVA

• Resistência série de seqüência zero em %

• Reatância série de seqüência zero em %

• Capacitância de seqüência zero em MVAr

• Indutâncias mútuas de seqüência zero em % 3.1.3.7.3 Dados dos Transformadores

• Potência nominal em MVA

• Tensões nominais dos enrolamentos em kV

• Tape mínimo e máximo dos enrolamentos, em pu ou kV

• Passo do tape dos enrolamentos, em pu ou em kV

• Resistência do transformador em % na base de potência do mesmo

• Reatância do transformador em % na base de potência do mesmo

• Reatância de seqüência zero do transformador em % na base de potência do mesmo

• Características de conexão dos enrolamentos e possíveis elementos de aterramento

• Curva de Saturação 3.1.3.7.4 Dados de Compensação Reativa 3.1.3.7.4.1 Dados dos capacitores em derivação

• Potência nominal em MVAr

• Tensão nominal em KV

• Características da conexão de enrolamentos e possíveis elementos de aterramento 3.1.3.7.4.2 Dados dos reatores em derivação

• Potência nominal em MVAr

• Tensão nominal em KV

• Características da conexão de enrolamentos e possíveis elementos de aterramento

• Curva de Saturação 3.1.3.7.4.3 Dados dos capacitores série

• Reatância do banco de capacitores série, em %, ou ohms;

• Corrente máxima admissível em KA. 3.1.3.7.4.4 Dados dos Reguladores de Tensão de Rede

• Potência nominal em MVA

• Resistência em % na base de potência do mesmo

• Reatância em % na base de potência do mesmo


Assunto:


2.5

Revisão:



• Tensão máxima de regulação em pu ou kV dos enrolamentos

• Tensão mínima de regulação em pu ou kV dos enrolamentos

• Passo do tape em pu ou kV dos enrolamentos 3.1.3.7.5 Dados dos Geradores

• Potência Aparente nominal em MVA;

• Tensão nominal do gerador em kV;

• Freqüência nominal da máquina em Hz

• Potencia ativa mínima em MW de cada unidade;

• Potencia ativa máxima em MW de cada unidade;

• Potencia reativa mínima em MVAr de cada unidade;

• Potencia reativa máxima em MVAr de cada unidade;

• Número de unidades;

• Resistência de armadura em pu, em %, ou em ohms;

• Reatância subtransitória de eixo direto em pu, em %, ou em ohms;

• Reatância transitória de eixo direto em pu, em %, ou em ohms;

• Reatância transitória de eixo em quadratura em pu, em %, ou em ohms;

• Reatância síncrona de eixo direto em pu, em %, ou em ohms;

• Reatância síncrona de eixo em quadratura em pu, em %, ou em ohms;

• Reatância de dispersão da armadura em %;

• Reatância de seqüência negativa em pu, em %, ou em ohms;

• Reatância de seqüência zero em pu, em %, ou em ohms;

• Características de conexão dos enrolamentos e possível elemento de aterramento.

• Constante de tempo transitória de eixo direto em circuito aberto, em segundos.

• Constante de tempo transitória de eixo em quadratura em circuito aberto, em segundos. (só para as máquinas de rotor liso);

• Constante de tempo subtransitória de eixo direto em circuito aberto, em segundos;

• Constante de tempo subtransitória de eixo em quadratura em circuito aberto, em segundos;

• Constante de tempo de inércia, em segundos. Representa a relação entre a energia cinética armazenada no gerador, à velocidade síncrona, e a potência aparente nominal da máquina;

• Constante de amortecimento, em pu/pu. Representa a relação entre a potência de amortecimento, em pu na base da máquina e a variação da velocidade do rotor, em pu na base da velocidade síncrona;

• Parâmetro da curva de saturação;

• Carta de capacidade de máquina síncrona;

• Curvas de saturação,em pu, para as condições em vazio ou em curto-circuito, bem como a correspondente linha do entreferro.

3.1.3.7.6 Dados do Sistema de Excitação e Reguladores de Tensão

Para cada unidade geradora devem ser fornecidos os diagramas de blocos referentes aos modelos matemáticos do regulador de tensão e do sistema de excitação. Estes diagramas consideram a representação dos elementos no domínio da freqüência através das funções


Assunto:


2.5

Revisão:



de transferência das malhas de controle correspondentes. Devem ser fornecidos, também, de conformidade com os diagramas de blocos, os seguintes dados:

• Ganhos;

• Constantes de tempo;

• Limitadores;

• Nome do fabricante;

• Tipos e modelos;

• Curvas de saturação referente ao sistema de excitação;

• Manuais;

• Diagramas de conexão.

3.1.3.7.7 Dados das Turbinas e dos Reguladores de Velocidade

Para cada unidade geradora devem ser fornecidos também os diagramas de blocos referentes aos modelos matemáticos da turbina e do regulador de velocidade. Estes diagramas representam os elementos no domínio da freqüência através de funções de transferência. Devem ser fornecidos, também, de conformidade com os diagramas de blocos, os seguintes dados:

• Ganhos;

• Constantes de tempo;

• Limitadores;

• Nome do fabricante;

• Tipos e modelos;

• Manuais;

• Diagramas de conexão;

• Esquemas térmicos simplificados;

• Constante de tempo de inércia da turbina (HT);

• Para o caso das turbinas térmicas com vários estágios de pressão e/ou eixos: detalhes das configurações (estágios e eixos).

3.2 Informações que a Distribuidora deve enviar à ANEEL 3.2.1 Informações Referentes às Obras Realizadas e Previstas no Sistema de Distribuição e

Subtransmissão 3.2.1.1 Na seção 2.4 são definidos a forma de envio à ANEEL das informações referentes às obras

realizadas e aos planejamentos das redes de subtransmissão e distribuição. 3.2.1.2 As distribuidoras deverão encaminhas à ANEEL o histórico disponível de obras realizadas

nas redes de distribuição, e estar repassando anualmente informações sobre as obras realizadas nos doze meses anteriores.


Assunto:


2.5

Revisão:



3.2.1.3 Com relação às obras de subtransmissão, os dados requisitados são aqueles definidos no item 5.3.1 da seção 2.4. O envio e a atualização destes dados será realizado anualmente abrangindo um período de planejamento de 10 anos.

4 FORMATO DAS INFORMAÇÕES 4.1 O formato das informações que os agentes conectados devem fornecer à distribuidora está a

critério da própria distribuidora e deve ser homologado pela ANEEL. 4.2 As distribuidoras deverão fornecer suas informações de planejamento à ANEEL através de um

Banco de Planejamento que será disponibilizado pela ANEEL a todas distribuidoras ou da maneira que a ANEEL estabelecer.

5 CRONOGRAMA PARA FORNECIMENTO DAS INFORMAÇÕES 5.1 As diversas informações de planejamento do sistema de distribuição e subtransmissão deverão

ser encaminhadas à ANEEL com periodicidade anual, conforme definido nas seções específicas deste módulo. As distribuidoras deverão estar enviando estes dados nas respectivas datas de reajustes tarifários anuais, ou sempre que a ANEEL solicitar.

5.2 Os agentes acessantes do sistema de distribuição deverão enviar as informações requeridas

ao planejamento do sistema de distribuição da distribuidora sempre que esta solicitar.


Assunto:


2.5

Revisão:



ANEXO I – Fluxo de Informações do Processo de Planejamento do Sistema de Distribuição

Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL Procedimentos ... · Seção 2.1 – Introdução...

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