Autores: Renato Eduardo, Hugo Lamin e Carlos Mattar Buenos Aires 29/09/2010 Procedimentos de Distribuição – PRODIST Destaques, inovações e a importância

Autores:Renato Eduardo, Hugo Lamin e Carlos Mattar

Buenos Aires29/09/2010

Procedimentos de Distribuição – PRODISTDestaques, inovações e a importância para o setor

elétrico brasileiro

2

OBJETIVOS DO PRODISTOBJETIVOS DO PRODIST

• Padronizar as atividades técnicas relacionadas à distribuição;

• Estabelecer os requisitos técnicos mínimos relacionados ao planejamento, acesso, operação, medição, cálculo de perdas técnicas e qualidade da energia;

• Código da Distribuição.

3

HISTÓRICOHISTÓRICO

• 1º versão aprovada em dezembro de 2008 pela REN nº 345/2008;

• Revisão 1 (atual) aprovada pela REN nº 395/2009: vigência a partir de 01/01/2010.

4

Módulos Técnicos:2. Planejamento da Expansão do Sistema de

Distribuição;3. Acesso aos Sistemas de Distribuição;4. Procedimentos Operativos do Sistema de

Distribuição; 5. Sistemas de Medição;7. Cálculo de Perdas na Distribuição;8. Qualidade da Energia Elétrica.

Módulos Integradores:1. Introdução;6. Informações Requeridas e Obrigações.

MÓDULOSMÓDULOS

5

Módulos Integradores

PRODISTPRODIST

6

M1 – INTRODUÇÃOM1 – INTRODUÇÃO

• Objetivos Gerais – Visão Macro;

• Fundamentos, Responsabilidades e Sanções;

• Relação com a Legislação;

• Glossário dos Termos Técnicos:

• 431 termos.

7

M6 – INFORMAÇÕES REQUERIDASM6 – INFORMAÇÕES REQUERIDAS

• Estabelece as obrigações dos agentes para atender os procedimentos, critérios e requisitos definidos nos módulos técnicos.

• Define, especifica e detalha o intercambio de dados entre os agentes de distribuição e entre esses e as entidades setoriais;

• Formaliza o envio de dados à ANEEL;

8

Módulos Técnicos

PRODISTPRODIST

9

• Diretrizes para o planejamento da expansão do sistema de distribuição (Expansão e PDD);

• Requisitos mínimos de informações para os estudos de planejamento;

• Sistema de Informações Geográficas -SIG:– 31/12/2010 - Concessionárias;– 31/12/2011 - Permissionárias.

M2 – PLANEJAMENTOM2 – PLANEJAMENTO

10

Caracterização da carga e do sistema elétrico:

• Determinação da realização de Campanhas de Medição;

• Medições seguem as regras de amostragem estratificação e deverão ser representadas por tipologias típicas;

ANEEL: cálculo das Tarifas de Referência necessárias para a definição da Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição – TUSD.


11

Critérios e Estudos de Planejamento:

• Expansão e definição de planos de obras com horizontes definidos:

– AT: 5 anos (médio prazo);

– AT: 10 anos (longo prazo );

– SED: 10 anos;

– MT: 5 anos;

– BT: 5 anos.


12

•Solicitação de acesso de novas conexões;

•Requisitos técnicos e de projeto;

•Implementação e comissionamento;

•Operação, manutenção e segurança da conexão e de utilização do sistema de distribuição;

•Contratos – modelos de CCD e CUSD.

M3 - ACESSOM3 - ACESSO

Cartilha de Acesso ao Sistema de Distribuição:

• Perguntas e respostas;

• Acesso, medição e qualidade.

• Conceitos e definições;


13

14

Etapas necessárias à obtenção do acesso aos sistemas de distribuição:

• 4 etapas a serem observadas: – Consulta de Acesso;– Informação de Acesso;– Solicitação de Acesso;– Parecer de Acesso.

• Responsabilidades, informações e prazos;


• Procedimentos operativos relacionados à:

• Previsão de carga;

• Programação de intervenções;

• Controle de carga em contingência;

• Controle da qualidade do suprimento;

• Coordenação operacional;

M4 - OPERAÇÃOM4 - OPERAÇÃO

15

16

• Apresenta requisitos sobre:

• Relacionamento operacional entre os centros de operação das Distribuidoras e Transmissoras, dos centros de despacho de geração distribuída;

• Recursos mínimos de comunicação de voz entre os órgãos de operação dos agentes envolvidos.



17

18

•Sistemas de medição das grandezas elétricas para faturamento, qualidade e planejamento;

•Requisitos mínimos para especificação;

• Implantação, inspeção e manutenção dos sistemas de medição;

•Leitura, registro, compartilhamento e disponibilização das informações;

M5 – MEDIÇÃOM5 – MEDIÇÃO

Atendimento e remissão a outros regulamentos:

• ABNT;

• INMETRO;

• Procedimentos de Rede:

–SMF (Consumidores livres, centrais geradoras e outra distribuidora): Módulo 12 dos PR.

M5 – MEDIÇÃOM5 – MEDIÇÃO

19

20

Cálculo de Perdas na Distribuição.

• Metodologia para apuração e cálculo das perdas técnicas.

• Motivação principal: conhecer os valores de perdas técnicas e não técnicas.

• Requisitos: método simples e aplicável a todas as distribuidoras.

M7 – PERDASM7 – PERDAS

21


Cálculo de Perdas na Distribuição.

• Cálculo realizado por nível de tensão, transformações, ramais de ligação e medidores.

• Estimular as empresas a buscarem a eficiência de suas redes.

• Premissas regulatórias: fator de potência, equilíbrio entre fases no MT e BT, normas da ABNT para transformadores, resistência a 55°C e perdas diversas de 5%.

22


SDAT• Medição (energia) ou fluxo de carga

(potência)

SDMT• Modelo arborecente (estatística)

SDBT• Tipologias típicas (estatística)

23


SDMT

336

1/0

ângulo

distância equivalente

área

24


Tipologia 1(2 trechos elementares)





SDBT

25


Ij (A)i (A/km)

l (m)

r (ohm/km)x

SDBT

26

M8 – QUALIDADEM8 – QUALIDADE

Qualidade da Energia Elétrica:

• Qualidade do serviço (continuidade e atendimento a ocorrências emergenciais);

• Qualidade do produto (nível de tensão e “novos indicadores”);

• Define conceitos, indicadores, limites e eventuais compensações;

27


Qualidade do Serviço:

• O conjunto é a unidade de avaliação: área, potência instalada, km de redes MT, número de consumidores, consumo médio mensal (cerca de 3000);

• Limites definidos coletivos/individuais com base em metodologia comparativa;

• Apuração mensal de indicadores coletivos de continuidade e de atendimento emergencial;

28


n

iTDTMD

n

i 1

)(

n

iTPTMP

n

i 1

)(

n

iTETME

n

i 1

)(

TMAE = TMP + TMD + TME

100n

NIEPNIE

Atendimento emergencial:

29


Continuidade do fornecimento:

• Interrupção: descontinuidade do neutro ou da tensão disponível em qualquer uma das fases de um circuito elétrico que atende a unidade consumidora ou ponto de conexão;

• Interrupções de longa duração: maior que 3 minutos;

30


Cc

itiCaDEC

k

i

1

)()(

n

i

itDIC1

)( FIC = n

DMIC = t(i) Max

Cc

iCaFEC

k

i 1

)(


31



• Segmentação dos indicadores coletivos: internos, externos, programado, não programado, expurgo;

• Inexistência de multa em relação aos indicadores coletivos;

• Compensação paga diretamente aos consumidores em razão de descumprimento de limites individuais;

32


Qualidade do Produto:

• Tensão regime permanente deve ser mantida em patamares apropriados;

• Os valores dos indicadores devem ser obtidos de medições solicitadas pelos consumidores;

• Medições realizadas por 7 dias consecutivos, integralizadas em 10 minutos, totalizando 1008 leituras;

33


TR

TR – ADINF

TR – ADINF – PRINF

TR + ADSUP + PRSUP

TR + ADSUP

Tensão em regime permanente:

34


Indicadores individuais:

• Devem ser apurados sempre que solicitado pelo consumidores;

• Deve ser feita medição para comprovação da regularidade do nível de tensão na unidade consumidora;

• Em caso de valores inadequados a distribuidora deve realizar a correção;

35


100 %1008

100 %1008

nlpDRP

nlcDRC

Indicadores individuais:

36


%100NL

NCICC

%L

iE N

DRCDRC %

L

iE N

DRPDRP

Indicadores coletivos:

37


Demais fenômenos:

• Fator de potência;• Harmônicos;• Desequilíbrio;• Flutuação;• Variação de tensão;• Freqüência;

• Objeto de regulamentação futura no que tange às responsabilidades e limites;

Muito Obrigado!SGAN – Quadra 603 – Módulos “I” e “J”

Brasília – DF – 70830-030TEL. 55 (61) 2192 8600

Ouvidoria: 167www.aneel.gov.br

Documents

Autores: Renato Eduardo, Hugo Lamin e Carlos Mattar Buenos Aires 29/09/2010 Procedimentos de Distribuição – PRODIST Destaques, inovações e a importância