O DIRETOR - GERAL DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA - ANEEL, no uso de suas atribuições regimentais, de acordo com deliberação da Diretoria, tendo em vista o disposto no art. 2° da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, com base nos incisos III e IV do art. 4° do Anexo I do Decreto n° 2.335, de 6 de outubro de 1997, e no que consta do Processo n° 48500.006063/2020 - 17,

RESOLVE:

CAPÍTULO I
DO OBJETO E ÂMBITO DE APLICAÇÃO

Art. 1° Estabelecer, na forma desta Resolução Normativa, os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional - PRODIST, dispostos em módulos, conforme anexos de I a XI:

I - Anexo I - Módulo 1 - Glossário de Termos Técnicos do PRODIST;

II - Anexo II - Módulo 2 - Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição;

III - Anexo III - Módulo 3 - Acesso ao Sistema de Distribuição;

IV - Anexo IV - Módulo 4 - Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição;

V - Anexo V - Módulo 5 - Sistemas de Medição;

VI - Anexo VI - Módulo 6 - Informações Requeridas e Obrigações;

VII - Anexo VII - Módulo 7 - Cálculo de Perdas na Distribuição;

VIII - Anexo VIII - Módulo 8 - Qualidade do Fornecimento de Energia Elétrica;

IX - Anexo IX - Módulo 9 - Ressarcimento de Danos Elétricos;

X - Anexo X - Módulo 10 - Sistema de Informação Geográfica Regulatório; e

XI - Anexo XI - Módulo 11 - Fatura de Energia Elétrica e Informações Suplementares.

Art. 2° As disposições e prazos estabelecidos no PRODIST aplicam - se aos usuários e agentes definidos em cada um dos seus módulos.

CAPÍTULO II
DOS MÓDULOS DO PRODIST

Seção I
Módulo 1 - Glossário de Termos Técnicos do PRODIST

Art. 3° O Módulo 1 - Glossário de Termos Técnicos do PRODIST define as terminologias e conceitos aplicáveis ao PRODIST.

Parágrafo único. O Glossário de Termos Técnicos é composto ainda pela definição de outros termos e expressões vinculadas à distribuição de energia elétrica, essenciais ao pleno entendimento do documento pelo público usuário.

Seção II
Módulo 2 - Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição

Art. 4° O Módulo 2 - Planejamento da Expansão do Sistema de Distribuição estabelece:

I - diretrizes para o planejamento da expansão do sistema de distribuição, incluindo os estudos de previsão e de demanda;

II - a caracterização da carga das unidades consumidoras e do sistema elétrico; e

III - os estudos para definir futuras configurações do sistema de distribuição e para o Plano de Desenvolvimento da Distribuição.

Seção III
Módulo 3 - Acesso ao Sistema de Distribuição

Art. 5° O Módulo 3 - Acesso ao Sistema de Distribuição estabelece os procedimentos detalhados e os requisitos complementares acerca da regulação da conexão ao sistema de distribuição de energia elétrica, dispostos na Resolução Normativa n° 1.000, de 7 de dezembro de 2021.

Seção IV
Módulo 4 - Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição

Art. 6° O Módulo 4 - Procedimentos Operativos do Sistema de Distribuição estabelece os procedimentos e responsabilidades relacionados à formulação dos planos e programas operacionais do sistema de distribuição.

Seção V
Módulo 5 - Sistemas de Medição

Art. 7° O Módulo 5 - Sistemas de Medição estabelece os procedimentos para a medição das grandezas elétricas do sistema de distribuição, aplicáveis ao faturamento, à qualidade da energia elétrica, ao planejamento da expansão e à operação.

Seção VI
Módulo 6 - Informações Requeridas e Obrigações

Art. 8° O Módulo 6 - Informações Requeridas e Obrigações estabelece as obrigações relacionadas aos fluxos de informações, visando atender aos procedimentos, critérios e requisitos dos módulos técnicos do PRODIST e dos regulamentos que definem as regras de prestação do serviço público de distribuição.

Seção VII
Módulo 7 - Cálculo de Perdas na Distribuição

Art. 9° O Módulo 7 - Cálculo de Perdas na Distribuição estabelece os procedimentos, a metodologia e os parâmetros regulatórios para a apuração das perdas dos sistemas de distribuição de energia elétrica.

Seção VIII
Módulo 8 - Qualidade do Fornecimento de Energia Elétrica

Art. 10. O Módulo 8 - Qualidade do Fornecimento de Energia Elétrica estabelece os procedimentos relativos à qualidade do fornecimento de energia elétrica, avaliados em termos da qualidade do produto, da qualidade do serviço e da qualidade comercial, e do acompanhamento da segurança do trabalho e das instalações.

Seção IX
Módulo 9 - Ressarcimento de Danos Elétricos

Art. 11. O Módulo 9 - Ressarcimento de Danos Elétricos estabelece os procedimentos de ressarcimento de danos elétricos, que incluem a solicitação, análise, verificação, resposta e ressarcimento.

Seção X
Módulo 10 - Sistema de Informação Geográfica Regulatório

Art. 12. O Módulo 10 - Sistema de Informação Geográfica Regulatório estabelece os conjuntos de informações da distribuidora que compõem a Base de Dados Geográfica da Distribuidora - BDGD e o Sistema de Informação Geográfica Regulatório - SIG - R, as formas de uso, os prazos e a forma de envio à ANEEL.

Parágrafo único. A distribuidora deve manter, em Sistema de Informações Geográficas - SIG, as informações de parâmetros elétricos, estruturais e de topologia dos sistemas de distribuição, bem como as informações de todos os usuários.

Seção XI
Módulo 11 - Fatura de Energia Elétrica e Informações Suplementares

Art. 13. O Módulo 11 - Fatura de Energia Elétrica e Informações Suplementares estabelece os procedimentos a serem observados e as informações que devem constar na fatura de energia elétrica, incluindo as informações suplementares relacionadas ao faturamento.

CAPÍTULO III
DISPOSIÇÕES FINAIS E TRANSITÓRIAS

Art. 14. A distribuidora enquadrada como permissionária do serviço público de distribuição de energia elétrica deve atender os prazos e responsabilidades determinados nos contratos de permissão durante o período transitório.

Art. 15. A permissionária do serviço público de distribuição cujo contrato tenha sido assinado após 31 de dezembro de 2008 deve atender aos regulamentos vigentes, nos seguintes prazos, contados a partir da assinatura do contrato:

I - adequar seus sistemas de medição para faturamento em até 30 (trinta) meses; e

II - implantar o SIG em até 48 (quarenta e oito) meses.

Parágrafo único. O prazo referido no inciso I do caput não se aplica à central geradora com instalações conectada ao sistema de distribuição da permissionária, que deve implantar e adequar seu sistema de medição para faturamento previamente à entrada em operação comercial.

Art. 16. A distribuidora deve manter, pelo prazo mínimo de 10 (dez) anos, os dados e documentos especificados nos Módulos do PRODIST.

Parágrafo único. Para a contagem do tempo de armazenamento previsto no caput, pode ser adicionado o tempo de manutenção dos dados anterior à publicação desta Resolução, desde que não prescrito, até que se complete o prazo de 10 (dez) anos.

Art. 17. Ficam revogadas as seguintes resoluções:

I - Resolução Normativa n° 395, de 15 de dezembro de 2009;

II - Resolução Normativa n° 424, de 17 de dezembro de 2010;

III - Resolução Normativa n° 432, de 5 de abril de 2011;

IV - Resolução Normativa n° 444, de 30 de agosto de 2011;

V - Resolução Normativa n° 465, de 22 de novembro de 2011;

VI - Resolução Normativa n° 469, de 13 de dezembro de 2011;

VII - Resolução Normativa n° 499, de 3 de julho de 2012;

VIII - Resolução Normativa n° 602, de 11 de fevereiro de 2014;

IX - Resolução Normativa n° 628, de 14 de outubro de 2014;

X - Resolução Normativa n° 641, de 16 de dezembro de 2014;

XI - Resolução Normativa n° 655, de 31 de março de 2015;

XII - Resolução Normativa n° 656, de 7 de abril de 2015;

XIII - Resolução Normativa n° 664, de 16 de junho de 2015;

XIV - Resolução Normativa n° 728, de 21 de junho de 2016;

XV - Resolução Normativa n° 730, de 28 de junho de 2016;

XVI - Resolução Normativa n° 767, de 9 de maio de 2017;

XVII - Resolução Normativa n° 842, de 18 de dezembro de 2018;

XVIII - Resolução Normativa n° 871, de 11 de fevereiro de 2020;

XIX - Resolução Normativa n° 925, de 16 de março de 2021;

XX - Resolução Normativa n° 931, de 27 de abril de 2021; e

XXI - Resolução Normativa n° 937, de 15 de junho de 2021.

Art. 18. A Seção 8.1 do Anexo VIII desta Resolução será objeto de Avaliação de Resultado Regulatório - ARR no ano de 2031.

Art. 19. Os estudos necessários à realização da Avaliação de Resultado Regulatório - ARR da Seção 8.2 do Anexo VIII desta Resolução terão início no ano de 2024.

Art. 20. Esta Resolução entra em vigor em 1º de janeiro de 2022.

ANDRÉ PEPITONE DA NÓBREGA

ANEXO 1 DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021 PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST MÓDULO 1 - GLOSSÁRIO DE TERMOS TÉCNICOS DO PRODIST

Seção 1.0
Introdução

Conteúdo

1. Além desta seção introdutória, o Módulo 1 do PRODIST é composto pela seguinte seção:

a) Seção 1.1 - Glossário de termos técnicos: o glossário apresenta, em ordem alfabética, os termos e expressões relevantes para o entendimento dos processos que constam nos Módulos do PRODIST, com as respectivas definições.

Objetivos

2. Apresentar a lista dos principais termos e expressões contidas nos módulos do PROOIST, com a:s suas respectivas definições.

3. Facilitar o pleno entendimento do PROOIST por seus usuários.

4. Uniformizar o entendimento do PRODIST e dirimir dúvidas e ambiguidades.

Aplicabilidade

5. Os procedimentos definidos neste Módulo devem ser observados pelos interessados no PRODIST, inclusive os agentes a ele sujeitos, os quais variam entre os módulos.

Seção 1.1
Glossário de termos técnicos

6. Acesso: compreende a conexão e o uso do sistema elétrico de distribuição de energia elétrica pelas instalações dos usuários, mediante o ressarcimento dos custos de uso e, quando aplicável, de conexão.

7. Acordo operativo: acordo, celebrado entre o usuário e a distribuidora, que descreve e define as atribuições, responsabilidades e o relacionamento técnico - operacional no ponto de conexão e instalações de conexão, quando foro caso, e estabelece os procedimentos necessários ao Sistema de Medição para Faturamento - SMF.

8. Afundamento Momentâneo de Tensão - AMT: evento em que o valor eficaz da tensão do sistema se reduz para valores abaixo de 90% e acima ou igual a 10% da tensão nominal de operação, durante um intervalo superior ou igual a um ciclo e inferior ou igual a 3 segundos.

9. Afundamento Temporário de Tensão - ATT: evento em que o valor eficaz da tensão do sistema se reduz para valores abaixo de 90% e acima ou igual a 10% da tensão nominal de operação, durante um intervalo superior a 3 segundos e inferior a 3 minutos.

10. Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL: autarquia sob regime especial, vinculada ao MME, que tem a finalidade de regular e fiscalizar a produção, a transmissão, a distribuição e comercialização de energia elétrica. Foi criada pela Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996.

11. Agente de distribuição ou Distribuidora pessoa Jurídica titular de concessão ou permissão para exploração e prestação dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica, exclusivamente deforma regulada.

12. Agente de transmissão, Concessionária de transmissão ou Transmissora: pessoa jurídica titular de concessão ou para exploração e prestação dos serviços públicos de transmissão de energia elétrica, exclusivamente de forma regulada.

13. Agente exportador: agente titular de autorização federal para exportar energia elétrica.

14. Agente importador: agente titular de autorização federal para importar energia elétrica.

15. Agente ou Agente regulado: prestador de serviço público de energia elétrica que recebe outorga do poder concedente - concessionários, permissionários e autorizados - aí incluídos a distribuidora, a transmissora, o gerador - inclusive o cogerador, o autoprodutor e o produtor independente de energia -. o comercializador e o agente importador ou exportador de energia elétrica.

16. Agente supridor: aquele que fornece energia elétrica a uma distribuidora.

17. Agrupamento de centrais de geração distribuída: conjunto de centrais de geração distribuída situadas em uma mesma área e conectadas a uma mesma distribuidora, despachadas por meio de um mesmo centro de despacho da geração distribuída.

18. Ajustamento operativo: documento referente à rede de operação, firmado entre o ONS e agentes de operação brasileiros. Descreve e define atribuições e responsabilidades, bem como estabelece procedimentos não contemplados nos demais documentos operativos e necessários ao relacionamento operacional entre as partes.

19. Alimentador: rede elétrica destinada a transportar energia elétrica em média ou alta tensão.

20. Alta tensão de distribuição - AT: tensão entre fases cujo valor eficaz é Igual ou superior a 69 kV e inferior a 230 kV, ou instalações em tensão igual ou superior a 230 kV quando especificamente definidas pela ANEEL

21. Ampliação: Implantação de novos elementos funcionais, como linhas ou subestações.

22. Amplitude da variação de tensão de curta duração: corresponde ao valor residual ou remanescente do valor eficaz da tensão em relação à tensão de referência no ponto considerado.

23. Análise de perturbação: processo que corresponde à investigação das causas e dos responsáveis pelos distúrbios nas instalações de conexão, no sistema de distribuição ou nas instalações de geração e de consumidores conectadas ao sistema de distribuição.

24. Associação Brasileira de Norma s Técnicas - ABNT: entidade privada, sem fins lucrativos, responsável pela normalização técnica no pais.

25. Ativos elétricos: máquinas, materiais e equipamentos empregados, exclusiva e permanentemente, na consecução do objeto da outorga para o Serviço Público de Energia Elétrica.

26. Autoprodutor: pessoa física ou jurídica ou empresas reunidas em consórcio que recebam concessão ou autorização para produzir energia elétrica destinada ao seu uso exclusivo, podendo, mediante autorização da ANEEL, comercializar seus excedentes de energia.

27. Baixa tensão de distribuição - BT: tensão entre fases cujo valor eficaz é Igual ou inferior a 2,3 kV .

28. Balanço de energia ou Balanço energético: contabilização do montante de energia elétrica injetada, transferida, fornecida ou perdida, em um dado trecho do sistema elétrico, respeitando o principio da conservação de energia.

29. Barramento de controle: barramento da subestação com recursos de controle de tensão.

30. Barramento de subestação: conjunto de barras de uma subestação de mesma tensão nominal, com seus suportes e acessórios, que permite a conexão dos equipamentos.

31. Base de Dados Geográfica da Distribuidora - BOGO: conjunto de dados fornecido pela distribuidora, ordinariamente ou extraordinariamente, de acordo com estrutura padronizada definida pela ANEEL e data base determinada, para compor o Sistema de Informação Geográfica Regulatório - SIG - R.

32. Base de medições amostrais da distribuidora: total de unidades consumidoras sorteadas para medição amostral de tensão em regime permanente.

33. Benefício Tarifário: desconto sobre as tarifas homologadas pela ANEEL ou de qualquer outra forma.

34. Blecaute: interrupção de energia elétrica, de modo não intencional, de parte ou de todos os usuários de determinada área.

35. Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE: pessoa Jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, que atua sob autorização do Poder Concedente e regulação e fiscalização da ANEEL, com a finalidade de viabilizar as operações de compra e venda de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional - SIN.

36. Campanha de medição: levantamento, em um período pré - determinado, por meio de medidores eletrônicos, de grandezas elétricas relacionadas à qualidade da energia elétrica, curva de carga de consumidores ou transformações.

37. Capacidade de demanda de conexão ou Capacidade de potência de conexão: máximo carregamento definido para regime normal de operação e de emergência a que os equipamentos das subestações, redes linhas de distribuição e transmissão podem ser submetidos sem sofrer danos.

38. Capacidade operativa: valor de capacidade de um equipamento, usado como referência do limite operativo no sistema elétrico.

39. Característica funcional: atributo que expressa a forma ou os requisitos operacionais de equipamentos, instalações ou sistemas.

40. Carga: caracterização da demanda do sistema, em um determinado ponto de interesse, definida por uma ou mais das seguintes grandezas: potência ativa, demanda de energia ativa ou demanda de energia reativa.

41. Carga instalada: soma das potências nominais dos equipamentos elétricos instalados na unidade consumidora e em condições de entrar em funcionamento, expressa em quilowatts (kW).

42. Carga intermediária ou Carga média: consumo intermediário, entre a carga leve e a carga pesada.

43. Carga leve: valor mínimo de consumo, podendo ocorrer variações nos períodos de ocorrência da carga leve de acordo com a região, os dias da semana e as estações do ano.

44. Carga pesada ou Ponta de carga: valor máximo de consumo, com cerca de 2 a 3 horas de duração, podendo ocorrer variações nos períodos de ocorrência da carga pesada de acordo com a região, os dias da semana e as estações do ano.

45. Central de Teleatendimento - CTA: unidade composta por estruturas física e de pessoal adequadas, com objetivo de centralizar o recebimento de ligações telefônicas, distribuindo - as automaticamente aos atendentes, possibilitando o atendimento do solicitante pela distribuidora.

46. Central geradora: agente concessionário, autorizado ou registrado de geração de energia elétrica.

47. Central geradora despachada centralizadamente: central geradora que opera na modalidade integrada por meio do despacho centralizado do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.

48. Centro de despacho de geração distribuída - COGD: entidade constituída para a coordenação da operação de um agrupamento de centrais de geração distribuída.

49. Centro de operação de agente de distribuição - COD: conjunto centralizado de pessoal, informações, equipamentos e processamento de dados, de cada distribuidora, destinado a exercer as ações de coordenação, supervisão, controle, comando e execução da operação das instalações de baixa, média e alta tensão de distribuição. Para as instalações do agente incluídas na rede de operação do Sistema Interligado Nacional - SIN, este centro do responsável por ações de supervisão, controle, comando e execução da operação.

50. Centro de operação de agente de transmissão - COT: centro responsável por ações de supervisão, comando e execução da operação de um conjunto de Instalações de transmissão que fazem parte da rede de operação do Sistema Interligado Nacional - SINe demais instalações de transmissão - DIT que não pertencem à rede de operação.

51. Chamada abandonada - CAb: ligação telefônica que, após ser recebida e direcionada para atendimento humano, é desligada pelo solicitante antes de falar como atendente.

52. Chamada atendida - CA: ligação telefônica recepcionada pelo atendimento humano, com determinado tempo de duração, considerada atendida após a desconexão por parte do solicitante.

53. Chamada em espera ou fila: ligação telefônica recebida e mantida em espera até o atendimento humano.

54. Chamada ocupada - CO: ligação telefônica que não pode ser completada e atendida por falta de capacidade da CTA, cujos dados são fornecidos pela operadora de telefonia.

55. Chamada oferecida - COf: ligação telefônica, não bloqueada por restrições advindas da operadora de serviço telefônico, que visa ao acesso à CTA.

56. Chamada recebida - CR: ligação telefônica direcionada ou transferida para o atendimento humano, composta pelo somatório de chamada atendida (CA) e chamada abandonada (CAb).

57. Cic o de ampliações e reforços: processos e rotinas que contam com a participação dos agentes nos estudos da evolução do sistema, com o objetivo de estabelecer ampliações e reforços na rede básica e Demais Instalações de Transmissão, a serem propostos à ANEEL para licitação ou autorização, além de novas linhas e subestações de âmbito próprio de concessionária ou permissionária de distribuição, cuja implementação seja necessária para minimizar custos de expansão e de operação do SIN.

58. Cintilação luminosa: impressão visual resultante das variações do fluxo luminoso nas lâmpadas, principalmente nas incandescentes, quando a rede elétrica é submetida a flutuações de tensão.

59. Cogeração de energia: processo operado numa instalação especifica para fins da produção combinada das utilidades calor e energia mecânica, esta geralmente convertida total ou parcialmente em energia elétrica, a partir da energia disponibilizada por uma fonte primária.

60. Cogeração qualificada: atributo concedido a cogeradores que atendem os requisitos de racionalidade energética para fins de participação nas políticas de incentivo à cogeração, conforme regulamentação específica.

61. Cogerador: planta industrial com base no processo de cogeração de energia. constitui - se na forma de autoprodutor ou de produtor independente de energia elétrica.

62. Comando da operação: ordens emanadas para a realização de acionamentos locais, remotos oo por telecomando, nos equipamentos de manobra ou nos dispositivos de controle.

63. Comissão de planejamento conjunto: equipe técnica designada pelas distribuidoras no exercido do planejamento voltada para as áreas de atuação conjunta ou adjacentes.

64. Comissionamento: procedimento realizado pela distribuidora nas obras executadas pelo interessado com o objetivo de verificar sua adequação ao projeto aprovado e aos padrões técnicos da distribuidora.

65. Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE: órgão colegiado constituído no âmbito do Poder Executivo, sob a coordenação direta do Ministério de Minas e Energia - MME, responsável pelo acompanhamento e avaliação permanentes da continuidade e da segurança de suprimento eletroenergético em todo território nacional.

66. Componentes de sequência negativa: tensões trifásicas equilibradas possuindo uma sequência de fases contrária à do sistema original desequilibrado.

67. Componentes de sequência positiva: tensões trifásicas equilibradas possuindo a mesma sequência de fases do sistema original desequilibrado.

68. Concessão de geração: aplica - se a aproveitamento de potencial hidráulico de potência superior a 1MW e a central termelétrica de potência superior a 5 MW, podendo ser outorgada para prestação de serviço público ou para uso do bem público, neste caso sob os regimes de autoprodução ou de produção independente.

69. Concessão de serviço público: a delegação de sua prestação, feita pelo poder concedente, mediante licitação, na modalidade concorrência ou diálogo competitivo, a pessoa jurídica ou consórcio de empresas que demonstre capacidade para seu desempenho, por sua conta e risco e por prazo determinado.

70. Concessão ou permissão de distribuição: delegação de serviço público de distribuição de energia elétrica mediante contrato.

71. Concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica: agente titular de concessão federal para prestar o serviço público de distribuição de energia elétrica.

72. Condição anormal de operação: circunstância que caracteriza a operação de um sistema ou equipamento fora da faixa de variação permitida para seus valores nominais.

73. Condições de emergência: situação operativa crítica que pode causar danos a pessoas, equipamentos ou instalações e que exige providências corretivas imediatas visando à eliminação do risco.

74. Condições de urgência: situação operativa anormal, caracterizada pela elevação do nível de risco para pessoas, equipamentos ou instalações, e que exige tratamento o mais breve possível.

75. Condições normais de operação: condições que caracterizam a operação de um sistema ou equipamento elétrico dentro da faixa de variação permitida para seus valores nominais.

76. Condições operativas: condições que caracterizam o estado do sistema e suas faixas de operação.

77. Configuração normal de operação: configuração de um sistema na qual todos os elementos programados para operar estão em serviço ou em disponibilidade para entrada em serviço tão logo seja necessário.

78. Conformidade da tensão elétrica: refere - se à comparação do valor de tensão obtido por medição apropriada, no ponto de conexão, em relação aos níveis de tensão especificados como adequados, precários e críticos.

79. Conjunto de unidades consumidoras: agrupamento de unidades consumidoras, aprovado pela ANEEL e pertencente a uma mesma área de concessão ou permissão.

80. Conselho Nacional de Política Energética - CNPE: órgão interministerial, presidido pelo Ministro de Minas e Energia, de assessoramento do Presidente da República para formulação de políticas nacionais e diretrizes de energia, que visa, dentre outros, o aproveitamento racional dos recursos energéticos do país, a revisão periódica da matriz energética e o estabelecimento de diretrizes para programas específicos.

81. Consumidor: pessoa física ou jurídica que solicite o fornecimento do serviço à distribuidora, assumindo as obrigações decorrentes desta prestação à sua unidade consumidora.

82. Consumidor espec al: consumidor livre ou o conjunto de consumidores livres reunidos por comunhão de interesses de fato ou de direito, cuja carga seja maior ou igual a 500 kW, que tenha adquirido energia na forma estabelecida no § 5° do art. 26 da Lei n° 9. 427, de 1996.

83. Consumidor Hora Interrompido - CHI: somatório dos valores de Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou Ponto de Conexão - DIC dos consumidores atingidos por Interrupção no fornecimento de energia, expresso em horas e centésimos de horas.

84. Consumidor livre: consumidor, atendido em qualquer tensão, que tenha exercido a opção de compra de energia elétrica, conforme as condições estabelecidas no art. 15 e no art. 16 da Lei n° 9.074, de 07 de julho de 1995.

85. Consumidor não livre ou Consumidor regulado: consumidor ao qual só é permitido comprar ·energia da distribuidora detentora da concessão ou permissão na área onde se localizam as Instalações do usuário, e, por isso, não participa do mercado livre e é atendido sob condições reguladas.

86. Consumidor potencialmente livre: consumidor que cumpre as condições estabelecidas para tornar - se livre, mas é atendido de forma regulada.

87. Contingência: perda de equipamentos ou instalações que provoca ou não violação dos limites operativos ou corte de carga.

88. Contrato de adesão: instrumento destinado a regular as relações entre distribuidora e consumidor responsável por unidade consumidora do Grupo B.

89. Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão - CCT: contrato que estabelece os termos e condições para a conexão das instalações do usuário às Instalações da concessionária de transmissão.

90. Contrato de Uso do Sistema de Distribuição - CUSD: contrato celebrado entre o usuário e a distribuidora, que estabelece os termos e condições para o uso do sistema de distribuição e os correspondentes direitos, obrigações. e exigências operacionais das partes.

91. Contrato de Uso do Sistema de Transmissão - CUST: contrato celebrado entre um usuário da rede básica, o Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS e os agentes de transmissão (representados pelo ONS), no qual são estabelecidos os termos e condições para o uso da rede básica, aí incluídos os relativos à prestação dos serviços de transmissão pelos agentes de transmissão e os decorrentes da prestação, pelo ONS, dos serviços de coordenação e controle da operação do Sistema Interligado Nacional - SIN.

92. Controle Automático de Geração - CAG: processo sistêmico que viabiliza a manutenção da frequência ou do intercâmbio entre áreas do sistema elétrico, por meio de recursos de controle que atuam em centrais geradoras. Esse termo também é aplicado para se referir ao conjunto de equipamentos ou dispositivos responsáveis por essa ação.

93. Controle da operação do sistema de potência: monitoramento de grandezas ou do estado de equipamentos e linhas de transmissão e adoção de medidas para obtenção de valores ou estados desejados.

94. Controle de frequência: conjunto de ações para manutenção da frequência em faixa pré - estabelecida. Essas ações são executadas por meio de:

a) operação do Controle Automático de Geração - CAG;

b) determinações aos agentes que têm unidades produtoras Integradas, com centrais geradoras não conectadas ao Controle Automático de Geração - CAG; ou

c) gerenciamento da carga.

95. Controle de tensão: conjunto de ações para manutenção dos níveis de tensão dentro de parâmetros que atendam aos requisitos legais e de qualidade e confiabilidade operativa do sistema.

96. Controle primário de frequência: controle realizado por meio de reguladores automáticos de velocidade das unidades geradoras com o objetivo de limitar a variação da frequência quando ocorre desequilíbrio entre a carga e a geração.

97. Controle secundário de frequência: controle realizado pelas unidades geradoras participantes do Controle Automático de Geração - CAG, destinado a restabelecer a frequência do sistema ao seu valor programado e manter ou restabelecer os intercâmbios de potência ativa aos valores programados.

98. Coordenação da operação: organização e estabelecimento das ações de supervisão e controle da operação.

99. Corrente eficaz: representa o valor de uma corrente contínua que produz a mesma dissipação de potência que a corrente alternada. Calculada de forma discreta corno sendo a raiz quadrada do somatório dos quadrados das amostras de corrente instantânea dividido pelo número de amostras.

100. Corte de carga: interrupção de suprimento de energia elétrica por meio do desligamento automático ou manual de linhas de transmissão ou de circuitos de distribuição.

101. Curva de carga: registro horário das demandas de capacidade em um período diário, podendo ser, excepcionalmente, para período semanal, mensal ou anual.

102. Custo marginal de expansão: custo do investimento necessário para atender uma unidade adicional de demanda.

103. Demais Instalações de Transmissão - DIT: instalações de transmissão não classificadas como rede básica, nos termos da Resolução Normativa n° 067, de 2004.

104. Demanda: média das potências elétricas ativas (kW) ou reativas (kvar), requerida pela carga ou injetada no sistema elétrico de distribuição pela geração, durante um intervalo de tempo especificado.

105. Demanda contratada: demanda de potência ativa a ser obrigatória e continuamente disponibilizada pela distribuidora, no ponto de conexão, conforme valor e período de vigência fixados em contrato, expressa em quilowatts (kW).

106. Demanda de ultrapassagem: parcela da demanda medida que excede o valor da demanda contratada, expressa em quilowatts (kW).

107. Demanda faturável: valor da demanda de potência ativa, identificado de acordo com os critérios estabelecidos e considerado para fins de faturamento, com aplicação da respectiva tarifa, expressa em quilowatts (kW).

108. Demanda máxima: maior valor da demanda observado durante um Intervalo de tempo especificado.

109. Demanda medida: maior demanda de potência ativa injetada ou requerida do sistema elétrico de distribuição pela carga ou geração, verificada por medição, integralizada em intervalos de 15 minutos durante o período de faturamento, expressa em quilowatts (kW).

110. Desequilíbrio de tensão: fenômeno caracterizado por qualquer diferença verificada nas amplitudes entre as três tensões de fase de um determinado sistema trifásico, ou na defasagem elétrica de 120° entre as tensões de fase do mesmo sistema, expresso em percentual como sendo a relação entre a tensão de sequência negativa e a tensão de sequência positiva.

111. Desligamento automático: retirada de operação de equipamento ou instalação por atuação de sistema de proteção ou de controle.

112. Desligamento de emergência: desligamento manual para evitar risco de morte ou de dano a equipamento, quando não há tempo hábil para comunicação e providências pelo centro de operação.

113. Desligamento forçado ou Desligamento não programado: desligamento de um componente de serviço, em condições não programadas, geralmente resultante da ocorrência de uma condição de emergência que imponha o desligamento do equipamento para evitar risco de morte ou de dano a equipamento ou outras consequências indesejadas para o sistema elétrico.

114. Desligamento programado: desligamento previamente agendado de centrais geradoras, linhas ou demais equipamentos do sistema elétrico, incluídas as instalações de conexão dos usuários.

115. Despacho de geração: energia gerada por uma ou mais usinas do sistema, alocada pelo órgão de coordenação da geração.

116. Dia Crítico: dia em que a quantidade de ocorrências emergenciais, excluídas as classificadas como ISE, em um determinado conjunto de unidades consumidoras, superar a média acrescida de três desvios padrões dos valores diários. A média e o desvio padrão a serem usados serão os relativos aos 24 meses anteriores ao ano em curso, incluindo os dias criticas já identificados.

117. Diagramas unifilares de sistema elétrico: representação gráfica do sistema elétrico em que se utilizam linhas e símbolos associados aos equipamentos e Instalações da rede elétrica.

118. Dicionário de Dados ANEEL do SIG - R - DOA: conjunto de codificações com a nomenclatura padrão para a identificação e classificação das informações, dos equipamentos e das estruturas. Integra o Sistema de Informação Geográfica Regulatório - SIG - R.

119. Diretriz operativa: documento resultante de um estudo de planejamento ou programação da operação elétrica em que se estabelecem sistemáticas operativas que servirão de subsidio para a elaboração de instruções de operação.

120. Dispositivo de bloqueio físico: sistema de travamento, preferencialmente feito no ponto de operação de dispositivos e equipamentos de manobra, visando proteger pessoas e equipamentos contra fontes de energia perigosas, manobradas acidentalmente.

121. Distorção harmônica individual: grandeza que expressa o valor eficaz de uma determinada componente harmônica, verificada em um determinado sinal, em relação ao correspondente valor eficaz da componente fundamental. em percentual.

122. Distorção harmônica individual de tensão de ordem h - DITh%: indicador da distorção harmônica individualidade tensão, para uma ordem harmônica qualquer h.

123. Distorção harmônica total: grandeza que expressa o valor eficaz equivalente de um conjunto de componentes harmônicas individuais verificadas em um determinado sinal, em relação ao correspondente valor eficaz da componente fundamental, em percentual.

124. Distorção harmônica total de tensão - DTT%: indicador da distorção harmônica total de tensão que considera todas as componentes harmônicas, até pelo menos a 40ª ordem harmônica.

125. Distorção harmônica total de tensão para as componentes ímpares não múltiplas de 3 - DTT_i%: indicador da distorção harmônica total de tensão, que considera apenas as componentes harmônicas ímpares não múltiplas de 3, até pelo menos a 401 ordem harmônica.

126. Distorção harmônica total de tensão para as componentes múltiplas de 3 - DTI₃%: indicador da distorção harmônica total de tensão que considera apenas as componentes harmônicas múltiplas de 3, até pelo menos a 40ª ordem harmônica.

127. Distorção harmônica total de tensão para as componentes pares não múltiplas de 3 - DTT_p %: Indicador da distorção harmônica total de tensão, que considera apenas as componentes harmônicas pares não múltiplas de 3, até pelo menos a 40 ordem harmônica.

128. Distorção harmônica total percentil 95: valor da distorção harmônica total de tensão que foi superado em apenas 5% dos 1.008 registros válidos obtidos no período de uma semana, 7 dias complementares e consecutivos.

129. Distribuidora acessada: distribuidora detentora das instalações às quais o usuário conecta suas Instalações próprias.

130. DTT95%: valor do indicador DTT% que foi superado em apenas 5% das 1.008 leituras válidas.

131. DTT₃95%: valor do indicador DTT₃% que foi superado em apenas 5% das 1.008 leituras válidas.

132. DTT_i95%: valor do Indicador DTT₁% que foi superado em apenas 5% das 1.008 leituras válidas.

133. DTT_p95%: valor do indicador DTT_p% que foi superado em apenas 5% das 1.008 leituras válidas.

134. Duração da Interrupção Individual ocorrida em Dia Crítico por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão - DICRI: corresponde à duração de cada interrupção ocorrida em Dia Crítico, para cada unidade consumidora ou ponto de conexão.

135. Duração da variação de tensão de curta duração: intervalo de tempo decorrido entre o instante em que o valor eficaz da tensão, em relação à tensão de referência no ponto considerado, ultrapassa determinado limite e o instante em que a mesma variável volta a transpor este limite.

136. Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão - DIC: intervalo de tempo que, no período de apuração, em cada unidade consumidora ou ponto de conexão ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica.

137. Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - DEC: intervalo de tempo que, em média, no período de apuração, em cada unidade consumidora do conjunto considerado ocorreu descontinuidade da distribuição de energia elétrica.

138. Duração Equivalente de Reclamação - DER: duração equivalente de reclamações procedentes recebidas pela distribuidora.

139. Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão - DMIC: tempo máximo de interrupção contínua de energia elétrica, no período de apuração, em uma unidade consumidora ou ponto de conexão.

140. Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica - DRC: indicador individual referente à duração relativa das leituras de tensão, nas faixas de tensão criticas, no período de observação definido, expresso em percentual.

141. Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica Equivalente - DRC: indicador coletivo referente ao percentual de leitura nas faixas de tensão críticas para as unidades consumidoras da base de medições amostrais da distribuidora.

142. Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária - DRP: indicador individual referente â duração relativa das leituras de tensão, nas faixas de tensão precárias, no período de observação definido, expresso em percentual.

143. Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária Equivalente - DRP_E: indicador coletivo referente ao percentual de leitura nas faixas de tensão precárias para as unidades consumidoras da base de medições amostrais da distribuidora.

144. Elevação Momentânea de Tensão - EMT: evento em que o valor eficaz da tensão do sistema se eleva para valores acima de 110% da tensão nominal de operação, durante um Intervalo superior ou igual a um ciclo e inferior ou igual a 3segundos.

145. Elevação Temporária de Tensão - ETI: evento em que o valor eficaz da tensão do sistema se eleva para valores acima de 110% da tensão nominal de operação, durante um intervalo superior a 3 segundos e inferior a 3minutos.

146. Emergência: situação critica caracterizada pela elevação do nível de risco para pessoas, equipamentos ou instalações, que exige ação imediata.

147. Empresa de Pesquisa Energética - EPE: empresa pública federal dotada de personalidade jurídica de direito privado e vinculada ao Ministério de Minas e Energia - MME, que tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas para subsidiar o planejamento do setor energético. Elabora os planos de expansão da geração e transmissão da energia elétrica.

148. Encargo de Responsabilidade da Distribuidora - ERD: encargo da distribuidora no cálculo da participação financeira do consumidor, referente ao custo necessário para o atendimento a solicitações de aumento de carga e conexão de unidade consumidora, conforme disposto nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

149. Encargo de Uso do Sistema de Distribuição - EUSD: valor, em moeda corrente nacional, devido pelo uso das instalações de distribuição e calculado pelo produto da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD pelos respectivos montantes de uso do sistema de distribuição e de energia contratados ou verificados.

150. Encargo de Uso do Sistema de Distribuição Fio B - EUSD8: valor, em moeda corrente nacional, devido pelo uso das Instalações de distribuição e calculado pelo produto da parcela da tarifa de uso referente aos custos do serviço de distribuição (TUSD Fio B) pelos respectivos montantes de uso do sistema de distribuição e de energia contratados ou verificados.

151. Encargo de Uso do Sistema de Transmissão: valores mensais devidos pelos usuários às concessionárias de transmissão, pela prestação dos serviços de transmissão, e ao ONS pelo pagamento dos serviços prestados, calculados em função das tarifas e dos montantes de uso do sistema de transmissão contratados, em conformidade com a regulamentação definida pela ANEEL.

152. Encargo do Contrato de Conexão de Distribuição - ECCD(PB): função de custo do encargo de conexão das unidades consumidoras do subgrupo A1, definida nos termos do Submódulo 6. 3 dos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET.

153. Energia elétrica ativa: aquela que pode ser convertida em outra forma de energia, expressa em quilowatts - hora (kWh).

154. Energia elétrica injetada: quantidade de energia elétrica injetada nas redes do sistema de distribuição, englobando os montantes de energia suprida por outras distribuidoras, transmissoras e centrais geradoras com instalações conectadas à rede da distribuidora, incluindo a geração própria.

155. Energia elétrica reativa: aquela que circula continuamente entre os diversos campos elétricos e magnéticos de um sistema de corrente alternada, sem produzir trabalho, expressa em quilovolt - amperère - reativo - hora (kvarh).

156. Esquema de Controle de Emergência - ECE: sistema especial de proteção que objetiva, a partir da detecção de uma condição anormal de operação, realizar ação automática com a finalidade de preservar a integridade de equipamentos e linhas de transmissão.

157. Esquema de Controle de Segurança - ECS: sistema especial de proteção que objetiva, a partir da detecção de contingências múltiplas nos sistemas, realizar uma ação automática para evitar a propagação de distúrbios.

158. Esquema Regional de Alívio de Carga - ERAC: sistema de proteção que, por meio do desligamento automático e escalonado de blocos de carga, utilizando relés de frequência, minimiza os efeitos de subfrequência decorrentes de perda de grandes blocos de geração.

159. Estudos de fluxo de potência: estudo do sistema elétrico tendo como base parâmetros da rede, de centrais geradoras, de cargas e tensões, com o objetivo de se avaliar o fluxo de potência na s redes, as perdas e o carregamento do sistema elétrico.

160. Estudos de planejamento de curto e médio prazo: estudos que visam detalhar a expansão, ampliação e reforços no sistema de distribuição, de modo a atender os critérios técnicos e econômicos para um horizonte de, no máximo, 5 anos, resultando no plano de obras.

161. Estudos de planejamento de longo prazo: estudos que visam prospectar as principais obras estruturantes, de forma a atender os critérios técnicos e econômicos para um horizonte de 10 anos.

162. Estudos de previsão de demanda ou de carga: estudos destinados â caracterização da demanda ou carga referentes à evolução do mercado por classe de consumo e por nível de tensão.

163. Estudos operativos de curto prazo: estudos de planejamento da operação do sistema de distribuição, abrangendo horizontes de até 1 ano.

164. Estudos operativos de médio prazo: estudos de planejamento da operação do sistema de distribuição, abrangendo horizontes de até 5 anos.

165. Evento: acontecimento que afete as condições normais de funcionamento de uma rede elétrica, podendo gerar uma ou mais interrupções no fornecimento de energia. 166. Execução da operação: realização de acionamentos locais, remotos ou por telecomando, nos equipamentos de manobra ou nos dispositivos de controle.

167. Falha em instalação ou equipamento: efeito ou consequência de uma ocorrência acidental em uma instalação ou equipamento que acarreta sua indisponibilidade operativa em condições não programadas, impedindo seu funcionamento e, portanto, o desempenho de suas funções em caráter permanente ou em caráter temporário.

168. Fator de carga: razão entre a demanda média e a demanda máxima da unidade consumidora, ocorridas no mesmo intervalo de tempo.

169. Fator de demanda: razão entre a demanda máxima em um intervalo de tempo especificado e a carga instalada na unidade consumidora.

170. Fator de Desequilíbrio de Tensão - FD%: indicador que quantifica o nível de desequilíbrio de tensão em um sistema elétrico trifásico, considerando a relação percentual entre a componente de sequência negativa e a componente de sequência positiva da variável em questão.

171. Fator de Impacto - FI: indicador que caracteriza um determinado barramento de distribuição em relação â frequência e amplitude dos eventos de variação de tensão de curta duração registrados em um período de 30 dias consecutivos, expresso em pu.

172. Fator de perdas: relação entre a perda média e a perda máxima em um equipamento ou em um trecho do sistema elétrico.

173. Fator de potência: razão entre a energia elétrica ativa e a raiz quadrada da soma dos quadrados das energias elétricas ativa e reativa, consumidas em um mesmo período especificado.

174. Fator de potência de referência: valor usado como referência para comparação com o fator de potência medido.

175. Fator de potência típico: fator de potência característico de unidades consumidoras ou centrais geradoras.

176. Fatura: documento emitido pela distribuidora que apresenta a quantia monetária total a ser paga pelo usuário à distribuidora, em função da prestação do serviço público de energia elétrica e de outros serviços e atividades, função que pode ser cumprida pelo documento fiscal denominado Nota Fiscal ou Conta de Energia Elétrica.

177. FD95%: valor do indicador de desequilíbrio de tensão que foi superado em apenas 5% das 1. 008 leituras válidas.

178. Flutuação de tensão: fenômeno caracterizado pela variação aleatória, repetitiva ou esporádica do valor eficaz ou de pico da tensão instantânea.

179. Foto período sazonal: corresponde à duração efetiva do dia, constituindo - se no intervalo de tempo decorrido entre o nascimento e o pôr - do - sol. Depende da localização geográfica do local e da época do ano.

180. Frequência de Eventos de Variação de Tensão de Curta Duração - f_e: número de eventos de variação de tensão de curta duração registrados em um determinado período de monitoração.

181. Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou Ponto de Conexão - FIC: número de interrupções ocorridas, no período de apuração, em cada unidade consumidora ou ponto de conexão.

182. Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora - FEC: numero de interrupções ocorridas, em média, no período de apuração, em cada unidade consumidora do conjunto considerado.

183. Frequência Equivalente de Reclamação • FER: número de reclamações procedentes solucionadas a cada 1. 000 unidades consumidoras, excluídas as reclamações de interrupção do fornecimento de energia elétrica, de conformidade dos níveis de tensão e de ressarcimento de danos elétricos, e as reclamações na ouvidoria da distribuidora, na agência estadual conveniada e na ANEEL.

184. Geoprocessamento: conjunto de tecnologias para coleta, processamento, análise e disponibilização de Informação com referência geográfica, podendo também ser conceituado como a disciplina que utiliza técnicas matemáticas e computacionais para o tratamento da Informação geográfica, associada à base de dados tabulares, em particular, e, direta ou indiretamente, associada à gestão territorial.

185. Geração distribuída: centrais geradoras de energia elétrica, de qualquer potência, com instalações conectadas diretamente no sistema elétrico de distribuição ou por meio de instalações de consumidores, podendo operar em paralelo ou de forma isolada e despachadas - ou não - pelo ONS.

186. Gerenciamento da carga: ações voltadas para cobrir qualquer deficiência de geração, transmissão, distribuição ou transformação em que a carga a ser atendida supere a capacidade de suprimento ou atendimento da área afetada, resultando em remanejamentos ou cortes de carga previamente estabelecidos para a garantia da integridade do sistema.

187. Grupo A: grupamento composto de unidades consumidoras com conexão em tensão maior ou igual a 2,3 kV , ou atendidas a partir de sistema subterrâneo de distribuição em tensão menor que 2,3 kV , e subdividido nos seguintes subgrupos:

a) Subgrupo Al - tensão de fornecimento maior ou igual a 230 kV;

b) Subgrupo A2 - tensão de conexão maior ou igual a 88 kV e menor ou igual a 138 kV;

c) Subgrupo A3 - tensão de conexão Igual a 69 kV;

d) Subgrupo A3a - tensão de conexão maior ou igual a 30 kV e menor ou igual a 44 kV;

e) Subgrupo A4 - tensão de conexão maior ou igual a 2,3 kV e menor ou igual a 25 kV; e

f) Subgrupo AS tensão de conexão menor que 2,3 kV , a partir de sistema subterrâneo de distribuição.

188. Grupo B: grupamento composto de unidades consumidoras com conexão em tensão inferior a 2,3 kV , e subdividido nos seguintes subgrupos:

a) Subgrupo 81 - residencial;

b) Subgrupo 82 - rural;

c) Subgrupo B3 - demais classes; e

d) Subgrupo 84 - Iluminação Pública.

189. Harmônica: componente senoidal de uma onda periódica de tensão ou corrente cuja frequência é um múltiplo inteiro da frequência fundamental.

190. Ilhamento ou Operação ilhada: operação em que a central geradora supre uma porção eletricamente isolada do sistema de distribuição da acessada.

191. Indicador de Abandono - IAb: indicador de qualidade de atendimento telefônico relacionado ao nível de abandono.

192. Indicador de Chamadas Ocupadas - ICO: indicador de qualidade de atendimento telefônico relacionado ao nível de chamadas ocupadas.

193. Indicador de continuidade: representação quantificável do desempenho de um sistema elétrico, utilizada para a mensuração da continuidade apurada e análise comparativa com os padrões estabelecidos.

194. Indicador de continuidade global: representação quantificável do desempenho de um sistema elétrico quanto à continuidade do fornecimento, agregado por município, empresa, estado, região ou país.

195. Indicador de Nível de Serviço - INS: indicador de qualidade de atendimento telefônico relacionado ao nível de serviço.

196. Índice de Unidades Consumidoras com Tensão Crítica - ICC: percentual de unidades consumidoras pertencentes à base de medições amostrais da distribuidora com transgressão de tensão crítica.

197. Instalação elétrica: conjunto de equipamentos necessários ao funcionamento de um sistema elétrico. Linhas, redes e subestações de distribuição, linhas de transmissão e usinas de geração são exemplos de instalações elétricas.

198. Instalações de conexão: instalações e equipamentos com a finalidade de interligar as instalações próprias do usuário ao sistema de distribuição, compreendendo o ponto de conexão e eventuais instalações de interesse restrito.

199. Instalações de distribuição: ativos em operação para a prestação do serviço de distribuição.

200. Instalações de interesse restrito: instalações de central geradora, exportador ou importador de energia, que tenham a finalidade de Interligação até o ponto de conexão, podendo ser denominadas de instalações de uso exclusivo.

201. Instalações de utilização do usuário: bens e instalações elétricas internas, de propriedade e responsabilidade do usuário, e que devem estar de acordo com as normas da ABNT.

202.. Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial - INMETRO: autarquia federal, vinculada ao Ministério da Economia, que atua como Secretaria Executiva do Conselho Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial - Conmetro, órgão colegiado interministerial normativo do Sistema Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial - Sinmetro.

203. Instrução de Operação - IO: documento em que se estabelecem os procedimentos detalhados para a coordenação, supervisão, controle, comando e execução da operação do sistema.

204. 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.

205. Interrupção de emergência: desligamento manual de equipamento ou linha quando não há tempo hábil para comunicação com o centro de operação, realizado para evitar danos ao equipamento ou à linha e risco para a Integridade física de pessoas, para a Instalação, para o meio ambiente ou para o sistema.

206. Interrupção de longa duração: toda interrupção do sistema elétrico com duração maior ou igual a 3 minutos.

207. Interrupção de urgência: Interrupção deliberada no sistema elétrico da distribuidora, sem possibilidade de programação e caracterizada pela urgência na execução de serviços.

208. Interrupção em Situação de Emergência - ISE: interrupção originada no sistema de distribuição, resultante de Evento que comprovadamente impossibilite a atuação imediata da distribuidora e que não tenha sido por ela provocada ou agravada e que seja:

a) decorrente de Evento associado a Decreto de Declaração de Situação de Emergência ou Estado de Calamidade Pública emitido por órgão competente;ou

b) decorrente de Evento cuja soma do CHI das interrupções ocorridas no sistema de distribuição seja superior ao CHI_limite da distribuidora, calculado conforme equação a seguir:

CHI_limite = 2.612 x N^{0, 35}

Equação 1 - Cálculo do CHI_limite para avaliação de ISE

em que:

N = número de unidades consumidoras faturadas e atendidas em BT e MT do mês de outubro do ano anterior ao período de apuração.

209. Interrupção Momentânea de Tensão - IMT: evento em que o valor eficaz da tensão do sistema se reduz para valores abaixo de 10% da tensão nominal de operação, durante um intervalo inferior ou igual a 3 segundos.

210. Interrupção não programada: Interrupção do fornecimento de energia elétrica aos consumidores motivada por desligamentos não programados de componentes do sistema elétrico.

211. Interrupção programada: interrupção antecedida de aviso prévio, por tempo preestabelecido, para fins de intervenção no sistema elétrico da distribuidora ou transmissora.

212. Interrupção Temporária de Tensão - ITI: evento em que o valor eficaz da tensão do sistema se reduz para valores abaixo de 10% da tensão nominal de operação, durante um intervalo superior a 3 segundos e inferior a 3 minutos.

213. Intervenção com elevado risco de desligamento acidental: Intervenções nas quais, pela natureza dos serviços, mesmo após adotadas todas as sistemáticas de segurança da manutenção, existe um r isco de desligamento acidental provocado pela ação da manutenção, que justifica preparar o sistema para o possível desligamento intempestivo do equipamento.

214. Intervenção corretiva: intervenção, programada ou não, em equipamento ou linha para correção de falhas ou defeitos a fim de restabelecer a condição satisfatória de operação.

215. Intervenção de emergência: Intervenção para a correção de defeito que pode provocar acidente de pessoal, dano em equipamentos ou instalações ou iminente desligamento intempestivo do equipamento, que requer ações Imediatas.

216. Intervenção de urgência: intervenção em equipamento ou linha, que requer ação de curto prazo, para correção de defeito, visando evitar desligamento Intempestivo, risco à integridade física das pessoas, instalações ou meio ambiente ou danos ao equipamento ou linha.

217. Intervenção no sistema elétrico: toda e qualquer atuação sobre o sistema de distribuição ou de transmissão que coloque em operação novas instalações e equipa mentos, empreenda serviço de manutenção em instalações e equipamentos energizados ou desenergizados e realize testes e ensaios no próprio sistema e equipamento.

218. Intervenção para ampliações e reforços: intervenção com a finalidade de executar serviços de expansão e reforços no sistema elétrico.

219. Intervenção preventiva: intervenção com a finalidade de executar serviços de controle, acompanhamento, conservação, testes, melhorias e restauração dos equipamentos, linhas de distribuição ou de transmissão executados com a finalidade de mantê - los em condições satisfatórias de operação e que pode ser Incluída na programação de desligamentos.

220. Leitura para faturamento: coleta periódica dos dados registrados e apurados pelo sistema de medição utilizado para o faturamento do usuário.

221. Leitura válida: valor de registro dos indicadores da qualidade do produto em regime permanente obtidos de leitura sem ocorrência de variações de tensão de curta duração ou interrupção de energia elétrica no período de observação.

222. Limite de continuidade: valor máximo estabelecido para um indicador de continuidade no período de apuração e utilizado para a análise comparativa com os respectivos valores apurados.

223. Limites operativos: valores numéricos, supervisionados e controlados, associados a parâmetros de sistema e de Instalações, que estabelecem níveis de confiabilidade ou suportabilidade operativa do sistema de distribuição, das linhas de transmissão, equipamentos ou máquinas.

224. Lista de obras realizadas: descrição das obras realizadas no sistema de distribuição, no último ano, com detalhamento técnico e econômico para as obras de linhas de média e alta tensão e de subestações de distribuição.

225. Manobra em circuito elétrico: mudança na configuração elétrica de um circuito, feita manualmente ou automaticamente por meio de dispositivo adequado e destinado a essa finalidade.

226. Média tensão de distribuição - MT: tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 2,3 kV e inferior a 69 kV.

227. Medição: processo realizado por equipamento que possibilite a quantificação e o registro de grandezas elétricas associadas ao consumo ou geração de energia elétrica e à potência ativa ou reativa, caso aplicável.

228. Medição centralizada: sistema que agrega módulos eletrônicos destinados à medição individualizada de energia elétrica, desempenhando as funções de concentração, processamento e indicação das informações de consumo de forma centralizada.

229. Medição externa: medição cujos equipamentos são instalados em postes ou outras estruturas de propriedade da distribuidora, situadas em vias, logradouros públicos ou compartimentos subterrâneos.

230. Medidor de retaguarda: medidor instalado para aumentar a redundância dos sistemas de medição, cujos dados são utilizados no caso da ocorrência de falhas de leitura do medidor principal.

231. Medidor principal: instrumento registrador de energia elétrica e de potência, insta lado para as atividades de faturamento do ponto de medição.

232.. Melhoria ou Melhoramento: instalação, substituição ou reforma de equipamentos visando manter a regularidade, continuidade, segurança e atualidade do serviço de distribuição ou de transmissão de energia elétrica, compreendendo a modernização das técnicas e a conservação das instalações.

233. Menor custo global: critério utilizado para avaliação de alternativas tecnicamente equivalentes para viabilização do acesso, segundo o qual é escolhida aquela de menor custo global de investimentos.

234. Mensagem Operativa - MO: documento emitido em caráter de urgência, em decorrência de configurações Imprevistas ou de contingências no sistema elétrico, visando complementar, Incluir ou retificar temporariamente instruções de operação vigentes.

235. Microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 75 kW e que utilize cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, ou fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras.

236. Microrrede: sistema elétrico de pequeno porte com cargas e Recursos Energéticos Distribuídos com capacidade de operar ilhado ou conectado à rede de distribuição.

274. Planejamento conjunto: planejamento conduzido por dois ou mais agentes de distribuição que compartilham áreas de atuação conjunta ou adjacentes.

275. Planejamento da operação elétrica: processo pelo qual são analisadas as condições operativas do sistema elétrico, contemplando diversas configurações da rede, de cenários de carga suprida e de despachos de geração das fontes de energia conectadas ao sistema. Objetiva avaliar o controle de tensão e de carrega mento da rede, os impactos de contingências na estabilidade do sistema, as condições de manobras de linhas e transformadores e a emissão de diretrizes para a operação do sistema em condição normal, em contingências e para a sua recomposição.

276. Planejamento Setorial: plano de obras de expansão, reforços, adequações e melhorias nas instalações de transmissão, que tenham interesse sistêmico, divulgados pelo MME com base nos estudos do Plano de Ampliações e Reforços nas Instalações de Transmissão do SIN (PAR) e Estudos de Planejamento da Expansão dos Sistemas de Transmissão, elaborados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), com a participação das transmissoras e distribuidoras.

277. Plano de obras: documento que contempla a descrição das obras previstas no sistema de distribuição, para um horizonte definido, com detalhamento técnico e econômico para as obras de baixa, média e alta tensão e para subestações de distribuição.

278. Plano de expansão da rede de distribuição ou plano de expansão do sistema de distribuição: apresenta as principais obras previstas para entrada em operação nos próximos 5 anos, cobrindo as subestações de distribuição e os alimentadores - tronco.

279. Plano de expansão da média e alta tensão de distribuição; apresenta as obras previstas para a média e alta tensão de distribuição, para os horizontes de 5 e 10 anos, respectivamente.

280. Poder concedente: a União ou entidade por ela designada.

281. Ponto de conexão: conjunto de equipamentos que se destina a estabelecer a conexão na fronteira entre as instalações da acessada e do usuário, comumente caracterizado por módulo de manobra necessário à conexão das instalações de propriedade do usuário, não contemplando o seu Sistema de Medição para Fatura mento - SMF.

282. Posto tarifário: período em horas para aplicação das tarifas de forma diferenciada ao longo do dia, considerando a seguinte divisão:

a) Posto tarifário ponta: período composto por 3 horas diárias consecutivas definidas pela distribuidora considerando a curva de carga de seu sistema elétrico, aprovado pela ANEEL para toda a área de concessão ou permissão, não se aplicando aos sábados, domingos, terça - feira de carnaval, sexta - feira da Paixão, Corpus Christi e os feriados nacionais dos dias 12 de janeiro, 21 de abril, 1 de maio, 7 de setembro, 12 de outubro, 2 de novembro, 15 de novembro e 25 de dezembro;

b) posto tarifário intermediário: período de duas horas, sendo uma hora e mediatamente anterior e outra imediatamente posterior ao hora rio de ponta, aplicado apenas para o grupo B; e

c) Posto tarifário fora de ponta; período composto pelo conjunto das horas diárias consecutivas e complementares àquelas definidas dos postos ponta e, para o grupo B, intermediário.

283. Potência aparente: corresponde ao produto entre tensão eficaz e corrente eficaz em um dipolo elétrico. Para sistemas bifásicos ou trifásicos, utiliza - se a composição entre as fases.

284. Potência ativa: quantidade de energia elétrica solicitada por unidade de tempo, expressa em quilowatts (kW).

285. Potência disponibilizada: potência que o sistema elétrico da distribuidora deve dispor para atender aos equipamentos elétricos e instalações do usuário.

286. Potência elétrica: quantidade de energia elétrica que cada equipamento elétrico pode consumir, por unidade de tempo, expressa em Watt (W) e seus múltiplos.

287. Potência elétrica ativa nominal: produto da potência elétrica aparente nominal pelo fator de potência nominal da unidade, considerado o regime de operação contínuo e as condições nominais de operação.

288. Potência instalada em central geradora: somatório das potências elétricas ativas nominais das unidades de uma central geradora.

289. Potência reativa: raiz quadrada da diferença dos quadrados da potência aparente e da potência ativa, expressa em volt - amperes reativos (var) e seus múltiplos.

290. Procedimentos de Rede: documento elaborado pelo ONS, com a participação dos agentes e aprovado pela ANEEL, que estabelece os procedimentos e os requisitos técnicos necessários para o planejamento, Implantação, uso e operação do SIN, bem como as responsabilidades do ONS e dos agentes.

291. Produtor Independente de Energia - PIE: pessoa jurídica ou empresas reunidas em consórcio que receba m concessão ou autorização do poder concedente, para produz ir energia elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da energia produzida, por sua conta e risco.

292. Programa de geração: programa que estabelece os valores de potência ativa que cada central geradora deve gerar durante um período determinado.

293. Programa diário de operação: documento que estabelece, para o dia subsequente, em intervalos de tempo predefinidos, a previsão de carga, o programa de geração e de reserva de potência, a programação de intervenções em equipamentos do sistema elétrico e as diretrizes e procedimentos para a programação e reprogramação em tempo real.

294. Programa para intervenções: documento que relaciona as intervenções a serem realizadas no sistema elétrico, discriminando as instalações, equipamentos, serviços a serem executados, data de início e de término, nível de indisponibilidade e que apresenta o cronograma compatibilizado de todas as intervenções definidas.

295. Qualidade comercial: abrange a qual idade de uma série de serviços voltados à prestação do serviço distribuição de energia elétrica, como a provisão de um a nova ligação, antes do contrato de fornecimento, leitura do medidor, faturamento e tratamento dos pedidos e reclamações dos doentes, durante a vigência do contrato.

296. Qualidade da energia elétrica - QEE: conjunto de conceitos que considera os aspectos técnicos da qualidade do fornecimento de energia elétrica, englobando a qualidade do serviço e a qualidade do produto.

297. Qualidade do produto: conjunto de conceitos relacionados aos fenômenos relativos à conformidade da onda de tensão entregue aos usuários, em regime permanente e transitório.

298. Qualidade do serviço: conjunto de conceitos relacionados à continuidade do fornecimento de energia elétrica e ao atendimento a ocorrências emergenciais.

299. Ramal de conexão: conjunto de condutores e acessórios instalados entre o ponto de derivação do sistema de distribuição da distribuidora e o ponto de conexão.

300. Ramal de entrada; conjunto de condutores e acessórios instalado pelo consumidor entre o ponto de conexão e a medição ou proteção de suas instalações de utilização.

301. Rastreabilidade: característica dos resultados de medição ou dos valores de padrão que podem ser relacionados a referências constantes em padrões nacionais ou internacionais.

302. Recomposição do sistema: conjunto de ações que objetivam a restabelecer a topologia do sistema ou a entrega da energia elétrica, interrompida por desligamentos imprevistos de equipamentos ou linhas.

303, Recursos Energéticos Distribuídos - RED: recursos energéticos conectados ao sistema de distribuição antes ou depois do medidor, tais como geração distribuída, veículos elétricos, sistemas de armazenamento, resposta a demanda e eficiência energética.

304. Rede básica: instalações de transmissão de energia elétrica que integram o Sistema Interligado Nacional - SIN, de propriedade de concessionárias de serviço público de transmissão, definida segundo critérios estabelecidos pela ANEEL.

305. Rede complementar: rede fora dos limites da rede básica, cujos fenômenos têm influência significativa na operação ou no desempenho da rede básica. A rede complementar é definida conforme critérios estabelecidos dos Procedimentos de Rede.

306. Rede de operação: união da rede básica, rede complementar e usinas submetidas ao despacho centralizado.

307. Rede de operação local ou regional: parte da rede de operação, constituída dos sistemas troncos de transmissão aos centros de carga e das interligações com distribuidoras e consumidores ligados diretamente à rede básica, cujos fenômenos repercutem predominantemente de forma local (regional).

308. Redes e linhas de distribuição: conjunto de estruturas, utilidades, condutores e equipamentos elétricos, aéreos ou subterrâneos, utilizados para a distribuição da energia elétrica, operando em baixa, média ou alta tensão de distribuição.

309. Redespacho de geração ou Remanejamento de geração: alteração deliberada do valor gerado por uma ou mais usinas do sistema.

310. Reforço: obra sem instalações elétricas existentes que não possuem influência sistêmica. Em geral, o efeito do reforço é pontual.

311. Regime normal de operação: período de operação em que o sistema elétrico permanece dentro dos limites predefinidos de carregamento e de tensão.

312. Registro de geração: comunicado à ANEEL. para fins de registro, da implantação, ampliação ou repotenciação de centrais geradoras com potência menor ou Igual a 5 MW.

313. Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica: regras para a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, aprovadas pela Resolução Normativa n° 1.000, de 07 de Dezembro de 2021.

314. Regulamento Técnico Metrológico - RTM: Regulamento Técnico Metrológico do INMETRO.

315. Remanejamento de carga: transferência de carga entre instalações de um sistema elétrico.

316. Reserva de capacidade do sistema de distribuição: demanda contratada por central geradora para atendimento a unidade consumidora diretamente conectada à central, quando da ocorrência de interrupções ou reduções temporárias de sua geração, de forma adicional à demanda eventualmente contratada em caráter permanente para atendimento à referida unidade consumidora.

317. Reserva de potência: provisão de reserva de potência ativa efetuada pelas centrais geradoras para realizar o controle de frequência.

318. Reserva girante: diferença entre a potência total efetiva das centrais geradoras que já se encontram sincronizadas no sistema e a demanda total do sistema, num dado momento.

319. Restabelecimento da continuidade da energia elétrica: retorno da tensão disponível, no ponto de conexão da unidade consumidora, em todas as fases e do neutro, quando este existir, com permanência mínima de tempo igual a um minuto.

320. Restrição operativa: limitação operativa em equipamentos, instalações ou sistemas que deve ser considerada num determinado período.

321. Segurança operativa: refere - se à capacidade do sistema de distribuição de média e alta tensão em suportar distúrbios iminentes (contingências) sem interrupção do atendimento ao consumidor.

322. Sequência de manobras: documento utilizado nas estações e centros de operação para descrição sequencial das manobras para atender as liberações de equipamentos e necessidades do sistema.

323. Serviços de telecomunicações: conjunto de recursos para transmissão de informações, disponibilizado para os usuários por meio de um sistema de telecomunicações.

324. Serviços essenciais ou Atividades essenciais: aqueles cuja interrupção coloque em perigo iminente a sobrevivência, a saúde ou a segurança da população, desenvolvidos nas unidades consumidoras indicadas nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

325. Severidade da flutuação de tensão: representação quantitativa do Incômodo visual associado à cintilação luminosa decorrente da flutuação de tensão, percebido pelas pessoas expostas ao fenômeno.

326. Severidade da Flutuação de Tensão de Curta Duração - P_st: parâmetro que fornece a indicação da severidade visual do efeito da cintilação luminosa (flicker) decorrente da flutuação de tensão, por meio de uma avaliação estatística dos níveis instantâneos de flutuação de tensão, expresso em pu e verificado em um período especificado de 10 minutos.

327. Severidade da Flutuação de Tensão de Cuna Duração Percentil 95 - P_st95%: valor do indicador P_st que foi superado em apenas 5% das 1.008 leituras válidas.

328. Severidade da Flutuação de Tensão de Longa Duração - P_it: parâmetro derivado dos valores de P_st obtidos em um período especificado de duas horas.

329. Sistema de Coleta de Dados de Energia - SCDE: sistema computacional administrado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE que realiza a coleta e tratamento dos dados de medição que serão utilizados para a contabilização, para a formação do Preço de Liquidação de Diferenças - PLD, na gestão dos encargos de transmissão, entre outros.

330. Sistema de compensação de energia elétrica: sistema no qual a energia ativa Injetada por unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída é cedida, por meio de empréstimo gratuito, à distribuidora local e posteriormente compensada com o consumo de energia elétrica ativa.

331. Sistema de distribuição de alta tensão - SDAT: conjunto de linhas e subestações que conectam as barras da rede básica ou de centrais geradoras às subestações de distribuição em tensões típicas Iguais ou superiores a 69 kV e Inferiores a 230 kV, ou instalações em tensão Igual ou superior a 230 kV quando especificamente definidas pela ANEEL.

332. Sistema de distribuição de baixa tensão - SDBT: conjunto de linhas de distribuição e de equipamentos associados em tensões nominais inferiores ou iguais a 2,3 kV .

333. Sistema de distribuição de média tensão - SDMT: conjunto de linhas de distribuição e de equipamentos associados em tensões típicas superiores a 2,3 kV e inferiores a 69 kV, na maioria das vezes com função primordial de atendimento a unidades consumidoras, podendo conter geração distribuída.

334. Sistema de Informação Geográfica - SIG: sistema de hardware, software, Informação espacial e procedimentos computacionais, que permite e facilita a análise, gestão e representação do espaço e dos fenômenos que nele ocorrem. O tratamento da Informação geográfica é realizado por técnicas de geoprocessamento.

335. Sistema de Informação Geográfica Regulatório - SIG - R: base de dados e sistemas auxiliares que permitem a análise, armazenamento e extração de informações técnicas ou geográficas dos principais sistemas, equipamentos, estruturas e usuários informados pelas distribuidora s, representando a situação do sistema de distribuição e dos sistemas correlatos em um dado momento.

336. Sistema de Medição para Faturamento - SMF: sistema composto por medidor principal, demais equipamentos necessários para a realização da medição para faturamento e, caso existentes, medidor de retaguarda, transformadores para instrumentos (transformadores de potencial e de corrente), canais de comunicação e sistemas de coleta de dados.

337. Sistema de medição permanente de QEE: sistema composto pelos medidores de QEE, pelos transformadores de instrumentos - TI (transformadores de potencial - TP e de corrente - TCJ e pelos sistemas de coleta de dados de medição de QEE.

338. Sistema de supervisão e controle: conjunto de equipamentos que, mediante aquisição automática e de processamento de dados, fornece informações constantemente atualizadas a serem utilizadas pelo operador do sistema na supervisão e controle da operação.

339. Sistema elétrico de distribuição: conjunto de Instalações e equipamentos elétricos existentes na área de atuação de uma distribuidora. Para efeitos do PRODIST, o sistema de distribuição compreende apenas as instalações de propriedade de distribuidora, não alcançando as Demais Instalações de Transmissão - DIT, exceto quando expressamente citado.

340. Sistema Interligado Nacional - SIN: instalações responsáveis pelo suprimento de energia elétrica a todas as regiões do país, interligadas eletricamente.

341. Sistemas Especiais de Proteção - SEP: sistema que, a partir da detecção de uma condição anormal de operação ou de contingências múltiplas, realiza ações automáticas para preservar a Integridade do sistema, dos equipamentos ou das linhas de transmissão. O SEP engloba os Esquemas de Controle de Emergência - ECE e os Esquemas de Controle de Segurança - ECS.

342. Sistemas Individuais de Energia Elétrica com Fontes Intermitentes - SIGFI: sistema de geração de energia elétrica exclusivamente por meio de fonte de energia renovável intermitente, utilizado para o atendimento de uma única unidade consumidora.

343. Sobrecarga: condição de operação com carregamento acima do valor nominal do equipamento.

344. Subestação: parte do sistema de potência que compreende os dispositivos de manobra, controle, proteção, transformação e demais equipamentos, condutores e acessórios, abrangendo as obras civis e estruturas de montagem

345. Subestação de distribuição - SED: subestação que conecta o sistema de distribuição de alta tensão - SDAT ao sistema de distribuição de média tensão - SDMT, contendo transformadores de força.

346. Supervisão da operação: observação das condições atuais do sistema e acompanhamento das ações de controle, comando e execução da operação.

347. Supervisor de serviço: pessoa que coordena a execução das intervenções nas instalações.

348. Suprimento desequilibrado: alimentação formada por tensões trifásicas que se apresentam com diferentes magnitudes ou defasagens.

349. Suprimento trifásico: alimentação de padrão ideal, constituída por tensões trifásicas de mesma magnitude e defasadas entre si de 120°.

350. Tabela de Prioridade de Alimentadores por Subestação - PAS: documento elaborado pela distribuidora contendo a priorização do corte de carga manual em alimentadores de subestações para atender a necessidades de corte de carga.

351. Tabelas de Prioridade Regional - PR: documento elaborado pela distribuidora contendo a priorização do corte de carga manual em subestações para atender necessidades de corte de carga.

352. Tarifa: valor monetário estabelecido pela ANEEL, fixado em R$ (Reais) por unidade de energia elétrica ativa ou da demanda de potência ativa, usado como base para a definição do preço a ser pago pelo consumidor e explicitado na fatura de energia elétrica, podendo ser Tarifa de Energia - TE ou Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD.

353. Tarifa binômia: tarifa de fornecimento de energia elétrica constituída por valores monetários aplicáveis ao consumo de energia elétrica ativa e à demanda faturável.

354. Tarifa de energia - TE: valor monetário unitário determinado pela ANEEL, em RS/MWh, utilizado para efetuar o faturamento mensal referente ao consumo de energia elétrica.

355. Tarifa de ultrapassagem: tarifa aplicável sobre a diferença positiva entre a demanda medida e a contratada, quando exceder os limites estabelecidos.

356. Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição - TUSD: valor monetário unitário determinado pela ANEEL, em R$/MWh ou em R$/kW, utilizado para efetuar o faturamento mensal de usuários do sistema de distribuição de energia elétrica pelo uso do sistema.

357. Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão - TUST: tarifa estabelecida pela ANEEL, na forma TUST_RB, relativa ao uso de instalações da rede básica, e TUST_FR, referente ao uso de instalações de fronteira com a rede básica.

358. Tarifa monômia: tarifa de fornecimento de energia elétrica constituída por valor monetário aplicável unicamente ao consumo de energia elétrica ativa.

359. Tempo de Atendimento à Ocorrência Emergencial - TAE: intervalo de tempo, expresso em minutos, compreendido entre o conhecimento da existência de uma ocorrência emergencial, o deslocamento, o instante da chegada da equipe de atendimento de emergência no local da ocorrência e o tempo de execução do serviço, correspondendo à soma dos tempos de preparação (TP), de deslocamento (TD) e de execução (TE).

360. Tempo de Deslocamento - TD: intervalo de tempo, expresso em minutos, compreendido entre o instante da autorização para o deslocamento da equipe de atendimento de emergência até o instante de chegada o local da ocorrência.

361. Tempo de Execução - TE: intervalo de tempo, expresso em minutos, compreendido entre o Instante de chegada ao local da ocorrência até o restabelecimento, pela equipe de atendimento, de cada ocorrência emergencial.

362. Tempo de Preparação - TP: Intervalo de tempo, expresso em minutos, compreendido entre o conhecimento da existência de uma ocorrência emergencial e o instante da autorização para o deslocamento da equipe de emergência.

363. Tempo de retorno à operação do equipa mento ou da linha de distribuição ou transmissão: tempo necessário para que um equipamento ou linha de distribuição ou de transmissão sob intervenção possa ser sincronizado ou energizado - inclusive com a retirada de bloqueios, aterramentos e realização de manobras - e retorne às condições normais de operação.

364. Tempo Médio de Atendimento a Emergências - TMAE: valor médio correspondente aos tempos de atendimento a ocorrências emergenciais - TAE das equipes de emergência, para o atendimento às ocorrências emergenciais verificadas em um determinado conjunto de unidades consumidoras, no período de apuração considerado, correspondendo à soma dos tempos TMP, TMD e TME.

365. Tempo Médio de Deslocamento - TMD: valor médio correspondente aos tempos de deslocamento - TO das equipes de emergência, para o atendimento às ocorrências emergenciais verificadas em um determinado conjunto de unidades consumidoras, no período de apuração considerado.

366. Tempo Médio de Execução - TME: valor médio correspondente aos tempos de execução - TE pelas equipes de emergência, o atendimento às ocorrências emergenciais verificadas em um determinado conjunto de unidades consumidoras, no período de apuração considerado.

367. Tempo Médio de Preparação - TMP: valor médio correspondente aos tempos de preparação - TP das equipes de emergência, para o atendimento às ocorrências emergenciais verificadas em um determinado conjunto de unidades consumidoras, no período de apuração considerado.

368. Tensão adequada: valor da tensão de atendimento em condições de operação normal nos sistemas elétricos de distribuição.

369. Tensão contratada: valor eficaz de tensão que deverá ser informado ao consumidor por escrito, ou estabelecido em contrato, expresso em volts ou quilovolts.

370. Tensão crítica: valor da tensão de atendimento em condições de operação crítica nos sistemas elétricos de distribuição, que exige medida de correção imediata.

371. Tensão de atendimento: valor eficaz de tensão no ponto de conexão, obtido por meio de medição, podendo ser classificada em adequada, precária ou critica, de acordo com a leitura efetuada, expresso em volts ou quilovolts.

372. Tensão de leitura: valor eficaz de tensão, Integralizado a cada 10 minutos, obtido de medição por melo de equipamentos apropriados, expresso em volts ou quilovolts.

373. Tensão de referência: valor de tensão utilizado como referência para comparação com os valores de tensão de leitura, devendo ser equivalente à tensão nominal ou contratada pelas unidades consumidoras.

374. Tensão eficaz: valor de uma tensão contínua que produz a mesma dissipação de potência que a tensão alternada. calculada de forma discreta com sendo a raiz quadrada do somatório dos quadrados das amostras de tensão instantânea dividido pelo número de amostras.

375. Tensão fundamental: amplitude ou valor eficaz correspondente à componente da tensão na frequência fundamental.

376. Tensão não padronizada - TNP: valor de tensão nominal, expresso em volts ou quilovolts, não referenciado no art. 47 do Decreto n° 41. 019, de 1957, com a redação dada pelo Decreto n° 97.280, de 1988.

377. Tensão nominal - V_n: valor eficaz de tensão pelo qual o sistema é projetado, expresso em volts ou quilovolts.

378. Tensão nominal de operação - VNO: valor eficaz de tensão pelo qual o sistema é designado, expresso em volts ou quilovolts.

379. Tensão precária: valor da tensão de atendimento em condições de operação precária nos sistemas elétricos de distribuição, que exige medida de correção imediata.

380. Termo de Ocorrência e Inspeção - TOI: notificação, emitida pela distribuidora, sobre ocorrência de procedimentos irregulares em instalações de usuários.

381. Ultrapassagem: superação da demanda contratada pelo usuário junto à distribuidora.

382. Unidade consumidora: conjunto composto por instalações, ramal de entrada, equipamentos elétricos, condutores, acessórios e, no caso de conexão em tensão maior ou igual a 2,3 kV , a subestação, sendo caracterizado por:

a) recebimento de energia elétrica em apenas um ponto de conexão;

b) medição individualizada;

c) pertencente a um único consumidor; e

d) localizado em um mesmo imóvel ou em imóveis contíguos.

383. Usuário: pessoa física ou jurídica que se beneficia ou utiliza, efetiva ou potencialmente, do serviço público de distribuição de, energia elétrica, a exemplo de consumidor, gerador, produtor independente, autoprodutor, outra distribuidora e agente importador ou exportador.

384. Valor de referência: valor usado como referência para comparação com o valor medido.

385. Valor monetário base para o cálculo da compensação - VRC: corresponde ao Encargo de conexão Parcela B - ECCD(PB), para unidades consumidoras pertencentes ao subgrupo A1, ou ao Encargo de Uso do Sistema de Distribuição correspondente à parcela TUSD Fio B - EUSDB, para as unidades consumidoras pertencentes aos demais subgrupos ou dos pontos de conexão.

386. Variação de Tensão de Curta Duração - VTCD: desvio da amplitude do valor eficaz da tensão para um valor igualou inferior a 0, 9 pu ou igual ou superior a 1, 1 pu, por um intervalo de tempo igual ou superior a 16, 67ms (1ciclo) e inferior a 3 minutos.

387. Variação momentânea de tensão: abrange o. s. eventos de variação de tensão de curta duração com duração inferior ou igual a 3 segundos, na forma de interrupção, afundamento e elevação de tensão.

388. Variação temporária de tensão: compreende os eventos de variação de tensão de curta duração com duração superior a 3 segundos e inferior a 3 minutos, na forma de Interrupção, a. fundamento e elevação de tensão.

ANEXO II DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021 PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST
MÓDULO 2 - PLANEJAMENTO DA EXPANSÃO DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

Seção 2.0
Introdução

Conteúdo

1. Além desta seção introdutória, este módulo é composto das seguintes seções:

a) Seção 2. 1 - Previsão de Demanda: define as bases sobre as quais as distribuidoras devem desenvolver os estudos de previsão da demanda, compreendendo periodicidade, horizontes de abrangência, coleta de informações e pontos de interesse;

b) Seção 2. 2 - Caracterização da Carga e do Sistema Elétrico: define as diretrizes para as distribuidoras caracterizarem a carga de suas unidades consumidoras e o carregamento de suas redes e transformadores, por meio de informações oriundas de campanhas de medição;

c) Seção 2. 3 - Critérios e estudos de planejamento: indica os principais critérios e tipos de estudos necessários para avaliar e definir as futuras configurações do sistema de distribuição; e

d) Seção 2. 4 - Plano de Desenvolvimento da Distribuição: apresenta o resultado dos estudos de planejamento do sistema de distribuição, incluindo plano de expansão, plano de obras e relação de obras realizadas, que devem ser encaminhados pela Distribuidora à ANEEL em formato especifico definido pela Agência.

Objetivo

2. Estabelecer as diretrizes para o planejamento da expansão do sistema de distribuição, subsidiando a definição dos pontos de conexão das instalações dos usuários;

3. Estabelecer os requisitos mínimos de informações necessárias para os estudos de planejamento do sistema de distribuição;

4. Definir critérios básicos para troca de informações entre os diversos agentes envolvidos no planejamento do sistema de distribuição; e

5. Subsidiar estudos da ANEEL para a definição de regulamentos específicos.

Aplicabilidade

6. As diretrizes de planejamento definidas neste módulo devem ser observadas pelas distribuidoras de energia elétrica.

7. As obrigações definidas na Seção 2. 2 não se aplicam às permissionárias de distribuição.

Seção 2.1
Previsão de Demanda

Procedimentos gerais

8. A distribuidora deve manter as informações da rede de distribuição e de todos os seus usuários em sistemas de Informação geoprocessada.

9. A previsão de demanda deve ser compatível com os planos diretores municipais, os planos regionais de desenvolvimento e os estudos do planejamento setorial.

10. A previsão de demanda deve considerar as solicitações de conexão e os pedidos de fornecimento, bem como os acréscimos de carga, ponderando o risco de sua não consecução.

11. A distribuidora pode escolher livremente os modelos de previsão de demanda, estando os resultados sujeitos à validação pela ANEEL.

12. A distribuidora deve manter os dados utilizados e as previsões de demanda por um período mínimo de 10 anos.

13. A distribuidora deve adotar o fator de potência medido em subestações, ou outro valor caracterizado pela carga, com base em informações técnicas.

14. Na ausência dos critérios mencionados no item 13, a distribuidora deve adotar o limite do fator de potência definido no Módulo 8 do PRODIST.

15. A previsão de demanda deve considerar, no mínimo, o histórico consolidado de carga dos últimos 5 anos, incluindo o histórico de perdas técnicas e os ganhos relativos aos planos de eficiência energética.

Procedimentos para elaboração dos estudos de previsão de demanda no Sistema de Distribuição de Alta Tensão - SDAT

16. A previsão de demanda nas barras do SDAT deve fornecer as informações necessárias ao planejamento das linhas e subestações que têm uma interação direta com a rede básica, com as Demais Instalações de Transmissão - DIT, com outras distribuidoras, com centrais geradoras e com unidades consumidoras atendidas pelo SDAT.

17. Devem ser observados os seguintes requisitos para a elaboração dos estudos de previsão de demanda no SDAT:

a) o horizonte de previsão é de 10 anos, devendo um novo estudo ser realizado a cada ano;

b) a carga é caracterizada pela demanda de potência ativa e demanda de potência reativa;

c) as estimativas de carga devem ser realizadas para um cenário de referência;

d) a carga deve ser considerada em patamares de carga leve, média e pesada; ela geração distribuída deve ser considerada;

f) os estudos do planejamento setorial devem ser contemplados;

g) os pontos de interesse são:

as barras secundárias das subestações de conexão com a rede básica e com as DIT;

as barras de conexão das Instalações de centrais geradoras, de unidades consumidoras e de demais distribuidoras atendidos pelo SDAT; e as barras primárias das subestações de distribuição.

Procedimentos para elaboração dos estudos da previsão da demanda no Sistema da Distribuição da Média Tensão - SDMT

18. A previsão de demanda do SDMT deve fornecer as informações necessárias ao planejamento das redes e linhas de distribuição, além de permitir a avaliação do volume de obras necessárias aos seus reforços, ampliações e correções diversas.

19. Devem ser observados os seguintes requisitos para a elaboração dos estudos de previsão de demanda no SDMT:

a) o horizonte de previsão é de 5 anos, devendo um novo estudo ser realizado a cada ano;

b) a previsão deve ter caráter espacial, associada às áreas mais representativas;

e) a carga deve ser caracterizada pela demanda de potência ativa e demanda de potência reativa;

d) a carga deve ser caracterizada, em patamares, para os períodos de ponta e fora de ponta, de acordo com o perfil das curvas de carga verificadas dos SDMT em análise;

e) os pontos de interesse são as barras secundárias das subestações de distribuição, e a sua distribuição ao longo dos circuitos de SDMT;

f) a necessidade de extensão ou reforço do sistema de distribuição para atendimento a novas áreas com baixa densidade de carga deve ser destacada, classificando - se como atendimento a mercado emergente; e

g) a conexão de geração distribuída, consideradas suas características de geração, disponibilidade e sazonalidade.

Perdas e eficiência energética

20. As estimativas das perdas técnicas devem observar as premissas estabelecidas no Módulo 7 do PRODIST.

21. A distribuidora deve possuir medição nas Subestações de Distribuição - SEO para fins de apuração das perdas técnicas no SDAT.

22. A distribuidora deve instalar os sistemas de medição no secundário do(s) transformador(es) ou na saída de todos os alimentadores do SDMT da SED.

23. Os requisitos mínimos dos sistemas de medição estão dispostos no Módulo 5 do PRODIST.

24. As previsões de demanda para os barramentos primários das SED devem, preferencialmente, considerar cenários de evolução tecnológica, que permitam estimar a redução de consumo.

25. A distribuidora deve considerar na previsão de demanda programas específicos de eficiência energética próprios ou do seu conhecimento.

Seção 2. 2
Caracterização da Carga e Sistema Elétrico

Periodicidade

26. A distribuidora deve realizar campanha de medição a cada revisão tarifária periódica.

27. A distribuidora deve realizar, a cada dois processos de revisão tarifária periódica, a pesquisa de posse de equipamentos e hábitos de consumo para as diversas classes de unidades consumidoras. Estratificação das unidades consumidoras.

28. As unidades consumidoras conectadas ao sistema de distribuição devem ser estratificadas por nível de tensão, como segue:

a) SDAT - 230 kV;

b) SDAT - 88 kV a 138 kV;

c) SDAT - 69 kV;

d) SDMT - acima de 2,3 kV a 44 kV; e

e) Sistema de Distribuição de Baixa Tensão - SDBT - até 2,3 kV .

29. Para as unidades consumidoras conectadas ao SDMT, a estratificação deve ser feita por potência demandada, nas seguintes faixas:

a) até 50 kW;

b) acima de 50 kW até 150 kW;

c) acima de 150 kW até 300 kW;

d) acima de 300 kW até 800 kW; e

e) acima de 800 kW.

30. Para as unidades consumidoras conectadas ao SDBT, a estratificação deve ser feita por classes, corno segue:

a) Residencial;

b) Rural;

c) Industrial;

d) Comercial, Poder Público e Consumo Próprio;

e) Serviço Público;

f) Iluminação Pública; e

g) qualquer classe classificada no subgrupo tarifário AS, conforme definido nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

31. Para as unidades consumidoras da classe residencial, atendidas pelo SDBT, a estratificação deve ser feita por faixa de consumo médio mensal dos últimos doze meses, como segue:

a) até 100 kWh;

b) acima de 100 kWh até 220 kWh;

c) acima de 220 kWh até 500 kWh;

d) acima de 500 kWh até 1. 000 kWh; e

e) acima de 1. 000 kWh.

32. Para as unidades consumidoras da classe rural, atendidas pelo SDBT, a estratificação deve ser feita por faixa de consumo médio mensal dos últimos 12 meses, como segue:

a) até 300 kWh;

b) acima de 300 até 1.000 kWh;

c) acima de 1.000 até 5.000 kWh; e

d) acima de 5.000 kWh.

33. Para as unidades consumidoras da classe Industrial, atendidas pelo SDBT, a estratificação deve ser feita por faixa de consumo médio mensal dos últimos doze meses, como segue:

a) até 1.000 kWh;

b) acima de 1.000 kWh até 3.000 kWh;

c) acima de 3.000 kWh até 7.000 kWh; e

d) acima de 7.000 kWh.

34. Para as unidades consumidoras da classe comercial, poder público e consumo próprio, atendidas pelo SDBT, a estratificação deve ser feita por faixa de consumo médio mensal dos últimos 12 meses, como segue:

a) até 500 kWh;

b) acima de 500 kWh até 2.000 kWh;

c) acima de 2.000 kWh até 5.000 kWh; e

d) acima de 5.000 kWh.

35. Para as unidades consumidoras da classe serviço público, atendidas pelo SDBT, a estratificação deve ser feita por faixa de consumo médio mensal dos últimos 12 meses, como segue:

a) até 2.000 kWh;

b) acima de 2.000 kWh até 5.000 kWh;

c) acima de 5.000 kWh até 10.000 kWh; e

d) acima de 10.000 kWh.

36. Para as unidades consumidoras com instalações conectadas ao sistema subterrâneo de distribuição, classificadas no subgrupo tarifário AS, a estratificação deve ser realizada conforme item 29.

37. Nos casos em que a classe de consumo ou o subgrupo tarifário possua inexpressiva quantidade de unidades consumidoras e representatividade de mercado, a distribuidora pode solicitar à ANEEL o uso de uma estratificação diferenciada, no prazo limite de 15 meses anteriores à sua revisão tarifária, devendo a ANEEL responder em até 30 dias.

Estratificação simplificada para unidades consumidoras

38. A distribuidora que não opera ativos em tensão superior a 44 kV pode enviar as tipologias das unidades consumidoras na forma simplificada, conforme descrito nos itens 39 a 43.

39. Para as unidades consumidoras conectadas ao SDBT, a estratificação simplificada deve ser feita nas classes, como segue:

a) Residencial;

b) Rural;

c) Industrial, Comercial, Poder Público, Consumo Próprio e Serviço Público;

d) Iluminação Pública; e

e) qualquer classe classificada no subgrupo tarifário AS.

40. Para as unidades consumidoras conectadas ao SDMT e para aquelas classificadas no subgrupo AS, a estratificação deve ser feita por potência demandada, nas seguintes faixas:

a) até 50 kW; e

b) acima de 50 kW.

41. Para as unidades consumidoras da classe residencial, atendidas pelo SDBT, a estratificação deve ser feita por faixa de consumo médio mensal dos últimos doze meses, como segue:

a) até 220 kWh; e

b) acima de 220 kWh.

42.. Para as unidades consumidoras da classe rural, atendidas pelo SDBT, a estratificação deve ser feita por faixa de consumo médio mensal dos últimos doze meses, como segue:

a) até 500 kWh; e

b) acima de 500 kWh.

43. Para as unidades consumidoras das classes industrial, comercial, poder público, serviço público e consumo próprio, atendidas pelo SDBT, a estratificação deve ser feita por faixa de consumo médio mensal dos últimos doze meses, como segue:

a) até 2.000 kWh; e

b) acima de 2.000 kWh.

Estratificação para os demais usuários

44. Os demais usuários do sistema de distribuição devem ser estratificados por nível de tensão, como segue:

a) SDAT - 88 kV a 138 kV;

b) SDAT - 69 kV;

c) SDMT - acima de 2,3 kV a 44 kV; e

d) SDBT - até 2,3 kV .

Estratificação para as Redes

45. As redes dos sistemas de distribuição devem ser estratificadas por nível de tensão, como segue:

a) SDAT - 230 kV;

b) SDAT - 88 kV a 138 kV;

c) SDAT - 69 kV;

d) SDMT - acima de 2,3 kV a 44 kV; e

e) SDBT - até 2,3 kV .

Definição da amostra

46. A definição das amostras por estrato deve obedecer à equação a seguir.

Equação 1 - Definição das amostras por estrato

sendo:

CV é o coeficiente de variação médio;

R é o erro amostral;

N é o tamanho da população;

n é a amostra.

47. O erro da amostra de cada estratificação deve ser de no máximo 20%, com nível de confiança de 95%.

48. A localização dos pontos de medição amostral e das unidades consumidoras participantes da pesquisa de posse de equipamentos e hábitos de consumo deve ter representatividade estatística considerando as características das unidades consumidoras e das redes de toda a área de distribuição.

Medição

49. Para fins de caracterização da curva de carga, a distribuidora deve:

a) realizar medições em todas as unidades consumidoras com Instalações conectadas em tensão Igual ou superior a 69 kV e realizar medições por amostragem nos demais níveis de tensão;

b) realizar medições em todas as transformações com tensão secundária superior a 2,3 kV , realizar medições por amostragem nas demais transformações e, se necessário, em outros pontos principais das redes e linhas do SDAT e do SDMT;

c) realizar medições em todas as injeções de potência nos pontos de fronteira com a Rede Básica, Demais Instalações de Transmissão - DIT, demais distribuidoras e centrais geradoras conectadas ao seu sistema de distribuição;

d) realizar medições em todos os demais usuários do sistema de distribuição;

e) utilizar as informações disponíveis nos medidores eletrônicos existentes nas unidades consumidoras, nos sistemas de distribuição e nas SED que atendam aos requisitos mínimos dos sistemas de medição para levantamento de curva de carga, conforme Módulo 5 do PRODIST, e, quando necessário, complementar com campanha de medição;

f) considerar no processo amostral os diversos segmentos de unidades consumidoras, conforme modalidades tarifárias, classes de faturamento e faixas de consumo; e

g) realizar a caracterização da carga e das redes a com base em curvas de carga típicas para dia útil, sábado e domingo, considerando as estratificações definidas dos itens 28 a 45.

50. A caracterização da carga da classe iluminação pública deve considerar a especificidade desse mercado e ser realizada com base no foto período sazonal, utilizando - se o anuário de efemérides do Observatório Nacional ou outros estudos de referencia.

51. facultado à distribuidora realizar medição permanente para caracterização da carga de suas unidades consumidoras e do carregamento de suas redes e transformadores.

Tipologias e outras informações

52. Para fins de cálculo da Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, a distribuidora deve encaminhar à ANEEL, conforme estabelecido no Módulo 6 do PRODIST, as seguintes informações:

a) tipologias, ajustadas ao mercado de energia, que representem a totalidade das unidades consumidoras, dos demais usuários, das redes e dos pontos de injeção, bem como os dados das medições que originaram as referidas tipologias;

b) diagrama unifilar simplificado de fluxo de potência de seu sistema, na condição de carga máxima verificada nos últimos 12 meses;

c) relatório da pesquisa de posse de equipamentos e hábitos de consumo, quando for o caso; d) relatório da campanha de medição; e

e) proposta justificada de manutenção ou alteração do horário de ponta de faturamento comercial da distribuidora.

Seção 2.3
Critérios e Estudos de Planejamento

Planejamento do Sistema de Distribuição de Alta Tensão - SDAT

53. Para o SDAT, a distribuidora deve definir um plano de obras para o horizonte de estudo, visando adequar o sistema existente às melhores condições operativas e atender às necessidades do crescimento da geração e do consumo de energia elétrica, fornecendo subsídios para a definição dos pontos de conexão de usuários.

54. A distribuidora deve disponibilizar aos usuários ou potenciais usuários os estudos dos casos de referência. contendo critérios, dados e resultados, quando forem de interesse direto desses usuários, nas condições e formatos descritos no Módulo 6 do PRODIST, salvo aqueles de caráter contábil - financeiro.

55. A distribuidora deve participar dos estudos do planejamento setorial que tenham por objetivo a expansão e a melhoria dos sistemas de transmissão para atendimento à sua área de concessão.

56. A distribuidora deve fornecer os dados que subsidiam os estudos de que trata o item 55, participar das propostas de alternativas de expansão e melhoria, e avaliar a compatibilidade das obras sob sua responsabilidade com as demais obras sob responsabilidade de outras distribuidoras ou transmissoras.

57. Os estudos de planejamento do SDAT devem contemplar dois horizontes definidos anualmente:

a) planejamento de curto e médio prazo (5 anos); e

b) planejamento de longo prazo (10 anos).

58. No planejamento do SDAT a distribuidora deve considerar os seguintes critérios:

a) segurança;

b) carregamento para operação normal ou em emergência;

c) tensão para operação normal ou em emergência;

d) qualidade do produto;

e) continuidade;

f) viabilidade econômica; e

g) viabilidade ambiental.

59. Além dos critérios listados no item 58, a distribuidora pode considerar outros critérios, tais como perdas, vida útil de equipamentos e atualização tecnológica.

Critérios de segurança no SDAT

60. Após a ocorrência do distúrbio, passado o período transitório, o sistema elétrico deve atingir um novo ponto de operação, sem Violar as restrições operativas, tais como níveis de tensão e carregamento.

61. Em qualquer condição de carga, o sistema deve ser estável para curtos - circuitos monofásicos, sem religamento, considerada a perda de um de seus elementos - carga, central geradora, linha de transmissão ou transformador.

62. O desempenho do sistema não deve implicar riscos de sobrecarga inadmissíveis em equipamentos, nem desligamentos adicionais incontroláveis e indesejáveis.

63. O carregamento dos equipamentos principais do SDAT deve ser avaliado em função de suas características.

64. Para os estudos de planejamento do SDAT, devem ser considerados os dados do sistema elétrico da distribuidora, os dados disponíveis nas entidades setoriais e nas áreas técnicas e de operação de outros agentes, quando necessários.

Critérios de carregamento para operação normal ou em emergência no SDAT

65. As redes e linhas do SDAT não devem exceder os limites de carregamento para condição normal ou de emergência.

66. A distribuidora deve informar os critérios de cálculo e os limites de carregamento das redes e linhas do SDAT existentes, para as condições de operação normal e de emergência.

67. Nos estudos não se deve limitar o carregamento das redes e linhas do SDAT existentes em função das características dos equipamentos terminais, mas a restrição deve ser citada e considerada.

68. Para redes e linhas do SDAT devem ser utilizados valores definidos em projeto ou, em sua falta, valores típicos de carregamento.

69. Os critérios de carregamento em transformadores devem possuir como premissa o atendimento aos limites de carregamento determinados para condição normal e para condição de emergência, deforma a contemplar as situações mais criticas, tanto para os transformadores existentes quanto para os futuros.

70. Para transformadores futuros, devem ser utilizados valores definidos no projeto, ou em sua falta, valores típicos, atendendo as condições operativas locais.

Critérios de tensão para operação normal ou em emergencial no SDAT

71. Quanto aos valores das faixas de variação de tensão nos barramentos, a serem observados no planejamento do SDAT, estabelece - se que:

a) devem respeitar os limites definidos na Seção 8.1 do Módulo 8 do PRODIST e nos Procedimentos de Rede;

b) devem respeitar as limitações específicas dos equipamentos informados pelos agentes; e

c) podem estar fora dos limites operativos de tensão, desde que tais barramentos não atendam diretamente a usuários e que sejam respeitadas as limitações dos equipamentos.

72. Quando ocorrer ultrapassagem dos limites de tensão de atendimento das unidades consumidoras, a correção deve ser realizada na subestação ou nas linhas e redes de distribuição pertencentes à distribuidora.

Critérios de Qualidade do Produto no SDAT

73. Os aspectos relacionados à qualidade do produto no SDAT devem obedecer ao disposto na Seção 8. 1 do Módulo 8 do PRODIST.

Critérios de Continuidade no SDAT

74. Os estudos de continuidade devem:

a) avaliar os riscos de não atendimento pelo SDAT;

b) calcular a influência do SDAT nos índices de continuidade;

c) verificar o comportamento do sistema em regime permanente; e

d) verificar para quais contingências existe a possibilidade de corte de carga, determinando o corte mínimo para o restabelecimento das condições de operação.

75. Os dados da rede para os estudos de continuidade devem ser fornecidos à distribuidora, quando pertencerem a outros agentes, destacando·se a taxa de falhas e o tempo médio de reparo.

76. Os limites estabelecidos para os indicadores de continuidade DEC e FEC, conforme Seção 8.2 do Módulo 8do PRODIST, devem ser atendidos solidariamente pelo SDAT e SDMT, considerando como 100% a confiabilidade da Rede Básica.

77. A distribuidora deve analisar o sistema para as condições de carga pesada, média e leve, isoladamente ou de forma agregada e, quando necessário, para outros patamares de carga.

78. A distribuidora deve realizar avaliações de continuidade discriminando os diversos níveis de tensão dos SDMT e SDAT, considerando - se apenas as indisponibilidades de linhas e transformadores do SDAT, de acordo com a especificidade de cada sistema.

79. Em regime permanente, a carga deve ser preferencialmente representada pelo modelo de potência constante para as potências ativa e reativa.

80. Nos estudos de continuidade, os transformadores com comutação automática sob carga podem ter variação do tap estabelecida para as condições normais, independentemente de estar operando no modo manual ou automático.

81. Os transformadores sem comutação sob carga devem ser considerados, para qualquer contingência, com o tap estabelecido para as condições normais.

82. Nos estudos devem ser observados os valores limites de geração e absorção de potência reativa e tensão terminal dos geradores, de acordo com as Informações dos agentes.

Critérios econômicos no planejamento do SDAT

83. Os estudos de natureza econômico - financeira, necessários ao planejamento da expansão do SDAT, têm por objetivo selecionar a alternativa de menor custo global, independentemente da propriedade dos ativos.

84. Os estudos de natureza econômico - financeira, necessários ao planejamento da expansão do SDAT, devem considerar:

a) o planejamento fiscal e financeiro das distribuidoras;

b) a regulamentação tarifária; e

c) os riscos inerentes das diferentes alternativas.

Critérios ambientais no planejamento do SDAT

85. Nos estudos do planejamento de longo prazo, para as instalações do SDAT e para as subestações de distribuição, a distribuidora deve atender as determinações das leis e dos regulamentos estabelecidos pelos órgãos ambientais, e considerar e. orno critério de planejamento os rostos e o cronograma associado ao licenciamento e implantação das ações mitigadoras.

Diretrizes para estudos de planejamento de curto e médio prazo do SDAT

86. Os estudos de planejamento de curto e médio prazo do SDAT têm como objetivo detalhar a expansão, ampliação e reforços para o horizonte de 5 anos, de modo a atender os critérios técnicos e econômicos, resultando no Plano de Obras.

87. Para os 2 primeiros anos, o objetivo básico do Plano de Obras é a administração racional dos programas de investimento, definidos no planejamento de longo prazo, considerando os licenciamentos ambientais, os recursos financeiros e os critérios de atendimento à carga.

88. Para os 3 últimos anos, a definição das expansões e reforços deve observar o estabelecido no Módulo 3 dos Procedimentos de Rede - Planejamento da Operação Elétrica.

89. Os estudos de planejamento de curto e médio prazo da expansão do SDAT devem ser compatibilizados com o planejamento setorial, utilizar as informações disponíveis na área de planejamento dos agentes, e aquelas disponíveis nas entidades setoriais.

90. Para o planejamento de curto e médio prazo, devem ser realizados os seguintes estudos:

a) fluxo de potência;

b) curto - circuito;

c) estabilidade de tensão e de compensação de potência reativa, quando necessário;

d) transitórios eletromecânicos, quando necessário; e

e) transitórios eletromagnéticos, quando necessário.

91. Os estudos devem contemplar a análise de desempenho do SDAT em condição normal de operação e em condições de emergência.

92. A análise e o diagnóstico de desempenho do sistema em condição normal de operação devem:

a) avaliar as situações de operação previstas para as diversas condições de carga e configuração do sistema; e

b) resguardar as premissas de manutenção e reserva operativa no sistema, evidenciando e propondo soluções para eventuais dificuldades a que o sistema possa ser submetido.

93. A análise de desempenho do sistema em condições de emergência deve avaliar o seu comportamento quando da saída forçada de elementos previamente selecionados.

94. O produto da análise técnica e econômica é o estabelecimento de um programa de obras para o horizonte definido, com maior grau de detalhes para o primeiro e segundo ano e destacando os tipos de reforços e ampliações.

95. Os estudos de fluo de potência devem seguir as seguintes diretrizes:

a) o sistema deve ser analisado para condições de carga pesada, média e leve, e, quando necessário, para outros patamares de carga, bem como para condições de despachos alternativos, considerando a diversidade energética;

b) o nível de detalhamento do SDAT deve ser compatível com o escopo dos estudos;

c) os critérios de carregamento dos equipamentos do SDAT definidos nos itens 65 a 71;

d) os critérios operativos de tensão nas barras do SDAT definidos nos itens 72 e 73;

e) os valores limites de geração e absorção de potência reativa e tensão terminal dos equipamentos devem ser observados; e

f) os critérios de despacho da geração distribuída devem ser considerados.

96. Os estudos de curto - circuito devem:

a) verificar a evolução dos níveis de curto - circuito nas barras do SDAT;

b) verificar a adequação dos disjuntores quanto à sua capacidade de interrupção de corrente;

c) dimensionar novos equipamentos;

d) escolher e ajustara proteção; e

e) subsidiar os estudos dinâmicos e de transitórios eletromagnéticos, devendo: considerar os piores cenários na configuração do SDAT; e verificar os efeitos da entrada de geração no SDAT.

97. Os estudos de estabilidade de tensão e de compensação de potência reativa devem:

a) cobrir as mais variadas condições da rede; e

b) realizar análise estática e, eventualmente, análises modal e dinâmica para as condições normais do SDAT, bem como para as condições de indisponibilidades de equipamentos, em todos os patamares de carga.

98. Os estudos de transitórios eletromecânicos devem observar que:

a) esse período se caracteriza por oscilações de tensão em módulo e ângulo nos barramentos e por flutuações de potência nas linhas, transformadores e geradores;

b) os estudos de estabilidade para pequenas perturbações dependem do estado da rede, e para grandes perturbações dependem também do local, tipo e duração da perturbação; e

c) os sistemas resultantes, em casos de interligações através de elos singelos, em que a abertura da conexão implicar separação dos sistemas, devem se manter estáveis para curtos·circuitos monofásicos.

99. Nos estudos de estabilidade angular, os seguintes critérios devem ser adotados nas simulações:

a) o sistema deve ser estável para pequenas variações de carga ou de geração;

b) em qualquer condição de carga, o sistema deve ser estável para curtos - circuitos monofásicos, sem religamento, considerada a perda de um de seus elementos - carga, gerador, linha de transmissão ou transformador; e

c) o desempenho do sistema não deve implicar riscos de sobrecarga inadmissíveis em equipamentos nem tampouco desligamentos adicionais incontroláveis e indesejáveis, devendo ser avaliado o carregamento dos equipamentos principais de transmissão em função de suas características e o carregamento de equipamentos terminais.

100. Os estudos de planejamento de curto e médio prazo devem contemplar, quando necessário, análises de transitórios eletromagnéticos, com o objetivo de recomendar seguintes equipamentos para redução dos surtos de manobra (sobre tensões ou sobre correntes):

a) compensadores de reativos;

b) disjuntores equipados com resistores de pré-inserção para as manobras de fechamento e abertura;

c) disjuntores equipados com sincronizadores;

d) para-raios;

e) esquemas de proteção;

f) controladores lógicos programáveis; e

g) equipamentos com características especiais de suportabilidade.

101. Nos estudos de transitórios eletromagnéticos deve ser observado que:

a) manobras na rede, quer manuais ou automáticas, não devem resultar em níveis de sobre tensão ou sobre corrente que prejudiquem ou ponham em risco a integridade de qualquer equipamento;

b) os níveis de sobre tensão ou sobre corrente admissíveis no sistema são fixados pelas normas técnicas e pelas informações de capacidade e suportabilidade fornecidas pelos agentes; e

c) a rede a ser analisada deve ser modelada da forma mais completa possível na área de interesse dos fenômenos eletromagnéticos e, nas áreas adjacentes, por meio de equivalentes.

Diretrizes para estudos de planejamento de longo prazo do SDAT

102. Os estudos de planejamento de longo prazo do SDAT têm como objetivo propor as principais obras de caráter estrutural, respeitando os critérios técnicos e econômicos.

103. O horizonte dos estudos será de 10 anos, detalhados para cada ano civil, sendo que os primeiros 5 anos estão contemplados no planejamento de curto e médio prazo.

104. Os estudos devem ser revisados anualmente, incorporando evoluções tecnológicas, novas alternativas e restrições.

105. O resultado dos estudos é a proposição de novas subestações, redes e linhas de distribuição, bem como ampliações das existentes, além da avaliação de pontos potenciais de conexão de Instalações de usuários.

106. Os estudos de planejamento de longo prazo do SDAT devem fazer uso das informações da própria distribuidora, dos agentes e das entidades setoriais.

107. Os estudos de planejamento de longo prazo do SDAT devem abranger:

a) definição dos casos a serem considerados como referências;

b) condições e configurações a serem analisadas e diagnóstico do SDAT existente;

c) estudos elétricos e energéticos, compreendendo fluxo de potência, curto - circuito e transitórios eletromecânicos, quando necessários;

d) formulação de alternativas;

e) análise técnica e ambiental de acordo com a legislação aplicável; e

f) análise econômico - financeira e seleção de alternativas.

108. Os estudos de planejamento de longo prazo devem levar em consideração os seguintes dados referentes ao sistema de distribuição, à geração e ao mercado de energia elétrica a ser atendido:

a) demanda pesada, média e leve por subestação;

b) topologia da rede;

c) sistema de geração;

d) equipamentos de regulação e de seccionamento;

e) custos dos investimentos;

f) custos ambientais; e

g) custo das perdas.

109. Os estudos devem contemplar a análise de desempenho do SDAT em condição normal de operação e em condições de emergência.

110. A análise de desempenho do sistema em condição normal de operação deve:

a) avaliar as condições de operação previstas para as diversas condições de carga e configuração do sistema;

b) resguardar as premissas de manutenção e reserva operativa do sistema, evidenciando eventuais dificuldades operativas a que o sistema possa ser submetido e propondo soluções; e

c) verificar os seguintes requisitos: atendimento às faixas de tensão definidas nos critérios de operação; estratégias para o controle de tensão do SDAT; e condições de carregamento dos componentes do sistema.

111. A análise de desempenho do sistema em condições de emergência deve:

a) avaliar o comportamento do sistema quando da saída forçada de elementos previamente selecionados; e

b) verificar os seguintes requisitos: atendimento às faixas de tensão estabelecidas; estratégias para o controle de tensão do SDAT; condições de carregamento dos componentes do sistema; e cargas impossibilitadas de serem atendidas.

112. Definidas as alternativas técnicas, os estudos de caráter econômico - financeiro, referidos nos itens 84 e 85, devem ser desenvolvidos considerando, entre outros:

a) demanda pesada, média e leve por subestação;

b) custo dos investimentos;

c) custo de operação e manutenção;

d) custo das perdas;

e) custo ambiental; e

f) valor residual dos equipamentos e instalações.

113. O produto dos estudos de planejamento de longo prazo deve propor um conjunto de obras para o horizonte considerado.

Planejamento das Subestações de Distribuição - SED e do Sistema de Distribuição de Média Tensão - SDMT

114. O objetivo do planejamento das SED e do SDMT é definir a expansão dos alimentadores, a expansão das SED existentes e a localização das novas SED, compondo um conjunto de obras para atender o incremento de carga, observando os critérios técnicos, econômicos e ambientais.

115. O horizonte dos estudos do SDMT é de 5 anos e das SED é de 10 anos, devendo passar por revisão a cada ano e incluir análise crítica entre o planejado e o realizado no ano anterior.

Diagnóstico das SED

116. Os estudos de planejamento das SED devem partir do diagnóstico das SED existentes, com a caracterização de sua carga, dos recursos operativos, dos níveis de tensão e da avaliação das perdas técnicas em seus transformadores.

117. A caracterização da carga compreende:

a) demanda de potência ativa;

b) demanda de potência reativa; e

c) curva de caria.

118. A caracterização das SED consiste no seu arranjo e nos seus parâmetros elétricos, compreendendo as seguintes avaliações:

a) avaliação das perdas técnicas nos transformadores;

b) avaliação da continuidade, que consiste no cálculo da duração e frequência médias das interrupções nos barramentos secundários; e

c) avaliação do desempenho de tensão nos barramentos secundários, verificando o histórico de ocorrências de transgressão dos limites estabelecidos para eles.

Diretrizes para a expansão das SEO

119. A expansão das SED deve considerar o planejamento do SDAT e do SDMT para a definição de sua localização, do número de barramentos secundários e das possíveis compensações de potência reativa, sendo exigidos estudos de natureza técnica, econômica e ambiental.

120. Na definição do arranjo das SED devem ser levados em consideração as solicitações de conexão em alta tensão, bem como os esquemas de conexão ao SDAT.

121. A definição da potência e do número de transformadores deve buscar o aumento da continuidade, a otimização das perdas e do uso da capacidade instalada, para o horizonte de estudo.

122. Os estudos de planejamento de SED devem considerar as seguintes etapas:

a) estudos elétricos;

b) formulação de alternativas;

e) análise técnica e ambiental preliminar para pré-seleção de alternativas; e

d) análise econômica e seleção de alternativas.

Diagnóstico do SDMT

123. Os estudos de planejamento do SDMT devem partir do diagnóstico do SDMT existente, com a caracterização da carga e da rede e a avaliação da qualidade e das perdas técnicas.

124. A caracterização da carga compreende:

a) demanda de potência ativa nos alimentadores;

b) distribuição da carga ao longo dos alimentadores;

c) fator de carga; e

d) fator de potência.

125. A caracterização da rede consiste em sua topologia, em dados geográficos associados, em seus parâmetros elétricos e estruturais, incluindo a localização dos usuários.

126. A avaliação das perdas técnicas considera as perdas nos condutores e equipamentos, de acordo com as premissas estabelecidas no Módulo 7 do PRODIST.

127. A avaliação da continuidade é realizada pelo cálculo de DEC e FEC por alimentador.

128. A avaliação dos perfis de tensão é feita a partir da caracterização da carga e dos alimentadores.

Diretrizes para expansão do SDMT

129. O planejamento da expansão do SDMT consiste na previsão, para os próximos S anos, de novos alimentadores e de reforços nos alimentadores existentes, detalhando as obras a serem realizadas nos 24 meses seguintes, observando:

a) os planos diretores dos municípios e a legislação ambiental, além de levar em consideração outros planos de desenvolvimento regionais existentes;

b) o aplano de universalização dos serviços de energia elétrica da distribuidora; e

c) a evolução espacial prevista do mercado e as condicionantes ambientais para o horizonte de estudo.

130. Com base na nova topologia do SDMT planejado, deve-se realizar a avaliação das perdas técnicas, dos perfis de tensão e de carregamento e a estimativa da evolução da continuidade, comparando com a situação diagnosticada.

Planejamento do Sistema de Distribuição de Baixa Tensão - SDBT

131. O objetivo do planejamento do SDBT é definir a expansão das redes secundárias do sistema de distribuição, compondo um conjunto de obras para atender o incremento da carga, observados os critérios técnicos, econômicos e financeiros.

132. O planejamento do SDBT deve definir um plano de obras para um horizonte de 5 anos, visando adequar o sistema existente ao atendimento de novas cargas e a melhores condições operativas.

Planejamento da expansão para áreas de atuação conjunta das distribuidoras

133. O planejamento conjunto tem por objetivo estabelecer as bases necessárias para o relacionamento técnico entre as distribuidoras e entre as transmissoras proprietárias das DIT, no exercício do planejamento em áreas de atuação conjunta ou adjacentes, bem como o relacionamento com as entidades setoriais.

134. O planejamento conjunto permite o estabelecimento de ações integradas, que busquem as melhores soluções técnicas e econômicas para a expansão dos sistemas de distribuição nas áreas de atuação conjunta, em consonância com os estudos do planejamento setorial.

135. Nos estudos do planejamento conjunto deve-se:

a) definir os prazos para o intercâmbio de Informações;

b) consolidar informações disponibilizadas pelos agentes;

c) propor pontos de conexão entre os sistemas de distribuição adjacentes e as regras de operação;

d) observar os indicadores de qualidade definidos para essas áreas;

e) desenvolver estudos de avaliação do impacto da operação conjunta, buscando a otimização técnica e econômica do sistema; e

f) compatibilizar os planejamentos dos sistemas de distribuição nas fronteiras entre esses sistemas e entre estes e o sistema de transmissão.

Seção 2.4
Plano de Desenvolvimento da Distribuição - PDD

136. O Plano de Desenvolvimento da Distribuição - PDD deve apresentar o resultado dos estudos de planejamento elétrico e energético de distribuição, baseando - se no planejamento do SDAT, das SED, do SDMT e do SDBT, conforme horizontes definidos na Seção 2.3.

137. O PDD deve ser definido anualmente.

Apresentação e envio do PDD

138. O PDD deve ser apresentado pela distribuidora à ANEEL até o dia 30 de abril de cada ano e deve conter:

a) plano de obras do SDAT;

b) plano de obras das SED;

c) plano de obras do SDMT;

d) plano de obras do SDBT;

e) lista de obras realizadas no ano anterior; e

f) análise crítica.

139. A análise crítica consiste na comparação entre o investimento planejado e o realizado, devendo apresentar as justificativas para as diferenças observadas entre o previsto e o executado no ano anterior.

140. O PDD deve estar coerente e com as informações fornecidas pela distribuidora para subsidiar os estudos de ampliação, reforços e operação realizados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS e pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE.

141. As obras realizadas no ano anterior e o plano de obras devem ser apresentados considerando a segregação entre o SDAT, as SED, o SDMT e o SDBT.

142. As obras devem ser compostas por módulos definidos pela ANEEL, caracterizados por dados técnicos, operativos e por seu valor unitário.

143. As obras relativas ao SDMT e ao SDBT podem ser encaminhadas de forma agregada para cada sistema.

144. As obras planejadas para o SDAT e para as SED devem ser relacionadas individualmente, sendo vedadas quaisquer agregações.

145. As obras devem ser cadastradas por nível de tensão, diferenciando - se entre redes aéreas e subterrâneas e entre área urbana e rural.

146. As obras devem ser classificadas em:

a) expansão das redes, elétricas;

b) renovação dos ativos de distribuição; e

c) melhoria da qualidade do sistema.

147. Adicionalmente, as obras devem ser identificadas em:

a) obras de programas governamentais realizadas com recursos específicos;

b) obras com participação financeira de terceiros; e

c) obras vinculadas ao planejamento setorial.

148. Os dados correspondentes ao PDD devem ser mantidos em arquivo, pela distribuidora, por um período mínimo de 10 anos.

Divulgação do PDD pela ANEEL

149. A ANEEL dará publicidade aos montantes consolidados dos investimentos realizados e planejados pelas distribuidoras.

150. A ANEEL não divulgará informações Individualizadas e detalhadas das obras.

ANEXO III DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021

PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST MÓDULO 3 - CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

Seção 3. 0
Introdução

Conteúdo

1. Além desta seção introdutória, este módulo está estruturado da seguinte forma:

a) Seção 3.1 - Requisitos para Conexão de Microgeração e Minigeração Distribuída: estabelece requisitos técnicos para conexão de microgeração e minigeração distribuída ao sistema de distribuição;

b) Seção 3.2 - Requisitos para Conexão de Central Geradora: estabelece requisitos técnicos para conexão de central geradora ao sistema de distribuição;

c) Seção 3.3 - Requisitos de Projeto das Instalações de Conexão: define os requisitos a serem observados para elaboração de projetos de instalações de conexão;

d) Seção 3.4 - Requisitos dos Sistemas de Proteção para demais Usuários: define requisitos gerais de proteção para usuários que não se enquadram nas Seções 3.1 e 3.2;

e) Seção 3.5 - Requisitos de Operação, Manutenção e Segurança da Conexão: estabelece diretrizes para a operação, manutenção e segurança das conexões; e

f) Anexos.

Objetivo

2. Estabelecer as Instruções detalhadas e os requisitos complementares sobre a regulação da conexão ao sistema de distribuição de energia elétrica disposta nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

Aplicabilidade

3. Os procedimentos definidos neste módulo devem ser observados por:

a) distribuidoras de energia elétrica; e

b) usuários do serviço público de distribuição de energia elétrica.

4. Para a conexão dos usuários devem ser observadas todas as condições, etapas e prazos estabelecidos nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

5. A distribuidora pode solicitar as informações complementares do Anexo 3. F, conforme o tipo de usuário, desde que estritamente necessárias à realização dos estudos de sua responsabilidade, elaboração do projeto e orçamento da conexão.

Seção 3.1
Requisitos para Conexão de Microgeração e Minigeração Distribuída

Requisitos Gerais

6. A solicitação de conexão deve conter o Formulário de Solicitação de Acesso para microgeração e minigeração distribuída constante nos Anexos 3.A, 3.B e 3.C deste Módulo 3, conforme potência instalada da geração, acompanhado dos documentos pertinentes a cada caso, não cabendo à distribuidora solicitar documentos adicionais: àqueles indicados nos Formulários.

7. Para a microgeração distribuída deve ser entregue o Relacionamento Operacional, conforme modelo do Anexo 3.0.

8. Para minigeração distribuída deve ser celebrado o Acordo Operativo, conforme modelo do Anexo 3.E.

9. Para a elaboração do Acordo Operativo ou do Relacionamento Operacional, deve-se fazer referência aos contratos celebrados para a unidade consumidora por meio da qual se conecta a microgeração ou minigeração distribuída e participante do sistema de compensação de energia elétrica da distribuidora local.

10. A distribuidora deve realizar a coleta e o envio à ANEEL das Informações para registro de microgeração e minigeração distribuída, nos termos da Resolução Normativa n° 482, de 17 de abril de 2012.

Requisitos de Projetos

11. A quantidade de fases e o nível de tensão de conexão da microgeração ou minigeração distribuída são definidos pela distribuidora em função das características técnicas da rede e em conformidade com a regulamentação vigente.

12. A Tabela 1indica os requisitos mínimos do ponto de conexão da microgeração e minigeração distribuída.

Tabela 1 - Requisitos mínimos em função da potência instalada

Notas:

Chave seccionadora visível e acessível que a distribuidora usa para garantir a desconexão da central geradora durante manutenção em seu sistema, exceto para microgeradores e minigeradores que se conectam à rede por meio de inversores.

Elemento de interrupção automático acionado por proteção para microgeradores distribuídos e por comando e/ou proteção para minigeradores distribuídos. Transformador de interface entre a unidade consumidora e rede de distribuição.

Não é necessário relé de proteção especifico, mas um sistema eletroeletrônico que detecte tais anomalias e que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de interrupção.

Não é necessário relé de sincronismo especifico, mas u m sistema eletroeletrônico que realize o sincronismo com a frequência da rede e que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de interrupção, de maneira que somente ocorra a conexão com a rede após o sincronismo ter sido atingido.

No caso de operação em ilha do usuário, a proteção de anti-ilhamento deve garantir a desconexão física entre a rede de distribuição e as instalações elétricas internas à unidade consumidora,

incluindo a parcela de carga e de geração, sendo vedada a conexão ao sistema da distribuidora durante a interrupção do fornecimento.

O sistema de medição bidirecional deve, no míni mo, diferenciar a energia elétrica ativa consumida da energia elétrica ativa injeta da na rede.

13. Observadas as disposições deste Módulo, as funções de proteção devem ser ajustadas de acordo com os critérios estabelecidos pela distribuidora.

13.1. Caso os critérios estabelecidos pela distribuidora não sejam compatíveis com os padrões do ONS, a distribuidora e o ONS devem estabelecer os critérios conjunta mente.

14. Para o caso de sistemas que se conectam à rede por meio de inversores, o consumidor deve apresentar certificados atestando que os inversores foram ensaiados e aprovados conforme normas técnicas brasileiras ou normas internacionais, ou o número de registro da concessão do lnmetro para o modelo e a tensão nominal de conexão constantes na solicitação de acesso, de forma a atender aos requisitos de segurança e qualidade estabelecidos nesta seção 3.1.

15. Nos sistemas que se conectam à rede por meio de inversores, os quais devem estar instalados em locais apropriados de fácil acesso, as proteções relacionadas na Tabela 1 podem estar inseridas nos referidos equipamentos, sendo a redundância de proteções desnecessária para a microgeração distribuída.

16. Os valores de referência a serem adota dos para os indicadores de tensão em regime permanente, fator de potência, distorção harmônica, desequilíbrio de tensão, flutuação de tensão e variação de frequência são os estabelecidos no Módulo 8 do PROOIST.

17. A distribuidora pode propor proteções adicionais ou dispensar algum a proteção, desde que justificado tecnicamente, em função de características específicas do sistema de distribuição acessado, sem custos para a microgeração distribuída.

18. As unidades consumidoras com microgeração ou minigeração distribuída podem operar em modo de ilha, desde que desconectadas fisicamente da rede de distribuição.

19. A distribuidora poderá solicitar às unidades consumidoras com microgeração ou minigeração a aplicação das disposições da Seção 3.2, desde que justificado tecnicamente.

Seção 3.2
Requisitos para Conexão de Central Geradora

Requisitos Gerais

20. A conexão de central geradora deve ser realizada em corrente alternada com frequência de 60 Hz.

21. A central geradora deve operar dentro dos limites de frequência estabelecidos no Módulo 8 do PRODIST.

2.2. O paralelismo das instalações da central geradora com o sistema da distribuidora não pode causar problemas técnicos ou de segurança aos demais usuários, ao sistema de distribuição acessado e ao pessoal envolvido com a sua operação e manutenção, e deve observar as seguintes condições:

a) deve existir um sistema de comunicação entre a central geradora e a distribuidora;

b) o gerador é o único responsável pela sincronização adequada de suas Instalações com o sistema de distribuição;

c) o gerador deve ajustar as proteções de suas instalações de maneira a desfazer o paralelismo caso ocorra desligamento, antes da tentativa de religamento subsequente;

d) o tempo de religa mento deve ser definido no acordo operativo; e

e) no caso de paralelismo permanente, o usuário deve atender aos requisitos técnicos de operação da distribuidora, observando os procedimentos operacionais do Módulo 4 do PRODIST.

23. A distribuidora e o gerador devem definir os arranjos da interface de seus sistemas no acordo operativo.

Requisitos de Proteção

24. Para o ponto de conexão da central geradora devem ser observadas as seguintes proteções míni mas:

Tabela 2 - Proteções mínimas em função da potência instalada

Notas:

Chave seccionadora visível e acessível que a distribuidora usa para garantir a desconexão da central geradora durante manutenção em seu sistema. Elemento de desconexão e interrupção automático acionado por comando ou proteção.

Não é necessário relé de proteção específico, mas um sistema eletroeletrônico que detecte tais anomalias e que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de desconexão.

Nas conexões acima de 300 kW, se o lado da distribuidora do transformador de acoplamento não for aterrado, deve-se usar uma proteção de sub e de sobretensão nos secundários de um conjunto de transformador de potência em delta aberto.

25. A distribuidora pode propor proteções adiciona is ou dispensar alguma proteção, desde que justifica do tecnicamente, em função de características específicas do sistema de distribuição acessado.

26. Nas conexões de central geradora acima de 10 MW as proteções de subtensão/sobretensão e subfrequência/sobrefrequência devem prever as operações instantânea e temporizada levando em consideração o esquema de proteção informado pela distribuidora.

27. Observadas as disposições deste Módulo, as funções de proteção devem ser ajustadas de acordo com os critérios estabelecidos pela distribuidora.

27.1. Caso os critérios estabelecidos pela distribuidora não sejam compatíveis com os padrões do ONS, a distribuidora e o ONS devem estabelecer os critérios conjuntamente.

28. A central geradora com potência instalada maior ou igual a 300 kW deve possuir sistemas de controle de tensão e de frequência.

29. Para centrais geradoras com potências inferiores a 300 kW, os sistemas de controle de tensão e de frequência devem ser instalados caso haja possibilidade de operação ilhada.

30. Para o paralelismo da central geradora como sistema de distribuição deve ser observado o seguinte:

a) o disjuntor ou religador na saída da subestação da distribuidora do circuito alimentador no qual se estabelece o paralelismo da central geradora deve ser dotado de comando de abertura por relés que detectem faltas entre fases e entre fase e terra na linha de distribuição;

b) o paralelismo pode ser estabelecido por um ou mais disjuntores, que devem ser supervisionados por relé de verificação de sincronismo;

c) os ajustes dos relés que atuam sobre o disjuntor responsável pelo paralelismo, bem como as relações dos transformadores de corrente que os suprem, devem ser definidos pelo usuário e aprovados pela distribuidora, quando aplicáveis;

d) os disjuntores nas instalações do gerador que possam fechar o paralelismo devem ser dotados de dispositivos de intertravamento com o disjuntor de paralelismo;

e) os relés de proteção da interligação devem operar nas seguintes condições anormais, atuando nos disjuntores:

i. sobretensão e subtensão;

ii. sobrecorrentes de fase e de neutro;

iii. sobrefrequência e subfrequência;

f) instalação de proteção de retaguarda. composta de relés para detecção de faltas entre fases e entre fases e terra, atuando na abertura do paralelismo;

g) os dispositivos que atuam nos disjuntores de paralelismo não devem operar por perturbações ou interferências provenientes de súbita variação de tensão ou frequência e correntes harmônicas do sistema, sendo tal característica comprovada por meio de ensaios apropriados;

h) não devem ser utilizados fusíveis ou seccionadores monopolares entre o disjuntor de entrada e os geradores; e

i) o autoprodutor que possua geração própria no mesmo local de consumo com o fim de suprir parcialmente sua carga, sem previsão de paralelismo sob qualquer regime operativo, deve incluir no projeto de suas instalações uma chave reversível de acionamento manual ou elétrico, automática ou não, com intertravamento mecânico.

31. Na determinação de sobrecorrentes e de sobretensões devem ser levadas em conta as impedâncias de aterramente e a existência de bancos de capacitares.

32. Os geradores da central geradora de energia devem estar acoplados ao sistema de distribuição por melo de um transformador de acoplamento.

32.1. A ligação dos enrolamentos e o deslocamento angular devem estar de acordo com a indicação da distribuidora.

32.2. O transformador de acoplamento não pode ser protegido por meio de fusíveis e as derivações de quaisquer de seus enrolamentos devem ser definidas no projeto.

33. Para a central geradora com potência instalada acima de 300 kW, deve ser feita uma avaliação técnica da possibilidade de operação ilhada envolvendo as unidades consumidoras atendíveis.

33.1. A decisão pela operação ilhada deve ser precedida de estudos da distribuidora que avaliem a qualidade da energia na rede associada.

33.2. Quando a operação ilhada não for permitida, deve ser utilizado sistema automático de abertura do disjuntor de paralelismo.

34. Não podem ser instalados fusíveis entre a saída do circuito da subestação da distribuidora e o ponto de conexão com a central geradora de energia.

35. A distribuidora deve prevenir a Inversão de fluxo de potência nos reguladores de tensão, quando necessário.

36. A distribuidora deve implementar medidas preventivas que impeçam a ocorrência de sobretensões e subtensões sustentadas em seu sistema de distribuição, decorrentes da Inserção e retirada de centrais geradoras, até a atuação dos reguladores de tensão em operação.

37. Os estudos da distribuidora, caso aplicável, devem prever a possibilidade de a central geradora vir a participar do Controle Automático de Geração - CAG e do Esquema de Corte de Geração - ECG, atendendo aos requisitos de proteção e controle estabelecidos nos Procedimentos de Rede.

38. Os estudos da distribuidora, caso aplicável, devem prever a possibilidade de a central geradora vir a participar de um agrupamento de centrais despachadas por um centro de despacho de geração distribuída.

Seção 3.3
Requisitos de Projeto das Instalações de Conexão do Usuário

Requisitos Gerais

39. Os projetos de instalações de conexão de responsabilidade do usuário devem conter um memorial descritivo de suas instalações de conexão, de seus dados e de suas características.

40. O memorial descritivo deve relacionar toda a documentação, normas e padrões técnicos utilizados como referência.

Redes e Linhas

41. Devem ser consideradas as demandas de carga e geração atendidas, com a previsão de seu crescimento, e a demanda contratada.

42. A escolha do traçado deve ser feita com base em critérios técnicos e econômicos, considerando as questões de preservação ambiental, de segurança e do patrimônio histórico e artístico.

43. Devem ser respeitadas as regulamentações específicas dos órgãos ambientais federais, estaduais e municipais.

44. Os cálculos elétricos devem ser feitos com base em critérios técnicos e econômicos, conforme normas da ABNT, considerando, em casos especificas, as orientações da distribuidora para:

a) o dimensionamento dos cabos condutores, levando - se em conta a demanda, as perdas, a queda de tensão, a elevação de tensão, a variação de tensão no ponto de conexão e os parâmetros ambientais;

b) o isolamento, que deve levar em conta as características de contaminação da região;

c) a proteção contra sobretensões;

d) o sistema de aterramento;

e) o cabo para - raios e o condutor neutro, que não devem ser seccionados;

f) a conexão ao sistema de aterramento da subestação;

g) o seccionamento e o aterramento das cercas localizadas dentro da faixa de servidão; e

h) os afastamentos e as distâncias mínimas de segurança.

45. O projeto mecânico deve considerar cargas mecânicas conforme critérios das normas da ABNT e das normas utilizadas pela distribuidora.

46. Deve ser considerada a utilização de sistema de amortecimento para a prevenção de danos provocados por vibrações relacionadas à ação do vento.

47. As travessias e sinalizações das redes e linhas sobre ou sob vias urbanas e rurais, ferrovias, vias fluviais, linhas elétricas e de comunicação e nas proximidades de aeroportos, dentre outros, devem observar a legislação e as normas Instituídas pelas entidades envolvidas e pelo poder público.

47.1. O responsável pela construção da rede deve obter as aprovações necessárias.

48. O projeto deve conter a lista e a especificação dos materiais e equipamentos.

Subestações

49. O projeto deve apresentar as características técnicas dos equipamentos elétricos, de comunicação e sinalização, das obras civis e da proteção física da subestação.

50. Para o projeto de uma subestação de tensão a partir de 69 kV deve ser apresentado, no mínimo:

a) diagrama unlfilar simplificado;

b) diagrama unifilar de proteção, medição e supervisão;

c) fiação entre painéis, entre painéis e equipamentos e entre equipamentos;

d) arranjo geral (plantas, cortes, detalhes e lista de materiais);

e) sistema de aterramento (memória de cálculo, planta, detalhes e lista de materiais);

f) eletrodutos e acessórios (plantas, cortes, detalhes e lista de materiais);

g) bases, fundações e canaletas (planta, formas e armações, lista de materiais);

h) terraplenagem (planta, perfis e mapa de cubação);

i) estradas de serviço e drenagem (plantas, cortes, detalhes e lista de materiais);

j) casa de comando (arquitetura, estrutura e instalações);

k) serviços auxiliares (memórias de cálculo, diagramas unifilares e especificações);

l) diagramas esquemáticos (trifilares, lógicos de comando, controle, proteção e supervisão);

m) fiação dos painéis, Interligação e listas de cabos;

n) especificação de equipamentos principais e dos painéis; e

o) sistema de medição.

51. O projeto deve indicar a disposição dos condutores e as cargas mecânicas e espaçamentos para a estrutura ou pórtico de entrada.

52. O arranjo das barras deve ser definido entre o usuário e a distribuidora, de modo a otimizar o número de circuitos e aspectos operacionais, prevendo futuras expansões, quando for ocaso.

53. Devem ser observadas as normas técnicas específicas quanto às distâncias de segurança, objetivando a garantia da Integridade física das pessoas e instalações.

54. Para as unidades transformadoras de potência, a ligação dos enrolamentos e o deslocamento angular devem ser compatíveis com indicação da distribuidora.

55. No caso de unidades transformadoras de potência antigas em operação nas instalações existentes, seus fatores limitantes e restrições operativas devem ser levado sem consideração para as devidas correções.

56. As entradas e saídas de rede e linhas devem ser equipadas com disjuntor ou religador.

57. O projeto dos equipamentos de proteção de sobrecorrente deve considerar a potência de curto - circuito no ponto de conexão informada pela distribuidora.

58. Os seccionadores devem estar intertravados com os disjuntores e religa dores do mesmo circuito de entrada.

59. Devem ser instalados para-raios, no mínimo, nas chegadas das linhas.

60. Em entradas com redes subterrâneas, os para - raios, se necessários, devem ser instalados após o disjuntor de entrada do usuário.

61. As características dos transformadores para instrumentos devem satisfazer às necessidades dos sistemas de proteção e ser compatíveis com os padrões e procedimentos da distribuidora.

62. As características específicas dos transformadores para Instrumentos para os sistemas de medição devem atender ao Módulo 5 do PRODIST.

63. No caso de subestação de unida de consumidora de MT e AT, é necessária, no mínimo, a proteção de sobrecorrente de fase e de neutro, com unidades instantânea e temporizada.

63.1. No caso de a conexão estabelecer - se sem disjuntor de entrada, os requisitos de proteção aqui estabelecidos devem aplicar - se ao disjuntor do lado da alta tensão do transformador de potência.

64. Os relés devem possibilitar a sinalização individual das atuações da proteção, com registro de sequência de eventos para fins de análise de ocorrências.

65. A distribuidora pode estabelecer proteções adicionais ou dispensar alguma proteção, desde que justificado tecnicamente, em função de características específicas do sistema de distribuição.

65.1. O usuário deve arcar com as responsabilidades técnicas e financeiras pela implantação da proteção adicional solicitada em suas próprias instalações.

66. Os ajustes dos relés que atuam sobre o disjuntor de entrada, bem como as relações dos transformadores de corrente que os suprem, devem levar em consideração o esquema de proteção informado pela distribuidora, quando aplicáveis.

67. A subestação deve dispor de serviços auxiliares de corrente alternada e/ou de corrente contínua, dimensionados adequadamente para acionamento dos dispositivos de comando, proteção, medição e comunicação instalados na subestação, devendo a tensão de operação atender aos padrões da distribuidora.

68. Deve ser Instalado sistema de Iluminação de emergência para utilização quando de eventual perda do serviço auxiliar.

69. O sistema de aterramento deve ser compatível com os padrões e normas da distribuidora, atendendo a requisitos de segurança pessoal e de equipamentos.

Seção 3.4
Requisitos de Sistema de Proteção para demais Usuários

70. O sistema de proteção das instalações do usuário que não se enquadre como Central Geradora ou Microgeração e Minigeração Distribuída, de que tratam as Seções 3.1 e 3.2, deve ser compatível com os requisitos de proteção da distribuidora, a qual deve disponibilizar as informações pertinentes à elaboração do respectivo projeto, incluindo tipos de equipamentos e ajustes.

71. O sistema de proteção das instalações do usuário deve estar dimensionado para as correntes de curto - circuito no ponto de conexão e previstas para o horizonte de planejamento, extinguindo os defeitos dentro do tempo estabelecido pela distribuidora.

72. Devem ser observados os seguintes critérios técnicos:

a) as proteções das instalações do usuário, linhas, barramentos, transformadores e equipamentos de compensação reativa devem ser concebidas de maneira a não dependerem de proteção de retaguarda remota no sistema de distribuição;

b) as proteções do usuário e da distribuidora devem atender aos requisitos de sensibilidade, seletividade, rapidez e confiabilidade operativa, de forma a não deteriorarem o desempenho do sistema elétrico durante as condições de regime permanente e de distúrbios no sistema elétrico; e

e) o usuário deve atender às condições estabelecidas no PRODIST e aos padrões e instruções da distribuidora relativamente à capacidade de interrupção de disjuntores e religadores, lógica de religamentos, esquemas de teleproteção, alimentação de circuitos de comando e controle, medição e registro de grandezas e os cilografia.

73. Os procedimentos de operação da proteção do sistema elétrico do usuário devem estar definidos no acordo operativo, quando aplicável.

74.Os ajustes das proteções das instalações do usuário devem ser por ele calculados e disponibilizados à distribuidora.

75. A distribuidora pode exigir alterações nas especificações e no projeto dos sistemas de proteção relativos às instalações do usuário em função de particularidades do sistema de distribuição, registrando e justificando as suas proposições.

Seção 3.5
Requisitos de Operação, Manutenção e Se1urança da Conexão

Requisitos Gerais

76. Esta seção não se aplica à conexão de unidades consumidoras, exceto quando expressamente previsto.

77. As diretrizes para a elaboração do acordo operativo são apresentadas no Anexo 3.E.

78. A definição e a descrição detalhadas do ponto de conexão devem ser apresentadas no acordo operativo.

79. A operação e a manutenção devem garantir:

a) a segurança das instalações, dos equipamentos e do pessoal envolvido; e

b) que sejam mantidos no ponto de conexão os padrões de qualidade estabelecidos no Módulo 8 do PRODIST.

80. Na execução da manutenção devem ser considerados os procedimentos das partes envolvidas, as recomendações dos fabricantes dos equipamentos e as normas técnicas nacionais ou internacionais.

81. Os procedimentos relativos à manutenção devem incluir instruções sobre:

a) inspeção (programada e aleatória);

b) manutenção corretiva;

c) manutenção preventiva;

d) manutenção preditiva, quando aplicável; e

e) manutenção em linha viva.

82. É responsabilidade do usuário realizar a preservação do sistema de distribuição acessado contra os efeitos de quaisquer perturbações originadas em suas instalações.

83. As partes devem estabelecer as condições de acesso para a manutenção do ponto de conexão no acordo operativo.

84. A programação de intervenções no ponto de conexão deve seguir os procedimentos estabelecidos no Módulo 4 do PRODIST.

85. Caso seja permitida a operação ilhada para central geradora, as condições devem ser estabelecidas no acordo operativo, observando os procedimentos estabelecidos no Módulo 4 do PRODIST.

86. Os recursos necessários à operação do ponto de conexão, tais como supervisão, comando, controle, comunicação e medição, devem ser disponibilizados pelo usuário, atendendo às características técnicas definidas pela distribuidora.

87. A especificação de todos os meios de comunicação que devem estar disponíveis para o relacionamento operacional entre a distribuidora e o usuário deve constar do acordo operativo.

87.1. Os recursos de comunicação devem atender aos requisitos mínimos definidos no Módulo 4 do PRODIST.

88.O intercâmbio de Informações e dados necessários às atividades de operação e manutenção das instalações de conexão deve ser detalhado no acordo operativo, em conformidade com os requisitos e procedimentos estabelecidos no Módulo 4 do PRODIST.

89. Devem constar do acordo operativo os nomes e dados das pessoas autorizadas por parte da distribuidora e do usuário para troca de informações sobre a operação e manutenção das instalações de conexão.

90. No acordo operativo deve constar a obrigação de comunicação formal sobre quaisquer alterações nas instalações da distribuidora e do usuário.

91. Eventuais distúrbios ocorridos no ponto de conexão, proveniente s das Instalações do usuário ou do sistema de distribuição acessado, devem ser investigados por meio de análise de perturbação, prevista no acordo operativo, observando os procedimentos estabelecidos no Módulo 4 do PRODIST.

91.1. Após o processo de análise de perturbações, caso não haja entendimento entre o usuário e a distribuidora quanto à definição de responsabilidades, as partes devem proceder conforme a seguir:

a) a distribuidora contrata um especialista e o usuário outro, sendo um terceiro nomeado de comum acordo pelos especialistas contratados pelas partes;

b) não havendo consenso quanto à escolha do terceiro especialista, a parte afetada o escolhe;

c) as partes devem colocar à disposição dos especialistas todas as informações e dados necessários para os trabalhos;

d) os 3 especialistas elaboram parecer no prazo de 30 dias com subsídios para solução das divergências;

e) recebido o parecer, as partes têm 10 dias úteis para aprová-lo ou rejeitá-lo, neste caso, apresentando os motivos e fundamentos da discordância por escrito;

f) havendo discordância quanto ao parecer dos especialistas, as partes têm mais 7 dias para se reunirem e acertarem as divergências;

g) todas as despesas decorrentes do processo de análise de perturbação, excetuando - se a remuneração dos especialistas, são de responsabilidade da parte a que o parecer resulte desfavorável e, não sendo identificadas as responsabilidades pela ocorrência, as despesas são divididas igualmente entre as partes; e

h) a remuneração dos especialistas é de responsabilidade da respectiva parte contratante, sendo a do terceiro especialista dividida igualmente entre as partes.

91.2. Indenizações por danos materiais diretos causados por uma parte à outra ou a usuários por quaisquer das partes, que se fizerem devidas nos termos do processo de análise de perturbações, são de responsabilidade do causador da perturbação, observados os casos específicos previstos na regulação.

Requisitos de Segurança da Conexão

92. O usuário e a distribuidora devem estabelecer normas de segurança a serem seguidas pelas equipes envolvidas na operação e manutenção do ponto de conexão, incluindo:

a) todos os procedimentos relacionados às rotinas de operação e manutenção;

b) a emissão e o cancelamento das ordens de serviço relativas aos equipamentos associados; e

c) as medidas de segurança para a execução de serviços envolvendo manobras elétricas, manutenções, reparos e procedimentos adequados ao ambiente de trabalho.

93. As normas para a execução de serviços no ponto de conexão devem incluir:

a) regras de comunicação;

b) aterramento temporário do equipamento ou instalação no qual se executará o serviço;

c) chaves de manobra e conjuntos de aterramento;

d) tensões de toque e de passo;

e) distâncias de segurança;

f) regras de acesso e circulação;

g) sinalização;

h) procedimentos de combate a Incêndios;

i) recursos para iluminação de emergência; e

j) segurança para trabalho em vias públicas.

94. Quando for permitida a operação ilhada de central geradora, as normas de segurança devem conter instruções específicas para essa situação.

95. As normas de segurança devem considerar aspectos relativos à segurança das instalações contra vandalismo e invasões.

96. O proprietário da instalação deve prover garantias de segurança contra acidentes no acesso à Instalação.

(Revogado pela Resolução Normativa ANEEL Nº 1059 DE 07/02/2023):

ANEXO 3.A DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7DE DEZEMBRO DE 2021

FORMULÁRIO DE SOLICITAÇÃO DE ACESSO PARA MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM POTÊNCIA IGUAL OU INFERIOR A 10kW PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST

MÓDULO 3 - CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

(Revogado pela Resolução Normativa ANEEL Nº 1059 DE 07/02/2023):

ANEXO 3.B DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7DE DEZEMBRO DE 2021

FORMULÁRIO DE SOLICITAÇÃO DE ACESSO PARA MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA COM POTÊNCIA SUPERIOR A 10kW PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST

MÓDULO 3 - CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

(Revogado pela Resolução Normativa ANEEL Nº 1059 DE 07/02/2023):

ANEXO 3.C DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021

FORMULÁRIO DE SOLICITAÇÃO DE ACESSO PARA MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ENERGÉTICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PROOIST

MÓDULO 3 - CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO ID'E ENERGIA ELÉTRICA.

ANEXO 3.D DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021

RELACIONAMENTO OPERACIONAL PARA A MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST

MÓDULO 3 - CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

CLÁUSULA PRIMEIRA: DO OBJETO

1. Este documento contém as principais condições referentes ao Relacionamento Operacional entre o proprietário de sistema de microgeração distribuída e responsável pela unidade consumidora que adere ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica (nome do proprietário) (CPF/ldentidade); (CNPJ/MF); (endereço da localização da microgeração); (Cidade); (Estado); (UF); e (número de referência da unidade consumidora) e a (nome/sigla) concessionária/permissionária de distribuição de energia elétrica.

2. Este documento prevê a operação segura e ordenada das instalações elétricas interligando o sistema de microgeração ao sistema de distribuição de energia elétrica da (sigla da distribuidora).

3. Para os efeitos deste Relacionamento Operacional são adotadas as definições contidas nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e na Resolução Normativa n° 482, de 17 de abril de 2012.

CLÁUSULA SEGUNDA: DO PRAZO DE VIGÊNCIA

4. Conforme Contrato de Fornecimento, Contrato de Uso do Sistema de Distribuição ou Contrato de Adesão disciplinado pelas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

CLÁUSULA TERCEIRA: DA ABRANGÊNCIA

5. Este Relacionamento Operacional aplica - se à interconexão de sistema de microgeração distribuída aos sistemas de distribuição.

6. Entende se por microgeração distribuída a central geradora de energia elétrica com potência instalada menor ou igual a 75 kW, conforme definição dada pela Resolução Normativa n° 482/2021.

CLÁUSULA QUARTA: DA ESTRUTURA DE RELACIONAMENTO OPERACIONAL

7. A estrutura responsável pela execução da coordenação, supervisão, controle e comando das instalações de conexão é composta por:

Pela distribuidora: (área responsável - telefone de contato)

Pelo responsável pelo sistema de microgeração: (nome - telefone de contato)

CLÁUSULA QUINTA: DO SISTEMA DE MICROGERAÇÂO DISTRIBUÍDA

8. O sistema de microgeração compreende: Gerador (fonte); (capacidade instalada - kW); (descrição) conectado ao sistema de distribuição por meio de (descrição do ponto de conexão - tensão - chave seccionadora - elemento de interrupção automático - condições de acesso para a manutenção do ponto de conexão).

CLÁUSULA SEXTA: DAS RESPONSABILIDADES NO RELACIONAMENTO OPERACIONAL

9. A área responsável da distribuidora orientará o responsável pelo sistema de microgeração distribuída sobre as atividades de coordenação e supervisão da operação, e sobre possíveis intervenções e desligamentos envolvendo os equipamentos e as instalações do sistema de distribuição, Incluídas as Instalações de conexão.

10. Caso necessitem de intervenção ou desligamento, ambas as partes se obrigam a fornecer com o máximo de antecedência possível um plano para minimizar o tempo de interrupção que, em casos de emergência, não sendo possíveis tais informações, as Interrupções serão coordenadas pelos encarregados das respectivas instalações.

11. As partes se obrigam a efetuar comunicação formal sobre quaisquer alterações nas instalações do microgerador e da distribuidora.

CLÁUSULA SÉTIMA: DAS CONDIÇÕES DE SEGURANÇA

12. A área responsável da distribuidora orientará o responsável pelo sistema de microgeração distribuída sobre os aspectos de segurança do pessoal durante a execução dos serviços com equipamento desenergizado, relacionando e anexando as normas ou instruções de segurança e outros procedimentos a serem seguidos para garantir a segurança do pessoal e de terceiros durante a execução dos serviços em equipamento desenergiado.

13. As intervenções de qualquer natureza em equipamentos do sistema ou da instalação de conexão só podem ser liberadas com a prévia autorização do Centro de Operação da (sigla da distribuidora).

CLÁUSULA DITAVA: DO DESLIGAMENTO DA INTERCONEXÃO

14. A (sigla da distribuidora) poderá desconectar a unidade consumidora possuidora de sistema de microgeração de seu sistema elétrico nos casos em que: (1) a qualidade da energia elétrica fornecida pelo (proprietário do microgerador) não obedecer aos padrões de qualidade dispostos no PRODIST; e (ii) quando a operação do sistema de microgeração representar perigo à vida e às instalações da (sigla da distribuidora), neste caso, sem aviso prévio.

15. Em quaisquer dos casos, o (proprietário do sistema de microgeração) deve ser notificado para execução de ações corretivas com vistas ao restabelecimento da conexão, de acordo com o disposto nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

ANEXO 3.E DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° XXX, DE XX DE XXX DE 2021

DIRETRIZES PARA ELABORAÇÃO DO ACORDO OPERATIVO PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST MÓDULO 3 - CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

1. Identificação do Acordo Operativo

Identificação do Contrato do Contrato de Uso do Sistema de Distribuição - CUSD ao qual o Acordo Operativo se refere.

2. Estrutura da operação entre os agentes

Descrição da estrutura de operação responsável pela execução da coordenação, supervisão, controle e comando das Instalações de conexão, tanto da parte da distribuidora quanto do usuário, especificando o órgão de cada agente responsável pelas atividades.

Fornecer relação do pessoal credenciado de cada parte para exercer o relacionamento operacional.

Especificar a forma de atualização e meios de comunicação entre os representantes das partes.

3. Codificação de equipamentos e sistema de distribuição nas fronteiras

Codificar visando à segurança do relacionamento operacional entre a distribuidora e o usuário.

Incluir, como anexo ao Acordo Operativo, diagramas unifilares das instalações da distribuidora onde se localizam os pontos de conexão e a subestação do usuário, quando existir, com a configuração de chaves e disjuntores na condição normal de operação.

Descrever os pontos de conexão codificados e especificar a forma de atualização.

4. Meios de comunicação

Especificar os meios de comunicação para o relacionamento operacional entre a distribuidora e o usuário.

5. Fluxo de informações

Detalhar os processos para a transferência das Informações e dados necessários para o desenvolvimento das atividades operacionais, envolvendo as etapas de planejamento operativo, programação, coordenação e supervisão da operação e de pós - operação.

6. Definições de intervenções e desligamentos

Conceituar as intervenções e desligamentos envolvendo os equipamentos e as instalações do sistema de distribuição, incluídas as instalações de conexão.

7. Procedimentos operacionais

Detalhar os procedimentos operacionais associados às instalações de conexão observando o disposto no Módulo 4 do PRODIST, fazendo constar no mínimo:

a) níveis de coordenação operacional das instalações de conexão e responsabilidades;

b) Instruções para operação em regime normal e em contingência e as responsabilidades pela sua emissão;

c) procedimentos para acesso às instalações de conexão pelas equipes de operação, manutenção e de segurança;

d) requisitos e procedimentos para notificação dos eventos em ocorrências envolvendo as instalações de conexão e as centrais geradoras conectadas, quando for ocaso;

e) procedimentos para programação de intervenção em equipamentos das Instalações de conexão e das centrais geradoras conectadas, quando for o caso;

f) procedimentos para testes dos meios de comunicação, quando se tratar de central geradora de energia;

g) condições em que é admitido o ilhamento de centrais geradoras com parte do sistema de distribuição;

h) procedimentos para a análise de perturbações, conforme Módulo 4 do PRODIST.

8. Solcitação de intervenção no sistema

Especificar os procedimentos a serem seguidos para solicitação e programação de intervenções nas instalações de conexão quanto aos meios de comunicação e equipamentos associados à supervisão em tempo real, conforme os requisitos e procedimentos estabelecidos no Módulo 4 do PRODIST - Procedimentos Operativos.

9. Aspectos de segurança do pessoal durante a execução dos serviços com equipamento desenergizado

Relacionar e anexar as normas ou Instruções de segurança e outros procedimentos a serem seguidos para garantir a segurança do pessoal e de terceiros durante a execução dos serviços em equipamento desenergizado, observando o disposto no Módulo 4 do PRODIST.

10. Responsabilidades sobre a operação e manutenção do ponto de conexão

Especificar as responsabilidades pela operação e pela manutenção do ponto de conexão.

11. Data e assinatura do Acordo Operacional

Datar e assinar o acordo ou sua revisão (representantes legais da distribuidora e do usuário).

12. Anexos

ANEXO A - Relação de Pessoal Credenciado da Distribuidora

ANEXO B - Relação de Pessoal Credenciado do Usuário

ANEXO C - Diagrama Unifilar das instalações da Distribuidora Destacar o(s) Ponto(s) de Conexão.

ANEXO D - Diagrama Unifilar das Instalações do Usuário incluir o Ponto de Conexão com a Distribuidora.

ANEXO E - Identificação do(s) Ponto(s) de Conexão

E.1 - Instalações e Equipamentos (detalhamento e codificação)

E.2 - Desenhos e Diagramas Elétricos e Operativos

E.3 - Parâmetros Elétricos das Instalações

E.4 - Limites de Responsabilidade

E.5 - Agrupamento de Pontos de Conexão

E.6 - Descrição do Ponto de Conexão (com informações da instalação, equipamentos, tensões nominais, capacidades operativas normais e de emergência)

ANEXO F - Normas e instruções de Segurança.

ANEXO 3.F DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021 INFORMAÇÕES COMPLEMENTARES PARA CONEXÃO PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICA NACIONAL - PRODIST

MÓDULO 3 - CONEXÃO AO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

1. Informações complementares para Centrais Geradoras

2. Informações complementares para Centrais Geradores Térmicas

2.1 Centrais Geradoras Térmicas - Dados Gerais

2.2 Centrais Geradoras Térmicas - Dados Complementares

2.3 Centrais Geradoras Térmicas - curvas de Capabilidade e de Saturação

2.4 Centrais Geradoras Térmicas - Faixas Operativas.

2.5 Centrais Geradoras Térmicas - Sistema de Excitação

2.6 Centrais Geradoras Térmicas - Informações sobre Geradores Síncronos

3. Informações complementares para Centrais Geradoras Hidráulicas

3.1 Centrais Geradoras Hidráulicas - Dados Gerais

3.2 Centrais Geradoras Hidráulicas - Dados Complementares

3.3 Centrais Geradoras Hidráulicas - Faixas Operativas

3.4 Centrais Geradoras Hidráulicas - Sistema de Excitação

3.5 Centrais Geradoras Hidráulicas - Sistemas e Regulação de Velocidade da Turbina

3.6 Centrais Geradoras Hidráulicas - Informações sobre Geradores Síncronos

4. Informações complementares para Centrais Geradora.s Eólicas

4.1 Centrais Geradoras Eólicas - Dados Gerais

4.2 Centrais Geradoras Eólicas - Dados das Turbinas Eólicas

4.3 Centrais Geradoras Eólicas - Acoplamento turbina/gerador - caixa de engrenagem e/ou eixo

4.4 Centrais Geradoras Eólicas - Dados dos Geradores

4.5 Centrais Geradoras Eólicas - Sistema de Proteção

4.6 Centrais Geradoras Eólicas - Sistema de Controle

5. Informações complementares para Transformadores de Subestação

6. Informações complementares para Subestações - Diagrama uinifilar e dados gerais das instalações internas da subestação

7. Informações complementares para Unidades Consumidoras

8. Informações complementares para Motores de Indução

9. Informações complementares para Máquina Síncrona

10. Informações complementares para Fornos a Arco

10.1 Fornos a Arco - Dados Gerais

10.2 Fornos a Arco - Informações Individuais

11. Informações complementares para Conversores, Retificadores e Inversores

ANEXO IV DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021 PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST

MÓDULO 4 - PROCEDIMENTOS OPERATIVOS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

Seção 4.0
Introdução

Conteúdo

1. Além desta seção introdutória, este módulo está estruturado da seguinte forma:

a) Seção 4.1 - Dados de carga e despacho de geração:trata dos procedimentos e requisitos para o fornecimento de informações de carga e de despacho de geração por parte dos usuários para a distribuidora;

b) Seção 4.2 - Programação de intervenções em instalações: contém os procedimentos e os requisitos para a programação de intervenções em instalações de distribuição, nas DIT que não pertençam à rede de operação do SIN e das instalações de conexão dos usuários;

c) Seção 4.3 - Controle da carga: trata dos procedimentos a serem implementados e dos critérios básicos a serem adotados pela distribuidora para o controle de carga em situações de contingência ou emergência;

d) Seção 4.4 - Testes das instalações:define os procedimentos e as responsabilidades para a realização de testes das instalações nas atividades de vistoria, aceitação das instalações e avaliação da qualidade de atendimento no ponto de conexão;

e) Seção 4.5 - Coordenação operacional: apresenta os requisitos mínimos para o relacionamento operacional entre os Centros de Operação da Distribuição - COD, do agente de transmissão detentor de DIT, do Centro de Despacho de Geração Distribuída - CDGD e demais órgãos de operação de instalações dos usuários; e

f) Seção 4.6 - Recursos de comunicação de voz e dados:estabelece os recursos mínimos de comunicação de voz e de dados do COD com o Centro de Operação do agente de transmissão detentor de DIT, com o CDGD e com os usuários.

Objetivos

2. Estabelecer os procedimentos de operação dos sistemas de distribuição.

3. Orientar a formulação de planos e programas operacionais dos sistemas de distribuição, incluindo:

a) previsão de carga;

b) programação de intervenções em instalações;

c) controle da carga em situação de contingência ou emergência;

d) controle da qualidade do suprimento de energia elétrica; e

e) coordenação operacional dos sistemas.

4. Padronizar os procedimentos de relacionamento operacional entre os centros de operação das distribuidoras, das transmissoras, dos centros de despacho de geração distribuída e demais unidades de operação das instalações dos usuários.

5. Definir os procedimentos e responsabilidades das distribuidoras, dos agentes de transmissão detentores de DIT e dos usuários para a realização de testes das instalações nas atividades de comissionamento, aceitação das instalações e de avaliação da qualidade de atendimento no ponto de conexão.

6. Definir os recursos mínimos necessários para garantir a comunicação de voz e de dados entre os e.entres de operação das distribuidoras, das transmissoras, dos centros de despacho de geração distribuída e demais unidades de operação das Instalações dos usuários.

Aplicabilidade

7. Os procedimentos definidos nesse módulo devem ser observados por:

a) distribuidoras;

b) e.entra is geradoras conectadas ao sistema de distribuição ou às Demais Instalações de Transmissão - DIT;

e) transmissoras detentoras de DIT, desde que não pertencentes à rede de operação do Sistema Interligado Nacional - SIN;

d) consumidores com instalações conectadas em média ou alta tensão nos sistemas de distribuição ou em DIT;

e) centros de despacho de geração distribuída;

f) importadores de energia; e

g) exportadores de energia.

Seção 4.1
Dados de carga a de despacho de geração

Informações de caria e de despacho de geração

8. As informações previstas e verificadas de carga e de despacho de geração fornecidas pelos usuários devem ser aderentes às informações prestadas pelas distribuidoras ao ONS, com a mesma periodicidade, horizonte de abrangência, qualidade e requisitos estabelecidos nos Procedimentos de Rede.

9. As informações de carga e de despacho de geração destinam - se:

a) ao desenvolvimento de estudos de planejamento e programação da operação elétrica e energética e para os estudos de ampliações e reforços;

b) ao ajuste nos dados de carga; e

c) a integrar os dados de carga verificados das distribuidoras.

10. Os intercâmbios de informações da distribuidora para a ANEEL, necessários aos procedimentos operativos, estão estabelecidos no Módulo 6 do PRODIST.

11. Os dados previstos devem abranger um horizonte de até 5 anos.

Responsabilidades

12. A distribuidora é responsável por:

a) coletar, processar e validar os dados de carga e de despacho de geração previstos e verificados pelos usuários;

b) estabelecer os prazos de envio e as rotinas de atualização das informações;

c) estabelecer os meios de comunicação e a padronização dos arquivos eletrônicos que permitam a transferência dos dados de carga dos usuários;

d) interagir com os usuários quando da necessidade de se obter esclarecimentos ou informações complementares relativas aos dados de carga; e

e) obter, junto ao ONS, as informações dos dados de previsão de geração das centrais geradoras despachadas centralizadamente e conectadas ao sistema da distribuidora.

13. O usuário é responsável por:

a) fornecer informações consistentes relativas aos dados previstos e verifica dos de carga e de despacho de geração, conforme padrão e meios de comunicação definidos pela distribuidora;

b) fornecer dados e informações complementares, quando solicitados;

c) cumprir os prazos de envio de dados e a rotina de atualização estabelecidos pela distribuidora; e

d) participar de reuniões quando convocados pela distribuidora.

14. As responsabilidades do ONS estão estabelecidas nos Procedimentos de Rede.

Seção 4.2
Programação de Intervenções em instalações

Atribuições

15. O COD deve:

a) coordenar e executar o processo de programação de intervenções em instalações do sistema de distribuição e de instalações dos usuários que interferem no sistema de distribuição;

b) receber ou enviar aos usuários e aos agentes de transmissão detentores de DIT ou ao ONS, quando se tratar de Rede Básica, as solicitações de intervenções;

c) analisar, otimizar, aprovar e, se necessário, cancelar as solicitações de intervenções, formalizando as respostas aos usuários, aos agentes de transmissão detentores de DIT ou ao ONS, quando se tratar de Rede Básica;

d) realizar ou solicitar análises e estudos para verificar Impactos ou Interferências de uma ou mais intervenções no sistema de distribuição, visando garantir a qualidade do fornecimento de energia elétrica;

e) manter atualizada a base de dados do sistema de distribuição sob sua supervisão, incluindo diagramas de operação, limites operativos de equipamentos, estudos operativos, estudos de proteção, dentre outros;

f) convocar, quando necessário, os solicitantes de Intervenções para participar de sua programação;

g) caracterizar, nos casos de intervenções não programadas, se estas são de emergência ou de urgência;

h) informar ao ONS as manobras e os desligamentos na rede de distribuição que tenham reflexo importante sobre a rede de operação;

i) informar aos agentes de geração ou de transmissão afetados as intervenções na rede de distribuição que imponham limitações de geração em usinas submetida s ao despacho centralizado, bem como desligamentos ou restrições em equipamentos da rede de operação;

j) conhecer as Intervenções previstas e aprovadas pelo ONS para a Rede de Operação, de modo a interagir sempre que forem detectados riscos de sobrecargas nas instalações; e

k) coordenar e executar junto ao ONS o processo de programação de intervenções em instalações do sistema de distribuição e em instalações dos usuários que interferem no sistema de transmissão ou no despacho de geração despachada centralizadamente.

16. A Distribuidora Acessante, o Consumidor, a Central Geradora e o CDGD devem:

a) encaminhar ao COD os pedidos de intervenções;

b) informar ao COD, com antecedência mínima de um dia útil, quaisquer alterações ou cancelamentos nos pedidos de intervenções;

c) participar da análise da intervenção quando convocado pelo COD;

d) caracterizar, nas solicitações de intervenções, a.s situações de elevados riscos de desligamentos e acidentes que possam ocorrer na sua execução e nas manobras necessárias para sua realização; e

e) Caracterizar, nos casos de intervenções não programadas, se estas são de emergência ou de urgência.

17.Os agentes de Transmissão ou o Centro de Operação de Agente de Transmissão - COT devem:

a) coordenar e executar o processo de programação de intervenções nas DIT, em comum acordo com o COD;

b) receber ou enviar ao COD as solicitações de intervenções;

c) analisar, otimizar, aprovar e, se necessário, cancelar as solicitações de intervenções, formalizando as respostas e interagindo com o COD, caso seja necessário alterar o período, a duração ou as condições em que foi solicitada a intervenção;

d) informar ao COD, com antecedência mínima de um dia útil, quaisquer alterações ou cancelamento de pedido de intervenção aprovado previamente;

e) convocar, quando necessário, os solicitantes de intervenções para participarem da sua programação ou da sua análise junto ao COD;

f) realizar ou solicitar análises e estudos, quando necessário, para verificar impactos ou interferências de uma ou mais intervenções no sistema;

g) definir, nas solicitações de intervenções, as situações de elevados riscos de desligamentos e acidentes que possam ocorrer na sua execução e nas manobras necessárias para sua realização;

h) caracterizar, nos casos de intervenções não programadas, se estas são de emergência ou de urgência; e

i) manter atualizada a base de dados das instalações de transmissão sob sua supervisão, Incluindo diagramas de operação, limites operativos de equipamentos, estudos operativos, estudos de proteção, dentre outros.

Planejamento das intervenções

18.A distribuidora, o agente de transmissão detentor de DIT e os usuários devem:

a) realizar o planejamento do serviço e a análise de riscos de acidentes antes de qualquer intervenção em instalações;

b) preencher o pedido de programação de intervenção, citando as condições requeridas e as observações do planejamento; e

c)informar ao ONS a realização de intervenções que interfiram no sistema de transmissão ou no despacho de geração despachada centralizadamente.

Informações para elaboração dos pedidos de intervenções

19. Os pedidos de intervenções de distribuidoras, agentes de transmissão, importadores de energia, exportadores de energia, centrais geradoras ou centros de despacho de geração distribuída devem ser encaminhados ao COD ou ao COT, conforme estabelecido no respectivo acordo operativo.

20. Os pedidos de intervenções de distribuidoras, agentes de transmissão, importadores de energia, exportadores de energia, centrais geradoras ou centros de despacho de geração distribuída devem seguir o modelo e os meios de comunicação definidos entre as partes.

21. Os consumidores devem formalizar os pedidos de intervenções junto à distribuidora, conforme modelo e meios de comunicação definidos entre as partes e conter, no mínimo, as informações relacionadas no Módulo 6 do PRODIST.

22. A distribuidora e o agente de transmissão proprietário de equipamento sujeito a intervenções devem encaminhar ao consumidor informações relacionadas ao serviço a ser executado, quando o referido equipamento estiver nas instalações de conexão do consumidor.

23. As solicitações de intervenções em equipamentos de propriedade de agente de transmissão em Instalações de conexão de consumidores devem ser encaminhadas à distribuidora com a qual têm Contrato.

Prazos para solicitação do pedido de intervenção

24. O pedido de programação de intervenção deve ser enviado ao COD ou ao COT, conforme estabelecido em acordo operativo.

25. A resposta à solicitação do pedido de intervenção deve ser por escrito, observados os meios de comunicação para o relacionamento operacional previstos no acordo operativo.

26. O pedido de desligamento que implique interrupções a outros consumidores deve ser solicitado ao COD com antecedência mínima de 10 dias úteis.

27. O pedido de desligamento que não Implique interrupções a outros consumidores deve ser solicitado ao COD com antecedência mínima de 5 dias úteis.

28. O ONS deve ser comunicado com antecedência mínima de 15 dias quando a intervenção programada exigir transferência de carga entre subestações da Rede de Operação.

Condições e critérios para programação das solicitações de intervenções

29. As liberações de equipamentos e instalações devem ser programadas em função dos seguintes critérios:

a) preservação da segurança das equipes de trabalho envolvidas;

b) preservação da segurança do próprio sistema;

c) preservação da segurança de pessoas, equipamentos, instalações e bens de terceiros;

d) preservação da qualidade da energia elétrica aos consumidores;

e) preservação do meio ambiente;

f) compatibilização das intervenções simultâneas;

g) compatibilização com os Procedimentos de Rede, quando tratar - se de programação de solicitações de intervenções em equipamentos e instalações da rede de operação do SIN; e

h) otimização da programação dos desligamentos de urgência quanto ao período de carga mais favorável para o sistema, garantida sua realização em qualquer período de carga.

30. O COD ou o cor, conforme tratar - se de instalações de distribuição ou DIT, respectivamente, deve garantir a condição para execução de procedimentos especiais ou manobras junto aos usuários envolvidos.

31. O COD ou o COT deve notificar o solicitante da intervenção quando seu pedido for negado em função do não - atendimento aos critérios listados no item 29, mantendo-se esse registro arquivado.

32. o COD ou o cor pode solicitar desenhos, diagramas explicativos ou descrição de etapas sobre a intervenção desejada, sempre que julgar necessário, visando facilitar o atendimento.

33. Um equipamento do sistema ou da instalação de conexão está programado para Intervenção se houver:

a) no COD ou no cor, um pedido de liberação de equipamento já aprovado; e

b) na instalação, uma permissão para trabalho.

34. As intervenções no Esquema Regional de Alivio de Carga - ERAC instalados no sistema de distribuição não podem exceder a 10% da carga do esquema por estágio.

35. A alteração de despacho de geração, necessária ao atendimento das condições requeridas para a intervenção, deve ser providenciada junto ao ONS.

Liberação das intervenções

36. As intervenções de qualquer natureza em equipamentos do sistema ou da instalação de conexão só podem ser liberadas com a prévia autorização do COD ou do COT envolvidos.

37. A intervenção pode ser iniciada depois de observados os seguintes passos:

a) análise ln loco do risco de acidentes de qualquer natureza, que deve ser feita na fase de planejamento da intervenção pelo supervisor de serviço e sua equipe;

b) conclusão das manobras necessárias;

c) colocação das sinalizações de advertência e dos dispositivos de bloqueio físico pertinentes; e

d) autorização para o início dos serviços contidos nos documentos envolvidos na liberação.

38. As condições impeditivas à liberação das intervenções são:

a) condições climáticas adversas;

b) impedimentos de qualquer natureza ao acesso das equipes de trabalho;

c) necessidade de atendimento de urgência ou ocorrência no sistema;

d) indisponibilidades não previstas que venham a colocar em risco a confiabilidade do sistema; e

e) condições hidrológicas adversas ou indisponibilidade de central geradora que resultem em violação dos limites operativos do sistema.

39. Havendo atraso em relação ao início programado da intervenção, o COD ou o COT envolvidos devem reavaliar as condições, podendo prorrogar o término previsto, reprogramar ou cancelar a programação.

40. As intervenções já aprovadas e que não venham a se realizar em função das condições Impeditivas listadas no item 38 podem ser reprogramadas com prazos inferiores aos estipulados nos itens 26 a 28, com concordância dos agentes envolvidos.

Seção 4.3
Controle da caria

Produtos

41. A distribuidora deve selecionar as unidades consumidoras, subestações e alimentadores sujeitos às ações de controle de carga transitórias, baseada nas diretrizes de priorização e montantes de corte de carga determinadas pelo ONS para os Sistemas Especiais de Proteção - SEP, e em estudos próprios.

42. A distribuidora deve estabelecer procedimentos detalhados das ações, diretrizes e instruções de operação.

43. A distribuidora deve elaborar um documento denominado Mensagens Operativas, quando for necessário altera r as instruções operativas vigentes.

44. A distribuidora deve elaborar um documento denominado Tabelas de Prioridade Regional - PR, contendo a priorização do corte de carga manual em subestações para atender necessidades de corte de carga.

45. A distribuidora deve elaborar um documento denominado Tabelas de Prioridade de Alimentadores por Subestação - PAS, contendo a priorização do corte de carga manual em alimentadores de subestações para atender a necessidades de corte de carga.

Atribuições

46. A distribuidora tem as seguintes atribuições no controle de carga:

a) definir os montantes globais de cortes de carga por ações de controle de carga urgentes para contingências nos sistemas de distribuição que resultem em redução da capacidade de suprimento;

b) implantar os esquemas de corte automáticos de carga definidos pelos estudos do ONS, com os respectivos montantes e ajustes;

c) implantar os esquemas de corte automáticos de carga definidos pelos próprios estudos de planejamento da operação elétrica, com os respectivos montantes e ajustes;

d) elaborar Instruções de Operação para situações de contingências com diretrizes para ações de controle de carga urgentes, de corte manual de carga ou redução de carga por meio de redução de tensão a níveis tecnicamente aceitáveis;

e) elaborar Mensagens Operativas para situações de contingências com diretrizes para ações de controle de carga programáveis, de corte manual de carga ou redução de carga por meio de redução de tensão a níveis técnica mente aceitáveis;

f) elaborar Instruções de Operação com diretrizes para o restabelecimento das condições de tensão e das cargas desligadas pelos esquemas de corte automático ou pelo corte manual;

g) elaborar e manter atualizadas as Tabelas de Prioridade Regional e Tabelas de Prioridade de Alimenta dores por Subestação, estabelecendo os diversos montantes de carga a serem cortados, levando em consideração os montantes estabelecidos pelo ONS, os tempos de execução dos cortes compatíveis à necessidade, a duração do desligamento dos alimenta dores, os critérios para rodízio bem como a infraestrutura necessária para a execução do plano de corte;

h) atualizar as Tabelas de Prioridade Regional e Tabelas de Prioridade de Alimentadores por Subestação sempre que se verificarem alterações significativa s na carga ou na configuração do sistema de distribuição;

i) definir o conjunto de informações que serão fornecidas aos consumidores quando da execução dos cortes, por meio de serviços de atendimento disponibilizados pelas distribuidoras para informações;

j) constituir um banco de dados com as informações cadastrais fornecidas pelos consumidores;

k) priorizar a continuidade de suprimento das cargas relacionadas aos serviços essenciais;

l) operacionalizar o corte de carga na sua área de concessão e no relaciona mento com seus consumidores;

m) analisar, em caráter de urgência, a possibilidade de restabelecer o fornecimento de energia elétrica de unidades consumidoras que exerçam atividades essenciais e que disponham de geração autônoma, no caso de pane em seus sistemas ou de insuficiência de fornecimento;

n) analisar a possibilidade de não efetuar o corte comunicado, ou de restabelecer emergencialmente o fornecimento de energia elétrica, em áreas ou situações que representem risco para a integridade de pessoas, quando solicitado pela Defesa Civil;

o) informar aos consumidores as medidas que foram ou que serão adotadas, relacionadas à redução ou interrupção de seu atendi mento, suas razões e sua programação;

p) supervisionar, comandar e executar as ações para gerenciamento de carga do sistema de distribuição, atendendo as diretrizes das Instruções de Operação e das Mensagens Operativas;

q) atender as prioridades e os montantes de corte de carga estabelecidas nas Tabelas de Prioridade Regional e Tabelas de Prioridade de Alimentadores por Subestação, levando em consideração a duração do desligamento dos alimenta dores e os critérios para rodízio, bem como a infraestrutura necessária para a execução do plano de corte;

r) manter atualizadas as informações sobre as disponibilidades das centrais geradoras, objetivando sua utilização em situações de contingência;

s) solicitar auxílio de geração às centrais geradoras, antes de adotar qualquer ação de controle de carga urgente ou programável;

t) solicitar diretamente ao centro de operação do ONS, com o qual se relaciona, o auxílio de geração para usinas despachadas centralizada mente;

u) informar previamente ao ONS os remanejamentos de carga entre as subestações da sua rede de distribuição que possam provocar Impactos na Rede de Operação do SIN, conforme disposto nos Procedimentos de Rede; e

v) coordenar, em sua área de concessão, as ações de gerenciamento da carga motivadas por eventos na Rede de Operação, conforme estabelecido nos Procedimentos de Rede.

47. A central geradora não despachada centralizada mente ou o CDGD têm as seguintes atribuições no controle de carga:

a) fornecer as informações relacionadas à sua geração quando acionados pelo COD; e

b) quando acionados pelo COD: disponibilizar eventuais folgas de geração; suspender manutenção já iniciada de centrais geradoras, se possível; e cancelar manutenção programada ou não programada de centrais geradoras.

48. Os consumidores têm as seguintes atribuições no controle de carga:

a) manter atualizado seu cadastro j unto à distribuidora para receber comunicações especiais de interrupção de fornecimento, caso sejam classificados como prestadores de serviços essenciais, conforme definido no Módulo do PRODIST; e

b) atender à distribuidora quando for solicitado o corte de carga em situações de necessidade do sistema.

Orientações técnicas

49. São ações para o controle de carga:

a) o corte indireto, pela redução manual do nível de tensão a níveis tecnicamente aceitáveis; e

b) o corte direto, podendo ser manual ou automático.

50. As ações de controle de carga podem ser classificadas da seguinte forma:

a) Quanto à duração:

de curta duração - inferior a 4 horas, podendo durar poucos segundos; de média duração - entre 4 e 24 horas; e

de longa duração - superior a 24 horas, podendo abranger períodos mais prolongados.

b) Quanto ao tempo requerido para aplicação:

i. transitórias - ações automáticas preventivas, implantadas por melo de esquemas especiais, para evitar o colapso no sistema em regime transitório;

ii. urgentes - ações automáticas ou ações manuais corretivas, quando decorrentes de contingências que impõem ao sistema o risco Iminente de violação de qualquer grandeza operativa ou quando já constatada esta violação; e

iii. programáveis - ações manuais preventivas decorrentes de contingências que Impõem ao sistema o risco Iminente de violação de qualquer grandeza operativa.

51. Toda e qualquer disponibilidade de geração da central geradora, despachada centralizadamente ou não, deve ser utilizada prioritariamente às ações de controle de carga.

52. Os remanejamentos de carga devem ser priorizados em relação às ações de corte direto manual.

53. A distribuidora deve dispor de Instruções de Operação ou Mensagens Operativas contendo os procedimentos para controle de sua carga.

54. Para o controle de carga de longa duração, a distribuidora deve prever nos Acordos Operativos:

a) a possibilidade de estabelecer com os consumidores e centrais geradoras a redução das demandas;

b) os critérios que serão utilizados para o estabelecimento dos consumidores e centrais geradoras que terão sua demanda reduzida; e

c) a compensação dos montantes reduzidos nos períodos de menor restrição do sistema elétrico.

55. A distribuidora e os usuários que estejam sob ação de controle de carga por redução de tensão não podem corrigir a tensão de seus sistemas, qualquer que seja o recurso de que disponham.

56. O processo de restabelecimento manual das cargas por corte direto ou indireto inicia - se somente após o comprovado retorno do sistema ou da rede local às condições normais de operação.

57. Durante o processo de restabelecimento da carga:

a) a ordem de priorização de restabelecimento deve ser inversa em relação à ordem estabelecida para corte, obedecendo às condições e diretrizes explicitadas em Instruções de operação dos Procedimentos de Rede; e

b) deve-se garantir o restabelecimento dos montantes mínimos de carga, não ultrapassando os limites máximos estabelecidos para cada etapa da recomposição.

58. No caso particular de cargas desligadas por ação do ERAC, a ordem de priorização de restabelecimento deve ser direta em relação â ordem dos estágios de corte, para garantia da segurança

do sistema em caso de nova queda de frequência resultante do processo de restabelecimento das cargas.

59. Quando tiverem sido adotadas ações simultâneas de corte direto de carga e redução de carga por meio de redução de tensão, a prioridade no restabelecimento deve ser dada às cargas efetivamente interrompidas, antes da normalização da tensão.

60. Em situações de contingências que resultem em sobrecarga nos equipamentos da rede de distribuição, devem - se explorar os limites de sobrecarga destes equipamento s antes da adoção de qualquer ação de controle de carga.

Diretrizes para priorização de cargas

61. A distribuidora deve definir critérios para classificação e priorização das unidades consumidoras, para fins de controle de carga, respeitadas aquelas que prestam serviços essenciais, conforme definido no Módulo do PRODIST.

62. As cargas interruptíveis por contrato devem ser as primeiras indicadas para corte.

63. A Priorização de Alimentadores por Subestação - PAS deve atender aos desligamentos relacionados a uma única subestação, considerando - se tipos de unidades consumidoras.

64. Os critérios que devem orientar a elaboração da PAS são:

a) alimentadores com unidades consumidoras da mesma classe, sempre que possível, devem receber tratamento análogo;

b) cada subestação deve conter prioridades de desligamentos específicos para cada período de carga leve, média e pesada; e

c) deve conter uma estimativa da contribuição de carga de cada um dos alimentadores da subestação para cada período.

Aviso aos usuários

65. Nos casos de ações de controle de carga programáveis, a distribuidora deve avisar a todos os seus consumidores, utilizando - se de meio de comunicação apropriado, as medidas que serão adotadas com relação à redução ou interrupção de seu fornecimento, suas razões e sua programação, observando os procedimentos definidos no Módulo 8 do PRODIST.

Seção 4.4
Testes das Instalações

Testes de desempenho das centrais geradoras distribuídas

66. A distribuidora acessada pode requerer o acompanhamento dos seguintes testes:

a) desempenho da funcionalidade, coordenação e ajustes de todas as funções de proteção mínimas nas centrais geradoras, definidas no Módulo 3 do PRODIST;

b) avaliação do desempenho dinâmico de sistemas de controle de tensão e de frequência das centrais geradoras;

c) adequação de operação do disjuntor de conexão durante a eliminação de faltas, incluindo a sua operação manual ou automática;

d) verificação do desempenho dos dispositivos instalados para a desconexão das centrais geradoras, caso não seja permitida a operação ilhada ou a injeção de potência no sistema pela geração distribuída;

e) levantamento da curva de capabilidade das centrais geradoras; e

f) levantamento dos limites mínimos e máximos de geração de potência ativa das centrais geradoras.

67. Os testes de instalações de centrais geradoras despachadas centralizada mente devem atender aos Procedimentos de Rede e aos Procedimentos de Distribuição.

Testes de desempenho dos sistemas de distribuição, dos equipamentos conectados e dos pontos de conexão com as DIT

68. A distribuidora acessada deve definir a necessidade e a periodicidade de testes de qualidade da energia elétrica nos pontos de conexão, conforme requisitos definidos no Módulo 8 do PRODIST.

69. A distribuidora acessada pode solicitar ao usuário que realize testes em suas instalações, quando da necessidade de comprovar a origem de problemas de qualidade da energia elétrica, conforme requisitos definidos no Módulo 8 do PRODIST.

70. O Usuário pode requerer e acompanhar a realização de testes, pela distribuidora acessada, para verificação das condições de fornecimento, quando identificar problemas envolvendo a qualidade da energia elétrica no ponto de conexão.

71. A distribuidora deve informar antecipadamente aos usuários sobre a realização de testes em seu sistema e disponibilizar os resultados obtidos.

72. A distribuidora acessada deve estabelecer os procedimentos operacionais a serem seguidos durante a realização dos testes d as instalações.

73. Os procedimentos de teste que envolvam relacionamentos entre agente de transmissão e usuário devem ser acompanhados pela distribuidora com a qual o consumidor tenha Contrato.

Seção 4.5
Coordenação operacional

Atribuições

74. O Centro de Operação da distribuição - COD tem as seguintes atribuições:

a) coordenar, supervisionar, comandar e executar as ações operativas nas Instalações de distribuição que não pertençam à rede de operação do SIN;

b) obter junto aos usuários as Informações necessárias à coordenação, supervisão e controle da operação de Instalações;

c) elaborar, atualizar e disponibilizar aos usuários as instruções de operação com procedimentos para instalações que interferem no sistema de distribuição; e

d) informar aos usuários sobre condições operativas no sistema de distribuição que possam interferir na operação de suas instalações.

75. O acessante e o CDGD têm as seguintes atribuições:

a) supervisionar, comandar e executar as ações determinadas pelos COD para a operação em suas Instalações de conexão;

b) informar ao COD com o qual se relaciona, a programação de geração para o período que for definido e as alterações nos limites e restrições operacionais de suas instalações;

c) comunicar de imediato ao COD com o qual se relaciona os desligamentos de emergência efetuados ou ocorridos em suas instalações;

d) organizar e manter atualizados normas, instruções e diagramas para operação das instalações;

e) implantar os procedimentos definidos nas instruções de operação nas instalações sob sua responsabilidade;

f) disponibilizar ao COD, quando solicitado, instruções de operação específicas; e

g) manter pessoal habilitado para o relacionamento operacional durante 24 horas por dia.

76. O COGD realiza a gestão técnica e administrativa das centrais do agrupamento, sendo suas funções:

a) limitar a potência a ser injetada no sistema de distribuição;

b) controlar a tensão e a potência reativa;

c) desconectar as centrais geradoras, quando necessário;

d) coordenar os procedimentos de entrada e saída de serviço; e

e) definir previsões de produção de energia.

77. O COT tem as seguintes atribuições:

a) coordenar, supervisionar e controlar as DIT;

b) definir condições de emergência nas DIT;

c) implantar os procedimentos definidos em acordos operativos relacionados às DIT; e

d) informar ao COD sobre condições operativas das DIT que possam interferir na operação do sistema de distribuição ou de usuários diretamente atendidos pela DIT.

Operação ilhada

78. A operação de central geradora alimentando uma parcela eletricamente isolada do sistema de distribuição, bem como as condições em que essa operação é permitida pela distribuidora, devem contar de Acordo Operativo estabelecido com a central geradora ou a transmissora envolvida, quando for o caso.

79. A central geradora, responsável pelo controle de frequência da parcela eletricamente isolada do sistema de distribuição, deve ser dotada de controle automático de geração (CAG). ou qualquer outra tecnologia capaz de desempenhar a mesma função, caso a operação ilhada seja utilizada de forma permanente.

80. A distribuidora deve realizar estudos, instruções operativas e de segurança específicos para a operação ilhada.

81. A central geradora deve fornecer as informações necessárias para a elaboração dos estudos de regime permanente e dinâmico e, quando solicitado pela distribuidora, ajustar os parâmetros dos sistemas de controle de forma a garantir o desempenho adequado do sistema.

Comunicação de ocorrências

82. A comunicação das ocorrências deve observar o disposto no acordo operativo.

Análise de perturbações

83. O processo de análise de perturbação deve ser executado quando houver solicitação formal dos agentes envolvidos, e deve estar concluído no prazo de até 30 dias da data da solicitação formal.

84. No processo de análise de perturbação, devem ser identificadas as anormalidades que tiveram influência na perturbação e dificultaram tanto a operação quanto a recomposição do sistema afetado, desde o início da perturbação até a sua normalização, verificando-se o seguinte:

a) cumprimento e adequação dos procedimentos operativos;

b) providência s para restabelecimento do sistema;

c) desempenho dos sistemas de comunicação; e

d) o desempenho das proteções e esquemas de controle de emergências.

85. Deve ser analisado o comportamento do sistema elétrico, verificando:

a) o desempenho diante de perturbação; e

b) as previsões contidas nos estudos elétricos.

86. Como produto da análise de perturbação deve ser gerado um relatório contendo, no mínimo:

a) a descrição detalhada da perturbação;

b) a análise da operação em tempo real, detalhando as ações realizadas durante a contingência e o desempenho do sistema;

c) as providências tomadas e em andamento;

d) as recomendações; e

e) as conclusões.

87. Os COD devem manter os relatórios e os registros relativos às perturbações pelo período de 10 anos.

Seção 4.6
Recursos de comunicação de voz e de dados

Recursos da comunicação da voz.

88. Os usuários são responsáveis por implementar e disponibilizar os recursos de comunicação de voz com o COD, sem ônus para a distribuidora.

89. A implementação de serviços de comunicação de voz, assim como a qualidade e a disponibilidade desses serviços entre o COD, o COT e CDGD devem ser estabelecidas entre as partes e definidas em Acordo Operativo.

Recursos de comunicação de dados

90. A implementação de serviços de comunicação de dados entre os usuários e o COD, bem como a qualidade e a disponibilidade desses serviços, são de responsabilidade dos usuários.

91. Cabe aos usuários disponibilizarem os dados solicitados pela distribuidora, definidos no Acordo Operativo.

92. O COD e o COT devem compartilhar dados de supervisão e controle que permitam monitorar em tempo real os estados e grandezas elétrica do sistema nos pontos de conexão das instalações de distribuição e das DIT.

93. A implementação de serviços de comunicação de dados, bem como a qualidade e a disponibilidade desses serviços entre o COD, o COT e o COGD devem ser estabelecidas entre as partes e definidas em Acordo Operativo.

ANEXO V DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021 PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST

MÓDULOS - SISTEMAS DE MEDIÇÃO E PROCEDIMENTOS DE LEITURA

Seção 5.0
Introdução

Conteúdo

1. Além desta seção introdutória, este módulo está estruturado da seguinte forma:

a) Seção 5.1 - Sistema de medição utilizado para faturamento: define as responsabilidades dos usuários, das distribuidoras e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, bem como os requisitos mínimos e diretrizes envolvendo os sistemas de medição para faturamento;

b) Seção 5.2 - Sistemas de medição utilizados para coleta de dados e apuração de parâmetros de qualidade da energia elétrica:estabelece os requisitos mínimos e os aspectos relacionados à instalação dos sistemas de medição destinados à coleta de dados e à apuração dos parâmetros de qualidade da energia elétrica;

e) Seção 5.3 - Leitura do sistema de medição utilizado para faturamento de usuários que contabilizam energia na CCEE: estabelece os procedimentos de leitura utilizados para o faturamento de consumidores, distribuidoras e centrais geradoras do Tipo 111, conforme definição dos Procedimentos de Rede, que acessam instalações de distribuidoras, e cuja energia é contabilizada na CCEE; e

d) Anexos.

Objetivos

2. Estabelecer os requisitos mínimos dos sistemas de medição empregados no sistema de distribuição, utilizados para:

a) faturamento;

b) apuração de parâmetros de qual idade da energia elétrica; e

e) coleta de dados, para fins de levantamento das cargas do sistema de distribuição, estudos de previsão de demanda, curvas de carga e apuração das perdas técnicas.

3. Estabelecer os procedimentos gerais para instalação, operação e manutenção dos sistemas de medição de usuários que acessam instalações das distribuidoras.

4. Estabelecer os procedimentos para a realização da leitura dos sistemas de medição utilizados para faturamento de usuários que contabilizam energia na CCEE.

Aplicabilidade

5. Os procedimentos definidos nesse módulo devem ser observados por: al distribuidoras de energia elétrica;

a) distribuidoras de energia elétrica;

b) usuários que acessam instalações das distribuidoras de energia elétrica, quais sejam: consumidores e distribuidoras que acessam instalações de outra distribuidora; centrais geradoras classificadas na modalidade de operação Tipo IlI, conforme definição dos Procedimentos de Rede; e importadores ou exportadores de energia elétrica.

c) Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS; e

d) Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.

Legislação complementar

6. Em complemento às disposições deste Módulo, deve-se observar também as Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, os Procedimentos de Comercialização e as normas técnicas da Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT.

7. Os agentes abrangidos por este Módulo também devem observar a legislação metrológica do Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia - lnmetro aplicável aos sistemas de medição de energia elétrica.

8. Os usuários também devem observar as norm asda distribuidora acessada, complementarmente a este Módulo 5.

Seção 5.1
Sistema de medição utilizado para faturamento

9. O sistema de medição utilizado para faturamento é composto pelo medidor principal e demais equipamentos necessários para a realização da medição para faturamento, além de, quando existentes:

a) medidor de retaguarda;

b) transformadores para Instrumentos, quais sejam, o transformador de potencial - TP e o transformador de corrente - TC;

e) canais de comunicação; e

d) sistemas de coleta de dados.

Responsabilidades

10. São responsabilidades do consumidor e da distribuidora que acessa Instalações de outra distribuidora:

a) instalar, em local de livre e fácil acesso e em conformidade com as normas técnicas da distribuidora acessada, caixa, quadro, painel ou cubículo destinado a abrigar os equipamentos que compõem o sistema de medição utilizados para faturamento e aqueles destinados à proteção dessas instalações;

b) instalar equipamentos de proteção e sistemas de aterramente observando os requisitos pertinentes a cada tipo de padrão de entrada especificado nas normas técnicas da distribuidora acessada;

c) zelar, na qualidade de depositário a título gratuito, pela integridade do sistema de medição, quando Instalado no interior de sua propriedade;

d) permitir livre acesso da distribuidora ao sistema de medição;

e) ressarcir a distribuidora pelos danos causados ao sistema de medição decorrentes de procedimento irregular ou deficiência técnica da unidade consumidora; e

f) instalar, operar, manter e arcar com a responsabilidade técnica e financeira pelos TP e TC que compõem o sistema de medição para faturamento e garantir a inviolabilidade do sistema, quando tais equipamentos se encontrarem instalados em subestações blindadas a gás de sua titularidade, por opção do próprio usuário.

11. São responsabilidades da central geradora, do importador e do exportador de energia:

a) arcar com as responsabilidades técnica e financeira pela implantação, operação e manutenção do sistema de medição para faturamento, sob o acompanhamento e aprovação da distribuidora acessada;

b) ser o agente de medição responsável pelo sistema de medição perante a CCEE;

c) permitir livre acesso da distribuidora acessada ao sistema de medição e aos dados medidos;

d) disponibilizar à distribuidora acessada o acesso remoto ao sistema de medição;

e) assumir eventuais custos para permitir a leitura remota pelo sistema de coleta de dados da distribuidora, caso opte por utilizar equipamentos distintos dos especificados pela distribuidora; e

f) observar as normas técnicas e de segurança da distribuidora acessada.

12. São responsabilidades da distribuidora acessada:

a) instalar, operar, manter e arcar com a responsabilidade técnica e financeira dos sistemas de medição das unidades consumidoras e das distribuidoras que acessam suas instalações, observando prazo se condições estabelecidos na regulamentação vigente;

b) instalar, operar, manter e arcar com os custos de instalação e operação do sistema de comunicação de dados utilizado para leitura do sistema de medição das unidades consumidoras e de distribuidoras que acessam suas instalações;

c) ser o agente de medição responsável pelo sistema de medição das unidades consumidoras e das distribuidoras que acessam suas instalações, perante a CCEE;

d) acompanhar e aprovar a instalação e a manutenção do sistema de medição utiliza do para faturamento das centrais geradoras e dos Importadores ou exportadores de energia elétrica;

e) elaborar e dar publicidade em meio eletrônico às suas normas referentes ao sistema de medição, incluindo as normas de segurança a serem observadas para instalação, vistoria, comissionamento, operação e manutenção de sistemas de medição;

f) garantir a sinalização da violação de componentes dos sistemas de medição para faturamento, por meio de lacres ou dispositivos similares;

g) observar as normas e procedimentos de segurança das instalações dos usuários; e

h) fornecer o atestado de recebimento dos sistemas de medição para faturamento implantados em suas Instalações.

13. São responsabilidades da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE:

a) analisar a solicitação de mapeamento do ponto de medição e elaborar o Parecer de Localização do Ponto de Medição, ou outro documento que venha a substituí-lo, e disponibilizá-lo ao agente de medição;

b) analisar a solicitação de inclusão do ponto de medição no sistema da CCEE, conforme proposto pelo agente de medição;

c) validar as atualizações de cadastro do ponto de medição no sistema da CCEE;

d) analisar e, eventualmente, aprovar exceções nos procedimentos e configuração de instalação do sistema de medição de usuários que contabilizam energia na CCEE, podendo apresentar soluções alternativas;

e) disponibilizar para consulta todas as Informações de cadastro do ponto de medição para os agentes;

f) estabelecer o plano de endereça mento e protocolos Transmission Control Protoool/lnternet Protoool - TCP/IP e os parâmetros de configuração de Virtual Private Network - VPN para a rede de comunicação do sistema de medição para faturamento, nos casos em que a CCEE tiver acesso direto ao medidor; e

g) disponibilizar ao ONS os dados coletados pela CCEE, conforme disposto no Acordo Operacional e neste Módulo S.

Requisitos mínimos

14. Os medidores utilizados para faturamento devem ter modelo aprovado por portaria específica do lnmetro, conforme a legislação metrológica.

14.1. Os equipamentos de gestão de iluminação pública utilizados para medição e faturamento, de que tratam as Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, devem atender aos requisitos dispostos na legislação metrológica e nas instruções da ANEEL. (Redação do item dada pela Resolução Normativa ANEEL Nº 1050 DE 29/11/2022).

15. Os agentes responsáveis pela instalação dos sistemas de medição devem fazer o registro de cadastro de todos os equipamentos de medição, contendo:

a) natureza do equipamento;

b) nome ou marca do fabricante;

c) número de série;

d) ano de fabricação;

e) modelo;

f) frequência;

g) tensão nominal;

h) corrente nominal e máxima;

i) numero de elementos de medição;

j) número de fios;

k) Constante de Calibração (Kh);

l) Constante Eletrônica (Ke);

m) índice da classe de exatidão; e

n) portaria de aprovação de modelo do lnmetro.

16. O sistema de medição utilizado para faturamento de unidades consumidoras do Grupo B deve:

a) ser capaz de apurar, no mínimo, a energia ativa em kWh; e

b) disponibilizar as informações da medição por melo que permita ao consumidor acompanhar a leitura do medidor.

16.1. Para as unidades consumidoras enquadradas na modalidade tarifária branca, a distribuidora deve utilizar sistema de medição capaz de apurar o consumo em pelo menos quatro postos tarifários, devendo ser programáveis o início e o fim de cada posto, disponibilizando as seguintes informações:

a) valor da energia elétrica ativa consumida, em kWh, acumulada por posto tarifário; e

b) posto tarifário corrente.

16.2. O consumidor pode optar pelo sistema de medição com funcionalidades adicionais, capaz de fornecer, além dos dados descritos no item 16.1, as seguintes Informações:

a) valores de tensão e de corrente de cada fase;

b) data e horário de início e fim das últimas 100 interrupções de curta e de longa duração; e

e) os últimos 12 valores calculados dos indicadores de Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária - DRP e de Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica - DRC.

16.3. As informações descritas na alínea "a" do item 16.1 e no item 16.2 devem estar disponíveis por meio de interface para aquisição local dos dados do medidor em formato aberto.

16.4. Os dados relativos às interrupções de curta e de longa duração e aos indicadores DRP e DRC descritos nas alíneas "b" e "c" do item 16.2. podem ser contabilizados no próprio medidor ou em dispositivo externo, e disponibilizados em mostrador no medidor ou de forma remota.

16.5. Nos casos da opção prevista no item 16.2, a responsabilidade financeira do consumidor se restringe ao custeio da diferença de custo entre o sistema de medição com funcionalidades adicionais e o sistema de medição que possua os requisitos mínimos necessários ao faturamento da tarifa branca.

16.6. Quando da instalação do sistema de medição com funcionalidades adicionais, a distribuidora deve informar previamente ao consumidor acerca das funcionalidades do referido sistema e das informações por ele disponibilizadas.

16.7. Para as unidades consumidoras que optarem pela modalidade de pré - pagamento, o sistema de medição deve, no mínimo:

a) permitir a visualização da quantidade de créditos disponíveis em kWh;

b) possuir alarme visual e sonoro que informe ao consumidor a proximidade do esgotamento dos créditos;

c) disponibilizar as informações e os alarmes por meio de equipamento a ser instalado no interior do imóvel do consumidor; e

d) permitir a alteração do valor de referência a partir do qual se iniciam os alarmes.

16.8. Para as unidades consumidoras que optarem pela modalidade de pós pagamento eletrônico, o sistema de medição deve, no mínimo:

a) permitir a visualização da energia consumida, em kWh;

b) possuir alarme visual e sonoro a ser acionado 15 dias antes da data prevista para a suspensão do fornecimento; e

e) disponibilizar as informações e os alarmes por meio de equipamento a ser instalado no interior do imóvel do consumidor.

17. o sistema de medição utilizado para o faturamento dos usuários conectados em média e alta tensão de distribuição deve atender aos requisitos mínimos descritos a seguir:

a) ser capaz de apurar, para consumo ou geração, de acordo com as características do usuário, as seguintes grandezas: energia ativa, em kWh; energia reativa, em kvar; demanda ativa integralizada em intervalo programável de 5 a 60 (minutos, em kW; e demanda reativa Integralizada em intervalo programável de 5 a 60 minutos, em kvar.

b) possuir memória de massa com as seguintes características: capacidade de armazenamento de dados de energia ativa, energia reativa, tensão e, opcionalmente, demanda ativa e reativa; capacidade de registro dos montantes consumidos e dos montantes injetados na rede, separadamente, quando necessário; Intervalo de integralização fixo em 5 minutos, ou programável de 5 a 60 minutos; e " armazenamento de dados referentes a, no mínimo, 37 dias de uso;

c) ser provido de: interface para aquisição local dos valores medidos e da memória de massa em formato aberto; quando aplicável, mecanismo de sincronismo de tempo via comando por central de aquisição de dados ou, opcionalmente, por Global Positioning System - GPS;

1. medidor com identificação alfanumérica de, pelo menos, 14 dígitos; e; saída de pulsos para controlador de demanda.

17.1. As especificações estabelecidas no item 17 também são aplicáveis aos sistemas de medição instalados em subestação de distribuição.

17.2. É facultado ao usuário solicitar ou efetuar a instalação de alimentação auxiliar em seu sistema de medição, desde que a fonte não seja interruptível e que ele arque com todos os custos e adaptações decorrentes dessa opção, incluindo ressarcimento à distribuidora pela aquisição e Implantação.

17.3. No caso de unidades consumidoras livres e especiais, o consumidor pode solicitar a instalação do medidor de retaguarda, observando-se o que se segue:

a) o consumidor deve ressarcir a distribuidora pelo custo de aquisição e implantação do medidor de retaguarda;

b) o consumidor é responsável pelos custos de eventual substituição ou adequação do medidor de retaguarda;

c) a distribuidora deve contabilizar os valores associados ao ressarcimento de que trata a alínea "a" no Subgrupo Créditos, Valores e Bens, conforme Manual de Contabilidade do Setor Elétrico; e

d) o medidor de retaguarda deve ser vinculado à respectiva concessão ou permissão e registrado pela distribuidora no seu ativo imobilizado em serviço, em contrapartida do Subgrupo Obrigações Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica, conforme Manual de Contabilidade do Setor Elétrico.

17.4. É admitida a utilização de sistemas encapsulados de medição a transformador a seco, desde que observadas as especificações técnicas do medidor, dos transformadores de instrumentos e da comunicação.

18. Quando necessário, o sistema de medição deve ser capaz de diferenciar o consumo ou a geração, além dos postos tarifários definidos na regulamentação vigente, com possibilidade de programação do horário de verão.

19. O sistema de medição dos usuários participantes do Sistema de Compensação de Energia Elétrica, definido na Resolução Normativa n° 482, de 17 de abril de 2012, deve atender às mesmas especificações exigidas para os outros usuários do mesmo nível de tensão, acrescido da funcionalidade de medição bidirecional de energia elétrica ativa.

19.1. Para as instalações em baixa tensão. a medição bidirecional pode ser realizada por meio de dois medidores unidirecionais, sendo um medidor destinado a apurar a energia ativa consumida e outro para apurar a energia ativa injeta da na rede.

20. A critério da distribuidora, as informações apuradas pelos sistemas de medição podem ser disponibilizadas em meios alternativos, com vistas a facilitar o acesso às informações pelo usuário, adicionalmente às exigências metrológicas.

21. A distribuidora pode, a seu critério, utilizar sistema de medição que disponibilize informações adicionais ou que possua requisitos superiores aos minimamente exigidos para cada usuário, observando a prudência dos investimentos e a modicidade tarifária.

2.2. Os transformadores de instrumentos, TP e TC, utilizados no sistema de medição para faturamento devem:

a) ter um enrolamento secundário exclusivo pra o sistema de medição utilizado no faturamento;

b) ser especificados de modo a considerar a situação normal de carregamento e situações de contingência, devendo estar de acordo com o medidor associado;

c) ter condutores com seção compatível com a carga máxima nominal do enrolamento secundário do TC;

d) ter condutores do TP que não Introduzam um erro sistemático de medição superior a 0,05% para um fator de potência indutivo de 0,8; e

e) observar a legislação metrológica ou, na falta dela, as normas da ABNT.

22.1. Na ausência de normas nacionais, devem ser observadas as normas internacionais.

23. Os medidores e transformadores para instrumentos instalados em novos usuários ou substituídos em usuários com instalações já conectadas devem atender às especificações definidas na Tabela 1.

Tabela 1 - Especificação da classe de exatidão mínima dos medidores e transformadores de instrumentos de sistemas de medição utilizados para faturamento dos usuários.

23.1. Para unidades consumidoras do Grupo B, admite - se o reaproveitamento de medidores da Classe A adquiridos antes de 1° de janeiro de 2021.

23.2. O TP e o TC devem garantir a classe de exatidão especificada na Tabela 1 para tensões compreendidas na faixa de 90% a 110% da tensão nominal, com frequência nominal.

23.3. Os equipamentos de gestão de iluminação pública utilizados para medição e faturamento, de que tratam as Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, devem possuir classe de exatidão A ou melhor, observada a regulamentação técnica metrológica do Inmetro e as instruções da ANEEL. (Redação do item dada pela Resolução Normativa ANEEL Nº 1050 DE 29/11/2022).

24. Na hipótese de o sistema de medição ser provido de sistema de comunicação remota, a distribuidora acessada deve adotar procedimentos e tecnologias que assegurem a segurança dos dados trafegados.

25. As caixas, cubículos e padrões de medição devem possuir grau de proteção para Invólucro de equipamentos elétricos (código IP) da ABNT correspondente às condições de instalação dos equipamentos.

26. O sistema de medição deve possuir marcas de selagem (lacres ou outros dispositivos de segurança que permitam a fácil visualização de quaisquer indícios de violação.

Instalação do sistema de medição

27. O processo de instalação do sistema de medição utilizado para faturamento envolve, quando cabível, as seguintes etapas:

a) procedimentos iniciais, com a avaliação da necessidade de instalação de sistema de medição;

b) definição da localização do sistema de medição para faturamento;

c) elaboração e a provação do projeto do sistema de medição para faturamento;

d) montagem dos equipamentos;

e) comissionamento do sistema de medição; e

f) cadastro no sistema da CCEE.

28. Para fins de instalação do sistema de medição, a distribuidora deve Informar ao usuário as responsabilidades que lhe cabem, bem como solicitar as informações necessárias.

29. Todas as informações a serem disponibilizadas pelo usuário devem constar dessa solicitação inicial da distribuidora.

29.1. A distribuidora não pode atrasar as etapas de instalação devido à requisição de informações adicionais não constantes na lista inicial.

29.2. A distribuidora é responsável por elaborar e encaminhar à CCEE o diagrama unifilar do ponto de conexão e do sistema de medição de unidades consumidoras livres e especiais e de· distribuidoras que acessam suas instalações.

29.3. Quando se tratar de centrais geradoras, importadores ou exportadores, o usuário é responsável por elaborar e encaminhar à CCEE o diagrama unifilar do ponto de conexão e do sistema de medição.

30.A distribuidora deve definir em suas normas técnicas as situações nas quais o usuário deve apresentar o projeto das instalações.

31.O projeto das instalações do usuário deve ser realizado por profissional habilitado.

32. Quando julgar necessário, o usuário deve solicitar â distribuidora as informações técnicas necessárias para integração do sistema de medição ao projeto elétrico da sua instalação.

33. A apuração das grandezas elétricas para faturamento deve se dar por meio da instalação de um sistema de medição individual para cada usuário, exceto se expressamente disposto em contrário.

33.1. Quando ocorrer compartilhamento da instalação entre usuários, é permitida a medição por diferença, desde que seja técnica e/ou economicamente justificável, e a critério da distribuidora acessada (no caso de usuários que não contabilizam energia na CCEE) ou da CCEE (no caso de usuários que contabilizam energia na CCEE).

33.2. A medição por diferença consiste na apuração das grandezas elétricas necessárias ao faturamento de determinado usuário, por meio de operações algébricas de grandezas apuradas em outros sistemas de medição utilizados para faturamento, ficando dispensada, nesse caso, a instalação de um sistema de medição individual para o usuário.

33.3. Desde que a energia consumida não seja contabilizada na CCEE, a instalação de sistema de medição é dispensada em unidades consumidoras:

a) com conexão temporária;

b) classificadas como iluminação pública; ou

c) destinadas ao fornecimento de energia elétrica para semáforo, iluminação de vias internas de condomínio e outros equipamentos instalados em via pública.

33.4. No caso de unidade consumidora classifica da como iluminação pública e alimentada por circuito exclusivo, a distribuidora deve instalar equipamento de medição conforme previsto nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

34. A localização do sistema de medição é definida pela:

a) CCEE, no caso dos usuários que contabilizam energia na CCEE; ou

b) distribuidora, nos demais casos.

34.1. Na análise e definição da localização do ponto de medição, a CCEE deve observar, além das definições aqui estabelecidas, os Procedimentos de Comercialização.

34.2. No prazo máximo de 10dias úteis após a entrega, pelo usuário, das Informações a que se refere o Item 28, a distribuidora acessada deve solicitar à CCEE a análise e definição da localização do ponto de medição nas seguintes situações:

a) quando se tratar de nova unidade consumidora livre ou especial;

b) em caso de migração de unidade consumidora para o Ambiente de Contratação Livre - ACL; ou

c) quando o usuário for uma distribuidora.

34.3. Quando se tratar de centrais geradoras, importadores ou exportadores, o usuário deve solicitar a análise e definição da localização do ponto de medição à CCEE.

34.4. A CCEE deve analisa r e definir a localização do ponto de medição em até 5 dias úteis após receber a solicitação, podendo rejeitar ou solicitar esclarecimentos ou documentos adicionais.

34.4.1. Nos casos em são solicitados esclarecimentos ou documentos adicionais, a CCEE dispõe de novo prazo de 5 dias úteis, após o atendimento pelo solicitante, para concluir a análise.

34.5.O sistema de medição deve ser instalado no ponto de conexão do usuário, exceto quando:

a) a distribuidora optar por instalar medição externa, nos termos do Item 34.9;

b) a perda técnica de potência ativa no trecho de linha entre o ponto de conexão e o sistema de medição for Inferior à metade do erro máximo esperado do sistema de medição, conforme detalhado no Anexo 5.A deste Módulo 5, situação em que se admite a instalação do sistema de medição em local abrigado na propriedade do usuário ou de terceiros; ou

e) for técnica ou economicamente justificável, a pedido do usuário e com a aprovação da distribuidora acessada e da CCEE (para os usuários que contabilizam energia na CCEE).

34.6. Desde que atendidas as especificações técnicas dos medidores, dos transformadores para Instrumentos e da comunicação, devem ser admitidos no sistema de medição para faturamento de usuários contabilizados na CCEE, os padrões técnicos estabelecidos pela distribuidora para os demais usuários de sua área de concessão ou permissão.

34.6.1. Os padrões técnicos são aqueles vigentes à época da ligação inicial da unidade ao sistema de distribuição.

34.7. A distribuidora não pode exigir a adequação do padrão de entrada da unidade consumidora em função da substituição do sistema de medição, exceto se:

a) for constatado descumprimento das normas e padrões técnicos vigentes à época da sua ligação inicial;

b) houver deficiência técnica ou de segurança;ou

c) houver inviabilidade técnica devidamente comprovada para Instalação do novo sistema de medição no padrão de entrada existente.

34.8. No caso de unidades consumidoras cujo sistema de medição esteja instalado no lado de baixa tensão do transformador de sua responsabilidade, a compensação das perdas técnicas do transforma dor deve ser realizada conforme detalhado no item 43.

34.9. A distribuidora pode, a seu critério e a suas expensas, Instalar sistema de medição externo à unidade consumidora.

34.9.1. É vedada a instalação de medição externa em locais onde houver patrimônio histórico, cultural e artístico, objeto de tombamento pelo poder publico federal, estadual ou municipal, definidos em lei específica, salvo se houver autorização explicita dos órgãos responsáveis.

34.9.2. Quando instalar medição externa, a distribuidora deve assegurar meio que permita o acompanhamento da leitura do medidor a qualquer tempo.

34.9.3. Quando houver deficiência que impossibilite o acompanhamento da leitura internamente na unidade consumidora, a distribuidora deve providenciar o reparo em até 15 dias após ter conhecimento do fato.

34.9.4. Caso a Implantação da medição externa seja efetuada em até 6 meses da ligação inicial, a distribuidora deve ressarcir o consumidor pelos custos incorridos na preparação do local de medição.

34.9.5. A qualquer tempo, o sistema de medição pode ser transferido pela distribuidora para o Interior da propriedade do consumidor, sem que isso enseje qualquer ônus ao consumidor.

35. No caso de unidades consumidoras que não contabilizam energia na CCEE;

a) a distribuidora acessada é responsável por realizar o projeto de medição, quando entender necessário;

b) a distribuidora acessada é responsável pela montagem do sistema de medição, o que deve ocorrer após a vistoria e aprovação das Instalações de entrada da unidade consumidora, conforme prazos e regras de atendimento estabelecidos nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

36. No caso de unidades consumidoras de consumidores livres ou especiais e de distribuidoras que acessam outras distribuidoras:

a) a distribuidora acessada é responsável por realiza r o projeto de medição, a montagem e o comissionamento do sistema de medição e seu respectivo relatório;

b) o prazo máximo para realização do projeto de medição pela distribuidora é de 10 dias úteis, contados a partir da emissão do Parecer de Localização do Ponto de Medição pela CCEE;

e) a instalação do sistema de medição pela distribuidora se dá após realizada a vistoria e aprovadas as instalações de entrada (ou do ponto de conexão) do usuário, conforme prazos e regras de atendimento estabelecidas nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica;

d) o comissionamento deve ser realizado imediatamente após a montagem do sistema de medição, tendo a distribuidora um prazo de 10 dias úteis para a emissão do relatório de comissionamento;

e) durante o comissionamento, o usuário pode, a seu critério, acompanhar os servíç.os realizados pela distribuidora; e

f) após a conclusão do relatório de comissionamento, observando ainda eventuais procedimentos relacionados à adesão à CCEE, a distribuidora deve solicitar o cadastro do ponto de medição no sistema da CCEE em até 5 dias úteis, salvo hipótese de início da operação comercial na CCEE em momento futuro.

O prazo total para adequação ou instalação do sistema de medição de unidades consumidoras que terão energia contabilizada na CCEE deve observar as etapas previstas neste Módulo 5 e os prazos e regras de atendimento estabelecidos nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

37. No caso de centrais geradoras, importadores e exportadores de energia:

a) o usuário é responsável por realizar o projeto, a montagem e o comissionamento do sistema de medição para faturamento e seu respectivo relatório;

b) o projeto de medição deve ser submetido à aprovação da distribuidora;

c) a distribuidora deve avaliar o projeto de medição em até 10 dias úteis após seu recebimento, comunicando ao usuário a sua aprovação ou reprovação, informando, neste último caso, todas as correções necessárias;

d) o usuário deve montar e realizar o comissionamento do sistema de medição com o acompanhamento da distribuidora, submetendo o relatório de comissionamento à aprovação;

e) a distribuidora deve avaliar o relatório de comissionamento em até 10 dias úteis após seu recebimento, comunicando ao usuário a sua aprovação ou reprovação, informando, neste último caso, todas as correções necessárias; e

f) após a aprovação do relatório de comissionamento referente a centrais geradoras que não estejam em operação em teste, o titular da central geradora deve solicitar o cadastro do ponto de medição nos sistemas da CCEE.

Uso, operação e manutenção do sistema de medição 38. A distribuidora deve disponibilizar gratuitamente:

a) porta para o acesso remoto ao sistema de medição às distribuidoras que acessam suas instalações; e

b) a saída para o usuário de que trata a alínea "e" do item 17 aos consumidores.

39. Os agentes responsáveis pelo sistema de medição e a CCEE devem manter os dados referentes às leituras dos medidores, relatórios de inspeção e manutenção, resultados de calibrações e alterações de cadastro dos sistemas de medição por um período mínimo de 10 anos.

40. As marcas de selagem (lacres) do sistema de medição, caixas e cubículos somente podem ser rompidos por representante da distribuidora.

41. Para a Inspeção do sistema de medição utilizado para faturamento devem ser observados os procedimentos estabelecidos nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

Compensação das perdas técnicas

42. As perdas técnicas de responsabilidade do usuário, que não tenham sido apuradas em função da localização do medidor em local diverso do seu ponto de conexão, devem ser acrescidas ou subtraídas, a depender do fluxo de energia, dos valores medidos de energia e demanda ativas e reativas, conforme regras de compensação definidas nos itens 43 a 46.

43. A compensação das perdas técnicas nos transformadores de responsabilidade dos usuários cujo ponto de entrega ou ponto de conexão se localize no lado de alta tensão do transformador e o sistema de medição se localize no lado de baixa tensão do transformador deve ser realizada aplicando - se os seguintes percentuais de compensação:

a) 1, 0% aos valores medidos de demanda e de energia ativas e reativas, nos atendimentos em tensão superior a 44 kV; ou

b) 2, 5% aos valores medidos de demanda e de energia ativas e reativas, nos atendimentos em tensão igual ou inferior a 44 kV.

44. Nos casos de medição por diferença, as perdas técnicas totais nas instalações de responsabilidade dos usuários devem ser compensadas de acordo com a proporção do consumo ou da geração medidos em cada um deles, exceto se:

a) um dos usuários afetados optar por arcar com todas as perdas técnicas das Instalações compartilhadas, situação na qual a compensação deve ocorrer apenas em seu faturamento; ou

b) a distribuidora acessada optar por arcar com as perdas técnicas das instalações compartilhadas entre os usuários, situação na qual não deve haver compensação no faturamento dos usuários e a distribuidora não fará jus ao reconhecimento dessas perdas.

45. Para a compensação de perdas técnicas em linhas de distribuição ou em instalações de interesse restrito, em que o sistema de medição não esteja Instalado no ponto de entrega ou no ponto de conexão do usuário, deve ser aplicado o procedimento descrito no Anexo 5.A deste Módulo 5.

46. Para as unidades consumidoras do Grupo B que possuem medição externa, nos termos do item 34.9, as perdas técnicas ocorridas no ramal de conexão devem ser calculadas conforme metodologia disposta no Anexo 5.B deste Módulo 5, e reduzidas dos valores medidos de energia elétrica.

Seção 5.2
Sistemas de medição utilizados para coleta de dado se apuração de parâmetros de qualidade da energia elétrica

Responsabilidades

47. responsabilidade da distribuidora instalar, operar, manter e arcar com os custos dos sistemas de medição destinados à coleta de dados e à apuração dos parâmetros de qualidade da energia elétrica.

Requisitos mínimos e aspectos relativos à instalação

48. Os sistemas de medição destinados à coleta de dados do sistema de distribuição devem, no mínimo:

a) ser capazes de apurar a demanda ativa e a demanda reativa, integralizadas em intervalos de 15 ou 5 minutos, em kW e kvar, respectivamente;

b) possuir capacidade de medição em quatro quadrantes, caso haja possibilidade de se ter fluxo de energia nos dois sentidos no ponto de medição;

e) possuir classes de exatidão dos equipamentos iguais ou superiores às classes de exatidão estabelecidas na Tabela 1, conforme o nível de tensão em que o sistema será instalado; e

d) ser provido de memória de massa com capacidade de armazenar dados de energia ativa, energia reativa, tensão e, opcionalmente, demanda ativa e reativa, considerando separadamente os montantes consumidos e os gerados, quando necessário.

48.1. O Intervalo de armazenamento da memória de massa pode ser fixado em 5 minutos, ou programável de 5 a 60 minutos, devendo armazenar dados referentes a, no mínimo, 37 dias de uso.

48.2. Devem ser utilizadas na coleta de dados do sistema de distribuição as informações disponíveis nos medidores eletrônicos existentes nas unidades consumidoras, nos sistemas de distribuição e nas subestações de distribuição, desde que atendam aos requisitos mínimos definidos no item 48.

48.3. Quando necessário.as informações não obtidas conforme descrito no item 48.2 devem ser complementadas com campanhas de medição.

49. Os sistemas de medição destinados à apuração dos parâmetros de qualidade da energia elétrica, abrangendo a qualidade do produto, devem, no mínimo:

a) ser providos de protocolos estabelecidos pelas normas vigentes da International Electrotechnical Comission - IEC 61000 série 4 ou normas técnicas brasileiras; e

b) utilizar método de medição Classe A ou S, conforme norma vigente da IEC 61000-4-30.

49.1. Alternativamente, até o ano de 2030, para a medição de tensão em regime permanente:

a) podem ser utilizados instrumentos de medição com precisão de até 1%; e

b) os valores eficazes podem ser calculados a partir de amostras coletadas em janelas sucessivas, as quais compreendem uma sequência de 12 a 15 ciclos (0, 2 a 0, 25 segundos).

49.2.O uso de instrumentos Classe A é obrigatório apenas para a solução de disputas específicas.

50. Os sistemas de medição destinados à apuração dos parâmetros de qualidade da energia elétrica devem apurar as leituras por meio de equipamentos que operem segundo o princípio da amostragem digital.

50.1. Os sistemas de medição destinados à apuração dos parâmetros de qualidade da energia elétrica devem permitir que sejam obtidas, no mínimo, as seguintes informações:

a) valores dos indicadores individuais associados à tensão em regime permanente, conforme estabelecido no Módulo 8 do PRODIST;

b) tabela de medição de tensão em regime permanente;

c) histograma de tensão em regime permanente;

d) valores dos indicadores associados com a distorção harmônica total de tensão, conforme estabelecido no Módulo 8 do PRODIST;

e) valores dos Indicadores de distorção harmônica Individual de tensão até a ordem harmônica máxima, conforme estabelecido no Módulo 8 do PROOIST;

f) valores do fator de desequilíbrio de tensão, conforme estabelecido no Módulo 8 do PROOIST;

g) valores dos indicadores de flutuação de tensão, conforme estabelecido no Módulo 8 do PRODIST; e

h) duração e amplitude dos eventos de variação de tensão de curta duração, indicando a data e hora de início de cada evento.

50.2. Para os equipamentos exclusivos de medição de tensão em regime permanente, aplicam - se as alíneas "a", "b" e "c" do item 50.1.

50.3. As medições devem corresponder ao tipo de ligação do usuário, abrangendo medições entre todas as fases e o neutro fornecidos no ponto de conexão.

50.3.1. Caso o neutro não seja fornecido pela distribuidora no ponto de conexão, a medição deve ser realizada entre as fases.

50.4. Os TP utilizados em um sistema trifásico devem:

a) ter as mesmas especificações entre si e suas cargas devem corresponder a impedâncias semelhantes; e

b) ser conectados preferencialmente em Y-Y aterrado, independentemente do tipo ou da classe de tensão.

50.4.1. Para os casos sem conexão à terra podem ser utilizados, excepcionalmente, arranjos para os TP do tipo V.

50.5. Para a medição dos indicadores de flutuação de tensão, deve·se utilizar sistema de medição ajustado para o nível de tensão correspondente.

50.6. Para fins do cálculo de distorções harmônicas, o sistema de medição deve apurar, no mínimo, até a 40!ordem harmônica.

50.7. As medições de usuários devem ser efetuadas no ponto de conexão, salvo nas situações descritas a Seguir:

a) quando a Instalação do equipamento de medição no ponto de conexão vier a comprometer a segurança do equipamento e de pessoas, ou apresentar Impossibilidade técnica: a instalação pode ser realizada no ponto de derivação da rede da distribuidora com o ramal de conexão do usuário; a estimativa da queda de tensão no ramal de conexão, para o caso específico da medição de tensão em regime permanente, fica sob a responsabilidade da distribuidora; a distribuidora deve disponibilizar ao usuário o memorial de cálculo da estimativa da queda de tensão do ramal de conexão;

b) quando a medição para fins de faturamento for realizada por meio de medidores encapsulados, instalados no sistema de baixa tensão, e cujos circuitos de corrente e de tensão não sejam acessíveis para as unidades consumidoras conectadas no sistema de média tensão: a instalação do equipamento de medição pode ser realizada no lado secundário do transformador de potência, considerando-se a relação de transformação para o caso específico da tensão em regime permanente; no caso dos demais indicadores da qualidade do produto em regime permanente.constantes do Módulo 8 do PRODIST, os valores obtidos devem ser comparados com os limites referentes ao mesmo nível de tensão do ponto de instalação física do instrumento de medição;

c) para usuários conectados no sistema de alta tensão com equipamentos de medição instalados no sistema de média tensão: a instalação do equipamento de medição pode ser realizada no lado secundário do transformador de potência; deve ser considerada a relação de transformação no caso específico da tensão em regime permanente; e

d) quando a medição de tensão for permanente, o local de instalação do sistema de medição deve seguir o disposto no item 34.

50.8. Os sistemas de medição utilizados no registro de energia e demanda reativas, para apuração do fator de potência, devem:

a) ser preferencialmente eletrônicos, empregando o princípio da amostragem digital; e

b) ser aprovados pelo órgão responsável pela conformidade metrológica.

51. Os medidores instalados para faturamento dos usuários também podem ser utilizados para:

a) o planejamento da expansão do sistema de distribuição;

b) a caracterização da curva de carga; e

c) a avaliação da qualidade do produto e do serviço prestado pela distribuidora.

52.A apuração dos fenômenos de qualidade do produto, nos termos do Módulo 8 do PRODIST, pode ser realizada por um único sistema de medição.

Seção 5.3
Leitura do sistema de medição utilizado para faturamento de usuários que contabilizam energia na CCEE

53. A leitura para faturamento consiste em coletar periodicamente os dados registrados e apurados pelo sistema de medição utilizado para o faturamento do usuário.

Responsabilidades

54. A infraestrutura necessária para que a leitura seja realizada deve ser disponibilizada pelo responsável pelo sistema de medição.

55. É responsabilidade das distribuidoras realizar a leitura para fins de faturamento de unidades consumidoras e de distribuidoras que acessam suas instalações.

56. São responsabilidades da CCEE:

a) nos casos de coleta direta, nos termos do item 57, realizar testes de comunicação com os sistemas de medição utilizados para faturamento dos usuários, testes de coleta de dados e estabelecer o plano de endereçamento TCP/IP e os parâmetros de configuração de VPN para a rede de comunicação do sistema de medição;

b) disponibilizar ao ONS os dados coletados pelo seu sistema, os quais devem corresponder ao disposto neste Módulo 8; e

c) disponibilizar as informações apuradas pelo sistema de medição de centrais geradoras para as distribuidoras por elas acessadas.

57. São permitidas as seguintes modalidades de leitura:

a) coleta direta, em que a CCEE faz a leitura remota, coletando os dados diretamente do sistema de medição do usuário por meio de infraestrutura exclusiva, provida pelo responsável pelo sistema de medição; e

b) coleta passiva, em que a distribuidora faz a leitura remota, coletando os dados diretamente do sistema de medição do usuário, e os envia ou os disponibiliza à CCEE.

57.1. A CCEE deve disponibilizar para consulta todos os dados de medição coletados, para os agentes relacionados a cada ponto de medição.

57.2.O intervalo e a frequência da leitura são definidos pela CCEE.

58. No caso da coleta passiva:

a) a distribuidora deve prover toda a infraestrutura de comunicação, conforme definições da CCEE;

b) a distribuidora deve disponibilizar os dados em formato compatível com o sistema da CCEE, conforme regras e procedimentos estabelecidos pela CCEE; e

c) a CCEE deve comprovar a compatibilidade entre seus procedimentos e prazos e o desempenho da coleta e disponibilização dos dados de medição pela distribuidora.

59. No caso da coleta direta:

a) o responsável pelo sistema de medição deve utilizar apenas medidores compatíveis com o sistema da CCEE;

b) a CCEE deve disponibilizar em seu portal eletrônico a relação dos medidores que sejam compatíveis com o seu sistema, explicitando o fabricante, modelo, se possui algoritmo para compensação de perdas técnicas em transformação, firm ware e demais especificações técnicas cabíveis, conforme testes por ela realizados, bem como dos demais medidores já utilizados;

c) a CCEE deve divulgar relatórios contemplando o desempenho da coleta e da qualidade dos dados medidos;

d) as distribuidoras devem monitorar os relatórios citados na alínea "c", procedendo aos reparos, substituições e quaisquer outras medidas corretivas, preditivas ou preventivas com vistas à normalização ou à preservação da coleta e da qualidade do dado medido, bem como nos casos em que forem notificadas pela CCEE; e

e) a CCEE deve passar a analisar criticamente dados de medição, com vistas a prospectar faltas, falhas e inconsistências, casos em que deverá notificar as distribuidoras para as providências necessárias.

60. A leitura dos consumidores que contabilizam energia na CCEE e das distribuidoras que acessam instalação de outra distribuidora deve ser realizada por meio da coleta passiva..

60.1. Se a distribuidora acessada não tiver implementado a coleta passiva:

a) a CCEE deve realizar a leitura dos usuários que contabilizam energia na CCEE por meio da coleta direta; e

b) a distribuidora acessada é responsável por todos os custos para viabilizar a comunicação de dados direta entre a CCEE e o usuário, sem direito ao ressarcimento pelo usuário nem tratamento tarifário diferenciado.

61. As distribuidoras devem disponibilizar gratuitamente aos seus consumidores, em local de acesso restrito, os dados de leitura referentes a, no mínimo, os 13 últimos ciclos de faturamento, conforme estabelecido no Módulo 11 do PRODIST.

62. A distribuidora e a CCEE devem assegurar a confidencialidade dos dados medidos.

62.1. Quando ó faturamento de um usuário depender dos dados de medição de terceiros, a distribuidora ou a CCEE devem repassar esses dados ao interessado.

ANEXO 5.A DA RESOLUÇÃO NORMAT1VA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021

CRITÉRIO DE DESLOCAMENTO E METODOLOGIA PARA COMPENSAÇÃO DE PERDAS EM UNHAS DE DISTRIBUIÇÃO MÓDULO 5 DOS PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST

Em caso de deslocamento do sistema de medição utilizado para faturamento, a perda técnica no trecho de linha entre o ponto de conexão e o sistema de medição, representada como um percentual em relação à máxima potência demandada pelo empreendimento, P_max (kW), deve ser estimada por:

em que:

n é número de fases da linha (n = 3);

r é a resistência de sequência positiva da linha de distribuição, em Ω/km;

L é comprimento do trecho de linha de distribuição entre o ponto de conexão e o sistema de medição, em km; e

I_max é a corrente máxima em A, por fase, estimada para a linha de distribuição conforme equação a seguir:

em que: V_n (kV) é a tensão nominal da linha de distribuição; e

cosφ é o fator de potência, fixado em 0, 92.

Já a incerteza combinada do sistema de medição pode ser estimada por:

em que:

M é a incerteza padrão do medidor;

Tc é a incerteza padrão do transformador de corrente;

Tp é a incerteza padrão do transformador de potencial (valores referentes aos requisitos mínimos definidos na Tabela 1); e

0, 05 representa o erro sistemático.

Desse modo, o sistema de medição pode ser instalado a uma distância L do ponto de conexão, caso a perda percentual PerdaP_(%) seja inferior à metade do erro estimado para o sistema de medição que atende aos requisitos mínimos para aquele nível de tensão, ou seja, caso a perda percentual atenda à seguinte desigualdade:

Diante do deslocamento entre o sistema de medição e o ponto de conexão do empreendimento, deve-se considerar nos valores medidos de energia e de demanda ativa o percentual de perdas PerdaP_(%). No caso das parcelas relativas à energia e demanda reativas, deve-se considerar o percentual estabelecido a seguir:

em que:

x é a reatância de sequência positiva da linha de distribuição, em Ω/km.

ANEXOS.B DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021

METODOLOGIA DE CÁLCULO DAS PERDAS TÉCNICAS EM RAMAIS DE CONEXÃO NO CASO DE MEDIÇÃO EXTERNA E PROCEDIMENTO DE DESCONTO DESSAS PERDAS NA FATURA DO CONSUMIDOR

MÓDULO 5 DOS PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST

As perdas técnicas de energia nos ramais de conexão quando da instalação de medição externa são calculadas conforme a expressão:

em que:

n é o número de condutores carregados, sendo:

n = 3, para unidades consumidoras alimentadas em 3 fases e 4 fios;

n = 3, para unidades consumidoras alimentadas em 2 fases e 3 fios;

n = 2, para unidades consumidoras alimentadas em 1fase e 3 fios; ou

n = 2, para unidades consumidoras alimentadas em 1fase e 2 fios.

e:

R é a resistência do ramal de conexão, em Ω/km;

L é o comprimento do ramal de conexão, em km;

CP_eq é o coeficiente de perdas equivalente, estabelecido em 1, 52;

lmed é a corrente média, em A, calculada para o ciclo de faturamento referente ao mês de cálculo da perda no ramal de conexão, dada por:

em que:

cosφ é o fator de potência, estabelecido em 0, 92;

V_nom é a tensão nominal de linha (V); e

E_fom é a energia mensal medida ou estimada na unidade consumidora em kMh.

Alternativamente, as perdas técnicas de energia nos ramais de conexão podem ser calculadas por meio da aplicação do percentual de 1, 5% sobre a energia mensal ou estimada na unidade consumidora.

Ao adotar quaisquer dos métodos de cálculo descritos neste Anexo, a distribuidora deve aplicá-lo a todas as unidades consumidoras atendidas por sistema de medição externa.

ANEXO VI DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021 PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST

MÓDULO 6 - Informações Requeridas e Obrigações

Seção 6.0
Introdução

Conteúdo

1. Além desta seção introdutória, este módulo é composto pelas seguintes seções:

a) Seção 6.1 - Das informações requeridas: apresenta comandos gerais relacionados aos fluxos de informação, como:

i. obrigações de âmbito geral;

ii. cronograma e condições do intercâmbio de informações;

iii. protocolo, métodos e meios de informação; e

iv. definição do acesso da ANEEL às Informações das distribuidoras, transmissoras e da CCEE.

b) Seção 6.2 - Das informações referentes ao planejamento da expansão do sistema de distribuição: define e detalha os fluxos de informação relacionados ao planejamento da expansão do sistema de distribuição, conforme definido no módulo 2 do PRODIST;

c) Seção 6.3 - Das informações referentes ao acesso ao sistema de distribuição:define e detalha os fluxos de informação relacionados ao acesso ao sistema de distribuição, conforme definido no Módulo 3 do PRODIST e nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica;

d) Seção 6.4 - Das informações referentes aos procedimentos operativos: define e detalha os fluxos de informação relacionados aos procedimentos operativos, conforme definido no Módulo 4 do PRODIST;

e) Seção 6.5 - Das informações referentes ao sistema de medição: define e detalha os fluxos de informação relacionados ao sistema de medição, conforme definido no Módulo 5 do PRODIST e nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica;

f) Seção 6.6 - Das Informações referentes ao cálculo de perdas na distribuição: define e detalha os fluxos de informação relacionados ao cálculo de perdas técnicas na distribuição, conforme definido no Módulo 7 do PRODIST;

g) Seção 6.7 - Das informações referentes à qualidade da energia elétrica:define e detalha os fluxos de informação relacionados à qualidade da energia elétrica, conforme definido no Módulo 8 do PRODIST;

h) Seção 6.8 - Das informações referentes ao ressarcimento de danos elétricos: define e detalha os fluxos de informação relacionados ao ressarcimento de danos elétricos, conforme definido no Módulo 9 do PRODIST e nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica;

i) Seção 6.9 - Das informações referentes ao Sistema de Informação Geográfica Regulatório - SIG - R: define e detalha os f luxos de informação relacionados ao Sistema de Informação Geográfica Regulat6rio - SIG - R, conforme definido no Módulo 10 do PRODIST;

j) Seção 6.10 - Das informações referentes à fatura de energia: define e detalha os fluxos de informação relacionados à fatura de energia, conforme definido no Módulo 11 do PRODIST e nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica; e

k) Seção 6.11 - Informações referentes ao atendimento, serviços e demais dados da prestação do serviço.

Objetivo

2. Estabelecer as obrigações relacionadas aos fluxos de informações para a ANEEL, visando atender aos procedimentos, critérios e requisitos dos módulos técnicos do PRODIST e dos regulamentos que definem as regras de prestação do serviço público de distribuição.

Aplicabilidade

3. Os procedimentos definidos neste Módulo devem ser observados por:

a) Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE);

b) distribuidoras;

c) transmissoras.

Seção 6.1
Das Informações requeridas

Obrigações de âmbito geral

4. As informações requeridas decorrem das obrigações estabelecidas pela ANEEL às partes interessadas nos módulos técnicos do PRODIST e nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

5. As partes interessadas possuem as seguintes obrigações com relação às Informações requeridas:

a) fornecer as Informações sob sua responsabilidade relativas às suas atividades nos sistemas de distribuição, em conformidade com o estabelecido nos módulos do PRODIST e nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica;

b) comprometer - se com a correção, veracidade e completitude das informações;

c) garantir o sigilo das informações classificadas como confidencia is;

d) fornecer os dados requisitados de acordo com o detalhamento, a padronização e a formatação estabelecidos no PRODIST e demais instruções da ANEEL, ou, na ausência desses, na forma determinada pela ANEEL para o Intercâmbio específico;

e) cumprir prazos e periodicidades estabelecidos na legislação para apresentação das informações;

f) informar ao destinatário, caso sejam identifica das incorreções nos dados ou nas informações fornecidas, o problema ocorrido e providenciar a sua imediata correção; e

g) atender às solicitações da ANEEL para analisar eventual inconsistência dos dados.

6. O detalhamento dos dados a serem enviados poderão ser definidos em instrução específica da ANEEL.

Cronogramas e condições do intercâmbio de Informações

7. O cronograma de intercâmbio de Informações é variável, conforme a ação realizada, a qual pode ser diferenciada entre situação normal, de risco ou de emergência.

8. Nas informações requeridas estão estabelecidos os fluxos, os conteúdos, o caráter e a periodicidade das informações intercambiadas entre partes interessadas. O detalhamento das exigências técnicas e normativas encontra - se em cada um dos módulos do PRODIST e demais regulamentos da prestação do serviço de distribuição.

Protocolos, métodos - meios de comunicação

9. Os protocolos de comunicação usados pelas partes interessadas devem garantir que as informações possam ser intercambiadas sem prejuízo de interoperabilidade entre computadores, unidades terminais remotas e os sistemas de comunicação e informações.

10. Os protocolos abertos utilizados pelas partes interessadas devem ser capazes de apontar possíveis situações de erros e possuir instrumentos de validação de mensagens de modo a garantir a confiabilidade da comunicação.

11. Os procedimentos para a comunicação verbal entre os operadores dos COD e as partes interessadas devem ser estabelecidos nos protocolos utilizados pelos agentes.

12. Os métodos e meios de comunicação utilizados pelas partes interessadas para o intercâmbio de informações devem proporcionar o pleno cumprimento de suas obrigações estabelecidas no PRODIST.

13. As informações devidas pelas partes interessadas à ANEEL devem ser disponibilizadas de acordo com as orientações específicas determinadas pela Agência.

14. As áreas de gestão de dados das partes interessadas devem buscar permanentemente a aplicação de novas tecnologias para a coleta, arquivamento, tratamento e transmissão dos dados e informações.

Definição do acesso às informações

15. Os direitos das entidades setor ais em obter as informações necessárias ao desempenho das suas funções estão estabelecidos na regulação de que tratam da prestação de serviços públicos de distribuição de energia elétrica.

16. De forma complementar, quando couber, as partes interessadas devem observar os Procedimentos de Rede, as Regras e Procedimentos de Comercialização e os Procedimentos de Regulação Tarifária.

Seção 6.2
Das Informações referentes ao planejamento da expansão do sistema de distribuição

Fluxo das Informações da distribuidora para a ANEEL

17. Os dados do Plano de Desenvolvimento da Distribuição - PDD, que devem ser entregues em formato específico definido pela ANEEL, apresentam o resultado dos estudos de planejamento elétrico e energético da distribuição, baseando-se no planejamento do SDAT, SED, SDMT e SDBT conforme horizontes definidos no Módulo 2 do PRODIST e especificado nas tabelas a seguir.

Tabela 1 - Plano de Desenvolvimento da Distribuição - PDD

Tabela 2 - A análise Critica

18. A distribuidora deve encaminhar à ANEEL, no formato específico definido, a caracterização da carga e de seu sistema elétrico. Tais Informações são descritas nas tabelas a seguir:

Tabela 3 - Tipologias de carga, rede e injeções

Tabela 4 - Dados gerais e relatórios das medição

Tabela 5 - Horário de ponta

Tabela 6 - Fluxo de potência

Tabela 7 - Pesquisa de posse de equipamentos e hábitos de consumo

19. A distribuidora deve encaminhar à ANEEL, no formato especifico definido, os dados necessários para cálculo dos custos médios. Tais informações são descritas nas tabelas a seguir:

Tabela 8 - Dados de mercado para cálculo dos custos marginais

Tabela 9 - Dados físicos para cálculo dos custos marginais

Tabela 10 - Dados de custo dos elementos físicos para cálculo dos custos marginais

20. A distribuidora deve encaminhar à ANEEL, no formato específico definido, os dados necessários para cálculo do encargo de conexão dos consumidores do subgrupo A1. Tais informações são descritas nas tabelas a seguir:

Tabela 11 - Dados para cálculo do encargo de conexão dos consumidores A1

21. A distribuidora deve encaminhar à ANEEL no formato específico definido, os dados necessários para cálculo da tarifa de uso dos sistemas de distribuição das centrais geradoras - TUSDg conectadas no nível de tensão de 138 ou 88 kV. Tais informações são descritas nas tabelas a seguir:

Tabela 12 - Dados para cálculo da tarifa de uso das centrais geradoras

Seção 6.3
Das informações referentes ao acesso ao sistema da distribuição

Fluxo de informações da distribuidora para a ANEEL

21. A distribuidora deve encaminhar à ANEEL os registros relativos aos processos de conexão de usuários, contendo:

Tabela 13 - Informações sobre conexão

Seção 6.4
Das informações referentes aos procedimentos operativos

Fluxo de informações da distribuidora para a ANEEL

23. A distribuidora deve enviar à ANEEL as informações relativas às condições operativas e a manutenção na rede.

Tabela 14 - Informações de condições operativas e a manutenção na rede

Seção 6.5
Das informações referentes aos sistemas de medição

Fluxo de Informações da distribuidora para a ANEEL

23. A distribuidora encaminha à ANEEL os registros relativos aos processos medição e leitura no sistema de distribuição e nos usuários, contendo:

Tabela 15 - Informações sobre medição

Seção 6.6
Informações referentes ao cálculo de perda na distribuição

Fluxo de informações da CCEE para a ANEEL

2. Dados Globais: a CCEE deve apurar e enviar à ANEEL as perdas de energia nas DITs compartilhadas.

Tabela 16 - Perdas nas DIT compartilhadas

Fluxo de informações de distribuidora pare e ANEEL

26. Dados Globais: correspondem àqueles inerentes a todo o sistema de distribuição e das DIT de uso exclusivo, quando couber, e devem ser enviados conforme modelo a ser fornecido pela ANEEL.

Tabela 17 - Balanço de energia

Tabela 18 - Perdas de energia

Tabela 19 - Informações das redes de alta tensão

27. Dados das unidades consumidoras: aplicáveis para consumidores do SDBT.

Tabela 20 - Unidades consumidoras

27. Dados dos transformadores de potência: aplicáveis para cada equipamento de transformação, incluindo reguladores de tensão.

Tabela 21 - Transformadores de potência

27. Dados dos transformadores de distribuição: aplicáveis a cada equipamento de transformação, incluindo reguladores de tensão.

Tabela 22 - Transformadores de distribuição

27. Dados das curvas de carga dos circuitos de Média Tensão.

Tabela 23 - Curva de carga dos circuitos de média tensão

31. Dados das curvas de carga dos transformadores de distribuição:obtidas por melo da campanha de medição constantes do Módulo 2 do PRODIST.

Tabela 24 - curva de carga dos transformadores de distribuição

32. Dados das curvas de carga dos circuitos dos consumidores de baixa tensão: obtidas por meio da campanha de medição constante do Módulo 2 do PRODIST.

Tabela 25 - Curva de carga dos consumidores de baixa tensão

32. Dados das redes: Aplicáveis às redes do SDMT.

Tabela 26 - Redes do sistema de distribuição de média tensão - SDMT

Observações:

(1) Para as redes com operação em malha a distribuidora deve encaminhar um estudo específico de apuração das perdas técnicas no período em análise.

(2) A distribuidora deve encaminhar um estudo específico do fluxo de potência deste caso, objetivando a apuração as perdas técnicas no período em análise.

32. Dados das redes:aplicáveis às redes do SDBT.

Tabela 27 - Redes do sistema de distribuição de baixa tensão - SDMT

Observações: Para as redes com configuração reticulada, devem ser declarados os valores correspondentes na tabela, com a indicação de rede atípica. Adicionalmente, a distribuidora deverá encaminhar um estudo específico de apuração das perdas técnicas referentes ao período de 12 meses.

35. Dados dos coeficientes de Variação dos transformadores de potência, redes do SDMT, transformadores de distribuição e redes do SDBT: obtidas por meio de estudo realizado pela permissionária.

Tabela 28 - Coeficiente de variação do sistema das permissionárias

Seção 6.7
Das informações referentes à qualidade da energia elétrica

Fluxo de Informações da distribuidora para a ANEEL

36. A distribuidora deve disponibilizar à ANEEL, para cada ocorrência emergencial, as seguintes informações:

Tabela 29 - Dados sobre ocorrência emergencial

37. Para cada conjunto de unidades consumidoras afetado por interrupção de longa duração, a distribuidora deve enviar os seguintes dados à ANEEL:

Tabela 30 - Dados sobre cada conjunto afetado por interrupção de longa duração

38. Para cada interrupção de longa duração ocorrida em um conjunto, a distribuidora deve enviar os seguintes dados à ANEEL:

Tabela 31 - Dados sobre cada Interrupção de longa duração ocorrida no conjunto

Observação: Estes dados devem estar relacionados ao código de identificação de cada unidade consumidora.

39. A distribuidora deve armazenar, em meio digital, relatório com evidências de evento que tenha gerado interrupção em Situação de Emergência, o qual deve ser disponibilizado no seu sítio eletrônico em local de livre e fácil acesso.

Tabela 32 - Relatório com evidências de evento que tenha gerado Interrupção em Situação de Emergência

40. A distribuidora deve enviará ANEEL, os seguintes indicadores de tempo envolvido no atendimento de ocorrências emergenciais:

Tabela 31 - Indicadores de tempo das ocorrências emergenciais do conjunto

Observação: Para o cálculo dos indicadores, deve-se observar o disposto no Módulo 8 do PRODIST.

41. A distribuidora deve enviar à ANEEL, os seguintes indicadores de transgressão de conformidade de tensão das medições amostrais

Tabela 34 - Indicadores individuais de transgressão de conformidade de tensão

Observação: Para o cálculo dos indicadores, deve-se observar o disposto no Módulo 8 do PRODIST.

42. A distribuidora deve enviar à ANEEl, os seguintes indicadores de continuidade do fornecimento:

Tabela 35 - Indicadores de continuidade de conjunto

Observação: (1) Para o cálculo dos indicadores, deve-se observar o disposto no Módulo 8 do PRODIST.

43. A distribuidora deve enviar à ANEEL os dados referentes à apuração dos indicadores de continuidade para cada ponto de conexão com outras distribuidoras no qual atue como acessado, conforme tabela a seguir

Tabela 36 - Indicadores de continuidade dos pontos de conexão

44. A distribuidora deve enviar à ANEEL, as seguintes informações, referentes à compensação de valores ao consumidor ou central geradora devido à violação dos indicadores individuais de continuidade e conformidade de tensão:

Tabela 37 - Compensação de valores

Observação: Para o calculo dos indicadores, deve-se observar o disposto no Módulo 8 do PRODIST. Devem ser encaminhadas as transformações apenas das unidades consumidoras que receberam compensação.

45. A distribuidora deve enviar à ANEEL, a distribuição das interrupções verificadas no consumidor ou central geradora em determinado período, conforme tabela a seguir.

Tabela 38 - Distribuições das interrupções

46. A distribuidora deve enviar à ANEEL, resumo das informações de compensação de valores ao consumidor ou central geradora devido à violação dos indicadores Individuais de continuidade, conforme tabela a seguir.

Tabe1a 39 - Compensações referentes aos indicadores de continuidade

47. A distribuidora deve enviar à ANEEL, resumo das informações de compensação de valores ao consumidor devido à violação dos indicadores Individuais de conformidade da tensão, conforme tabela a seguir:

Tabela 40 - Compensações referentes aos indicadores de conformidade.

48. A distribuidora deve enviar à ANEEL os seguintes indicadores de segurança de trabalho e de suas instalações:

Tabela 41 - Dados de segurança do trabalho e das instalações

Fluxo de Informações de transmissora detentora de DIT para a ANEEL

49. A transmissora detentora de DIT deve disponibilizar à ANEEL, para cada ponto de conexão, as seguintes Informações:

Tabela 42 - Indicadores de continuidade dos pontos de conexão

Seção 6.8
Das informações referentes ao ressarcimento da danos elétricos

Fluxo de informações da distribuidora para a ANEEL

Tabela 43 - Informações referentes ao processo de ressarcimento de danos elétricos

Seção 6.9
Informações referentes ao Sistema de Informação Geográfica Regulatório - SIG - R

Fluxo de Informações de distribuidora para ANEEL

50. As informações do SIG-R devem ser enviadas conforme tabelas a seguir:

Tabela 44 - Dados sobre as entidades geográficas

Tabela 45 - Dados sobre as entidades não geográficas

Seção 6.10
Informações referente à fatura de energia elétrica

Fluxo de Informações da distribuidora para a ANEEL

Tabela 46 - Informações de fatura e faturamento

Seção 6.11
Informações referentes ao atendimento, serviços e demais dados da prestação do serviço

Fluxo de Informações da distribuidora para a ANEEL

Tabela 47 - Informações de atendimento, serviços, reclamações

ANEXO VII DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021

PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST MÓDULO 7 - CÁLCULO DE PERDAS NA DISTRIBUIÇÃO

Seção 7.0
Introdução

Conteúdo

1. Além desta seção introdutória, este módulo está estruturado da seguinte forma:

a) Seção 7.1 - Disposições gerais para o cálculo de perdas na distribuição:estabelece os dados e informações necessárias e os parâmetros regulatórios a serem adotados no cálculo das perda s na distribuição;

b) Seção 7.2 - Metodologia de cálculo de perdas técnicas: define a metodologia de cálculo de perdas técnicas e estabelece a forma de caracterização da carga para fins de aplicação do método de fluxo de potência.;

c) Seção 7.3 - Procedimento de cálculo: estabelece os procedimentos para o cálculo das perdas técnicas de energia dos sistemas de distribuição de energia elétrica;

d) Seção 7.4 - Indicadores de perdas: define os indicadores de perdas obtidos do cálculo;

e) Seção 7.5 - Premissas para o cálculo de perdas na distribuição das permissionárias:estabelece aspectos particulares relacionados ao cálculo de perdas das permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica; e

f) Anexos.

Objetivo

2.. Definir os procedimentos para a obtenção dos dados necessários para o cálculo das perdas dos sistemas de distribuição de energia elétrica;

3. Estabelecer os parâmetros regulatórios, a metodologia e os procedimentos para a apuração das perda s nos sistemas de distribuição de energia elétrica.

4. Definir o tratamento regulatório a ser empregado em caso de impossibilidade de realização do cálculo das perdas.

5. Definir o período de realização e o método de cálculo de perdas técnicas, empregado em cada segmento e equipamento do sistema de distribuição.

6. Estabelecer a forma de caracterização da carga para fins de aplicação do método de fluxo de potência.

7. Definir os indicadores para a avaliação das perdas na distribuição de energia elétrica.

Aplicabilidade

8. Os procedimentos de cálculo das perdas na distribuição devem ser observados por:

a) Distribuidoras de energia elétrica, de acordo com os regulamentos específicos relacionados à revisão tarifária; e

b) Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, no que diz respeito à apuração das perdas de energia nas Demais Instalações de Transmissão - DIT.

Seção 7.1
Disposições sobre o cálculo de perdas na distribuição

Disposições gerais

9. São consideradas somente as perdas técnicas de responsabilidade da distribuidora, incluindo seu sistema de distribuição e as DIT, quando couber.

10. Não são consideradas as perdas das instalações de terceiros, incluindo aquelas constantes do Plano de Incorporação de Redes Particulares ainda não transferidas para a distribuidora.

11. As perdas técnicas nos transformadores acrescidas aos valores medidos de energia e demanda nas unidades consumidoras atendidas em tensão primária com equipamentos de medição insta lados no secundário não devem ser consideradas no cálculo de perdas na distribuição.

12. As perdas técnicas nos ramais de ligação das unidades consumidoras atendidas por sistema de medição externa devem ser consideradas para fins do cálculo de perdas na distribuição.

13. As Instalações de terceiros constantes do Plano de Incorporação de Redes Particulares devem ser Informadas para o cálculo de perdas na distribuição até o prazo estabelecido no regulamento que trata da transferência desses ativos às distribuidoras, considerando o período definido para a apuração das perdas.

Dados para o cálculo de perdas na distribuição

14. Os dados físicos (redes, transformadores, reguladores, chaves e medidores) e de energia nas unidades consumidoras e geradores, nos transformadores de potência e nos alimentadores de média tensão são obtidos da Base de Dados Geográfica da Distribuidora - BDGD.

15. Os dados do Balanço de Energia, que compreendem os montantes de energia injetada e fornecida agregados para cada segmento do sistema de distribuição, devem ser enviadas pelas distribuidoras de acordo com as instruções relativas ao processo de revisão tarifária constantes do Módulo 6 do PRODIST.

16. A caracterização da carga é realizada a partir de dados da campanha de medição definida no Módulo 2 do PRODIST.

17. Os dados de energia são obtidos do sistema de medição das distribuidoras, de agentes supridores e da CCEE.

18. Os demais dados necessários para a apuração das perdas no sistema de distribuição e nas DIT de uso exclusivo devem ser fornecidos pela distribuidora, conforme estabelecido no Módulo 6 do PRODIST.

19. A ANEEL pode utilizar outras informações disponíveis em suas bases de dados para a apuração das perdas

20. A distribuidora deve apresentar avaliação das perdas por segmento, detalhando a metodologia utilizada no estudo.

21. As perdas nas DIT compartilhadas são apuradas pela CCEE, que deve informar os valores de cada distribuidora à ANEEL.

22. A ANEEL pode solicitar Informações adicionais às listadas no Módulo 6 do PRODIST, necessárias para o cálculo das perdas na distribuição.

23. Os estudos realizados pela distribuidora e o detalhamento das informações fornecidas devem ser mantidos, por um período de 10 anos.

Avaliação de informações prestadas

24. Após recebimento e avaliação das informações encaminhadas pela distribuidora, caso sejam identificadas inconsistências, a ANEEL pode solicitar esclarecimentos e correções com vistas à realização do círculo de perdas na distribuição.

25. Caso as inconsistências nas informações referidas no item 24 persistam, impossibilitando a realização do cálculo de perdas na distribuição, o percentual de perdas técnicas sobre a energia Injetada a ser adotado para a distribuidora terá como referência o menor valor entre os percentuais já calculados pela ANEEL.

Parâmetros Regulatórios

26. A ANEEL adota o valor de 0, 92 para o fator de potência no cálculo das perdas do SDMT e SDBT.

27. Não são considerados no cálculo de perdas elementos de compensação de energia reativa instalados no Sistema de Distribuição de Média Tensão - SDMT e no Sistema de Distribuição de Baixa Tensão - SDBT.

28. Exceto para as perdas apuradas por medição, é considerado um adicional de 5% sobre o montante de perdas técnicas totais, devido às perdas técnicas produzidas por efeito corona em conexões, sistemas supervisórios, relés fotoelétricos, capacitores, transformadores de corrente e de potencial, e por fugas de correntes em isoladores e para - raios.

29. O nível de tensão de operação considerado no cálculo é o informado pela distribuidora na saída do alimentador de média tensão, que deve corresponder à tensão que o circuito opera na maior parte do período de apuração das perdas.

30. Os valores regulatórios de perdas totais e em vazio para os transformadores de distribuição encontram - se definidos nas Tabelas do Anexo 7.A.

31. Os valores de perdas totais e em vazio para os transformadores de potência devem corresponder aos dados de placa dos equipamentos, sendo que sua razoabilidade será avaliada pela ANEEL no momento do cálculo.

32. A perda considerada por circuito de tensão é de 1 W (watt) para medidores eletromecânicos e de 0, 5 W para medidores eletrônicos.

33. A Impedância de sequência positiva é considera da para fins do cálculo de perdas apuradas por fluxo de potência, conforme tabelas disponíveis no Anexo 7.B.

34. Caso o condutor não esteja contido nas Tabelas do Anexo 7.8, deve ser utilizada a impedância informada na BDGD, com sua razoabilidade avaliada pela ANEEL

35. O modelo adotado para as cargas conectadas ao SDMT e ao SDBT é denominado ZIP, sendo composto pelo seguinte:

a) para a parcela reativa: 100% impedância constante; e

b) para a parcela ativa: 50% potência constante e 50% impedância constante.

36. A carga é dividida igualmente entre as fases para as unidades consumidoras trifásicas e é considerada conectada entre fases, para as unidades monofásicas a três fios.

37. Quando a aplicação do método de cálculo das perdas apuradas por fluxo de potência resultar em tensão nos pontos de conexão de unidades consumidoras no nível precário ou crítico, conforme definido na Seção 8.1 do Módulo B do PRODIST, a parcela da carga a que se refere o item 355, caracterizada como potência constante, passa a ser modelada como impedância constante.

38. Caso as tensões em qualquer ponto do sistema não estejam dentro dos limites definidos como a de quados, de acordo com o Módulo 8 do PROOIST, podem ser efetuados ajustes nos Taps dos reguladores de tensão e nas cargas conectadas ao alimentador.

39. A resistência de aterramento considerada para os circuitos monofilares com retorno por terra - MRT é de 15 ohms.

40. Caso a distribuidora não possua cadastro dos seus ramais de ligação de unidades consumidoras de baixa tensão, é estabelecido o comprimento regulatório de 15 metros.

41. O comprimento máximo admissível para o ramal de ligação é de 30 metros.

Etapas do cálculo

42. No cálculo das perdas técnicas são considerados os segmentos e os equipamentos dos sistemas de distribuição (segmentos de rede, ramais, transformadores.reguladores e medidores) e os subgrupos de tensão (Al, A2, A3, A3a, A4 e B) aos quais esses segmentos e equipamentos pertencem.

43. Para o cálculo de perdas, o sistema de distribuição é segmentado em:

a) redes do Sistema de Distribuição de Alta Tensão - SDAT;

b) transformadores de potencia;

c) reguladores, redes do Sistema de Distribuição de Média Tensão - SDMT;

d) redes do Sistema de Distribuição de Baixa Tensão - SDBT;

e) transformadores de distribuição;

f) ramais de ligação; e

g) medidores de energia das unidades consumidoras do SDBT.

Seção 7.2
Metodologia de cálculo de perdas técnicas

Período de apuração das perdas na distribuição

44. O período de apuração das perdas na distribuição é anual e deve coincidir com o ano civil.

45. O cálculo de perdas na distribuição é realizado para cada mês do período de apuração.

46. São obtidos três valores de perdas de energia considerando:

a) dias úteis;

b) sábados; e

c) domingos e feriados.

47. O número de dias úteis, sábados, domingos e feriados é obtido considerando o calendário nacional do ano de referência do cálculo.

48. São considerados feriado.s para fins do cálculo das perdas.aqueles constantes da alínea "a", do inciso XXXIX, do art. 22 das Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

Método de cálculo

49. As perdas de·energia nas redes e nos equipamentos associados ao SDAT são apuradas por dados obtidos do sistema de medição.

50. As perdas de energia nas redes e equipamentos associados ao SDMT, e ao SDBT são apuradas pela aplicação do método de fluxo de potência.

51. Para os medidores, são computadas as perdas nas bobinas de tensão localizadas nas unidades consumidoras do grupo B.

Perdas apuradas por sistema de medição.

52. As perdas de energia no SDAT são apuradas a partir dos dados obtidos do sistema de medição, pela diferença entre a energia injetada e fornecida medidas na fronteira desse sistema com agentes de transmissão, geração, consumidores, outras distribuidoras e Subestações de Distribuição - SED.

Perdas em transformadores da potência

53. O cálculo das perdas técnicas de potência para os transformadores é realizado para a condição de carga media, de acordo com a equação:

em que:

P_TR: perda de potência para a demanda média do transformador (MW);

P_fe perda no ferro ou em vazio do transformador (MW);

P_cu perda de potência para a demanda média no cobre do transformador (MW).

54. A perda de potência para a demanda média no cobre do transformador é calculada pela equação:

em que:

P_cu: perda de potência para a demanda média no cobre do transformador em (MW);

P_Ncu: perda no cobre do transformador na condição nominal de carga, sendo obtida peta diferença entre a perda total e a perda em vazio do transformador em (MW);

P_med: potência média no transformador, obtida pela energia consumida pelos consumidores ligados ao transformador dividida pelo tempo em (MW);

P_nom: potência nominal do transformador em (MVA);

cosφ: fator de·potência, estabelecido em 0,92.

55. A perda de energia do transformador é calcula da pela equação:

em que:

E_TR: perda de energia do transformador em (MWh);

ΔT: período de tempo analisado;

P_fe: perda no ferro ou em vazio do transformador em (MW);

P_cu: perda de potência no cobre do transformador em (MW);

CP_T: Coeficiente de Perdas.

Apuração das perdas por fluxo de potência

56. As perdas ocorridas no SDMT e no SDBT, onde estão incluídos os ramais de ligação, são calculadas por meio do método de fluxo de potência, em que:

a) os elementos não - lineares, como geradores e alguns tipos de cargas, são considerados como equivalentes, de Norton, com matriz de admitância nodal constante e uma corrente de compensação que ajusta a porção não - linear;

b) a matriz de admitância nodal é mantida constante para melhorar a eficiência na solução do problema de fluxo de potência; e

e) a corrente de compensação é aquela adicionada ao vetor de injeção de corrente e que compõe as equações nodais do circuito.

57. Para a solução do estudo de fluxo de potência, deve-se seguir os seguintes procedimentos:

a) desconecta-se todas as cargas do sistema, considerando - se apenas os elementos passivos ligados em série no circuito, de forma a se obter um valor inicial das tensões em módulo e ângulo em todas as barras do circuito;

b) inicia-se o ciclo de alterações, obtendo-se as correntes injetadas requeridas pelos elementos ativos conectados ao circuito, que são adicionadas ao vetor de Injeção de corrente, para obter-se os novos valores de tensões nas barras do circuito;

c) com a obtenção das tensões nas barras, o processo descrito na alínea "b" é reiniciado até que as tensões se encontrem dentro da tolerância especificada.

58. Caso a convergência não seja obtida com a aplicação do método descrito no item 57, pode ser adotado outro método de solução para o círculo de perdas.

Perdas em medidores

59. A perda de potência para o medidor de energia das unidades consumidoras do grupo B é calculada conforme a equação:

em que:

P_M: perda de potência no medidor (MW);

P_C: perda por circuito de tensão do medidor (W);

K: multiplicador da perda de potência do circuito de tensão do medidor cujo valor deve ser fixado em:

3 (três), para unidades consumidoras alimentadas em 3 fases e 4 fios;

2 (dois), para unidades consumidoras alimentadas em 2 fases e 3 fios e em 1 fase e 3 fios;

1 (um), para unidades consumidoras alimentadas em 1 fase e 2 fios.

60. A perda de energia para o medidor E_M, é obtida pela multiplicação entre a perda de potência, obtida pela Equação 4, e o período de tempo analisado 6T.

em que:

E_M: perda de energia para o medidor em (MWh);

P_M: perda de potência do medidor em (MWh);

ΔT: período de tempo analisado.

Caracterização da carga

61. A distribuidora deve atribuir para cada unidade consumidora do SDMT e do SDBT uma curva de carga (consumidor - tipo) da tipologia que a representa, utilizando as informações de sua campanha de medição mais recente.

62. O percentual do mercado de energia anual informado para fins do cálculo de perdas das unidades consumidoras atribuído a cada consumidor - tipo deve ser igual ao percentual do mercado de referência que esse consumidor - tipo representa na formação da tipologia.

63. O cálculo do percentual do mercado de energia de cada consumidor - tipo deve levar em consideração as diferenças de energia observadas entre dias úteis, sábados, domingos e feriados.

64. A curva de carga diária a ser considerada para cada unidade consumidora é composta de 24 patamares de carga, obtidos pela média aritmética, para cada hora, dos pontos de demanda registrados de 15 em 15 minutos ou de 5 em 5 minutos.

Seção 7.3
Procedimento de e61eulo das perdas de energia

65. A metodologia para o cálculo de perdas de energia na distribuição emprega dois procedimentos distintos:

a) top down para o SDAT, onde as perdas são calculadas pela subtração da energia injetada medida na fronteira do SDAT com os agentes supridores da energia medida nas SED; e

b) bottom - up para o SDMT e o SDBT, onde as perdas são calculadas a partir da energia medida nos pontos de consumo acrescidas das perdas nos medidores com a utilização do método de fluxo de potência.

Cálculo de perdas de energia no SDAT

66. As perdas apuradas pelo sistema de medição de que trata a Seção 7.2 devem ser discriminadas de acordo com os níveis de tensão dos subgrupos do SDAT (Al, A2 e A3) e para cada relação de transformação desse sistema.

67. Para a aplicação do procedimento descrito no item 66, inicialmente é efetuado o cálculo das perdas em cada transformador de potência, conforme Seção 7.2.

68. Caso a distribuidora disponha de medição em cada um dos terminais do transformador pertencente ao SDAT ou no primário do transformador pertencente à SED, a perda desse equipamento não deve constar daquela informada pela distribuidora para as redes dos níveis de tensão dos subgrupos do SDAT.

69. Caso a distribuidora disponha de medição em apenas um dos terminais do transformador pertencente ao SDAT ou somente no secundário do transformador pertencente à SED, a perda calculada para esse transformador será subtraída da perda das redes de um dos níveis de tensão em que se encontra conectado o transformador, considerando para isso a localização da medição (no primário ou no secundário do transformador).

70. Caso a distribuidora não possua medição nos terminais do transformador pertencente ao SDAT, a perda calculada para esse transformador considerará a estimativa de energia passante no equipamento e será subtraída da perda das redes de um dos níveis de tensão onde se encontra conectado o transformador.

Cálculo de perdas de energia no SDMT e no SDBT

71. O cálculo de perdas de energia é realizado para cada alimentador de média tensão considerando os transformadores de distribuição, segmentos de média e baixa tensão, ramais de ligação e medidores de energia integrantes do alimentador.

72. As perdas de energia no SDMT e no SDBT são calculadas pelo método de fluxo de potência, de acordo com o seguinte procedimento:

a) calcular as perdas técnicas nos medidores de energia das unidades consumidoras do grupo B, conforme método descrito na Seção 7.2;

b) calcular as perdas técnicas no SDMT e no SDBT considerando apenas a energia medida nas unidades consumidoras conectadas aos referidos segmentos, somadas às perdas de energia nos medidores;

c) obter a perda não técnica pela diferença verificada entre a energia medida na saída do alimentador e a energia medida nas unidades consumidoras pertencentes ao SDMT e ao SDBT, adicionada das perdas de energia à jusante do alimenta dor;

d) alocar a perda não técnica obtida no passo anterior entre o SDMT e o SDBT, na proporção informada pela distribuidora no balanço energético, acrescentando essa energia às energias medidas nas unidades consumidoras de cada segmento proporcionalmente aos seus respectivos consumos;

e) recalcular a perda técnica no SDMT e no SDBT utilizando o método de cálculo descrito na alínea "e"; e

f) repetir o procedimento até que as perdas calculadas entre duas iterações sejam desprezíves.

73. Na ausência de medição na saída do alimentador ou se essa medição não estiver de acordo com os requisitos mínimos exigidos no Módulo 5 do PRODIST, a distribuidora deve informar a energia dos alimentadores com base na energia medida na SED, realizando a proporção a partir do carregamento de cada circuito.

74. São adotadas as perdas de energia apuradas pelas distribuidoras, após avaliação pela ANEEL, nas situações em que o alimentador do SDMT:

a) possuir geração distribuída com potência injetada significativa em relação às cargas alimentadas pelo circuito;

b) apresentar característica de subtransmissão interligando subestações;

c) suprir simultaneamente o mesmo transformador de distribuição - Spot Network; e

d) possuir redes subterrâneas reticuladas associadas.

Seção 7.4
Indicadores de perdas

75. Para obtenção de indicadores de perdas a distribuidora deve enviar à ANEEL as seguintes informações, em megawatt-hora (MWh):

a) Energia Injetada - EI: energia ativa medida proveniente de agentes supridores (transmissores, outras distribuidoras e geradores) e da geração própria necessária para atendimento do mercado da distribuidora e das perdas ocorridas no sistema de distribuição;

b) Energia Fornecida - EF: energia ativa entregue, medida ou estimada, nos casos previstos pela legislação, a outras distribuidoras, às unidades consumidoras, mais o consumo próprio;

c) Energia Passante - EP: total de energia ativa que transita em cada segmento do sistema de distribuição;

d) Perdas na Distribuição - PD: corresponde à diferença entre a Energia injetada e a Energia Fornecida;

e) Perda Técnicas - PT: corresponde à energia dissipada no sistema de distribuição devido a fenômenos da física;

f) Perda Técnicas do Segmento - PTS: perdas técnicas em cada segmento do sistema de distribuição; e

g) Perda Não Técnicas - PNT: corresponde à diferença entre as Perdas na Distribuição e as Perdas Técnicas.

76. A partir dos montantes de energia elétrica listados no item 75, são obtidos os indicadores de perdas definidos a seguir:

a) Percentual de Perdas Técnicas do Segmento - IPTS: percentual de perdas técnicas em relação à energia que transita em cada segmento:

Equação 6 - Percentual de perdas técnicas do segmento

Onde:

i corresponde um segmento do sistema de distribuição

b) Percentual de Perdas Técnicas - PPT: percentual de perdas técnicas em relação à energia injetada:

Equação 7 - Percentual de perdas técnicas

c) Percentual de Perdas na Distribuição - PPD; percentual de perdas totais em relação à energia injetada:

d) Percentual de Perdas Não Técnicas - PPNT: percentual de perdas não técnicas em relação à energia injetada:

Seção 7.5
Premissas para o cálculo de perdas na distribuição das permissionárias

77. aplicada às permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica a metodologia e os procedimentos para obtenção dos dados necessários para apuração das perdas dos sistemas de distribuição de energia elétrica constantes deste Módulo 7.

78.O resultado da aplicação desta metodologia é avaliado pela ANEEL. considerando - se as especificidades de cada permissionária e os resultados obtidos dos cálculos realizados para outras distribuidoras.

79. O Coeficiente de Perdas das permissionárias é calculado a partir dos dados obtidos da campanha de medição da distribuidora supridora.

80. Quando a permissionária possuir ma s de uma distribuidora supridora, são utilizados os dados da campanha de medição da distribuidora com a qual a permissionária possua o maior montante de energia fornecida medida.

81. Alternativamente, a permissionária pode enviar o Coeficiente de Variação dos segmentos de seu sistema de distribuição, de acordo com o estabelecido no Módulo 6 do PRODIST.

ANEXO 7.A DA RESOLUÇÃO NORMATIVA N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021

VALORES REGULATÓRIOS DE PERDAS DOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST

MÓDULO 7 - CÁLCULO DAS PERDAS NA DISTRIBUIÇÃO

Tabela 1 - Valores de perdas para transformadores trifásicos com tensões máximas de 15 kV

Tabela 2 - Valores de perdas para transformadores trifásicos com tensões máximas de 24, 2 kV

Tabela 3 - Valores de perdas para transformadores trifásicos com tensões máximas de 36, 2 kV

Tabela 4 - Valores de perdas para transformadores monofásicos com tensões máximas de 15 kV

Tabela 5 - Valores de perdas para transformadores monofásicos com tensões máximas de 24, 2 kV

Tabela 6 - Valores de perdas para transformadores monofásicos com tensões máximas de 36, 2 kV

ANEXO 7.8 DA RESOLUÇÃO NORMATIVA N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021 VALORES REGULATÓRIOS DE RESISTÊNCIA DOS CABOS DO SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST

MÓDULO 7 - CÁLCULO DAS PERDAS NA DISTRIBUIÇÃO

Tabela 1 - Valores de resistência dos cabos de alumínio (CA e CAA)

Tabela 2 - Valores de resistência dos cabos de alumínio cobertos e isolados

Tabela 5 - Valores de resistência dos cabos de aço zincado

Tabela 6 - Valores de resistência dos cabos de aço aluminizado

ANEXO VIII DA RESOLUÇÃO NORMATIVA N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO 2021

PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST MÓDULO 8 - QUALIDADE DO FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA

Seção 8.0
Introdução

Conteúdo

1. Além desta seção introdutória, este módulo está estruturado da seguinte forma:

a) Seção 8.1 - Qualidade do produto: define a terminologia, caracteriza os fenômenos, estabelece os indicadores e limites ou valores de referência, além de definir a metodologia de medição e a gestão das reclamações relativas à conformidade de tensão em regime permanente e transitório;

b) Seção 8.2 - Qualidade do serviço: define os conjuntos de unidades consumidoras, estabelece as definições, os limites e os procedimentos relativos aos Indicadores de continuidade e de atendimento às ocorrências emergenciais, definindo padrões e responsabilidades;

e) Seção 8.3 - Qualidade comercial: define os procedimentos para a apuração dos indicadores de reclamações, de atendimento telefônico e de cumprimentos dos prazos, e estabelece a metodologia para estabelecimento dos limites do indicador FER;

d) Seção 8.4 - Segurança do trabalho e instalações: estabelece as condições de acompanhamento da segurança do trabalho e das instalações; e

e) Anexos.

Objetivos

2. Estabelecer os procedimentos relativos à qualidade do fornecimento de energia elétrica na distribuição, no que se refere à qualidade do produto, à qualidade do serviço e à qualidade comercial.

3. Definir os fenômenos relacionados à qualidade do produto, aqui entendidos como aqueles relativos à conformidade da onda de tensão em regime permanente e transitório, estabelecendo seus indicadores, valores de referência, metodologia de medição e gestão das reclamações.

4. Definir fenômenos relacionados à qualidade do serviço, aqui entendidos como aqueles relativos à continuidade do fornecimento de energia elétrica, estabelecendo a metodologia para apuração dos indica dores de continuidade e de atendimento a ocorrências emergenciais, definindo padrões e responsabilidades.

5. Estabelecer os procedimentos relacionados à apuração da qualidade comercial, aqui entendida como sendo a qualidade do atendimento telefônico, do tratamento das reclamações e outras demandas, e do cumprimento dos prazos;

6. Estabelecer os procedimentos para apuração e encaminhamento das informações relativas a acidentes do trabalho e a acidentes com terceiros.

7. Estabelecer os procedimentos para a realização da compensação e o envio dos relatórios de acompanhamento a ANEEL.

Aplicabilidade

8. Os procedimentos definidos neste módulo devem ser observados por:

a) consumidores;

b) centrais geradoras;

e) distribuidoras;

d) agentes importadores ou exportadores de energia elétrica;

e) transmissoras detentoras de Demais Instalações de Transmissão - DIT; e

f) Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.

9. Os procedimentos de qualidade do fornecimento de energia elétrica definidos neste módulo aplicam - se aos atendimentos realizados por Microssistema Isolado de Geração e Distribuição de Energia Elétrica - MIGDI e Sistemas Individuais de Geração de Energia Elétrica com Fontes Intermitentes - SIGFI, exceto o que estiver disposto nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

10. As centrais geradoras que se conectam às Demais Instalações de Transmissão - DIT ou às instalações sob responsabilidade de distribuidora em nível de tensão superior a 69 kV ou celebram Contrato de Uso do Sistema de Transmissão - CUST devem também observar o disposto nos Procedimentos de Rede.

11. A distribuidora deve disponibilizar, sempre que solicitado, as informações sobre a qualidade do serviço prestada ao usuário, as quais são mantidas pela Distribuidora conforme as determinações deste Módulo.

Seção 8.l
Qualidade do Produto

Caracterização dos fenômenos que afetam a onda de tensão

12. Os seguintes fenômenos associados à qualidade do produto são tratados nesta Seção 8.1:

a) fenômenos de regime permanente:

i. variações de tensão em regime permanente;

ii. fator de potência;

iii. harmônicos;

iv. desequilíbrio de tensão;

v. flutuação de tensão; e

vi. variação de frequência.

b) fenômenos de regime transitório:

i. variações de tensão de curta duração - VTCD.

Variações de tensão em regime permanente

13. A conformidade de tensão em regime permanente refere - se à comparação do valor de tensão obtido por medição apropriada. no ponto de conexão, em relação aos níveis de tensão especificados como adequados, precários e críticos.

14. A tensão em regime permanente deve ser acompanhada em todo o sistema de distribuição, devendo a distribuidora dotar - se de recursos e técnicas atuais para tal acompanhamento, atuando de forma preventiva para que a tensão em regime permanente se mantenha dentro dos padrões adequados, conforme definições desta Seção 8.1.

15. A tensão em regime permanente deve ser avaliada por meio de um conjunto de leituras obtidas por medição apropriada, de acordo com a metodologia descrita para os indicadores individuais e coletivos, nas modalidades descritas no item 89.

16. A conformidade dos níveis de tensão deve ser invalidado nos pontos de conexão com a Rede de Distribuição - pontos de conexão entre distribuidoras e entre distribuidoras e unidades consumidoras - por meio dos indicadores estabelecidos neste Módulo.

17. A partir de 1° de janeiro de 2023, distribuidora deve possuir a certificação do processo de medição, coleta dos dados, apuração dos indicadores e das compensações relacionadas à tensão em regime permanente, para as modalidades descritas no item 89, com base nas normas da Organização Internacional para Normalização (International Organization Standardization) ISO 9000.

18. Os valores de tensão obtidos por medições devem ser comparados à tensão de referência, que deve ser a nominal ou a contratada, de acordo com o nível de tensão do ponto de conexão.

19. Para cada tensão de referência, as leituras a ela associadas classificam - se em três categorias: adequadas, precárias ou críticas; baseando - se no afastamento do valor da tensão de leitura, em relação à de referência.

20. Os valores nominais de tensão devem ser fixados em função do planejamento do sistema de distribuição, de modo que haja compatibilidade, com os níveis de tensão do projeto dos equipamentos elétricos de uso final.

21. Com relação às tensões contratadas entre distribuidoras:

a) a tensão a ser contratada nos pontos de conexão com tensão nominal de operação igual ou superior a 230 kV deve ser a tensão nominal de operação do sistema no ponto de conexão; e

b) a tensão a ser contratada nos pontos de conexão com tensão nominal de operarão inferior a 230 kv deve situar-se entre 95% e 105% da tensão nominal de operação do sistema no ponto de conexão.

22. Com relação às tensões contratadas junto à distribuidora:

a) a tensão a ser contratada nos pontos de conexão pelos usuários.atendidos em tensão nominal de operação superior a 2,3 kV deve situar - se entre 95% e 105% da tensão nominal e operação do sistema no ponto de conexão e, ainda, coincidir com a tensão nominal de um dos terminais de derivação previamente exigido ou recomendado para o transformador da unidade consumidora;

b) no que se refere ao disposto na alínea "a'', pode ser contratada tensão Intermediária entre os terminais de derivação padronizados, desde que em comum acordo entre as partes; e

c) a tensão a ser contratada nos pontos de conexão pelos usuários atendidos em tensão igual ou inferior a 23 kV deve ser a tensão nominal do sistema.

23. As tensões de atendimento referidas na alínea "a" do item 22, devem ser classificadas de acordo com as faixas de variação da tensão de leitura, conforme Tabelas 1, 2 e 3 do Anexo 8.A;

24. As tensões de atendimento referidas na alínea "e" do item 22, devem ser classificadas de acordo com as faixas de variação da tensão de leitura, conforme tabelas 4 a 11 constantes do Anexo 5.A.

25. A tensão de atendimento associada às leituras deve ser classificada segundo faixas em tomo da tensão de referência (TR), conforme Figura 1 a seguir:

Figura 1 - Faixas de tensão em relação à de referência

sendo:

T_R: tensão de Referência;

Faixa Adequada de Tensão: intervalo entre (T_R - Δ_ADINF) e (T_R + Δ_ADSUP);

Faixas Precárias de Tensão: intervalo entre (T_R + Δ_ADSUP) e (T_R + Δ_ADSUP + Δ_PRSUP) ou intervalo entre (T_R - Δ_ADINF - Δ_PRINF) e (T_R + Δ_ADINF); e

Faixas Críticas de Tensão: valores acima de (T_R + Δ_ADSUP +T_R + Δ_PRSUP) ou abaixo de (T_R + Δ_{ADINF -} T_R + Δ_PRINF).

26. Indicadores individuais de tensão em regime permanente.

26.1. Os indicadores individuais de tensão em regime permanente são a Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária - DRP e a Duração Relativa da Transgressão de tensão crítica - DRC, os quais devem estar associados a um mês civil.

26.2. Para a com posição dos indicadores. individuais deve-se considerar ô registro de 1.008 leituras válidas obtidas em intervalos consecutivos (período de integralização) de 10 minutos cada, equivalente a 168 horas, salvo as que eventualmente sejam expurgadas conforme item 87.

26.3. No intuito de obter-se 1.008 leituras válidas, intervalos adicionais devem ser agregados para substituir as leituras expurgadas, sempre consecutivamente.

26.4. As leituras devem ser obtidas de acordo como especificado nos itens 79 a 88.

26.5. Após a obtenção do conjunto de leituras válidas, devem ser calculados os indicadores DRP e DRC, de acordo com as seguintes, equações:

em que:

nlp = maior valor entre as fases do número de leituras situadas na faixa precária; e

nlc = maior valor entre as fases do número de leituras situadas na faixa crítica.

26.6. Para os usuários com medição permanente, deve ser observado o seguinte procedimento:

a) cada conjunto de 1.008 leituras válidas compõe um indicador DRP e um DRC;

b) são considerados todos os conjuntos de 1.008 leituras válidas cujo período de.apuração tenha sido encerrado no respectivo mês civil; e

c) os valores de DRP e DRC a serem considerados para o mês civil correspondem à média dos valores calculados dentre todos os conjuntos de 1.008 leituras válidas.

26.7. Para as medições eventuais, o mês civil de referência da medição de tensão é aquele no qual se deu o término da medição de 168 horas.

26.8. Os indicadores DRP e DRC mensais de todos os usuários com medição permanente devem ser mantidos por no mínimo 10 anos.

27. Indicadores coletivos de tensão em regi me permanente.

27.1. Os indicadores coletivos de tensão em regime permanente são o Índice de Unidades Consumidoras com Tensão Crítica - ICC, a Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária equivalente - DRP_E e a Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica Equivalente - DRC_e.

27.2. Com base nas medições amostrais efetuadas, são calculados os indicadores coletivos ICC, DRP_E e DRC_E, de acordo com as equações a seguir:

em que:

N_c = total de unidades consumidoras com indicador individual DRC diferente de 0 (zero);

N_L = total de unidades consumidoras objeto de medição;

DRP_i = Duração Relativa da transgressão de Tensão Precária individual da unidade consumidora (i);

DRC_i = Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica individual da unidade consumidora (i);

27.3. Com base nos indicadores individuais DRP e DRC obtidos nas medições amostrais efetuadas, a ANEEL calcula medidas de posição (percentis), com vistas à publicação detalhada do desempenho da distribuidor sob a ótica da qualidade da tensão em regime permanente.

28. Os limites para os indicadores individuais de tensão em regime permanente são os seguintes:

a) DRP_Limite: 3%; e

b) DRC_Limite: 0, 5%.

28.1. A distribuidora deve compensar os titulares das unidades consumidoras que, de acordo com as medições, estiveram submetidas a tensões de atendimento com transgressão dos indicadores DRP ou DRC, assim como os titulares das unidades consumidoras atendidas pelo mesmo ponto de conexão.

29. Para o cálculo da compensação deve ser utilizada a seguinte equação:

sendo:

k₁ = 0, se DRP ≤ DRP_limite;

k₁ = 3, se DRP > DRP_limite;

k₂ = 0, se DRP ≤ DRC_limite;

k₂ = 7, para consumidores atendidos em Baixa Tensão, se DRC > DRC_limite;

k₂ = 5, para consumidores atendidos em Média Tensão, se DRC > DRC_limite;

k₂ = 3, para consumidores atendidos em Alta Tensão, se DRC > DRC_limite;

DRP = valor do DRP expresso em percentual, apurado na última medição;

DRC_limite; = 3%;

DRC = valor do DRC expresso em percentual, apurado na última medição;

DRC_limite; = 0, 5%; e

EUSD = valor do Encargo de Uso do Sistema de Distribuição correspondente ao mês de referência da última medição.

30. A compensação deve ser mantida enquanto o Indicador DRP for superior ao DRC_limite ou o indicador DRC for superior ao DRC_limite.

31. O valor da compensação deve ser creditado na fatura emitida no prazo máximo de 2 meses subsequentes ao mês civil de referência da última medição que constatou a violação.

32. Nos casos em que o valor da compensação exceder o valor a ser faturado, o crédito remanescente deve ser realizado nos ciclos de faturamento subsequentes, sempre considerando o máximo crédito possível em cada ciclo, ou ainda, quando do encerramento contratual, pago de acordo com a opção do consumidor por meio de depósito em conta corrente, cheque nominal ou ordem de pagamento.

33. A compensação pela violação dos indicadores DRP e DRC é devida ao titular da unidade consumidora no mês de referência da medição que constatou a violação, devendo ser mantida nos meses subsequentes até a regularização da tensão, a ser comprovada por nova medição.

34. Caso haja troca de titularidade da unidade consumidora em um mês cuja compensação é devida, a distribuidora deve creditar o valor integralmente ao novo titular da unidade consumidora, que passará a recebê-lo nos meses subsequentes, até a regularização da tensão, a ser comprovada por nova medição.

35. A compensação devida ao consumidor, conforme critério estabelecido nesta Seção 8.1, não isenta a distribuidora de responder por outras perdas e danos causados pelo serviço inadequado de energia elétrica.

36. No caso de inadimplência, podem ser deduzidos da compensação os débitos vencidos do consumidor e demais usuários a favor da distribuidora que não sejam objeto de contestação administrativa ou judicial.

37. No caso de agentes importadores ou exportadores de energia elétrica com instalações conectadas à rede de distribuição, as compensações associadas à não conformidade dos níveis de tensão devem ser estabelecidas nos respectivos Contratos de Conexão às Instalações de Distribuição - CCD.

Fator de Potência

38. O valor do fator de potência deve ser calculado a partir dos valores registrados das potências ativa e reativa ou das respectivas energias, utilizando - se as seguintes equações:

sendo:

fp - fator de potência;

P = potência ativa;

Q = potência reativa;

EA = energia ativa; e

ER = energia reativa.

39. O controle do fator de potência deve ser efetuado por medição permanente ê obrigatória, no caso de unidades consumidoras atendidas pelo Sistema de Distribuição de Média Tensão - SDMT e pelo Sistema de Distribuição de Alta Tensão - SDAT e nas conexões entre distribuidoras, observando o disposto em regulamentação.

40. A distribuidora deve manter, em meio eletrônico, o resultado das medições de fator de potência, pelo período mínimo de 10 anos.

41. Para unidade consumidora do Grupo A ou ponto de conexão entre distribuidoras com tensão inferior a 230 kV, o fator de potência no ponto de conexão deve estar compreendido entre 0, 92 e 1, 00 indutivo, ou 1, 00 e 0, 92 capacitivo, de acordo com as Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

42. Para central geradora, o fator de potência deve estar compreendido entre os valores estabelecidos nos Procedimentos de Rede.

Distorções Harmônicas

43. As distorções harmônicas são fenômenos associados a deformações nas formas de onda das tensões e correntes em relação à onda senoidal da frequência funda mental.

44. Os indicadores de distorções harmônicas são os seguintes:

45. As equações para o cálculo dos indicadores DIT_h%, DTT%, DTT_p%, DTT₁;% e DTT₃% são as seguintes:

sendo:

V_h = tensão harmônica de ordem h;

h = ordem harmônica individual; e

V₁ = tensão fundamental medida.

sendo:

h = todas as ordens harmônicas de 2 até h_max.

h_max = ordem harmônica máxima, conforme classe do equipamento de medição utilizado (classe A ou S);

V_h = tensão fundamental medida.

sendo:

h = todas as ordens harmônicas pares, não múltiplas de 3 (h = 2, 4, 8, 10, 14, 16, 20, 22, 26, 28, 32, 34, 38, ...);

h_p = máxima ordem harmônica par, não múltipla de 3;

V_h = tensão fundamental medida.

sendo:

h = todas as ordens harmônicas ímpares, não múltiplas de 3 (h = 5, 7, 11, 13, 17, 19, 23, 25, 29, 31, 35, 37, ...);

h_i = máxima ordem harmônica impar, não múltipla de 3;

V_h = tensão harmônica de ordem h; e

V₁ = tensão fundamental medida.

sendo:

h = todas as ordens harmônicas múltiplas de 3 (h = 3, 6, 9, 12, 15, 18, 21, 24, 27, 30, 33, 36, 39, ...);

h₃ = máxima ordem harmônica múltipla de 3;

V_h = tensão harmônica de ordem h; e

V₁ = tensão fundamental medida.

46. Os limites para os indicadores das distorções harmônicas totais constam na Tabela 2 a seguir.

Tabela 2 - limites das distorções harmônicas totais (em % da tensão fundamental)

47. Os limites correspondem ao máximo valor desejável a ser observado no sistema de distribuição.

48. No caso de medições realizadas utilizando - se Transformador de Potencial - TP com conexão do tipo V ou delta aberto, os limites permitidos para o indicador DTT₃95% devem corresponder a 50% dos respectivos valores indicados na Tabela 2.

Desequilíbrio de tensão

49. O desequilíbrio de tensão é o fenômeno caracterizado por qualquer diferença verificada nas amplitudes entre as três tensões de fase de um determinado sistema trifásico, ou na defasagem elétrica de 120° entre as tensões de fase do mesmo sistema.

50. O indicador de desequilíbrio de tensão a ser comparado com os limites é o FD95%, que representa o valor do Fator de Desequilíbrio de Tensão - FD% que foi superado em apenas 5% das 1.008 leituras válidas.

51. A equação para o cálculo do indicador FD% é:

sendo:

FD% = fator de desequilíbrio de tensão;

V - = magnitude da tensão eficaz de sequência negativa na frequência fundamental; e

V + = magnitude da tensão eficaz de sequência positiva na frequência fundamental.

52. Alternativamente, pode - se utilizar a equação a seguir, que conduz a resultados em consonância com a equação anterior:

em que o valor de β é obtido pela seguinte equação:

sendo:

V_ab, V_bc e V_ca = magnitudes das tensões eficazes de linha na frequência fundamental.

53. Os limites para o indicador de desequilíbrio de tensão FD95% estão apresentados na Tabela 3 a seguir:

Tabela 3 - Limites para o indicador de desequilíbrio de tensão

54. Os limites correspondem ao máximo valor desejável a ser observado no sistema de distribuição.

Flutuação de tensão

55. A flutuação de tensão é um fenômeno caracterizado pela variação aleatória, repetitiva ou esporádica dos valores eficaz ou de pico da tensão instantânea.

56. A determinação da qualidade da tensão do sistema de distribuição quanto à flutuação de tensão tem por objetivo avaliar o incômodo provocado pelo efeito da cintilação luminosa no consumidor, que tenha em sua unidade consumidora pontos de iluminação alimentados em baixa tensão.

57. Os indicadores de flutuação de tensão são o P_st, o P_it e o P_st95%.

58. O indicador P_st representa a severidade dos níveis de cintilação luminosa associados à flutuação de tensão verificada num período continuo de 10 minutos.

59.O indicador P_it representa a severidade dos níveis de cintilação luminosa associados à flutuação de tensão verificada num período contínuo de 2 horas.

60. O indicador P_st95% representa o valor do indicador P_st que foi superado em apenas 5% das 1.008 leituras válidas.

61. A equação para o cálculo do indicador P_st é:

em que:

P_i (i = 0, 1; l; 3; 10; 50) = corresponde ao nível de flutuação de tensão que foi ultrapassado durante i% do tempo, obtido a partir da função de distribuição acumulada complementar, de acordo com o procedimento estabelecido nas Normas IEC (lnternational Electrotethnical Commission): IEC 61000-4-15. Flickermeter - Functional and Design Specifications.

62. O P_it corresponde a um valor representativo de 12 amostras consecutivas de P_st, como estabelecido pela equação a seguir:

63. A Tabela 4 fornece os limites a serem utilizados para a avaliação do desempenho do sistema de distribuição quanto às flutuações de tensão.

Tabela 4 - Limites para flutuação de tensão

64. Os limites correspondem ao máximo valor desejável a ser observado no sistema de distribuição.

Variação de frequência

65. O sistema de distribuição e as instalações de geração a ele conectadas devem, em condições normais de operação e em regime permanente, operar dentro dos limites de frequência, situados entre 59, 9 Hz e 60, 1 Hz.

66. Quando da ocorrência de distúrbios no sistema de distribuição, as instalações de geração devem garantir que a frequência retorne, no intervalo de tempo de 30 segundos após a transgressão, para a faixa de 59, 5 Hz a 60, 5 Hz, para permitir a recuperação do equilíbrio carga - geração.

67. Havendo necessidade de corte de geração ou de carga para permitir a recuperação do equilíbrio carga-geração, durante os distúrbios no sistema de distribuição, a frequência:

a) não pode exceder 66 Hz ou ser inferior a 56, 5 Hz em condições extremas;

b) pode permanecer acima de 62 Hz por no máximo 30 segundos e acima de 63, 5 Hz por no máximo 10 segundos; e

c) pode permanecer abaixo de 58, 5 Hz por no máximo 10 segundos e abaixo de 57, 5 Hz por no máximo 5 segundos.

Variação de tensão de curta duração - VTCD

68. Variações de tensão de curta duração - VTCD são desvios significativos na amplitude do valor eficaz da tensão durante um intervalo de tempo inferior a 3 minutos.

69. As variações de tensão de curta duração são classificadas de acordo com a Tabela 5.

Tabela 5 - Classificação das Variações de Tensão de Curta Duração - VTCD

69.1. No caso dos sistemas de medição com funcionalidades adicionais de que trata o item 16.2 da Seção 5.1 do Módulo 5 do PRODIST, considera-se que há Interrupção Momentânea de Tensão ou Interrupção Temporária de Tensão sempre que a tensão de fornecimento for igual ou inferior a 70% da tensão nominal.

70. Os indicadores de VTCD são Amplitude do evento de VTCD - V_e, Duração do evento de VTCD - Δt_e, Frequência de ocorrência de eventos de VTCD - f_e, Fator de Impacto - Fl e Fator de Impacto base - FI_BASE.

71. As equações para o cálculo dos indicadores associados com a variações de tensão de curta duração, V_e, Δt_e e f_e são as seguintes:

sendo:

V_e = amplitude do evento de VTCD (em %);

V_res = tensão residual do evento de VTCD (em Volts); e

V_ref = tensão de referência (em Volts).

sendo:

Δt_e = duração do evento de VTCD (em milissegundos);

t_f = instante final do evento de VTCD; e

t_i= instante inicial do evento de VTCD.

sendo:

f_e = frequência de ocorrência de eventos de VTCD; e

n = quantidade de eventos de VTCD registrados no período de avaliação.

72. O registro dos eventos de variação de tensão de curta duração, em termos de duração e amplitude, deve ser realizado conforme estratificação apresentada na Tabela 6.

Tabela 6 - Estratificação dos parâmetros amplitude e duração para contabilização de eventos de VTCD

73. A Tabela 7 apresenta a estratificação da Tabela 6 em nove regiões de sensibilidade, visando correlacionar a importância de cada evento de VTCD com os níveis de sensibilidade das diferentes cargas conectadas aos sistemas de distribuição, em média e alta tensão.

Tabela 7 - Estratificação das VTCD com base nos níveis de sensibilidade das diversas cargas

74. O indicador Fator de Impacto - FI, que caracteriza a severidade da incidência de eventos de VTCD, é calculado conforme a seguinte equação:

sendo:

f_ei = frequência de ocorrência de eventos de VTCD, apurada por meio de medição apropriada, em um período de 30 dias consecutivos, para cada região de sensibilidade i, sendo i = A, B, C, D, E, F, G, H e I;

fpond_i = fator de ponderação para cada região de sensibilidade i, estabelecido de acordo com a relevância do evento, correlacionando sua amplitude e duração;

FI_BASE = Fator de Impacto base, obtido do somatório dos produtos dos fatores de ponderação pelas frequências máximas de ocorrência em um período de 30 dias de VTCD para cada região de sensibilidade.

75. O Fator de Ponderação - fpond para cada região de sensibilidade e o Fator de Impacto base - FI_BASE são indicados na Tabela 8.

Tabela 8 - Fatores de ponderação e Fator de Impacto Base de acordo com a tensão nominal (V_n)

76. No planejamento do sistema de distribuição, utiliza - se o valor de referência para os indica dores de VTCD como parâmetro de comparação.

77. O valor de referência do indicador Fator de Impacto - FI para o SDMT e o SDAT, apurado por medição apropriada no período de 30 dias consecutivos, é de 1,0 pu.

78. Para o SDBT não são estabelecidos valores de referência para VTCD.

Instrumentação e metodologia de medição da qualidade do produto

79. Os instrumentos de medição devem atender aos requisitos mínimos da Seção 5.2 do Módulo 5 do PRODIST.

80. Os instrumentos utilizados para as medições amostrais de tensão em regime permanente devem atender aos seguintes requisitos:

a) Para unidades consumidoras do SDBT, obriga - se a utilização de sistemas de medição com funcionalidades adicionais de que trata o item 16.2 da Seção 5.1 do Módulo 5 do PRODIST, os quais devem, adicionalmente aos requisitos estabelecidos no Módulo 5:

i. calcular os indicadores DRP e DRC internamente; e

ii. Disponibilizar os indicadores DRP e DRC ao consumidor por meio de mostrador existente no próprio medidor ou em dispositivo localizado internamente à unidade consumidora.

b) Para unidades consumidoras do SDMT, devem ser utilizados sistemas de medição capazes de efetuar medições de tensão em regime permanente em conformidade com as disposições desta Seção 8.1 e do Módulo 5 do PRODIST.

81. Para gerar os Indicadores de distorções harmônicas, flutuação de tensão e desequilíbrio de tensão deve-se considerar o registro de 1.008 leituras válidas obtidas em Intervalos consecutivos (período de agregação) de 10 minutos cada, salvo as que eventualmente sejam expurgadas conforme item 86.

82. No intuito de se obter 1.008 leituras válidas, intervalos adicionais devem ser agregados, sempre consecutivamente.

83. Após a aquisição de 1.008 registros válidos de medição, deve ser obtido um conjunto de valores para FD95%, DTT95%, DTT_p95, %, DTT_i95%, DTT₃95% e P_st que, devidamente tratado, conduzirá aos valores dos indicadores estatísticos FD95%, DTT95%, DTT_p95, %, DTT_i95%, DTT₃95% e P_st%.

84. Os indicadores FD95%, DTT95%, DTT_p95%, DTT_i95%, DTT₃95% e P_st95% são associados ao mês civil no qual se deu o término da medição de 1.008 leituras válidas.

85. O indicador FI deve ser associado ao mês civil no qual se deu o término da medição e, no caso de medição permanente, deve ser apurado em cada mês do calendário civil.

86. Para as medições de distorções harmônicas, desequilíbrios de tensão e flutuações de tensão, na ocorrência de VTCD ou de interrupções de longa duração, o Intervalo de medição de 10 minutos deve ser expurgado e substituído por Igual número de leituras válidas.

85. Para as medições de nível de tensão em regime permanente, na ocorrência de variações temporárias de tensão ou de interrupções de longa duração, o intervalo de medição de 10 minutos deve ser expurgado e substituído por igual número de leituras válidas, sendo opcional o expurgo de intervalos com variações momentâneas de tensão.

88. Para a medição das VTCD devem ser considerados os seguintes procedimentos:

a) a detecção e a caracterização dos eventos de VTCD devem ser realizadas por melo de instrumentos de medição que considerem como parâmetro de referência uma tensão fixa ou uma tensão média deslizante, de acordo com a seguinte equação:

sendo:

V_sr(n) = valor calculado da tensão de referência;

V_{sr(n - 1)}= valor prévio da tensão de referência; e

V_(12RMS) = valor da tensão eficaz média de 12 ciclos mais recentes.

b) em um determinado ponto de monitoração, uma VTCD é caracterizada a partir da agregação dos parâmetros amplitude e duração de cada evento, com os eventos simultâneos sendo primeiramente agregados compondo um mesmo evento no ponto de monitoração (agregação de fases);

c) eventos consecutivos, em um período de 3 minutos, no mesmo ponto, devem ser agregados compondo um único evento (agregação temporal);

d) o afundamento ou a elevação de tensão que representa o intervalo de 3 minutos é o de menor ou de maior amplitude da tensão, respectivamente;

e) a agregação de fases deve ser feita pelo critério de união das fases, ou seja, a duração do evento é definida como o intervalo de tempo decorrido entre o instante em que o primeiro dos eventos transpõe determinado limite e o instante em que o último dos eventos retorna para determinado limite;

f) as seguintes formas alternativas de agregação de fases podem ser utilizadas:

i. agregação por parâmetros críticos - a duração do evento é definida como a máxima duração entre os três eventos e o valor de magnitude que mais se distanciou da tensão de referência; e

ii. agregação pela fase crítica - a duração do evento é definida como a duração do evento de amplitude crítica, ou seja, amplitude mínima para afundamento e máxima para elevação.

g) afundamentos e elevações de tensão devem ser tratados separadamente.

89. A tensão em regime permanente deve ser avaliada por meio de um conjunto de leituras obtidas por medição apropriada, de acordo com a metodologia descrita para os Indicadores individuais e coletivos, nas seguintes modalidades:

a) eventual, por reclamação do consumidor ou por determinação da ANEEL;

b) amostral, por determinação da ANEEL, de acordo com sorteio realizado para cada trimestre; e

c) permanente, por meio do sistema de medição de unidades consumidoras de BT com funcionalidades adicionais ou para os casos em que o usuário conectado ao SDMT ou ao SDAT optar por medidor de qualidade da energia elétrica, conforme critérios e procedimentos estabelecidos nesta Seção 8.1 e no Módulo 5 do PRODIST.

90. As distorções harmônicas de tensão, o desequilíbrio de tensão, a flutuação de tensão e as VTCD devem ser avaliados por meio de um conjunto de leituras obtidas por medição apropriada, de acordo com metodologia específica, nas seguintes modalidades:

a) eventual, por reclamação do usuário conectado ao SDMT ou ao SDAT ou por determinação da ANEEL; e

b) permanente, nos casos em que o usuário conectado ao SDMT ou ao SDAT optar por medidor de qualidade da energia elétrica, conforme critérios e procedimentos estabelecidos nesta Seção 8.1.

Critérios para a medição amostral de tensão em regime permanente

91. Para as medições amostrais de tensão devem ser adotados sistemas de medição permanente, de acordo com o estabelecido no item 80.

92. O sorteio da amostra das unidades consumidoras de cada distribuidora para fins de medição será realizado pela ANEEL no mês de outubro de cada ano, por meio de critério estatístico aleatório, a partir das Bases de Dados Geográficas das Distribuidoras - BDGD.

93. A unidade consumidora sorteada passa a compor a base de medições amostrais da distribuidora e deve ser monitorada de forma permanente.

94. A base de medições amostrais da distribuidora será ampliada a cada ano, com adição das novas unidades consumidoras sorteadas, mantendo - se as unidades sorteadas nos anos anteriores.

95. A unidade consumidora sorteada que já possuir medição permanente passará a compor a base de medições amostrais da distribuidora a partir do primeiro mês do trimestre correspondente.

96. Até o mês de setembro de cada ano, a distribuidora deve solicitar à ANEEL a substituição da unidade consumidora da base de medições amostrais, mediante novo sorteio, quando do encerramento da relação contratual entre a distribuidora e o consumidor.

97. A relação das unidades consumidoras da amostra definida, acrescida de uma margem de segurança para contornar eventuais problemas de impossibilidade de medição, será enviada às distribuidoras em quantitativos trimestrais, com antecedência mínima de 60 dias em relação à data de início das medições.

97.1. A distribuidora deve registrar de forma individual os motivos que comprovem a impossibilidade da medição, para fins de fiscalização da ANEEL.

98. A distribuidora deve comunicar ao consumidor, por melo de comunicação auditável, que sua unidade consumidora passará a ter seus níveis de tensão monitorados permanentemente. compondo a base de medições amostrais, informando:

a) o seu direito ao recebimento de uma compensação nos casos de violação dos limites dos indicadores DRP e DRC; e

b) as funcionalidades adicionais disponíveis no sistema de medição de que trata o item 16.2 da Seção 5.1 do Módulo 5, tais como a possibilidade de adesão à modalidade tarifária branca e o registro das interrupções de curta e longa duração, entre outros.

99. A distribuidora deve efetuar, para cada uma das unidades consumidoras pertencentes à amostra, dentro do trimestre correspondente, a instalação do sistema de medição de que trata o item 80 para a medição mensal dos indicadores DRP e DRC.

100. Os indicadores DRP e DRC mensais das medições amostrais devem ser calculados de acordo com o procedimento descrito no item 26.6.

101. Fica a critério da distribuidora, com base no quantitativo trimestral, a definição do número de unidades consumidoras que terão a medição instalada em cada mês, devendo, contudo, garantir o registro de pelo menos um conjunto de 1.008 leituras válidas para cada unidade consumidora até o fim do trimestre correspondente.

102. Para o ano de 2021, as medições em cada trimestre devem abranger, no mínimo, a dimensão da amostra definida na tabela seguinte:

Tabela 9 - Dimensão da amostra trimestral de 2021

103. A partir de 2022, deve ser acrescido trimestralmente à base de medições amostrais o quantitativo definido na Tabela 10, além das substituições previstas no item 96:

Tabela 10 - Dimensão da amostra trimestral a partir do ano 2022

104. Para as medições amostrais realizadas até o ano de 2020, a distribuidora deve manter registro em sistema informatizado do processo especifico da unidade consumidora, contendo obrigatoriamente os seguintes dados:

a) código identificador da unidade consumidora ou do ponto de conexão medido, que deve equivaler ao constante da BDGO informada pela distribuidora.conforme disposto no Módulo 6 do PRODIST;

b) período de observação utilizado (ano, mês, dia, hora e minuto inicial e final);

c) valores apurados de DRP e DRC;

d) valores máximo e mínimo das tensões de leitura;

e) tabela de medição com todas as 1.008 leituras válidas de tensão em regime permanente e com os registros de intervalos expurgados do período de medição;

f) histograma de tensão, por unidade de tensão nominal, com o intervalo de 0, 8 pu a 1, 20 pu e com uma discretização mínima de 40 intervalos;

g) coordenadas geográficas da unidade consumidora ou coordenadas geográficas dos postes da rede de distribuição a que estiverem vinculadas as unidades consumidoras;

h) tipo de ligação e fases do circuito de baixa tensão (A, B ou C) nas quais a unidade consumidora está conectada;

1) justificativas e memorial de cálculo da estimativa de queda de tensão, para o caso dos valores de tensão em regime permanente, no ramal da unidade consumidora, quando da medição fora do ponto de conexão;

j) eventuais providências para a regularização dos níveis de tensão e data de conclusão;

k) período da nova medição, se houver; e

1) histograma de tensão e tabela de medição apurados após a regularização dos níveis de tensão, caso tenha havido violação.

105. As alíneas "d", "e", "f" e "i" do item 104 não se aplicam às medições permanentes de BT, por meio do sistema de medição com funcionalidades adicionais de que trata o item 16.2 da Seção 5.1 do Módulo 5 do PRODIST.

106. Para as medições amostrais realizadas a partir do ano 2021, a distribuidora deve manter registro em sistema Informatizado do processo específico da unidade consumidora, contendo obrigatoriamente os seguintes dados:

a) código identificador da unidade consumidora ou do ponto de conexão medido, que deve equivaler ao constante da BDGD informada pela distribuidora, conforme disposto no Módulo 6 do PRODIST;

b) período de observação de cada conjunto de 1.008leituras válidas (ano, mês, dia, hora e minuto inicial e final);

e) histórico dos indicadores individuais DRP e DRC, associados a cada conjunto de 1.008 leituras válidas;

d) coordenadas geográficas da unidade consumidora ou coordenadas geográficas dos postes da rede de distribuição a que estiverem vinculadas as unidades consumidoras;

e) tipo de ligação e fases do circuito de baixa tensão (A, B ou C) nas quais a unidade consumidora está conectada; e

f) providências para a regularização dos níveis de tensão e data de conclusão, caso existam.

106. Os dados de que tratam os itens 104 e 106 devem estar disponíveis, em meio digital, por um período mínimo de 10 anos.

107. A distribuidora deve enviar à ANEEL os valores dos indicadores DRP e DRC obtidos das medições amostrais, de acordo com os prazos constantes do Módulo 6 do PROOl5T.

108. Os indicadores devem ser apurados por melo de procedimentos auditáveis que contemplem desde a medição da tensão até a transformação dos respectivos dados em indicadores.

110. Os indicadores coletivos são calculados pela ANEEL, a partir dos indicadores individuais enviados pela distribuidora.

Critérios para a medição permanente da qualidade da energia elétrica

111. O usuário pode solicitar à distribuidora sistema de medição com funcionalidades especificas de qualidade da energia elétrica para fins de acompanhamento permanente de todos os fenômenos e parâmetros de que trata este Módulo.

112. O sistema de medição deve ser instalado pela distribuidora, devendo a diferença de custo entre o sistema de medição descrito no item 111 e o sistema de medição convenciona l ser de responsabilidade do usuário interessado.

113. O sistema de medição deve ser instalado pela distribuidora no prazo de até 60 dias a partir da solicitação do usuário e conforme critérios estabelecidos nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

114. Quando o usuário possuir Sistema de Medição para Faturamento - SMF com funcionalidades que monitorem a qualidade da energia, este deve ser utilizado preferencialmente, desde que seus protocolos de medição atendam aos critérios técnicos estabelecidos nesta Seção 8.1 e no Módulo 5 do PRODIST.

115. A distribuidora deve efetuar, para cada um dos pontos de medição permanente, a apuração dos indicadores relacionados à qualidade do produto e à qualidade do serviço.

116. A distribuidora deve manter registro em sistema Informatizado do ponto de medição permanente, contendo obrigatoriamente os seguintes dados:

a) código identificador do usuário, que deve equivaler ao constante do BDGD Informado pela distribuidora, conforme disposto no Módulo 6 do PRODIST;

b) coordenadas geográficas do ponto de medição permanente;

c) histórico dos indicadores individuais DRP e DRC, associados a cada conjunto de 1.008 leituras válidas;

d) histórico dos indicadores DTT95%, DTT_p95%, DTT_i95%, DTT₃95%, FD95% e P_st95%, associados a cada conjunto de 1.008 leituras válidas;

e) data, hora de início, duração e amplitude de todos os eventos de VTCD registrados;

f) histórico dos valores apurados para o Fator de Impacto (FI) e respectivas estratificações dos eventos de VTCD associados, conforme Tabela 6, associados a cada período de 30 dias;

g) parâmetros de qualidade do serviço, conforme estabelecido na Seção 8.2.

117. A distribuidora deve disponibilizar todas as informações obtidas da medição permanente ao usuário, em até 10 dias após a solicitação.

118. Os dados de que trata o item 116 devem ser mantidos pela distribuidora, em melo digital, por um período mínimo de 10 anos.

Procedimentos de gestão das reclamações associadas à qualidade do produto

119. A distribuidora deve possuir equipes capacitadas e quantidade de medidores compatíveis com o número de reclamações associadas à qualidade do produto.

120. Quando da reclamação associada à qualidade do produto, a distribuidora deve:

a) solicitar no mínimo as seguintes informações:

i. Identificação do usuário;

ii. descrição do problema verificado pelo usuário;

iii. dia(s) da semana e horário(s) em que o problema foi verificado; e

iv. meio de comunicação auditável de preferência do usuário, dentre os oferecidos pela distribuidora, para recebimento das informações relativas ao processo de reclamação, devendo constar a opção de comunicação por escrito.

b) Para usuário conecta do ao SDBT, a continuidade do processo deve dar - se conforme definido nos itens 121 ou 123, de acordo com o sistema de medição da unidade consumidora;

c) Para usuário conectado ao SDMT ou ao SDAT, de acordo com as informações recebidas conforme alínea "a", a distribuidora deve analisar o caso e, em comum acordo com o usuário, definir a continuidade do processo observando o estabelecido:

i. nos itens 121 ou 123, de acordo com o sistema de medição da unidade consumidora, caso o problema seja de tensão em regime permanente; ou

ii. no item 131, no caso de problemas relacionados a outros fenômenos de qualidade do produto.

121. Quando da reclamação de usuário que não possua medição permanente associada à qualidade da tensão em regime permanente no ponto de conexão, a distribuidor.a deve observar o item 120, e:

a) efetuar inspeção técnica até o ponto de conexão do usuário para avaliar a procedência da reclamação e o(s) tipo(s) de fenômeno(s), em dia cuja característica da curva de carga é equivalente à do dia em que o problema foi verificado, respeitando o horário informado pelo consumidor e devendo incluíra medição instantânea no ponto de conexão do valor eficaz de duas leituras, com um intervalo mínimo de 5 minutos entre elas;

b) caso a inspeção técnica conclua que a reclamação é improcedente, comunicar ao usuário o resultado da medição instantânea de que trata a alínea "a", no prazo máximo de 15 dias a partir da reclamação, informando - o:

i. seu direito de sol citar, no prazo de 5 dias, a medição de 168 horas, conforme estabelecido na alínea "h"; e

ii. o valor a ser cobrado pelo serviço, caso o resultado da medição não apresente valores nas faixas de tensão precária ou crítica.

c) comprovada a procedência da reclamação com base na medição instantânea de que trata a alínea "a" e não havendo a possibilidade de regularização do nível de tensão durante a inspeção técnica, instalar equipamento de medição, no ponto de conexão, para apurar os indicadores DRP e DRC conforme definido no item 26 e prestar as informações estabelecidas na alínea "h";

d) a distribuidora deve repetir a medição instantânea definida na alínea "a" quando adotar providências para a regularização dos níveis de tensão durante a inspeção técnica, comunicando ao usuário, no prazo máximo de 15 dias a partir da reclamação, o resultado da nova medição instantânea e as providências tomadas para regularização do problema;

e) ainda que a medição de que trata a alínea "d" comprove a regularização do problema, a distribuidora deve informar ao usuário o seu direito de sol citar, no prazo de 5 dias, a medição de 168 horas, prestando as informações estabelecidas na alínea "h" e informando o valor a ser cobrado pelo serviço, caso o resultado da medição não apresente valores nas faixas de tensão precária ou crítica;

f) informar ao usuário, nos comunicados citados nas alíneas ''b" e "d", a data e o horário da medição instantânea, os valores de tensão medidos, as faixas de valores adequados, precários e críticos e, no caso de consumidor, o seu direito de receber uma compensação caso haja violação dos limites de DRP e DRC;

g) caso o resultado da medição referenciada na alínea "d" apresente valores nas faixas de tensão precária ou crítica, instalar equipamento de medição no ponto de conexão, para averiguar o nível de tensão de atendimento, devendo apurar os indicadores DRP e DRC, conforme definido no item 26 e prestar as informações conforme estabelece a alínea "h";

h) informação usuário, com antecedência mínima de 48 horas da realização da medição pelo período mínimo de 168 horas:

i. a data e o horário de início da medição de tensão;

ii. seu direito de acompanhar a instalação do equipamento de medição;

iii. a faixa de valores adequados para aquela unidade consumidora;

iv. o direito do consumidor de receber uma compensação caso haja violação dos limites de DRP e DRC; e

v. o prazo de entrega do laudo técnico do resultado da medição, o qual deve ser de 30 dias a partir da reclamação, devendo fornecer os resultados completos das medições obtidas.

i) o prazo de 48 horas mencionado na alínea "h" poderá ser reduzido, desde que haja a concordância expressa do usuário;

j) organizar registros, em arquivos individualizados, das reclamações sobre não - conformidade de tensão, incluindo:

i. número de protocolo;

ii. datas da reclamação do usuário e aviso da distribuidora ao reclamante sobre a realização da medição de tensão;

iii. data e horário das medições instantâneas e os valores registrados;

iv. período da medição de 168 horas;

v. valores máximo e mínimo das tensões de leitura;

vi. o conjunto das leituras efetuadas, inclusive com os intervalos expurgados;

vii. valores apurados de DRP e DRC;

viii. valor do serviço pago pelo usuário;

ix. providências para a regularização e a respectiva data de conclusão;

x. período da nova medição, caso seja realizada;

xi. data de comunicação ao usuário do resultado da apuração;

xii. memorial de cálculo da estimativa de queda de tensão, quando da medição fora do ponto de conexão; e

xiii. no caso de consumidor, o valor da compensação e o respectivo mês de pagamento.

122. Os dados de que trata a alínea "j" do item 121 devem ser mantidos pela distribuidora, em meio digital, por um período mínimo de 10 anos.

123. Quando a reclamação provier de usuário que possua medição permanente, associada à qualidade da tensão de regime permanente no ponto de conexão, a distribuidora deve observar o item 120, e:

a) efetuar inspeção técnica até o ponto de conexão do usuário para avaliar a procedência da reclamação, em dia cuja característica da curva de carga equivalente à do dia em que o problema foi verificado, respeitando o horário informado pelo usuário, devendo incluir a medição instantânea no ponto de conexão do valor eficaz de duas feituras, com um intervalo mínimo de 5 minutos entre elas, e a leitura dos valores de DRP e DRC das últimas quatro medições armazenadas no medidor;

b) caso seja comprovado na inspeção técnica que a reclamação é improcedente, isto é, quando a medição instantânea estiver na faixa adequada e as quatro ultimas medições armazenadas no medidor não apresentarem DRP ou DRC acima dos limites, comunicar ao usuário o resultado da medição de que trata a alínea "a", no prazo máximo de 15 dias a partir da reclamação;

c) comprovada a procedência da reclamação com base na medição instantânea ou nas quatro últimas medições armazenadas no medidor, e na impossibilidade da regularização do nível de tensão durante a inspeção técnica, comunicar ao usuário, em no máximo de 15 dias a partir da data da reclamação, o resultado da medição de que trata a alínea "a", as providências a serem tomadas pela distribuidora e o prazo estimado para a regularização de tensão;

d) a distribuidora deve repetir a medição instantânea definida na alínea "a" quando adotar providências para a regularização do nível de tensão durante a inspeção técnica, comunicando ao usuário, no prazo máximo de 15 dias a partir da reclamação, o resultado da medição e as providências tomadas para regularização;

e) Informar ao usuário, nos comunicados citados nas alíneas "b", "c" e "d", a data e o horário de Início da medição Instantânea, os valores de tensão medidos, as faixas de valores adequados, precários e criticas para aquele usuário e, no caso de consumidor, o seu direito de receber uma compensação caso haja violação dos limites dos indicadores DRP e DRC mensais apurados;

f) caso o resultado da medição referenciada na alínea "d" apresente valores nas faixas de tensão precária ou critica, comunicar ao usuário, no prazo máximo de 15 dias a partir da data da reclamação, o resultado da medição de que trata a alínea "a", as providências a serem tomadas pela distribuidora e o prazo estimado para a regularização;

g) organizar registros, em arquivos individualizados, das reclamações sobre não - conformidade de tensão, incluindo:

i. numero de protocolo;

ii. data da reclamação do usuário;

iii. data e horário das medições instantâneas e os valores registrados;

iv. valores apurados de DRP e DRC das últimas quatro medições armazenadas no medidor na data da medição instantânea;

v. providências para a regularização e respectiva data de conclusão;

vi. data de comunicação ao usuário do resultado da medição; e

vii. no caso de consumidor, o valor da compensação e o respectivo mês de pagamento.

124. Os dados de que trata a alínea "g" do item 123 devem ser mantidos pela distribuidora, em meio digital, por um período mínimo de 10 anos.

125. Caso as medições de tensão indiquem valor de DRP superior ao DRP_limite, ou valor de DRC superior ao DRC_limite, estabelecidos no item 28, a distribuidora deve regularizar a tensão de atendimento, sem prejuízo do pagamento de compensação de que trata o item 29 e das sanções cabíveis pela fiscalização da ANEEL.

126. A regularização do nível de tensão para o caso de medição permanente será comprovada quando os valores de DRP e DRC mensais de que trata o item 26.6 forem inferiores aos valores de DRP_limite e DRC_limite.

127. A regularização do nível de tensão, para os casos de medição eventual, deve ser comprovada por nova medição, obedecendo ao mesmo período de observação, e o resultado comunicado, por escrito, ao usuário, no prazo de até 30 dias após o término da nova medição.

128. Deve ser considerado como mês da efetiva regularização do nível de tensão, para os casos de medição eventual, aquele correspondente ao término da nova medição e que apresente valores de DRP e DRC inferiores aos valores de DRP_limite e DRC_limite.

129. Quando a regularização do nível de tensão ocorrer no mesmo mês em que foi constatada a violação, para os casos de medição eventual, o consumidor fará jus à compensação de que trata o item 29, referente a este mês, para a qual deverão ser considerados os indicadores DRP e DRC obtidos da medição que constatou a violação.

130. Caso haja reclamações com a mesma abrangência geoelétrica, que sejam reincidentes e não transgridam os limites de DRP e DRC, a distribuidora deve observar ao disposto no item 133 e, em seguida, atuar de formar a solucionar ou mitigar a causa do problema.

131. Quando da reclamação do usuário associada a distorções harmônicas, desequilíbrio de tensão, flutuação de tensão ou VTCD no ponto de conexão, a distribuidora deve observar o item 120, e:

a) identificar as possíveis ocorrências no sistema elétrico que possam ter relação com o objeto da reclamação, analisando:

i. a reclamação com base nas informações prestadas pelo usuário;

ii. as informações disponíveis do sistema de distribuição;

iii. os registros das medições, caso o usuário possua medição permanente; e

iv. outras informações disponíveis.

b) caso não seja identificada a relação de que trata a alínea "a", continuar a investigação da causa que deu origem à reclamação de forma a avaliar se é Interna às Instalações do usuário, podendo realizar as seguintes análises:

i. inspeção da rede de distribuição e do ponto de conexão;

ii. verificação da conformidade da instalação do usuário com o orçamento prévio, estudos e projetos aprovados; e

iii. visita ao usuário e reunião com os responsáveis.

c) caso já identificada a relação de que trata a alínea "a" ou a causa interna de que trata a alínea "b"', continuar o processo conforme alíneas "e" e '"f" e comunicar ao usuário o seu direito de solicitar medição conforme alínea "g" e o valor a ser cobrado pelo serviço;

d) caso não seja identificada a causa do problema, Instalar equipamento de medição no ponto de conexão, conforme alínea "g'';

e) considerar a necessidade e a viabilidade técnica e econômica das possíveis alternativas de solução ou mitigação do problema associado à reclamação, avaliando também ações a serem desenvolvidas por parte do usuário, quando for o caso;

f) encaminhar ao usuário, no prazo de 30 dias a partir da reclamação ou do final da medição, relatório contendo no mínimo as seguintes informações:

i. detalhamento das análises de identificação do problema;

ii. relatório de medição, quando disponível conforme alínea "i";

iii. alternativas para solução ou mitigação do problema;

ív. ações de atuação por parte da distribuidora e seus respectivos prazos; e

v. ações de atuação por parte do usuário.

g) realizar medição de no mínimo 30 dias para a apuração dos indicadores da qualidade do produto e, caso a medição decorra do exercício do direito de escolha do usuário previsto na alínea "c", este deve ser informado do valor a ser cobrado pelo serviço;

h) finalizada a medição de que trata a alínea "g', seguir procedimento da alínea "i"' ou, quando for o caso, rever o processo conforme alíneas "e" e "f";

i) os resultados da medição tratada na alínea "g" devem compor um relatório padronizado, a ser entregue no prazo máximo de 30 dias após o final da medição, contendo ao menos:

i. os valores dos respectivos indicadores e os resultados das medições;

ii. os limites e valor de referência existentes no regulamento;

iii. o relatório previsto na alínea "f", somente para o(s) fenômeno(s) causador(es) do problema; e

iv. quando for o caso, o detalhamento de todos os eventos de VTCD registrados no período de monitoramento, conforme Tabela 11.

Tabela 11 - Detalhamento dos eventos de VTCD registrados no período de monitoração

(1) data de ocorrência do evento de VTCD no formato dd/mmm/aaaa;

(2) horário de início do evento de VTCD no formato hh:mm:ss;

(3) a amplitude do evento deve ser calculada conforme indicado no item 71;

(4) a duração do evento deve ser calculada conforme indicado no item 71;

(5) o tipo do evento de VTCD deve corresponder à terminologia indicada na Tabela 5;

(6) caso exista, o evento correspondente, registrado no Relatório Diário de Operação da distribuidora, deve ser aquele com horário aproximadamente igual ao horário de inicio do evento de VTCD registrado, devendo ser Indicada a causa do mesmo conforme Lista de Fatos Geradores Indicada no Anexo 8.C deste Módulo.

j) organizar registros, em arquivos individualizados, das reclamações relativas a problemas com a qualidade do produto, incluindo:

i. número de protocolo;

ii. data da reclamação do usuário;

iii. data e horário de início e fim das medições e os valores registrados;

iv. informações trocadas entre as partes;

v. o conjunto das leituras efetuadas, inclusive com os intervalos expurgados;

vi. valores dos indicadores de FD95%, DTT95%, DTT_p95%, DTT_i95%, DTT₃95%, P_st95% e FI;

vii. valor do serviço pago pelo usuário; e

viii. providências adotadas pela distribuidora.

132. Os dados de que trata a alínea "j" do item 131 devem ser mantidos pela distribuidora, em meio digital, por um período mínimo de 10 anos.

133. Nas análises de que tratam os itens 130 e 131, a distribuidora deve:

a) investigar a origem dos distúrbios incidentes no barramento do sistema de distribuição em que o usuário reclamante se conecta;

b) averiguar se há usuários perturbadores nas proximidades; e

c) caso se verifique a existência de usuários perturbadores, notificá-los, recomendando ações a serem desenvolvidas.

Estudos específicos de qualidade do produto para conexão aos sistemas de distribuição de energia elétrica

134. Os estudos específicos de qualidade do produto devem avaliar o potencial impacto da conexão e operação do usuário.

135. A distribuidora deve realizar estudos no caso de usuário com cargas potencialmente perturbadoras.

136. A distribuidora deve definir os tipos de Instalações elétricas potencialmente perturbadoras.

137. As conclusões dos estudos e recomendações deverão constar no orçamento prévio.

138. caso se verifique nos estudos específicos que há problema de qualidade do produto, a instalação dos equipamentos de correção ou outras adequações necessárias devem ser providenciadas pelo usuário ou pela distribuidora, de acordo com as responsabilidades de cada um apuradas nos estudos.

139. Requisitos e procedimentos para fins de conexão ao sistema de distribuição devem observar o M6dulo 3 do PRODIST.

Seção 8.2
Qualidade do Serviço

Conjunto de unidades consumidoras

140. O conjunto de unidades consumidoras é definido por Subestação de Distribuição - SED.

141. A abrangência do conjunto engloba as redes de MT à jusante da SED e de propriedade da distribuidora.

142. A SED que possua número de unidades consumidoras igual ou inferior a 1.000 deve ser agregada a outras, formando um único conjunto.

143. A SED com número de unidades consumidoras superior a 1.000 e igual ou inferior a 10.000 pode ser agregada a outras, formando um único conjunto.

144. A agregação de SED deve obedecer ao critério de contiguidade das áreas.

145. É vedada a agregação de duas ou mais SED cujos números de unidades consumidoras sejam superiores a 10.000.

146. Mediante aprovação da ANEEL, uma mesma SED pode formar diferentes conjuntos quando:

a) atender áreas não contíguas; ou

b) atender subestação MT/MT cuja característica de atendimento seja significativamente distinta da subestação supridora, desde que nenhum dos conjuntos resultantes possua número de unidades consumidoras igual ou inferior a 1.000, devendo a fronteira entre os conjuntos corresponder à entrada da subestação MT/MT.

147. ASED com redes subterrâneas e aéreas pode ser dividida, mediante aprovação da ANEEL, devendo os conjuntos resultantes possuírem número de unidades consumidoras superior a 1.000.

148. Para as redes MT da distribuidora que não possua subestação com primário em AT, o conjunto deve ser composto pelas redes de MT de sua propriedade até o ponto de conexão com o agente supridor.

149. Todas as unidades consumidoras e centrais geradoras atendidas em BT e MT devem estar classificadas no mesmo conjunto de unidades consumidoras da subestação que as atendam, quando da aprovação de conjuntos por meio de resolução específica.

150. As unidades consumidoras e centrais geradoras ligadas após a aprovação dos conjuntos de unidades consumidoras devem ser classificadas de acordo com a área geográfica de abrangência dos conjuntos vigentes.

151. A ANEEL, a qualquer momento, pode solicitar à distribuidora a revisão da configuração dos conjuntos de unidades consumidoras.

152. Havendo alteração permanente na configuração do sistema que acarrete mudança nos conjuntos, a distribuidora deve propor a revisão da configuração dos conjuntos de unidades consumidoras, quando do estabelecimento dos limites anuais dos indicadores de continuidade disposto nos itens 209 a 213.

153. Casos particulares em que a aplicação das regras definidas nos tens 140 a 147 crie conjuntos com áreas de atendimento com características físicas e elétricas muito distintas devem ser avaliados pela ANEEL.

154. Os conjuntos são caracterizados por atributos, extraídos das BDGD enviadas anualmente pelas distribuidoras e de outras bases de dados disponíveis na ANEEL.

Sistema de atendimento às reclamações dos usuários

155. A distribuidora deve dispor de sistemas ou mecanismos de atendimentos emergenciais, acessíveis aos usuários, para que estes apresentem suas reclamações quanto a problemas relacionados ao serviço de distribuição de energia elétrica, sem prejuízo do emprego de outras formas de sensoriamento automático da rede.

156. As características do atendimento telefônico que a distribuidora deve dispor estão estabelecidas nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

Atendimento â ocorrências emergenciais

157. O atendimento às ocorrências emergenciais deve ser supervisionado, avaliado e controlado por meio de indicadores que expressem os valores vinculados aos conjuntos de unidades consumidoras.

158. Deve ser avaliado o tempo médio de preparação, por meio de indicador que meça a eficiência dos meios de comunicação, bem como o dimensionamento das equipes e dos fluxos de informação dos Centros de Operação.

159. Deve ser avaliado o tempo médio de deslocamento, por meio de indicador que meça a eficácia da localização geográfica das equipes de manutenção e operação.

160. Deve ser avaliado o tempo médio de execução, por melo de indicador que meça a eficácia do restabelecimento do sistema de distribuição pelas equipes de manutenção e operação.

161. A distribuidora deve apurar os seguintes indicadores de atendimento às ocorrências emergenciais:

a) Número de Ocorrências Emergenciais - n: total de ocorrências emergenciais registradas no conjunto, no período de apuração;

b) Número de Ocorrências Emergenciais com Interrupção de Energia - NIE: total de ocorrências emergenciais com interrupção do fornecimento de energia elétrica registradas no conjunto, no período de apuração;

c) Tempo Médio de Preparação - TMP, utilizando a seguinte equação:

d) Tempo Médio de Deslocamento - TMD, utilízando a seguinte equação:

e) Tempo Médio de Execução - TME, utilizando a seguinte equação:

f) Tempo Médio de Atendimento a Emergências - TMAE, utilizando a seguinte equação:

g) Percentual do número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia - PNIE, utizando a seguinte equação:

sendo:

TMP = tempo médio de preparação da equipe de atendimento de emergência, expresso em minutos;

TP = tempo de preparação da equipe de atendimento de emergência para cada ocorrência emergencial, expresso em minutos;

n = número de ocorrências emergenciais verificadas no conjunto de unidades consumidoras, no período de apuração considerado;

TMD = tempo médio de deslocamento da equipe de atendimento de emergência, expresso em minutos;

TD = tempo de deslocamento da equipe de atendimento de emergência para cada ocorrência emergencial, expresso em minutos;

TME = tempo médio de execução do serviço até seu restabelecimento pela equipe atendimento de emergência, expresso em minutos;

TE = tempo de execução do serviço até seu restabelecimento pela equipe de atendimento de emergência para cada ocorrência emergencial, expresso em minutos;

TMAE = tempo médio de atendimento a ocorrências emergenciais, representando o tempo médio para atendimento de emergência, expresso em minutos;

PNIE = percentual do numero de ocorrências emergenciais com interrupção de energia elétrica, expresso em %; e

NIE = número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia elétrica.

162. O período de apuração dos indicadores deve ser mensal, correspondente aos meses do ano civil.

163. O cálculo dos indicadores deve considerar as ocorrências emergenciais, conforme definição do Módulo do PRODIST, inclusive aquelas consideradas improcedentes e as ocorridas em Dia Crítico.

164. Na apuração dos indicadores de que trata o item 161 não devem ser considerados os atendimentos realizados pelas equipe.s de atendimento de emergência aos seguintes casos:

a) solicitações de serviços em redes de iluminação pública;

b) serviços de caráter comercial, tais como: reclamação de consumo elevado, substituição programada de medidores, desconexão e religação;

c) reclamações relativas ao nível de tensão de atendimento;

d) reclamações relativas à Interrupção de energia elétrica em razão de manutenção programada, desde que previamente comunicada de acordo os procedimentos definidos nesta Seção 8.2; e

e)Interrupção em Situação de Emergência - ISE, conforme definido no Módulo 1 do PRODIST.

165. Os dados relativos às ocorrências emergenciais devem ser apurados por meio de procedimentos auditáveis, contemplando desde a coleta dos dados das ocorrências até a transformação desses dados em indicadores.

166. A distribuidora deve registrar para todas as ocorrências emergenciais, no mínimo, as seguintes Informações:

a) numero de ordem da ocorrência;

b) data (dia, mês e ano) e horário (horas e minutos) do conhecimento da ocorrência;

e) identificação da forma do conhecimento da ocorrência (por meio de registro automático do sistema de supervisão da distribuidora ou por meio de informação ou reclamação do usuário ou de terceiros);

d) data (dia, mês e ano) e horário (horas e minutos) da autorização para o deslocamento da equipe de atendimento de emergência;

e) data (dia, mês e ano) e horário (horas e minutos) da chegada da equipe de atendimento de emergência no local da ocorrência;

f) descrição da ocorrência:fato gerador, de acordo com o Anexo 8.C;

g) coordenada geográfica do poste ou estrutura mais próxima do local da ocorrência ou, quando não identificado o local, do dispositivo de proteção que operou; e

h) data (dia, mês e ano) e horário (horas e minutos) do restabelecimento do atendimento.

167. Para efeito de registro do instante do conhecimento da ocorrência emergencial deve prevalecer a primeira informação independentemente da origem da percepção.

168. As informações relativas a cada ocorrência emergencial devem ser mantidas pela distribuidora, em meio digital, por um período mínimo de 10 anos.

169. A distribuidora deve enviar à ANEEL, até o ultimo dia útil do mês subsequente ao período de apuração, os valores mensais dos indicadores TMP, TMD, TME, NIE e n, relativos a cada conjunto de unidades consumidoras da respectiva área de atuação.

Indicadores de continuidade do serviço de distribuição de energia elétrica

170. Por meio do controle das interrupções e da apuração dos indicadores de continuidade de serviço, as distribuidoras, os consumidores, as centrais geradoras e a ANEEL podem avaliar a qualidade do serviço prestado e o desempenho do sistema elétrico.

171. Os indicadores de continuidade do serviço de distribuição de energia elétrica são estabelecidos quanto à duração e frequência das Interrupções.

172. Os indicadores devem ser apurados mensalmente, considerando o mês civil, com exceção do indicador DICRI, que deve ser apurado por interrupção ocorrida em Dia Crítico.

173. Os indicadores de continuidade individuais, a seguir discriminados, devem ser apurados para todas as unidades consumidoras, centrais geradoras ou por ponto de conexão:

a) Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão - DIC, utilizando a seguinte equação:

b) Frequência de interrupção individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão - FIC, utilizando a seguinte fórmula:

c) Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão - DMIC, utilizando a seguinte fórmula:

d) Duração da interrupção individual ocorrida em Dia Crítico por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão - DICRI, utilizando a seguinte fórmula:

em que:

DIC = duração de interrupção individual por unidade consumidora ou por ponto de conexão, expressa em horas e centésimos de hora;

FIC = frequência de interrupção Individual por unidade consumidora ou por ponto de conexão, expressa em número de interrupções;

DMIC = duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou por ponto de conexão, expressa em horas e centésimos de hora;

DICRI = duração da interrupção individual ocorrida em dia crítico por unidade consumidora ou ponto de conexão, expressa em horas e centésimos de hora;

i = índice de interrupções da unidade consumidora ou por ponto de conexão no período de apuração, variando de 1 a n;

n = número de interrupções da unidade consumidora ou por ponto de conexão considerado, no período de apuração;

t(i) = tempo de duração da interrupção (i) da unidade consumidora considerada ou do ponto de conexão, no período de apuração;

t(i)max = valor correspondente ao tempo da máxima duração de interrupção contínua (i), no período de apuração, verificada na unidade consumidora ou no ponto de conexão considerado, expresso em horas e centésimos de horas;

t_crítico = duração da interrupção ocorrida em Dia Crítico.

173.1. Para a obtenção dos indicadores DIC ou FIC em agregação temporal superior ao mês civil, tal como trimestral e anual, deve-se somar os indicadores dos meses civis contidos no período de agregação.

174. Para a unidade consumidora que agrega os Pontos de Iluminação Publica - PIP conectados na rede de distribuição sem medição da distribuidora devem ser apurados os seguintes indicadores:

a) Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão - DIC, utilizando a seguinte fórmula:

b) Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão - FIC, utilizando a seguinte fórmula:

em que:

i = Índice de unidades consumidoras atendidas em BT e localizadas na área urbana do próprio município;

DIC(i) = Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora atendida em BT e localizada na área urbana do próprio município, excluindo - se as centrais geradoras, expressa em horas e centésimos de hora;

FIC(i) = Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora, atendida em BT e localizada na área urbana do próprio município, excluindo - se as centrais geradoras, expressa em interrupções e centésimos de interrupções; e

NUCurb = número total de unidades consumidoras atendidas em BT e localizadas na área urbana do próprio município.

175. Para as demais unidades consumidoras da classe iluminação pública com medição da distribuidora, devem ser apurados os indicadores de continuidade individuais previstos no item 173.

176. Os indicadores de continuidade coletivos, a seguir discriminados, devem ser apurados para cada conjunto de unidades consumidoras:

a) Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC), utilizando a seguinte equação:

b) Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC), utilizando a seguinte equação:

sendo:

i = índice de unidades consumidoras atendidas em BT ou MT faturadas do conjunto;

NUC = número total de unidades consumidoras faturadas do conjunto no período de apuração, atendidas em BT ou MT;

DIC(i) = Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora, excluindo-se as centrais geradoras, expressa em horas e centésimos de hora; e

FIC(i) = Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora, excluindo-se as centrais geradoras, expressa em interrupções e centésimos de interrupções.

177. Os indicadores de continuidade individuais e coletivos devem ser apurados considerando apenas as interrupções de longa duração, ou seja, aquelas com duração maior ou igual a 3 minutos.

178. Na apuração dos indicadores DIC e FIC não devem ser consideradas as seguintes situações:

a) falha nas instalações da unidade consumidora ou da central geradora que não provoque interrupção em instalações de terceiros;

b) interrupção decorrente de obras de interesse exclusivo do consumidor ou da central geradora e que afete somente sua unidade consumidora;

c) Interrupção em Situação de Emergência - ISE;

d) suspensão por inadimplemento do consumidor ou da central geradora;

e) suspensão por deficiência técnica ou de segurança das instalações da unidade consumidora ou da central geradora que não provoque interrupção em instalações de terceiros, previstas em regulamentação;

f) interrupção vinculada à programa de racionamento instituído pela União;

g) interrupção ocorrida em Dia Crítico;

h) interrupção oriunda de atuação de Esquema Regional de Alívio de Carga - ERAC estabelecido pelo ONS; e

i) interrupção de origem externa ao sistema de distribuição.

178.1. Nos casos em que a falha nas instalações da unidade consumidora ou central geradora provoquem interrupção em instalações de terceiros, apenas estes últimos entram no cálculo dos indicadores.

179. Na apuração do indicador DMIC, além das interrupções referidas no item 178, também não devem ser consideradas aquelas oriundas de interrupções programadas, desde que sejam atendidas as seguintes condições:

a) os consumidores e centrais geradoras sejam devidamente avisados; e

b) o início e o fim da interrupção estejam compreendidos no intervalo programado.

180. Na apuração do Indicador DICRI não devem ser consideradas as Interrupções previstas no item 178, com exceção da alínea "g".

181. O indicador DICRI não se aplica às unidades consumidoras e centrais geradoras atendidas em AT, nem aos pontos de conexão de DIT ou de distribuidoras acessados por outras distribuidoras.

182. A apuração das interrupções de curta e de longa duração e dos indicadores deve ser realizada por meio dos sistemas de medição permanente de que tratam os Módulos 5 e 8 do PRODIST, quando esta funcionalidade estiver disponível.

183. Para os sistemas de medição tratados no item 16.2 do Módulo 5 do PRODIST, considera - se que há Interrupção sempre que a tensão de fornecimento for igual ou inferior a 70% da tensão nominal.

184. Admite - se diferença entre os valores registrados pela medição permanente e os valores dos indicadores efetivamente apurados se ocorrer uma das situações previstas no item 178, com a divergência devendo ser justificada ao consumidor no momento da apresentação da apuração.

185. Nas unidades consumidoras em que não houver sistema de medição permanente, os registros de Início e término da interrupção devem corresponder às informações mais precisas dentre todas aquelas disponíveis na distribuidora, considerando, inclusive, as medições permanentes de outras unidades consumidoras.

186. Para a apuração dos indicadores DEC e FEC a serem comparados com os limites estabelecidos, devem ser consideradas as interrupções delonga duração, segregadas nos seguintes indicadores:

a) DEC_ip e FEC_ip - DEC ou FEC devido a Interrupção de origem interna ao sistema de distribuição e programada, não ocorrida em Dia Crítico; e

b) DEC_ind e FEC_ind - DEC ou FEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, não programada e não expurgável.

187. Na apuração dos indicadores DEC e FEC não devem ser consideradas as seguintes situações:

a) falha nas instalações da unidade consumidora que não provoque interrupção em instalações de terceiros;

b) interrupção decorrente de obras de interesse exclusivo do usuário e que afete somente sua unidade consumidora;

c) Interrupção em Situação de Emergência - ISE;

d) suspensão por inadimplemento do consumidor;

e) suspensão por deficiência técnica ou de segurança das instalações da unidade consumidora que não provoque interrupção em instalações de terceiros, previstas em regulamentação;

f) interrupção vinculada à programa de racionamento instituído pela União;

g) interrupção ocorrida em Dia Critico;

h) interrupção oriunda de atuação de Esquema Regional de Alívio de Carga - ERAC estabelecido pelo ONS; e

i) interrupção de origem externa ao sistema de distribuição.

187.1. Nos casos em que a falha nas instalações da unidade consumidora ou central geradora provoquem interrupção em instalações de terceiros, apenas estes últimos entram no cálculo dos indicadores.

188. Para efeito da alínea "g" dos itens l78 e 187, Dia Critico deve ser considerado conforme definido no Módulo 1 do PRODIST.

189. A distribuidora deve registrar em formulários próprios as interrupções relacionadas no item 187, para fins de fiscalização da ANEEL.

190. As interrupções de que tratam as alíneas "f" e "g" do item 187 devem ser descritas em detalhes, com a identificação dos locais ou áreas atingidas, fornecendo uma avaliação pormenorizada da impossibilidade de atendimento.

191. Das interrupções expurgáveis descritas no item 187, devem ser apurados os seguintes indicadores:

a) DEC_ine, e FEC_ine - DEC ou FEC devido a interrupção de origem Interna ao sistema de distribuição, não programada e ocorrida em situação de emergência;

b) DEC_inc e FEC_inc - DEC ou FEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, não programada, ocorrida em Dia Crítico e não ocorrida nas situações descritas nas alíneas "c", "f" e "h" do item 187;

c) DEC_ino e FEC_ino - DEC ou FEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, não programada e ocorrida nas situações descritas nas alíneas "f" e "h" do item 187;

d) DEC_ipc e FEC_ipc - DEC ou FEC devido a interrupção de origem interna ao sistema de distribuição, programada, ocorrida em Dia Crítico;

e) DEC_xp e FEC_xp - DEC ou FEC devido a Interrupção de origem externa ao sistema de distribuição e programada; e

f) DEC_xn e FEC_xn - DEC ou FEC devido a interrupção de origem externa ao sistema de distribuição e não programada.

192. A Figura 3 apresenta a estratificação das interrupções de longa duração nos indicadores apresentados nos itens 186 e 191, destacando na cor cinza os que não compõem os indicadores DEC e FEC a serem comparados com os limites estabelecidos.

Figura 3 - Estratificação das interrupções de longa duração

193. Os eventos que ensejarem interrupções de que trata a alínea "e" do item 187 devem ser descritos em detalhes, com no mínimo as informações definidas no item 228, as quais devem estar disponíveis em até 2 meses após o período de apuração das interrupções.

194. A distribuidora deve possuir procedimentos específicos para atuação em contingência devido a eventos que acarretem interrupções significativas, mesmo que essas Interrupções não se enquadrem nas alíneas "c" e "g" do item 187.

195. O enquadramento das interrupções em um dos incisos de que trata o item 187 não exime a distribuidora de atuar de forma eficiente para o restabelecimento do fornecimento de energia elétrica.

Avisos de interrupções programadas

196. A distribuidora deve avisar a todos os consumidores e centrais geradoras de sua área de concessão ou permissão sobre as interrupções programadas informando a data da interrupção e o horário de início e término, observando os seguintes procedimentos:

a) unidades consumidoras e centrais geradoras atendidas em tensão superior a 2,3 kV e inferior a 230 kV, com demanda contratada igual ou superior a 500 kW: aviso por meio de documento escrito e personalizado, com antecedência mínima de dias úteis em relação à data da interrupção;2, 3 kV

b) unidades consumidoras atendidas em tensão inferior a 69 kV que prestem serviço essencial: aviso por meio de documento escrito e personalizado, com antecedência mínima de 5 dias úteis em relação à data da interrupção;

e) unidades consumidoras atendidas em tensão superior a 2,3 kV e inferior a 230 kV com demanda contratada inferior a 500 kW e unidades consumidoras atendidas em tensão igual ou inferior a 2,3 kV e que exerçam atividade comercial ou industrial: aviso por meio de documento escrito e personalizado, com antecedência mínima de 3 dias úteis em relação à data da interrupção, desde que providenciem o cadastro na distribuidora para receberem esse tipo de serviço; e

d) outras unidades consumidoras e centrais geradoras:o aviso deve conter a abrangência geográfica e ser feito por meio da página da distribuidora na internet e por outros meios que permitam a adequada divulgação, ou, a critério da distribuidora, por meio de documento escrito e personalizado, com antecedência mínima de 72 horas em relação ao horário de início da interrupção.

197. As unidades consumidoras não listadas na definição de serviço essencial do Módulo 1 do PRODIST, mas que prestem serviço essencial, ou as que por alterações de suas características vierem a prestar serviços essenciais podem solicitar à distribuidora essa condição, para recebimento dos avisos de interrupções.

198. Nas unidades consumidoras onde existam pessoas usuárias de equipamentos de autonomia limitada, vitais à preservação da vida humana e dependentes de energia elétrica, os consumidores devem ser avisados da interrupção programada de forma preferencial e obrigatória, por meio de documento escrito e personalizado, com antecedência mínima de 5 dias úteis em relação à data da interrupção, desde que efetuem o cadastro da unidade consumidora na distribuidora para receberem esse tipo de serviço.

199. A distribuidora pode utilizar outros meios de comunicação para a divulgação das interrupções programadas, desde que pactuados com o consumidor ou central geradora, devendo, nesses casos, manter registro ou cópia das divulgações para fins de fiscalização da ANEEL.

200. A distribuidora deve manter, por um período mínimo de 10 anos, os registros das interrupções emergenciais e das programadas, discriminando - as em formulário próprio.

Agregação temporal e indicadores globais de continuidade do fornecimento

201. Os indicadores globais se referem a um agrupamento de conjuntos de unidades consumidoras, podendo representar valores apurados ou limites de quaisquer parcelas de DEC e FEC de que tratam os itens 186 e 191, para a distribuidora, o município, o estado, a região ou o Brasil.

202. A agregação temporal dos indicadores coletivos de cada conjunto, visando o cálculo para períodos superiores ao mensal, como o trimestre ou o ano, deve ser realizada de acordo com as seguintes equações:

sendo:

k = total de meses do período de cálculo do indicador;

n = índice do indicador de cada mês contido no período de k meses; DEC = valor do DEC no período de k meses, com duas casas decimais;

FEC_k =valor do FEC no período de k meses, com duas casas decimais;

NUC_k = número de unidades consumidoras do conjunto faturadas e atendidas em BT ou MT, para o período de k meses.

DEC_n =valor mensal do DEC apurado no mês n, com duas casas decimais;

FEC_n = valor mensal do FEC apurado no mês n, com duas casas decimais; e

NUC_n = número de unidades consumidoras do conjunto faturadas e atendidas em BT ou MT informado no mês n.

203. Os indicadores de continuidade globais mensais devem ser calculados com base nas seguintes equações:

sendo:

m = total de conjuntos agregados no indicador global;

i = índice do indicador de cada um dos conjuntos contidos na agregação global;

DEC_Gn = valor global do DEC contendo conjuntos, no mês n, com duas casas decimais;

FEC_Gn = valor global do FEC contendo conjuntos, no mês n, com duas casas decimais;

NUC_Gn = soma do número de unidades consumidoras faturadas e atendidas em BT ou MT dos m conjuntos contidos na agregação, no mês n;

DEC_i = valor do DEC do conjunto i apurado no mês n, com duas casas decimais;

FEC_i = valor do FEC do conjunto i apurado no mês n, com duas casas decimais; e

NUC_i = número de unidades consumidoras faturadas e atendidas em BT ou MT do conjunto i, no mês n.

204. A agregação temporal dos indicadores coletivos globais, visando o cálculo para períodos superiores ao mensal, como o trimestre ou o ano, deve ser realizada de acordo com as seguintes equações:

em que:

k = total de meses do período de cálculo do indicador global;

n = índice do indicador global de cada mês contido no período de k meses;

DEC_Gk = valor global do DEC, no período de k meses, com duas casas decimais;

FEC_Gk = valor global do FEC, no período de k meses, com duas casas decimais;

NUC_Gk = número de unidades consumidoras faturadas e atendidas em BT ou MT global dos m conjuntos contidos na agregação, para o período de k meses.

DEC_Gk = valor global do DEC no mês n, conforme Equação 40, com duas casas decimais;

FE_Gk = valor global do FEC no mês n, conforme Equação 41, com duas casas decimais;

NUC_Gk = número de unidades consumidoras global no mês n, conforme Equação 42.

Ranking da continuidade e indicador de Desempenho Global de Continuidade - DGC

205. O ranking da continuidade consiste na classificação das distribuidoras, a partir do indicador de Desempenho Global de Continuidade (DGC), que tem periodicidade anual.

206. O DGC é calculado pela ANEEL, com duas casas decimais, a partir da seguinte equação:

em que:

DEC Global_apurado = DEC apurado anual global da distribuidora, calculado conforme Equação 43, considerando as parcelas não expurgáveis de que trata o item 186;

FEC Global_apurado = FEC apurado anual global da distribuidora, calculado conforme Equação 44, considerando as parcelas não expurgáveis de que trata o item 186;

DEC Global_apurado = DEC limite anual global da distribuidora, calculado conforme Equação 43, considerando os limites estabelecidos em resolução especifica para os conjuntos da distribuidora; e

FEC Global_apurado = FEC limite anual global da distribuidora, calculado conforme Equação 44, considerando os limites estabelecidos em resolução específica para os conjuntos da distribuidora.

207. O ranking da continuidade das concessionárias de distribuição é publicado pela ANEEL até o final de abril do ano civil subsequente ao ano de apuração.

208. Para a construção do ranking, as distribuidoras podem ser agrupadas de acordo com o porte, de forma a melhorar a comparação.

Limites dos indicadores de continuidade do serviço

209. Para o estabelecimento dos limites anuais dos indicadores de continuidade coletivos DEC e FEC, as distribuidoras devem enviar à ANEEL suas BDGD, conforme estabelecido no Módulo 6, das quais serão extraídos os atributos físico elétricos de seus conjuntos de unidades consumidoras.

210. No estabelecimento dos limites anuais de DEC e FEC para os conjuntos de unidades consumidoras deve ser aplicado o seguinte procedimento:

a) seleção dos atributos relevantes para aplicação de análise comparativa;

b) aplicação de análise comparativa, com base nos atributos selecionados na alínea "a";

c) cálculo dos limites para os indicadores DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras, de acordo com o desempenho dos conjuntos semelhantes; e

d) análise dos resultados e eventuais ajustes por parte da ANEEL, para a definição dos limites para os indicadores DEC e FEC.

211. Os valores dos limites anuais de DEC e FEC dos conjuntos de unidades consumidoras são estabelecidos em resolução específica e disponibilizados para discussão em consulta pública, de acordo com a periodicidade da revisão tarifária, no caso das concessionárias de distribuição, ou em periodicidade definida pela ANEEL, no caso das permissionárias de distribuição.

212. Os limites anuais de DEC e FEC dos conjuntos devem ser estabelecidos para o período entre 12 de janeiro do ano subsequente ao da revisão tarifária atual e 31 de dezembro do ano da próxima revisão tarifária, por meio de resolução especifica, devendo propiciar melhor a dos limites anuais globais de DEC e FEC da distribuidora.

213. Quando um conjunto for subdividido ou reagrupado, devem ser definidos limites de continuidade considerando - se o histórico dos conjuntos que deram origem à nova formação.

214. Os limites dos indicadores de continuidade individuais DIC, FIC, DMIC e DICRI para as unidades consumidoras e centrais geradoras são estabelecidos nas tabelas 1 a 5 do Anexo 8.8, de acordo com a localização e com a tensão contratada.

215. Para efeito de enquadramento dos limites de continuidade individuais, considera - se que a unidade consumidora ou central geradora está situada em área não urbana quando localizada fora do limite de zona urbana definida por lei municipal.

216. Os limites dos indicadores DIC, DMIC e DICRI são vinculados ao limite anual do Indicador DEC, enquanto os limites do indicador FIC são vinculados ao limite anual do indicador FEC.

217. Podem ser fixados limites de continuidade que propiciem melhor qualidade dos serviços prestados ao consumidor ou central geradora, quando da celebração de contratos de fornecimento e de uso do sistema de distribuição, observando-se as responsabilidades estabelecidas nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

218. Os limites dos indicadores de continuidade individuais DIC e FIC para a unidade consumidora que agrega os Pontos de Iluminação Pública - PIP conectados na rede de distribuição sem medição da distribuidora devem obedecer aos valores estabelecidos na tabela 4 do Anexo 8.B, sendo vinculados aos maiores valores dos limites dos indicadores DEC e FEC dos conjuntos que atendem a área urbana do município.

Compensações por violação dos limites dos indicados de continuidade individuais

219. No caso de violação do limite de continuidade individual dos indicadores DIC, FIC, DMIC e DICRI, a distribuidora dever calcular a compensação ao consumidor ou central geradora, inclusive aqueles conectados em DIT, e efetuar o crédito na fatura apresentada em até 2 meses após o período de apuração.

220. A distribuidora deve efetuar uma compensação ao consumidor ou central geradora de média ou baixa tensão para cada interrupção ocorrida em Dia Crítico que superar o limite do indicador DICRI.

221. Nos casos em que o valor da compensação exceder o valor a ser faturado, o crédito remanescente deve ser realizado nos ciclos de faturamento subsequentes, sempre considerando o máximo crédito possível em cada ciclo, ou ainda, quando do encerramento contratual, pagode acordo com a opção do consumidor por melo de depósito em conta - corrente, cheque nominal ou ordem de pagamento.

222. No caso de inadimplência do consumidor ou da central geradora, podem ser deduzidos da compensação os débitos vencidos a favor da distribuidora que não sejam objeto de contestação administrativa ou judicial.

223. A compensação pela violação dos Indicadores de continuidade é devida ao titular da unidade consumidora ou central geradora no período de apuração em que ocorreu a violação.

224. Caso haja troca de titularidade da unidade consumidora ou central geradora durante o período de apuração que constatou a violação, a distribuidora deve creditar o valor devido ao novo titular da unidade consumidora ou central geradora.

225. No cálculo do valor da compensação de que trata o item 219 devem ser utilizadas as seguintes equações:

a) Para o DIC:

b) Para o DMIC:

c) Para o FIC:

d) Para o DICRI:

em que:

DIC_v = duração de interrupção por unidade consumidora ou por ponto de conexão, conforme cada caso, verificada no período considerado, expressa em horas e centésimos de hora;

DIC_p = limite de continuidade estabelecido no período considerado para o indicador de duração de interrupção por unidade consumidora ou por ponto de conexão, expresso em horas e centésimos de hora;

DMI_v = duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou por ponto de conexão, conforme cada caso, verificada no período considerado, expressa em horas e centésimos de hora;

FIC_v = frequência de interrupção por unidade consumidora ou por ponto de conexão, conforme cada caso, verificada no período considerado, expressa em número de interrupções;

FIC_p = limite de continuidade estabelecido no período considerado para o indicador de frequência de interrupção por unidade consumidora ou por ponto de conexão, expresso em número de Interrupções e centésimo do número de interrupções;

DICRI_v = duração da interrupção individual ocorrida em Dia Crítico por unidade consumidora ou ponto de conexão, expressa em horas e centésimos de hora;

VRC = valor monetário base para o cálculo da compensação, que corresponde ao Encargo de Conexão Parcela B - ECCD(PB), para unidades consumidoras pertencentes ao subgrupo A1; ou ao Encargo de Uso do Sistema de Distribuição correspondente à parcela TUSD Fio B - EUSD_B, para as unidades consumidoras pertencentes aos demais subgrupos ou dos pontos de conexão;

730 = número médio de horas no mês;

Kei₁ = coeficiente de majoração cujo valor deve ser fixado em: 34, para unidade consumidora ou ponto de conexão atendido em Baixa Tensão;40, para unidade consumidora ou ponto de conexão atendido em Média Tensão; e 108, para unidade consumidora ou ponto de conexão atendido em Alta Tensão; e

Kei₂ = coeficiente de majoração cujo valor deve ser fixado em: 14, para unidade consumidora ou ponto de conexão atendido em Baixa Tensão; e 20, para unidade consumidora ou ponto de conexão atendido em Média Tensão.

226. Para unidades consumidoras com CCD e distribuidoras conectadas ao sistema de distribuição, as compensações associadas às violações dos limites de continuidade DIC, FIC, DMIC e DICRI por ponto de conexão devem ser estabelecidas nos respectivos contratos, obedecendo aos critérios deste Módulo.

227. Para efeito de aplicação de eventual compensação, quando da violação dos limites estabelecidos, devem ser consideradas as seguintes situações:

a) o valor mínimo da compensação no caso de violação do limite do indicador de continuidade individual deve ser R$ 0, 01 (um centavo de real);

b) o valor da compensação associada à violação do limite do indicador de continuidade individual deve estar limitado a 18 vezes o valor do "VRC";

c) quando ocorrer violação do limite de mais de um dos indicadores de continuidade individuais DIC, FIC e DMIC no mesmo período de apuração, para efeito de compensação deve ser considerado o indicador cuja compensação resultar no maior valor monetário; e

d) quando ocorrer violação do indicador DICRI, a compensação dever ser realizada sem prejuízo das compensações por violação dos indicadores DIC, FIC e DMIC, podendo inclusive haver compensações referentes a mais de uma violação do limite do indicador DICRI no mesmo mês, hipótese em que deve ser paga a soma das compensações calculadas para cada violação.

Procedimentos de coleta, armazenamento e envio dos indicadores de continuidade e compensações realizadas

228. A coleta e armazenamento dos dados de interrupções devem atender às seguintes diretrizes:

a) os dados das interrupções delonga duração e os indicadores deles provenientes devem ser mantidos na distribuidora por um período mínimo de 10 anos;

b) para cada conjunto afetado por interrupções de longa duração, devem ser registradas as seguintes informações:

i. número de unidades consumidoras do conjunto em cada mês da apuração; e

ii. código de identificação do conjunto.

c) para cada interrupção delonga duração ocorrida no conjunto, devem ser registradas as seguintes informações:

i. código único da interrupção, estabelecido pela distribuidora;

ii. fato gerador;

iii. data, hora e minutos do inicio e do restabelecimento da interrupção;

iv. número de unidades consumidoras atingidas pela interrupção;

v. código de identificação de cada unidade consumidora; e

vi. nível de tensão onde o fato gerador foi verificado.

d) o fato gerador deve ser classificado para fins de coleta e armazenamento de acordo com o Anexo 8.C deste Módulo;

e) os dados de que trata nas alíneas "a" a "d" devem estar disponíveis em meio digital e relacionados ao código de identificação de cada unidade consumidora;

f) as exceções tratadas no item 187 devem ter seus devidos registros comprobatórios mantidos na distribuidora por um período de 10 anos;

g) para cada evento que tenha gerado as interrupções de que trata a alínea "c" do item 187 devem ser registradas, no mínimo, as seguintes informações em meio digital:

i. código único do evento, definido pela distribuidora;

ii. decorrência do evento, de acordo com a Codificação Brasileira de Desastres - COBRADE que consta no Anexo I da Instrução Normativa n° 01, de 24 de agosto de 2012 do Ministério da Integração Nacional, ou instrução mais recente;

iii. código único das interrupções de longa duração decorrentes do evento, definido pela distribuidora;

iv. código único do decreto (quando houver), definido pela distribuidora; e

v. código único do relatório com as evidências do evento, definido pela distribuidora.

h) as evidências do evento que tenha gerado interrupções de que trata a alínea "c" do item 187 também devem estar documentadas em relatório, o qual deve ser disponibilizado no sítio eletrônico da distribuidora em local de livre e fácil acesso, devendo conter as informações mínimas a seguir:

i. código único do relatório;

ii. informações sobre o Decreto de Calamidade Pública ou Situação de Emergência (se houver);

iii. descrição detalhada do evento, incluindo mapa geoelétrico e diagrama unifilar da região afetada;

iv. descrição dos danos causados ao sistema elétrico, incluindo a relação dos equipamentos danificados e sua importância para o sistema;

v. relato técnico sobre a intervenção realizada com as ações da distribuidora para restabelecimento do sistema, incluindo o contingente de técnicos utilizados nos serviços;

vi. tempo médio de preparação, de deslocamento e de execução das equipes;

vii. número de unidades consumidoras atingidas;

viii. municípios atingidos;

ix. subestações atingidas;

x. quantidade de interrupções associadas ao evento;

xi. data e hora do inicio da primeira interrupção;

xii. data e hora do término da última interrupção;

xiii. média da duração das interrupções;

xiv. duração da interrupção mais longa;

xv. soma do CHI das interrupções associadas ao evento; e

xvi. registros diversos que evidenciem a classificação das interrupções na alínea "c" do item 187, permitindo identificar a causa, a abrangência e os danos causados pelo evento à rede e às áreas atingidas, como imagens fotográficas, boletins meteorológicos e matérias jornalísticas.

i) na hipótese de ocorrer compensação de valores ao titular da unidade consumidora ou da central geradora, a distribuidora deverá manter registro em formulário próprio para uso da ANEEL, contendo os seguintes dados:

i. nome do titular da unidade consumidora ou da central geradora;

ii. endereço da unidade consumidora ou central geradora;

iii. tensão contratada;

iv. enquadramento da unidade consumidora ou central geradora em área urbana ou não-urbana, utilizado para fins de classificação dos limites de indicadores individuais;

v. nome do conjunto ao qual pertence a unidade consumidora ou central geradora, no caso de conexão ao SDMT ou ao SDBT;

vi. mês civil no qual ocorreu a violação;

vii. valor do VRC considerado no cálculo da compensação;

viii. valor monetário da compensação; e

ix. valores apurados dos indicadores Violados.

j) a distribuidora deve possuir a certificação do processo de coleta dos dados e de apuração dos indicadores individuais e coletivos, com base nas normas da Organização Internacional para Normalização (lnternational Organization for Standudization) ISO 9000.

229. A distribuidora deve enviar à ANEEL os valores apurados dos indicadores DEC e FEC para cada conjunto de unidades consumidoras, conforme disposto no Módulo 6 do PRODIST.

230. Em caso de racionamento de energia elétrica, a distribuidora deve apurar e enviar à ANEEL os valores dos indicadores de continuidade de duas formas distintas: considerando o efeito do racionamento sobre os valores finais dos indicadores e desconsiderando o referido efeito.

231. Os valores apurados dos indicadores DEC e FEC a serem comparados com os limites devem ser enviados pela distribuidora à ANEEL de forma segregada em:

a) DE_ip e FEC_ip; e

b) DEC_ind e FEC_{ind -}

232. As interrupções expurgáveis devem ser segregadas para envio à ANEEL em:

a) DEC_ine e FEC_ine;

b) DEC_inc e FEC_inc;

c) DEC_ino e FEC_ino;

d) DEC_ipc e FEC_ipc;

e) DEC_xp e FEC_xp; e

f) DEC_xn e FEC_xn.

233. Os sistemas de atendimento da distribuidora devem disponibilizar informações e esclarecimentos sobre os indicadores de continuidade de fornecimento de energia elétrica para todos os conjuntos de unidades consumidoras.

234. A distribuidora deve informar na fatura dos consumidores e das centrais geradoras, sempre que ocorrer violação dos indicadores de continuidade individuais, as informações referentes à compensação e à possibilidade de consulta detalhada ao histórico de apuração e limites disponível aos consumidores por meio de área de acesso restrito no sítio da distribuidora na internet, de acordo com o estabelecido no Módulo 11 do PRODIST.

235. A distribuidora deve informar por escrito, em até 30 dias, sempre que solicitados pelo consumidor ou pela central geradora, as seguintes informações referentes aos últimos 24 meses apurados:

a) os valores apurados e os respectivos limites dos indicadores individuais discriminados no item 173;

b) o valor do VRC; e

c) as datas e horários de início e fim das interrupções ocorridas na unidade consumidora ou na central geradora, detalhando inclusive aquelas que foram expurgadas.

Indicadores de continuidade para transmissoras detentoras de DIT e distribuidoras acessadas por outras distribuidoras

236. A qualidade do serviço nos pontos de conexão das transmissoras detentoras de DIT ou de distribuidoras acessadas por outras distribuidoras é avaliada por meio de procedimentos para controle, registro, apuração e publicação dos indicadores de continuidade.

237. A qualidade do serviço deve ser garantida pelo acessado, sendo avaliada por melo de indicadores e limites de continuidade para os pontos de conexão, observados os aspectos de duração e frequência de interrupção.

238. Os indicadores de continuidade nos pontos de conexão devem ser apurados considerando o mês civil, devendo ser calculados, além dos indicadores mensais, os indicadores para períodos de agregação trimestral e anual.

239. Os indicadores de continuidade devem ser apurados para todos os pontos de conexão, observadas as definições descritas no item 173.

240. As compensações em razão de violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão devem ser aplicadas da seguinte forma:

a) as compensações calculadas devido à violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão de distribuidoras em DIT, seja por acesso direto ou por centrais geradoras ou unidades consumidoras, devem ser descontadas no reajuste tarifário anual da transmissora acessada; e

b) as compensações pagas devido à violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão dos acessos de distribuidoras a outras distribuidoras devem ser contabilizadas em conta específica, sendo posteriormente descontadas da receita requerida da distribuidora acessante, de acordo com o Submódulo 4.4 do PRORET.

241. A ultrapassagem do limite de compensação anual referido no item 255 pode ser caracterizada como descumprimento das disposições regulamentares relativas à qualidade dos serviços de energia elétrica para fins de fiscalização, sujeito à aplicação de penalidade, conforme Resolução Normativa n° 846, de 11 de junho de 2019.

242. Os indicadores de continuidade dos pontos de conexão devem ser apurados considerando as interrupções de longa duração.

243. Na apuração dos indicadores de continuidade DIC e FIC dos pontos de conexão não são consideradas as situações descritas a seguir:

a) falha nas instalações de responsabilidade do usuário que não provoque interrupção em outros pontos de conexão;

b) desligamento de interesse exclusivo do usuário e que afete somente os pontos de conexão abrangidos pela solicitação;

c) suspensão por inadimplemento do usuário ou por deficiência técnica ou de segurança das instalações sob responsabilidade do usuário que não provoque interrupção em outros pontos de conexão;

d) interrupção motivada por caso fortuito ou de força maior, a ser comprovada documentalmente pelo acessado, para transmissoras detentoras de DIT;

e) interrupção em Situação de Emergência - ISE, para distribuidoras acessadas por outras distribuidoras;

f) atuação de Esquema Regional de Alívio de Carga - ERAC estabelecido pelo ONS, oriunda das instalações do acessado;

g) implantação de ampliações e reforços propostos pelo ONS e aprovados pela ANEEL, somente nos períodos em que forem feitos os desligamentos efetivamente necessários para implantação do empreendimento;

h) eventos oriundos de instalações da Rede Básica, que afetarem diretamente o desempenho do ponto de conexão suprido por concessionária de transmissão detentora de DIT;

i) período de até 3 minutos, necessário para realizar o religamento manual de linhas de transmissão cujo religamento automático esteja desativado por solicitação da distribuidora; e

j) interrupção de origem externa ao sistema de distribuição, para distribuidoras acessadas por outras distribuidoras.

244. Na apuração do indicador de continuidade DMIC dos pontos de conexão não são consideradas, além daquelas referidas no item 243, as interrupções motivadas por eventos oriundos das instalações do acessado em razão de interrupções programadas, devidamente comunicados aos usuários, e com início e fim da interrupção compreendidos no intervalo programado.

245. A comunicação da ocorrência da interrupção do fornecimento ao acessado é de responsabilidade da distribuidora acessante, devendo seguir os procedimentos estabelecidos no Módulo 4 do PRODIST.

246. Caso não haja mecanismos de supervisão que possibilitem identificar o momento exato de inicio da interrupção, os quais devem ser utilizados preferencialmente, o momento da comunicação da ocorrência ao acessado deve ser considerado como o início da Interrupção.

247. Os agentes interessados em realizar programação de interrupção devem observar as disposições contidas no Módulo 4 do PRODIST, inclusive quanto aos prazos e condições.

248. No processo de apuração nos pontos de conexão em DIT e nos pontos de conexão entre distribuidoras:

a) a distribuidora acessante deve contabilizar as Interrupções ocorridas, gerando o Relatório dos Indicadores de Continuidade, o Relatório das Interrupções e o Relatório de Cálculo das Compensações discriminados por ponto de conexão, inclusive no que tange aos eventos programados e eventuais interrupções não contabilizadas no indicador;

b) a distribuidora acessante deve encaminhar os Relatórios mencionados, em versão preliminar, discriminados por ponto de conexão, para o acessado, até o 10 dia útil após o término do período de apuração; e

c) a partir das informações disponíveis em seus sistemas, o acessado deve fazer os ajustes que se fizerem necessários nos Relatórios mencionados na alínea "b" e encaminhá-los à distribuidora acessante, em versão final, até o 20 dia útil após o término do período de apuração.

249. Os relatórios de que trata o item 248 devem conter a listagem das interrupções com o detalhamento das ocorrências, a apuração dos indicadores correspondentes e, quando aplicável, o cálculo das compensações.

250. Os relatórios de que trata o item 248 devem ser emitidos mensalmente, com a apuração dos Indicadores mensais, trimestrais ou anuais.

Limites dos indicadores de continuidade para DIT e distribuidoras acenadas por outras distribuidoras

251. Os limites dos indicadores de continuidade dos pontos de conexão de DIT e distribuidoras acessadas por outras distribuidoras estão definidos na Tabela 12, conforme a tensão contratada.

Tabela 12 - Limites dos indicadores de continuidade anuais, trimestrais e mensais por ponto de conexão e tensão contratada

onde:

TC - Tensão contratada do ponto de conexão

A - Limites anuais

T - Limites trimestrais

M - Limites mensais

Compensação por violação dos limites da continuidade para DIT a distribuidoras acessadas por outras distribuidoras

252. Havendo violação dos limites de continuidade dos pontos de conexão acessados por distribuidoras em DIT ou em outras distribuidoras, em relação ao período de apuração, o acessado deve calcular a compensação devida, e:

a) para o caso dos pontos de conexão em DIT, armazenar e enviar à ANEEL valores calculados, conforme estabelecido no item 265, para fins de desconto na receita da transmissora; ou

b) para o caso dos pontos de conexão entre distribuidoras, efetuar o pagamento à distribuidora acessante em até 2 meses após o período de apuração, na fatura mensal devida pela distribuidora acessante, podendo a compensação ser parcelada caso supere o valor da fatura mensal, limitando-se a duas faturas subsequentes.

253. Para o cálculo da compensação dos pontos de conexão de distribuidoras em DIT, deve-se observar as seguintes equações:

em que:

VB_DIC = valor bruto da compensação em razão de ultrapassagem correspondente ao indicador DIC no ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em moeda corrente;

VB_FIC = valor bruto da compensação em razão de ultrapassagem correspondente ao indicador FIC no ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em moeda corrente;

VB_DMIC = valor bruto da compensação em razão de ultrapassagem correspondente ao indicador DMIC no ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em moeda corrente;

DIC_v = valor apurado do DIC do ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em horas e centésimos de hora;

DIC_p = valor limite do DIC do ponto de conexão, estabelecido no período considerado, expresso em horas e centésimos de hora;

FIC_v = valor apurado do FIC do ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em número de interrupções;

FIC_p = valor limite do FIC do ponto de conexão, estabelecido no período considerado, expresso em número de interrupções;

DMIC_v = valor apurado do DMIC do ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em horas e centésimos de hora;

DMIC_p = valor limite do DMIC do ponto de conexão, estabelecido no período considerado, expresso em horas e centésimos de hora;

RDIT = receita das Demais Instalações de Transmissão - DIT interrompidas que estejam associadas ao ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em moeda corrente; e

kei = coeficiente de majoração, com valor de 0, 5.

254. O valor da "RDIT' corresponde à parcela equivalente ao duodécimo da soma das Receitas Anuais Permitidas - RAP das Demais Instalações de Transmissão - DIT interrompidas sob responsabilidade da transmissora, associadas ao ponto de conexão verificado no período considerado, devendo ser obtido da seguinte forma:

sendo:

RAP_comp = Parcela correspondente a 1/12 da Receita Anual Permitida das Demais Instalações de Transmissão - DIT de uso compartilhado com mais de uma distribuidora relacionada ao ponto de conexão desligado;

MUST_cont = Montante de Uso do Sistema de Transmissão contratado pela distribuidora afetada pelo desligamento para acessar as Demais Instalações de Transmissão - DIT de uso compartilhado com mais de uma distribuidora relacionada ao ponto de conexão desligado;

MUST_total = Montante de Uso do Sistema de Transmissão total contratado por todas as distribuidoras para acessar as Demais instalações de Transmissão - DIT de uso compartilhado com mais de uma distribuidora relacionada ao ponto de conexão desligado;

NPCC = Quantidade de Pontos de Conexão da distribuidora afetada pelo desligamento que se conectam diretamente às Demais Instalações de Transmissão - DIT de uso compartilhado com mais de uma distribuidora relacionada ao ponto de conexão desligado;

RAPexcl_i= Parcela correspondente a 1/12 da Receita Anual Permitida de um determinado conjunto de Demais Instalações de Transmissão - DIT de uso exclusivo que são compartilhadas por uma mesma quantidade de Pontos de Conexão relacionada ao ponto de conexão desligado;

NPCE_i = Quantidade de Pontos de Conexão da distribuidora afetada pelo desligamento que compartilham um mesmo conjunto de Demais Instalações de Transmissão - DIT de uso exclusivo relacionada ao ponto de conexão desligado;

i = determinado conjunto de Demais instalações de Transmissão - DIT de uso exclusivo relacionado ao ponto de conexão desligado que compartilha a mesma quantidade de pontos de conexão da distribuidora afetada pelo desligamento; e

N = quantidade total de conjuntos de Demais Instalações de Transmissão - DIT de uso exclusivo relacionada ao ponto de conexão desligado que compartilha a mesma quantidade de pontos de conexão da distribuidora afetada pelo desligamento.

255. O valor devido de compensação, associada à violação do limite do indicador de continuidade do ponto de conexão, corresponde ao maior valor bruto encontrado dentre os indicadores aplicáveis ao período de apuração, e é limitado:

a) no caso de violação de limite mensal, a 50% do valor da "RDIT";

b) no caso de violação de limite trimestral, ao valor correspondente à diferença positiva entre 50% do somatório da "RDIT' do trimestre e o somatório dos valores líquidos devidos mensais do trimestre; e

c) no caso de violação de limite anual, ao valor correspondente à diferença positiva entre 50% do somatório da "RDIT" do ano e o somatório dos valores líquidos devidos mensais e trimestrais.

256. Para o cálculo da compensação dos pontos de conexão entre distribuidoras, deve-se observar a seguinte formulação:

em que:

VB_DIC = valor bruto da compensação em razão de ultrapassagem correspondente ao indicador DIC no ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em moeda corrente;

VB_FIC = valor bruto da compensação em razão de ultrapassagem correspondente ao indicador FIC no ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em moeda corrente;

VB_DMIC = valor bruto da compensação em razão de ultrapassagem correspondente ao indicador DMIC no ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em moeda corrente;

DIC_v = valor apurado do DIC do ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em horas e centésimos de hora;

DIC_p = valor limite do DIC do ponto de conexão, estabelecido no período considerado, expresso em horas e centésimos de hora;

FIC_v = valor apurado do FIC do ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em número de interrupções;

FIC_p = valor limite do FIC do ponto de conexão, estabelecido no período considerado, expresso em número de interrupções;

DMIC_v = valor apurado do DMIC do ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em horas e centésimos de hora;

DMIC_p = valor limite do DMIC do ponto de conexão, estabelecido no período considerado, expresso em horas e centésimos de hora;

EUSD_med = média aritmética do encargo de uso do sistema de distribuição associado ao ponto de conexão, verificado no período considerado, expresso em moeda corrente;

730 = número de horas médio mensal; e

kei = coeficiente de majoração, com valor de 27.

257. O valor líquido da compensação a ser paga em razão da ultrapassagem de um determinado indicador trimestral ou anual, para o ponto de conexão entre distribuidoras, equivale à diferença positiva entre o valor bruto calculado no trimestre ou ano e a soma das compensações mensais já ressarcidas à distribuidora acessante, referentes ao mesmo período e indicador.

258. O valor de compensação devido no caso das compensações mensais, para o ponto de conexão entre distribuidoras, corresponde ao maior valor bruto calculado dentre os indicadores individuais aplicáveis ao período de apuração.

259. O valor de compensação devido no caso das compensações trimestrais e anuais, para o ponto de conexão entre distribuidoras, corresponde ao maior valor líquido calculado dentre os indicadores individuais aplicáveis ao período de apuração.

260. O valor de compensação devido, associado à violação do limite do indicador de continuidade do ponto de conexão entre distribuidoras, é limitado a:

a) 5 vezes o valor do "EUSD_med" associado ao ponto de conexão, no caso de violação de limite mensal;

b) 8 vezes o valor do "EUSD_med" associado ao ponto de conexão, no caso de violação de limite trimestral; e

c) 20 vezes o valor do "EUSD_med" associado ao ponto de conexão, no caso de violação delimite anual.

Procedimentos para registro, armazenamento, publicação e envio de informações de apuração de Indicadores e compensações dos pontos de conexão acessados por distribuidoras em DIT ou em outras distribuidoras

261. Os processos relativos ao registro dos eventos, apuração dos indicadores e apuração das compensações devem ser realizados por meio de procedimentos auditáveis, contemplando desde a coleta dos dados de interrupção até o seu respectivo processamento quando da apuração dos indicadores e compensações.

262. Os dados de interrupção, dos indicadores de continuidade e de compensação devem ser mantidos pela distribuidora por um período mínimo de 10 anos.

263. Os acessados devem organizar e disponibilizar os dados das interrupções, em meio magnético ou digital, discriminando pelo menos o seguinte:

a) identificação da interrupção;

b) data (dia, mês e ano) e horário (hora, minuto e segundo) do início e do término da interrupção;

c) data (dia, mês e ano) e horário (hora, minuto e segundo) programados para o início e o término da Interrupção, quando couber;

d) pontos de conexão envolvidos;

e) fato gerador da interrupção, conforme Anexo 8.C;

f) agente responsável pelo pedido de desligamento, quando couber; e

g) observações gerais quanto ao restabelecimento.

264. Os acessados devem organizar e disponibilizar os indicadores de continuidade, em meio magnético ou digital, discriminando pelo menos o seguinte:

a) identificação do ponto de conexão, da tensão contratada e do usuário;

b) período de apuração;

c) valor apurado dos indicadores DIC, FIC e DMIC;

d) valor do "EUS_med" considerado no cálculo da compensação, para pontos de conexão entre distribuidoras;

e) valor do "RDIT" considerado no cálculo da compensação, para pontos de conexão em DIT; e

f) valor da compensação paga, quando couber.

265. Os indicadores de continuidade e os valores pagos ou calculados de compensação decorrentes da ultrapassagem dos limites nos pontos de conexão devem ser enviados à ANEEL conforme disposto no Módulo 6 do PRODIST.

Seção 8.3
Qualidade Comercial

Cumprimento dos prazos regulatórios

266. A distribuidora deve observar o cumprimento dos prazos de prestação dos serviços estabelecidos nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

267. O consumidor e demais usuários têm o direito de receber compensação financeira em sua fatura de energia no caso de a distribuidora violar os prazos previstos no Anexo IV das Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

268. A distribuidora deve enviar mensalmente à ANEEL, até o último dia útil do mês subsequente ao mês de apuração, o relatório da apuração do cumprimento dos prazos de prestação dos serviços e das suspensões indevidas, por município, conforme Instruções da ANEEL e apresentando, no mínimo, as seguintes informações:

a) numero de serviços realizados no período de apuração;

b) prazo médio do serviço;

c) número de serviços realizados acima dos prazos regulamentares; e

d) valores das compensações creditadas ao consumidor ou aos demais usuários, ainda que não tenham sido efetivamente faturados ou que tenha sido necessária a utilização de vários ciclos de faturamento, conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica." leia-se "c) número de serviços realizados acima dos prazos regulamentares;

d) valores das compensações creditadas ao consumidor ou aos demais usuários, ainda que não tenham sido efetivamente faturados ou que tenha sido necessária a utilização de vários ciclos de faturamento, conforme Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica;

e) quantidade de solicitações de serviços recebidos no período de apuração;

f) quantidade de serviços ainda não realizados;

g) quantidade de serviços ainda não realizados, com suspensão do prazo de execução;

h) quantidade de serviços ainda não realizados com descumprimento do prazo; e

i) prazo médio dos serviços ainda não realizados com descumprimento do prazo.

268.1. Para os prazos contados em dias úteis, caso o serviço tenha sido executado em fim de semana ou feriado, o prazo deve ser contabilizado como se a execução tivesse ocorrido no dia útil subsequente.

269. A distribuidora deve certificar o processo de coleta dos dados e apuração das informações do cumprimento dos prazos regulados e da suspensão indevida, de acordo com as normas da Organização Internacional para Normalização (lnternational Orcanization for Standardization) ISO 9000.

270. A apuração deve ser realizada por meio de procedimentos auditáveis e que considerem desde o nível de coleta de dados até sua transformação e armazenamento.

Qualidade do atendimento das demandas de primeiro nível

271. A distribuidora deve classificar as demandas recebidas em seu primeiro nível de atendimento de acordo com as tipologias estabelecidas em instruções da ANEEL.

272. A distribuidora deve apurar mensalmente, por município, e encaminhar à ANEEL até o último dia útil do mês subsequente ao de apuração, as seguintes informações de seu primeiro nível de atendimento, de acordo com a tipologia definida pela ANEEL:

a) quantidade de pedidos de informação recebidos;

b) quantidade de reclamações recebidas;

c) quantidade de reclamações procedentes;

d) quantidade de reclamações improcedentes;

e) prazo médio de solução das reclamações procedentes;

f) prazo médio de solução das reclamações improcedentes;

g) quantidade de pedidos de serviços recebidos;

h) quantidade de pedidos de cancelamento de serviços recebidos;

i) quantidade de pedidos de encerramento contratual recebidos;

j) quantidade de denúncias recebidas;

k) quantidade de elogios recebidos; e

1) quantidade de sugestões recebidas.

273. Para a apuração prevista no item 272, devem ser computadas as reclamações recebidas por todos os meios disponibilizados pela distribuidora, tais como central de teleatendimento, postos presenciais de atendimento, internet e correspondências.

Qualidade do atendimento demandas de ouvidoria

274. A distribuidora deve classificar as demandas recebidas em sua ouvidoria de acordo com as tipologias estabelecidas em instruções da ANEEL.

275. A distribuidora deve encaminhar à ANEEL, até o último dia útil do mês subsequente ao de apuração, conforme instruções, relatório mensal de sua ouvidoria contendo a quantidade de manifestações registradas e encerradas no mês, por município, excluídas as interações com a agência estadual conveniada ou com a ANEEL, segmentadas da seguinte forma:

a) quantidade de pedidos de informação recebidos por tipo;

b) quantidade de reclamações recebidas por tipo;

e) quantidade de reclamações procedentes por tipo;

d) quantidade de reclamações improcedentes por tipo;

e) prazo médio de solução das reclamações procedentes por tipo;

f) prazo médio de solução das reclamações improcedentes por tipo;

g) quantidade de denúncias recebidas por tipo;

h) quantidade de elogios recebidos; e

i) quantidade de sugestões recebidas.

Tratamento das reclamações e outras demandas

276. As reclamações recebidas pela distribuidora devem ser classificadas como procedentes ou improcedentes, e segmentadas de acordo com a tipologia definida em instruções da ANEEL, e serem computadas no relatório do mês do seu tratamento, independentemente do mês em que foi recebida.

277. Na avaliação da procedência ou improcedência da reclamação, a distribuidora deve considerar a legislação, o mérito e a fundamentação da reclamação, os direitos e deveres do consumidor e demais usuários, os contratos a que se sujeitam, a existência de nexo causal e a negligência ou a imprudência da distribuidora ou de seus contratados.

278. O prazo de solução de reclamação é o período compreendido entre o recebimento da reclamação e a sua solução pela distribuidora, sendo expresso em horas e centésimos de hora.

278.1. No caso de reclamação improcedente, para fins de contabilização, a data da solução é o dia em que é dada ciência ao consumidor.

279. No caso de reiteradas manifestações com mesmo objeto antes da solução pela distribuidora e, desde que no prazo regulamentar, apenas a primeira manifestação deve ser considerada para contabilização no relatório mensal.

280. A distribuidora deve implantar a Norma "ABNT NBR ISO 10.002 - SATISFAÇÃO DO CLIENTE - DIRETRIZES PARA O TRATAMENTO DE RECLAMAÇÕES NAS ORGANIZAÇÕES".

281. A distribuidora deve certificar o processo de tratamento de reclamações de acordo com as normas da Organização Internacional para Normalização (lnternational Organization for Standardization) ISO 9000.

282. A distribuidora deve apurar e encaminhar mensalmente a ANEEL, até o último dia útil do mês subsequente ao de apuração, a quantidade de demandas tratadas em cada canal disponibilizado ao consumidor e demais usuários do serviço público, conforme instruções da ANEEL.

283. A distribuidora deve apurar e encaminhar mensalmente à ANEEL, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração, para cada município, a quantidade de atendimentos realizados nos postos de atendimento presencial, o tempo médio de espera em fila e a quantidade de atendimentos realizados acima do tempo estabelecido, conforme instruções da ANEEL.

Indicadores de reclamação

284. Os indicadores anuais de reclamação são calculados a partir das informações apuradas pela distribuidora, conforme segue:

a) Duração Equivalente de Reclamação (DER), utilizando - se a seguinte fórmula:

b) Frequência Equivalente de Reclamação a cada 1.000 (mil) Unidades Consumidoras (FERI, utilizando - se a seguinte fórmula:

em que:

Reclamações Procedentes (i) = quantidade de reclamações procedentes do tipo "i" solucionadas pela distribuidora no período de apuração;

PMS (i) = Prazo Médio de Solução das reclamações procedentes do tipo "i" no período de apuração, expresso em horas e centésimos de horas;

i = Tipo de Reclamação, conforme "n" tipos possíveis da tipologia estabelecida nas instruções da ANEEL;

Ncons = Número de unidades consumidoras da distribuidora, no mês de dezembro do ano de apuração, coletado pelo Sistema de Acompanhamento de Informações de Mercado para Regulação Econômica - SAMP ou outro que vier a substituí-lo.

285. Na apuração dos indicadores de reclamação não são computadas:

a) reclamação de Interrupção do fornecimento de energia elétrica, conformidade dos níveis de tensão e ressarcimento de danos elétricos; e

b) reclamação na Ouvidoria da distribuidora, na agência estadual conveniada e na ANEEL.

286. Os limites anuais para o indicador FER e a metodologia para sua definição são estabelecidos em regulação da ANEEL, podendo ser redefinidos no ano da revisão tarifária da distribuidora.

287. Para as permissionárias, o indicador FER é utilizado para monitoramento de desempenho, não possuindo limites estabelecidos.

288. Em caso de ultrapassagem dos limites anuais estabelecidos para o indicador FER, a distribuidora pode ser submetida à fiscalização da ANEEL.

289. Os indicadores de reclamação devem ser apurados por meio de procedimentos auditáveis, que contemplem desde o registro da reclamação do consumidor até a transformação dos dados em indicadores.

290. A distribuidora deve solicitar à ANEEL a retificação de informações encaminhadas, acompanhada das devidas justificativas.

291. Metodologia de estabelecimento dos limites do indicador FER

291.1. A metodologia para o estabelecimento dos limites de FER, consiste em uma análise comparativa de desempenho entre as distribuidoras, levando - se em conta suas características e os dados históricos de reclamação encaminhados à ANEEL.

291.2. Para a comparação entre as distribuidoras, utiliza - se a média do histórico do indicador FER dos 4 anos civis anteriores ao ano da revisão, que servirá de base para a fixação das referências definidas no item 292.4.

291.3. Quando da aplicação da metodologia de estabelecimento dos limites, caso haja meses cujos dados de reclamações não tenham sido enviados pela distribuidora à ANEEL, estes serão estimados a partir da média dos valores mensais disponíveis dentro dos 4 anos civis anteriores.

291.4. Para aplicação da metodologia de estabelecimento dos limites de FER, as distribuidoras são agrupadas da seguinte forma:

a) Grupo 1: distribuidoras com mais de 400.000 unidades consumidoras;

b) Grupo 2: distribuidoras com mais de 60.000 e até 400.000 unidades consumidoras; e

c) Grupo 3: distribuidoras com até 60.000 unidades consumidoras.

291.5. Na aplicação da metodologia comparativa para estabelecimento dos limites, são excluídas da análise as distribuidoras cujos valores de média do FER sejam considerados extremos (outliers).

291.6. São considerados extremos, para cada grupo de distribuidoras, os valores médios de FER que superem os limites inferiores ou superiores obtidos pela aplicação das equações a seguir:

em que:

Q1 = Primeiro Quartil (percentil 25%); e

Q3 =Terceiro Quartil (percentil75%).

291.7. A metodologia de estabelecimento dos limites anuais de FER compreende os seguintes estágios:

a) fixação das referências mínimas e máximas por grupo;

b) fixação das referências por distribuidora; e

c) estabelecimento dos limites.

292. Fixação das referências mínimas e máximas do indicador FER por grupo

292.1. Na fixação das referências, por grupo, são desconsideradas as distribuidoras que possuem valores considerados extremos.

292.2. A fixação de referências é feita observando o agrupamento de distribuidoras definido no item 291.4.

292.3. O estabelecimento dos valores de referência máximos do Grupo deve ser feito até o quinto ano civil subsequente ao da revisão do limite.

292.4. Os valores de referência máximos, para cada um dos Grupos, correspondem aos percentis definidos na Tabela 13, calculados a partir da média do histórico de FER do grupo, conforme definido no item 291.2.

Tabela 13 - Percentis de referência para estabelecer os valores mínimos permitidos para os limites de FER

292.5. Os valores de referência mínimos para cada um dos Grupos correspondem ao percentil 25 dos valores observados para a média do histórico de FER do Grupo.

293. Fixação das referências do indicador FER por distribuidora

293.1. Na fixação das referências do indicador FER são desconsideradas as distribuidoras que possuem valores considerados extremos.

293.2. O estabelecimento dos valores de referência por distribuidora deve ser feito até o quinto ano civil subsequente ao da revisão do limite.

293.3. Os valores de referência individuais por distribuidora são definidos a partir da média do histórico da distribuidora, de acordo com os seguintes critérios, reproduzidos na Tabela 14.

a) para o 12 ano subsequente à revisão, o valor da referência individual corresponde a 120% sobre o maior valor histórico da distribuidora;

b) para o 52 ano subsequente à revisão e demais anos posteriores, o valor da referência individual corresponde a 120% sobre o menor valor histórico da distribuidora; e

c) para o 22, 32 e 49 anos subsequentes à revisão, o valor da referência individual corresponde ao valor do ano anterior reduzido do montante de 25% sobre a diferença entre as referências do 1° e 5° anos.

Tabela 14 - Valores de referência a serem calculados a partir do histórico das distribuidoras

294. Metodologia de estabelecimento dos limites do indicador FER

294.1. Para cada ano civil subsequente ao ano da revisão, os limites de cada distribuidora são definidos considerando o menor valor entre as referências por grupo e as referências Individuais por distribuidora, fixados respectivamente na Tabela 13 e na Tabela 14.

294.2. A distribuidora com valores históricos de FER considerados extremos deve ter seus limites estabelecidos de acordo com os valores de referência por grupo, de acordo com a Tabela 13.

294.3. Para cada ano civil subsequente ao ano da revisão, os limites de cada distribuidora não podem superar o valor do limite já estabelecido para o ano da revisão.

294.4. Para cada ano civil subsequente ao ano da revisão, os limites de cada distribuidora não podem ser inferiores ao valor de referência mínimo do seu grupo.

Indicadores de atendimento telefônico

295. A qualidade do atendimento telefônico da distribuidora que implantar a central de teleatendimento - CTA é mensurada pelos seguintes indicadores, calculados com periodicidade diária, mensal e anual:

a) indicador de Nível de Serviço - INS: razão entre o total de chamadas atendidas em tempo menor ou igual a 30 segundos, e a diferença entre o total de chamadas recebidas e o total de chamadas abandonadas em tempo menor ou igual a 30 segundos, em termos percentuais:

b) Indicador de Abandono - IAb: razão entre o total de chamadas abandonadas em tempo maior que 30 segundos e a diferença entre o total de chamadas recebidas e o total de chamadas abandonadas em tempo menor ou igual a 30 segundos, em termos percentuais:

c) Indicador de Chamadas Ocupadas - ICO: razão entre o total de chamadas ocupadas e o total de chamadas oferecidas, em termos percentuais:

em que:

CA = chamada atendida;

CA ≥ 30s = chamada atendida em tempo menor ou Igual a 30 segundos;

CAb ≥ 30s = chamada abandonada em tempo menor ou igual a 30 segundos;

CAb > 30s = chamada abandonada em tempo maior que 30 segundos;

CO = chamada ocupada;

COf = chamada oferecida; e

CR = chamada recebida.

296. O indicador diário é determinado pela utilização dos registros observados nos períodos típicos entre 00h e 23h59min59s do dia em análise.

297. O indicador mensal é determinado pela utilização dos registros observados nos períodos típicos do mês em análise.

298. O Indicador anual é determinado pela utilização dos registros observados nos períodos típicos do ano em análise.

299. Caracteriza - se como período típico o Intervalo de 30 minutos que apresentar volume de chamadas recebidas menor que os limites estabelecidos para os períodos de cada dia da semana, utilizando - se os dados dos períodos e dias da semana correspondentes do ano anterior e calculados de acordo com a seguinte equação:

em que:

Limite = valor limite de chamadas recebidas no período para fins de sua classificação como típico;

Q1 = Primeiro Quartil (Percentil 25); e

Q3 = Terceiro Quartil (Percentil 75).

300. A distribuidora com mais de 60.000 unidades consumidoras deve observar os seguintes limites para os indicadores mensais de qualidade do atendimento telefônico:

a) Indicador de Nível de Serviço - INS deve ser maior ou igual a 85%;

b) Indicador de Abandono - IAb deve ser menor ou igual a 4%; e

c) Indicador de Chamadas Ocupadas - ICO deve ser menor ou igual a 2%.

301. A violação dos limites mensais de qualidade do atendimento telefônico estabelecidos sujeita a distribuidora às penalidades previstas na Resolução Normativa n° 846, de 11 de junho 2019, enquanto os indicadores anuais e diários destinam - se ao monitoramento da qualidade do atendimento telefônico.

302. A distribuidora que implantar a central de teleatendimento - CTA deve encaminha r mensalmente à ANEEL, até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração, o relatório contendo informações sobre as chamadas e funcionamento do atendimento telefônico, conforme instruções da ANEEL.

303. A distribuidora que implantar a central de teleatendimento - CTA deve certificar o processo de coleta e geração dos dados para apuração dos indicadores de qualidade do atendimento telefônico de acordo com as normas da Organização Internacional para Normalização (lnternational Organization for Standardization) ISO 9000.

Seção 8.4
Segurança do trabalho e Instalações

Diretrizes gerais

304. A distribuidora deve, observando as disposições sobre a prestação do serviço adequado, dispor de estrutura adequada para acompanhamento e mecanismos de atuação visando a melhoria continua da segurança do trabalho e das suas instalações.

305. A disposição do item 304 deve ser observada também na relação entre a distribuidora e as empresas terceirizadas, tanto para fins de acompanhamento quanto de atuação.

306. Para o alcance da diretriz de melhoria, a distribuidora deve utilizar - se de técnicas e metodologias adequadas buscando as melhores práticas e mais completas informações sobre os acidentes do trabalho e acidentes com terceiros, não se limitando s disposições desta seção 8.4.

307. A distribuidora deve enviar à ANEEL as informações e indicadores de segurança do trabalho e das suas instalações, conforme definido no Módulo 6 do PRODIST.

Diretrizes para apuração dos dedos

308. Todas as informações sobre os acidentes do trabalho e acidentes com terceiros devem ser apuradas por meio de procedimentos auditáveis, e mantidas, em meio digital, pelo prazo de 10 anos, com registros padronizados.

309. Os dados dos acidentes do trabalho e de acidentes com terceiros relacionados ao sistema de distribuição, devem ser coerentes com os das demais instituições oficiais com competência legal e/ou administrativa naquela área.

310. As informações coletadas pela distribuidora sobre os acidentes com terceiros devem registrar outras informações pertinentes ao acidente, tais como:

a) informações estatísticas dos acidentados;

b) impactos ou custos de substituição de materiais e equipamentos;

c) impactos ou custos de interrupção do serviço; e

d) outras informações relacionadas.

311. Na apuração e apresentação das informações requeridas deve-se observar as definições estabelecidas na Norma NBR 14280/99 - Cadastro de acidentes do trabalho, procedimento e classificação.

Informações e indicadores de segurança do trabalho e segurança de terceiros

312. A distribuidora deve realizar o acompanhamento da segurança do trabalho e da segurança de terceiros por meio da apuração de quantitativos e indicadores.

313. Para o acompanhamento da segurança do trabalho são apurados os seguintes quantitativos:

a) número de acidentes do trabalho de empregados próprios, o qual computa as ocorrências afetas ao exercício do trabalho, verificadas no mês de referência, com trabalhadores vinculados ao quadro funcional da distribuidora;

b) número de empregados próprios acidentados com lesão e com afastamento, o qual computa os empregados próprios com lesão pessoal que impede o acidentado de voltar ao trabalho no dia imediato ao do acidente ou de que resulte Incapacidade permanente;

c) número de empregados próprios acidentados com lesão e sem afastamento, o qual computa os empregados próprios com lesão pessoal que não impede o acidentado de voltar ao trabalho no dia imediato ao do acidente, desde que não haja incapacidade permanente;

d) número de acidentes do trabalho de terceirizados, o qual computa as ocorrências afetas ao exercício do trabalho, verificadas no mês de referência, com trabalhadores prestadores de serviços à empresa distribuidora e que não pertencem a seu quadro funcional;

e) número de terceirizados com lesão e com afastamento, o qual computa os terceirizados com lesão pessoal que impede o acidenta do de voltar ao trabalho no dia imediato ao do acidente ou de que resulte incapacidade permanente;

f) número de terceirizados com lesão e sem afastamento, o qual computa os terceirizados com lesão pessoal que não impede o acidentado de voltar ao trabalho no dia imediato ao do acidente, desde que não haja incapacidade permanente;

g) número de mortes de empregados próprios, o qual compreende o número de mortes decorrentes de acidentes do trabalho, no mês de referência, com trabalhadores vinculados ao quadro funcional da distribuidora; e

h) número de mortes de terceirizados, o qual compreende o número de mortes decorrentes de acidentes com trabalhadores prestadores de serviços à empresa distribuidora e que não pertencem a seu quadro funcional.

314. Para o acompanhamento da segurança do trabalho são apurados os seguintes indicadores:

a) taxa de gravidade, a qual indica o tempo computado por milhão de horas homem de exposição ao risco, em determinado período, calculada em função dos dias perdidos por todos os acidentados vítimas de incapacidade temporária total, mais os dias debitados relativos aos casos de morte ou incapacidade permanente, sendo expressa em números inteiros, em relação a um milhão de horas - homem de exposição ao risco e calculada de acordo com a seguinte equação;

em que:

tempo computado: tempo contado em dias perdidos, pelos acidentados, com incapacidade temporária total, mais os dias debitados pelos acidentados vítimas de morte ou de incapacidade permanente, total ou parcial;

dias perdidos: dias corridos de afastamento do trabalho em virtude de lesão pessoal, excetuados o dia do acidente e dia da volta ao trabalho; dias debitados: dias que se debitam, por incapacidade permanente ou morte, para o cálculo do tempo computado;

HHER: horas - homem de exposição ao risco de acidente, o qual representa o total de horas durante as quais os empregados ficam à disposição do empregador, em determinado período.

b) taxa de frequência de acidentes do trabalho, a qual Indica o número de acidentes por milhão de horas - homem de exposição ao risco, em determinado período, devendo ser expressa com aproximação de centésimos e calculada conforme a equação seguinte;

em que:

número de acidentes: somatório de todos os acidentes ocorridos no mês de referência, com lesão e sem lesão, com e sem afastamento.

e) taxa de frequência de acidentados com lesão e sem afastamento, a qual indica o número de acidentados com lesão sem afastamento por milhão de horas homem de exposição ao risco, em determinado período, devendo ser calculada de acordo à equação seguinte, considerando somente os acidentes com lesão em que não foram registrados afastamentos decorrentes desse acidente; e

d) taxa de frequência de acidentados com lesão e com afastamento, a qual indica o número de acidentados com lesão com afastamento por milhão de horas-homem de exposição ao risco, em determinado período, devendo ser calculado de acordo com a equação seguinte, considerando somente os acidentes com lesão em que foram registrados afastamentos decorrentes desse acidente.

315. Para o acompanhamento da segurança de terceiros são apurados os seguintes quantitativos:

a) número de acidentes com terceiros, o qual computa o total de ocorrências envolvendo as instalações da distribuidora, verificados no mês de referência e contabilizadas de acordo com a classificação da causa do acidente, em que a vitima não é seu empregado próprio ou terceirizado;

b) número de mortes de terceiros, o qual computa o total de mortes decorrentes de acidentes envolvendo as instalações da distribuidora, verificados no mês de referência e contabilizadas de acordo com a classificação da causa do acidente, em que a vitima não é seu empregado próprio ou terceirizado; e

c) abalroamento de poste e/ou demais Instalações, que consiste no choque de veículo de terceiros contra propriedades, instalações e equipamentos pertencentes à distribuidora.

316. Os acidentes e mortes com terceiros devem ser estratificados conforme as seguintes categorias:

a) construção e manutenção predial;

b) abalroamento de poste e/ou demais instalações;

c) ligações clandestinas;

d) furto de cabos e/ou outros equipamentos;

e) cabo energizado no solo ou falha de equipamentos;

f) pipa;

g) choque elétrico por contato;

h) poda de árvore;

i) antena de TV;

j) serviços de TV a cabo e telefonia;

k) operação de guindaste; e

l) outros.

Detalhamento das apurações

317. Na apuração das taxas de frequência e de gravidade, deve-se discriminar os tipos de acidente (típico e doença) e de funcionário (próprio ou terceirizado).

318. O número de acidentes com funcionários deve incluir no somatório:

a) número de mortes;

b) número de acidentados com lesão com afastamento; e

c) número de acidentados com lesão sem afastamento.

319. Na apuração dos quantitativos relacionados à segurança de terceiros devem ser computados quaisquer tipos de abalroamentos, independentemente de ter havido choque elétrico.

ANEXO 8.A DA RESOLUÇÃO NORMATIVA N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021
FAIXAS DE CLASSIFICAÇÃO DE TENSÕES DE REGIME PERMANENTE

PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST MÓDULO 8 - QUALIDADE DO FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA

Tabela 1 - Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou superior a 230 kV

Tabela 2 - Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou superior a 69 kV e inferior a 230 kV

Tabela 3 - Pontos de conexão em Tensão Nominal superior a 2,3 kV e inferior a 69 kV

Tabela 4 - Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 2,3 kV (220/127)

Tabela 5 - Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 2,3 kV (380/220)

Tabela 6 - Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 2,3 kV (254/127)

Tabela 7 - Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 2,3 kV (440/220)

Tabela 8 - Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 2,3 kV (208/120)

Tabela 9 - Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 2,3 kV (230/115)

Tabela 10 - Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou inferior a 2,3 kV (240/120)

Tabela 11 - Pontos de conexão em Tensão Nominal igual ou Inferior a 2,3 kV (220/110)

ANEXO 8.B DA RESOLUÇÃO NORMATIVA N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021
LIMITES DOS INDICADORES INDIVIDUAIS DE CONTINUIDADE

PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST MÓDULO 8 - QUALIDADE DO FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA

Tabela 1 - Limites para unidade consumidora ou central geradora com tensão contratada ≥ 69 kV

Tabela 2 - Limites para unidade consumidora ou central geradora situada em área urbana com tensão contratada > 2,3 kV e < 69 kV

Tabela 3 - Limites para unidade consumidora ou central geradora situada em área não urbana com tensão contratada > 2,3 kV e < 69 kV

Tabela 4 - Limites para unidade consumidora ou central geradora situada em área urbana com tensão contratadas 2,3 kV

Tabela 5 - Limites para unidade consumidora ou central geradora situada em área não urbana com tensão contratada ≤ 2,3 kV

ANEXO 8.C DA RESOLUÇÃO NORMATIVA N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021
FATOS GERADORES DE INTERRUPÇÕES DO FORNECIMENTO

PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST

MÓDULO 8 - QUALIDADE DO FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA

Tabela 1 - Lista de fatos geradores para classificação de interrupções do fornecimento de energia elétrica

ANEXO IX DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021
PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST

MÓDULO 9 - RESSARCIMENTO DE DANOS ELÉTRICOS

Seção 9.0
Introdução

Conteúdo

1. Além desta seção introdutória, este modulo está estruturado da seguinte forma:

a) Seção 9.1 - Da Solicitação e Análise: descreve como a solicitação deve ser analisada no intuito de concluir se o ressarcimento pleiteado é devido;

b) Seção 9.2 - Da Verificação: detalha os procedimentos para a verificação das instalações da unidade consumidora ou do equipamento objeto da solicitação;

c) Seção 9.3 - Da Resposta e Ressarcimento: detalha os procedimentos para envio da resposta ao consumidor e para o ressarcimento;

d) Seção 9.4 - Do Processo individualizado:estabelece a organização do processo individualizado.

Objetivo

2. Estabelecer os procedimentos a serem observados pela distribuidora na análise de processos de ressarcimento de danos elétricos.

Aplicabilidade

3. Os procedimentos definidos neste módulo devem ser observados pela distribuidora de energia elétrica e abrangem somente os consumidores do Grupo B.

4. Não estão abrangidos nestes procedimentos:

a) as solicitações por danos morais, lucros cessantes ou danos emergentes;

b) os casos objeto de decisão judicial transitada em julgado; e

c) as solicitações por danos elétricos efetuadas por consumidores do Grupo A.

5. As disposições deste Módulo são complementares à legislação e às Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

Critérios Gerais e responsabilidades

6. São responsabilidades da distribuidora:

a) disponibilizar meios para o recebimento de solicitações de ressarcimento de danos elétricos dos seus consumidores;

b) fazer análise imparcial das solicitações, sempre de acordo com as normas pertinentes;

c) prestar Informações aos consumidores acerca do direito de ser ressarcido por danos ocorridos em função dos serviços de energia elétrica;

d) solicitar ao consumidor, em tempo hábil, todas as informações necessárias à análise da solicitação de ressarcimento de danos elétricos;

e) emitir resposta por escrito ao consumidor e ressarci - lo pelos danos reclamados, exceto nos casos de indeferimento previstos neste Módulo;

f) organizar e manter um processo individualizado para cada solicitação de ressarcimento de danos elétricos; e

g) receber e analisar todas as solicitações de ressarcimento de danos elétricos, avaliando sua responsabilidade quanto ao dano reclamado, independentemente de dolo ou culpa.

7. Todo o processo de ressarcimento de danos deve ocorrer sem que o consumidor seja obrigado a se deslocar do município onde se localiza a unidade consumidora, exceto por sua própria opção.

Seção 9.1
Da Solicitação e Análise

8. A Solicitação é a manifestação da vontade do consumidor, ou de seu representante, em receber ressarcimento por danos elétricos, em um ou mais equipamentos, supostamente ocorridos em função da prestação do serviço da distribuidora. É o momento em que a distribuidora é cientificada dessa vontade pelo consumidor e em que se inicia a contagem de prazos.

9. Os canais de atendimento para recebimento da Solicitação a serem disponibilizados pela distribuidora, bem como os documentos e informações que podem ser exigidos do consumidor, estão dispostos nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

10. A Análise é etapa obrigatória em que se verifica a tempestividade da solicitação, a existência do dano reclamado, os excludentes de responsabilidade e o nexo de causalidade no intuito de verificar a obrigatoriedade do ressarcimento pela distribuidora. Nesta etapa, é facultado à distribuidora a realização da Verificação.

11. A conclusão da Análise deve indicar se a distribuidora deve ou não ressarcir o consumidor pelos danos elétricos reclamados.

12. Para cada equipamento objeto da Solicitação de ressarcimento de danos elétricos, a Análise deve indicar um dos seguintes pareceres: "deferido" ou "indeferido".

12.1. O parecer "deferido" vincula a distribuidora à obrigatoriedade de ressarcir o consumidor pelo dano elétrico do equipamento e deve ser emitido em todos os caso sem que não for possível emitir parecer "indeferido".

12.2. O parecer "indeferido" indica que a distribuidora fica isenta de ressarcir o dano reclamado no equipamento, podendo ser emitido se for comprovada, segundo os procedimentos dispostos neste Módulo 9, a ocorrência das situações previstas nos itens 13.1, 14, 21.1, 23, 30, 31.1, 33 e 40.1, além dos casos em que o consumidor registrar a desistência em receber o ressarcimento pelo dano reclama do.

Tempestividade

13. A distribuidora deve verificar a tempestividade da solicitação de ressarcimento de dano elétrico, ou seja, se a Solicitação foi realizada dentro do prazo regulamentar de 5 anos da data da suposta ocorrência do dano.

13.1. Caso a data de Solicitação ultrapasse o prazo citado no Item 13, a distribuidora pode indeferir a Solicitação de ressarcimento.

Excludentes de responsabilidade

14. Independentemente dos exames de tempestividade, de existência do dano ou nexo causal, a distribuidora pode indeferir o pedido de ressarcimento nos casos em que:

a) antes da Resposta, houver pendência de responsabilidade do consumidor por mais de 90 dias consecutivos e o consumidor tiver sido devidamente cientificado conforme regulamentação vigente; ou

b) a perturbação que tenha dado causa ao dano reclamado tiver ocorrido em função de Situação de Emergência ou de Calamidade Pública decretada por autoridade competente.

15. No caso previsto na alínea "b" do item 14, uma cópia do ato que estabelece a Situação de Emergência ou de Calamidade Pública deve ser encaminhada ao consumidor em anexo à Carta de Indeferimento.

Existência do dano reclamado

16. Durante a Análise, a distribuidora pode verificar se o equipamento objeto da sol citação apresenta, efetivamente, funcionamento inadequado.

17. A existência de dano elétrico no equipamento objeto da sol citação pode ser examinada na conclusão do Laudo de Oficina ou da Verificação, entre outros meios.

18. O Laudo de Oficina é o documento emitido por oficina que detalha o dano ocorrido no equipamento objeto da solicitação de ressarcimento e tem como intuito confirmar se o dano reclamado tem origem elétrica, podendo estar acompanhado do orçamento para o conserto do equipamento.

19. A distribuidora somente pode solicitar que o consumidor apresente o Laudo de Oficina, observando o prazo para Verificação estabelecido no item 37, após ter:

a) constatado perturbação na rede elétrica que possa ter afetado a unidade consumidora do reclamante;

b) verificado a tempestividade da solicitação; e

c) analisado se a perturbação que possa ter dado causa ao dano reclamado tiver ocorrido em função de Situação de Emergência ou de Calamidade Pública decretada por autoridade competente.

19.1. O prazo para Resposta fica suspenso por responsabilidade do consumidor até que o Laudo de Oficina seja apresentado.

20. Somente podem ser exigidos Laudos de Oficina de oficinas que estejam localizadas no município onde se localiza a unidade consumidora.

20.1. caso não exista oficina no município onde se localiza a unidade consumidora, a exigência de laudos fica condicionada ao oferecimento, pela distribuidora, sem qualquer ônus ao consumidor, do serviço de transporte dos equipamentos até a oficina mais próxima.

21. Caso a distribuidora solicite o Laudo de Oficina e este confirme que o dano tem origem elétrica, há obrigação de ressarcir o equipamento reclamado, exceto:

a) se o Laudo de Oficina também indicar uma das situações previstas nas alíneas "b" e "c" do item 23; ou

b) quando a distribuidora comprovar que houve fraude na emissão do Laudo de Oficina.

21.1. Caso ocorram as exceções listadas nas alíneas do item 21, a distribuidora pode indeferir a Solicitação de ressarcimento.

22. A distribuidora não pode se negar a receber Laudos de Oficina do consumidor, mesmo que não os tenha solicitado.

23. Não cabe ressarcimento nos casos em que o Laudo de Oficina indicar que:

a) o equipamento está em funcionamento;

b) o mau funcionamento não é decorrente de danos causados pelo fornecimento de energia elétrica; ou

c) a fonte retificadora de alimentação não esteja danificada, no caso de equipamentos eletrônicos.

24. Também não cabe ressarcimento se, durante a Verificação, desde que realizada no prazo estabelecido no item 37, o equipamento:

a) não for disponibilizado pelo consumidor; ou

b) estiver em funcionamento, sem ter sido consertado.

Nexo de causalidade

25. O exame de nexo causal consiste em averiguar se houve perturbação no sistema elétrico e se a perturbação registrada poderia ter causado o dano reclamado.

26. Considera - se que houve perturbação na rede elétrica que possa ter afetado a unidade consumidora do reclamante se, na data e hora aproximada da suposta ocorrência do dano, houver registro nos relatórios de:

a) atuação de quaisquer dispositivos de proteção à montante da unidade consumidora, inclusive religadores automáticos;

b) ocorrências na subestação de distribuição que pudessem ter afetado a unidade consumidora;

c) manobras emergenciais ou programadas, ainda que avisadas com antecedência;

d) qualquer evento no sistema de transmissão que possa ter afetado a unidade consumidora; e

e) eventos na rede que provocam alteração nas condições normais de fornecimento de energia elétrica, provocados por ação da natureza, agentes a serviço da distribuidora ou terceiros.

26.1. Desde que contenha todas as Informações previstas nas alíneas de "a" a "e", os registros podem ser apresentados em um único relatório.

27. Devem ser consideradas todas as alterações nas condições normais de funcionamento do sistema elétrico, ainda que transitórias, provocadas por terceiros ou preventivas.

28. se pelo menos um dos relatórios listados no item 26 indicar que houve perturbação que possa ter afetado a unidade consumidora do reclamante na data e hora aproximadas para ocorrência do dano, considera - se que efetivamente houve perturbação, devendo ser averiguada se a perturbação poderia ter causado o dano reclamado.

29. Todos os relatórios listados no item 26 devem constar no processo individualizado. Caso contrário, considera-se que efetivamente houve perturbação, devendo ser averiguada se a perturbação poderia ter causado o dano reclamado.

30. Comprovando - se que não houve perturbação na data e hora aproximada para o dano reclamado, a distribuidora pode indeferir a Solicitação de ressarcimento.

31. Havendo registro de perturbação, considera - se que a perturbação efetivamente causou o dano reclamado, exceto se:

a) o equipamento for puramente resistivo e o evento registrado for passível de causar apenas subtensão;

b) o dano ocorrer em componente eletrônico do equipamento, e a fonte de alimentação elétrica estiver em funcionamento, indicado pelo Laudo de Oficina ou por constatação de Verificação, desde que realizada dentro do prazo estabelecido no item 37;

c) for constatado na Verificação, desde que realizada dentro do prazo estabelecido no item 37 que dano reclamado foi causado por:

inadequação nas instalações elétricas da unidade consumidora, devendo - se comprovar que essa inadequação efetivamente causou o dano reclamado; uso incorreto do equipamento; ou uso de carga na unidade consumidora que provoca distúrbios ou danos ao sistema elétrico de distribuição.

31.1. Caso ocorram as exceções listadas nas alíneas do item 31, a distribuidora pode indeferir a Solicitação de ressarcimento.

32. O uso de transformador entre o equipamento e a rede secundária de distribuição não descaracteriza o nexo de causalidade nem configura uso incorreto do equipamento.

33. A distribuidora pode indeferir a Solicitação de ressarcimento se for constatado em Verificação, mesmo que esta tenha sido realizada fora do prazo estabelecido no item 37, que há na unidade consumidora do reclamante:

a) ligação clandestina que permita a utilização de energia elétrica sem que haja relação de consumo; ou

b) procedimentos irregulares no sistema de medição atribuíveis ao consumidor, conforme disposto nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, com potencial para causar o dano reclamado, sendo obrigatória a emissão de Termo de Ocorrência e Inspeção - TOI.

Seção 9.2
Da Verificação

34. A Verificação é um procedimento facultado à distribuidora, por melo do qual são inspecionadas as condições do equipamento objeto da solicitação e as instalações internas da unidade consumidora, visando subsidiar a fase de Análise, e que deve ser realizada antes da Resposta ao consumidor.

35. A não realização da Verificação pela distribuidora no prazo estabelecido no item 37 não atribui responsabilidade pelo dano reclamado.

36. Independentemente da realização da Verificação, a distribuidora pode solicitar ao consumidor a apresentação de Laudos de Oficina e orçamentos, sem que isso represente compromisso em ressarcir.

37. o prazo para a Verificação é de 10 dias após a data da Solicitação.

37.1. Se o equipamento objeto da solicitação de ressarcimento de dano elétrico for utilizado para o acondicionamento de alimentos perecíveis ou de medicamentos, o prazo para Verificação é de um dia útil.

38. A Verificação somente pode ser realizada se for previamente agendada com o consumidor, conforme disposições das Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

39. Caso nenhum representante da distribuidora compareça na data e período (matutino ou vespertino) previamente marcado para a Verificação:

a) o prazo para Resposta será aquele estabelecido no item 51.51;

b) a aplicação do item 40 fica impossibilitada; e

c) a Verificação não pode ser reagendada.

40. caso haja impedimento de acesso às instalações internas da unidade consumidora do reclamante ou ao equipamento objeto da solicitação, de forma injustificada, a distribuidora deve colher provas de que seu representante esteve no local na data e período (matutino ou vespertino) previamente agendado.

40.1. Na hipótese do Item 40.. a distribuidora pode indeferir a Solicitação de Ressarcimento.

41. O representante da distribuidora deve preencher um documento que contenha as constatações da Verificação, deixando uma cópia do na unidade consumidora.

42.. Ao término da Verificação, o consumidor deve ser informado que poderá realizar o conserto do equipamento - se for possível por sua conta e risco e sem que isso represente compromisso de ressarcimento por parte da distribuidora.

43. Uma vez feito preparo, se constatada a responsabilidade da distribuidora, o valor do Ressarcimento deve seguir o estabelecido no item 59.

44. O representante da distribuidora também deve informar ao consumidor que a Resposta da distribuidora será dada nos prazos definidos nos itens 50. e 50.1, salvo se houver pendência por parte do consumidor.

45. Outros dados e informações podem ser coletados pela distribuidora durante a Verificação.

Seção 9.3
Da Resposta e Ressarcimento

46. A Resposta é o ato formal por meio do qual a distribuidora comunica o resultado da solicitação de ressarcimento ao consumidor por escrito com base nos resultados da Análise.

47. A Resposta encerra a fase da Análise, e o seu conteúdo não pode contrariar o parecer da Análise ou ser retificada.

48. Por meio da Resposta, a distribuidora comunica o resultado da solicitação de ressarcimento ao consumidor.

49. A Resposta é a disponibilização pela distribuidora da Carta de Indeferimento ou da Carta de Deferimento pelo meio escolhido pelo consumidor quando da abertura da solicitação.

50. O prazo de Resposta para Solicitações de ressarcimento feitas em até 90 dias da data de provável ocorrência do dano elétrico é de 15 dias após a Verificação.

50.1. Para as solicitações feitas após 90 dias da data de provável ocorrência do dano elétrico.o prazo para Resposta é de 30 dias após a Verificação.

51. caso a Verificação não tenha sido realizada, ou tenha ocorrido fora do prazo previsto no item 37., os prazos para Resposta indicados nos itens 50 e 50.150.1 são contados a partir da data da Solicitação.

52. Considera - se a data da Resposta como a data de disponibilização da comunicação ao consumidor, registrada de forma auditável.

52.1. O atraso da Resposta, por si só, não atribui responsabilidade à distribuidora pelo dano reclamado, tampouco gera obrigação em ressarcir.

53. caso sejam requisitadas informações de responsabilidade do consumidor na Carta de Deferimento, o prazo para Ressarcimento, estabelecido no item 58, fica suspenso enquanto durar a pendência do consumidor, desde que seguidos os procedimentos de suspensão do prazo por pendência de responsabilidade do consumidor, conforme disposições das Regras de Prestação do serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

54. A critério da distribuidora, outras informações podem ser acrescentadas na Carta de Indeferimento ou na Carta de Deferimento.

55. Na Carta de Indeferimento a distribuidora deve utilizar, conforme o caso, somente um dos textos padrões abaixo listados para justificar o não pagamento do ressarcimento, para cada equipamento objeto da Solicitação:

a) "A solicitação de ressarcimento foi recebida fora do prazo de 5 anos após a ocorrência do dano.";

b) "Conforme (documento que deu ciência ao consumidor acerca da suspensão do prazo), foi requerida informação ao solicitante e a resposta não foi protocolada em 90 dias após o recebimento do mesmo por V.S.ª.";

c) "Foi encontrado registro de perturbação no sistema elétrico que afetou a unidade consumidora, mas essa perturbação se deu em função de Situação de Emergência ou Estado de Calamidade Pública.";

d) "Segundo o Laudo de Oficina, o defeito apresentado não tem origem elétrica ou o equipamento não apresentou defeito.";

e) "Durante Verificação realizada no dia __/__/__ foi constatado que o equipamento objeto da solicitação estava em funcionamento sem ter sido consertado.";

f) "Durante Verificação realizada no dia __/__/__ foi constatado que o equipamento objeto da solicitação não foi encontrado.";

g) "Não há registro de perturbação no sistema elétrico que possa ter afetado a unidade consumidora para a data e hora aproximadas informadas da ocorrência do dano.";

h) "Foi encontrado registro de perturbação no sistema elétrico que afetou a unidade consumidora, mas essa perturbação não poderia ter causado dano em equipamento resistivo.";

i) "Foi encontrado registro de perturbação no sistema elétrico que afetou a unidade consumidora, mas como a fonte de alimentação elétrica do equipamento está em perfeito estado de funcionamento, conclui·se que a ocorrência registrada não causou o dano reclamado.";

j) "Durante Verificação realizada no dia __/__/__ foi constatado que o dano reclamado foi causado pelo uso incorreto do equipamento.";

k) "Durante Verificação realizada no dia __/__/__ foi constatado que o dano reclamado foi causado por inadequação na instalação interna da unidade consumidora..";

1) "Durante Verificação realizada no dia __/__/__ foi constatado que o dano reclamado foi causado por uso de carga que provoca distúrbios e danos ao sistema elétrico de distribuição.";

m) "O dano reclamado ocorreu em função de realização de procedimento irregular ou por irregularidade no sistema de medição, conforme constatado em Verificação realizada no dia __/__/__ e no TOI n° ____.";

n) "Foi constatada a ocorrência de religação da unidade consumidora à revelia, na data do dano do equipamento reclamado.";

o) "Foi indeferido de acordo com a solicitação de desistência do processo de ressarcimento no dia __/__/__.";

p) "Conforme previamente agendado, o representante da distribuidora compareceu na unidade consumidora no dia __/__/__ durante o período (matutino ou vespertino), para realização da Verificação. Na oportunidade, o acesso às instalações internas da unidade consumidora ou ao equipamento objeto da solicitação foi impossibilitado."; ou

q) "A solicitação de ressarcimento se aplica somente aos consumidores do Grupo B, conforme o Módulo 9 do PRODIST".

56. O Ressarcimento é a reposição do equipamento elétrico danificado instalado em unidade consumidora, na mesma condição de funcionamento anterior à ocorrência constatada no sistema elétrico ou, alternativamente, indenização em valor monetário equivalente ao necessário para fazê-lo retomar à referida condição ou, ainda, substituição por equipamento equivalente.

57. O Ressarcimento deve restituir ao consumidor a condição de utilização dos equipamentos anterior à ocorrência do dano.

58. O prazo para o Ressarcimento é de 20 dias, contados a partir da Resposta ou do vencimento do prazo para essa Resposta, o que ocorrer primeiro.

58.1. O prazo para Ressarcimento fie.a suspenso caso sejam requisitadas informações de responsabilidade do consumidor na Carta de Deferimento enquanto durar a pendência do consumidor, desde que seguidos os procedimentos de suspensão do prazo por pendência de responsabilidade do consumidor, conforme disposições das Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

58.2. Para efeito desse prazo, quando do pagamento em moeda corrente, o Ressarcimento ocorre na data em que a distribuidora disponibiliza o pagamento ao consumidor.

59. O Ressarcimento pode ser realizado mediante uma das seguintes formas, escolhida pela distribuidora:

a) conserto do equipamento danificado;

b) substituição do equipamento danificado por outro equivalente;

c) pagamento em moeda corrente em valor equivalente a um equipamento novo; ou

d) pagamento em moeda corrente em valor equivalente ao conserto.

59.1. O pagamento em moeda corrente pode ser feito, a critério do consumidor, por meio de crédito em conta corrente indicada pelo usuário, cheque nominal, ordem de pagamento ou crédito na próxima fatura.

60. sempre que houver atraso no Ressarcimento pago em moeda corrente, deve haver atualização monetária do valor conforme disposto nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica.

60.1. Essa atualização não exclui eventuais sanções administrativas à distribuidora por perda do prazo para Resposta.

Seção 9.4
Do Processo individualizado

61. O processo individualizado consiste na reunião de todos os documentos gerados e utilizados para a análise de uma solicitação de ressarcimento de danos elétricos, incluindo, nos casos de deferimento, a comprovação do pagamento da indenização.

62. O processo individualizado tem o objetivo de organizar as informações e documentos gerados na análise da solicitação de ressarcimento de danos elétricos.

63. A distribuidora é responsável pela abertura, instrução, manutenção e guarda dos processos específicos.

64. Para cada solicitação de ressarcimento de dano elétrico deve haver um processo individualiza do correspondente, com numeração única que permita sua identificação.

65. Os processos individualizados devem ser mantidos, em meio eletrônico ou impressos, de forma organizada e auditável, pelo período mínimo de 10 anos contados da data de solicitação de ressarcimento.

66. Todos os documentos constantes da Etapa de Análise devem constar no processo individualizado, exceto se, antes da Resposta, o solicitante registrar a desistência em receber o ressarcimento pelo dano reclamado.

67. Os documentos que compõem o processo individualizado podem ser originais, cópias ou imagens.

67.1. A inexistência de documento original, cópia ou imagem no processo individualizado impede a comprovação de informações pela distribuidora, de modo que adotar-se-á como verdadeira a informação mais benéfica ao consumidor para efeitos de fiscalização ou reanálise do mérito da solicitação de ressarcimento, sem prejuízo das sanções administrativas cabíveis.

68. O processo individualizado deve ser organizado conforme a cronologia dos acontecimentos.

69. São obrigatórios em cada processo individualizado:

a) o numero do processo, identificação e município da unidade consumidora e a data da Solicitação;

b) os dados requeridos do consumidor no recebimento da Solicitação e informações adicionais prestadas pelo solicitante;

c) relatório de perturbações que possam ter afetado a unidade consumidora, conforme o item 26;

d) comunicação de agendamento da verificação, com registro, quando a distribuidora optar por realizar a verificação;

e) comprovação de que um representante da distribuidora esteve na unidade consumidora na data e período previamente agendado para a verificação;

f) relatório da verificação, quando esta tiver sido realizada;

g) TOI, quando for ocaso;

h) documentos que demonstrem a comunicação ao consumidor sobre a suspensão do prazo, quando for o caso;

i) parecer da Análise, individual para cada equipamento;

j) cópia da Carta de Deferimento ou da Carta de Indeferimento disponibilizada ao consumidor;

k) comprovação de Ressarcimento, quando for o caso;

l) comunicação de solicitação de Laudos de Oficina e orçamentos ao consumidor, com registro, quando for o caso;

m) laudos de Oficina e orçamentos apresentados pelo consumidor, mesmo que não tenham sido solicitados pela distribuidora;

n) cópia do Decreto de Calamidade Pública ou do Decreto de Situação de Emergência emitido por autoridade competente, quando estes tiverem sido utilizados para indeferir a solicitação; e

o) registro de desistência do consumidor, quando for o caso.

ANEXO X DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021
PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST

MÓDULO 10 - Sistema de Informação Geográfica Regulatório

Seção 10.0
Introdução

Conteúdo

1. Além desta seção introdutória, o Módulo 10 do PRODIST está estruturado da seguinte forma:

a) Seção 10.1 - Base de Dados Geográfica da Distribuidora - BDGD: estabelece a estrutura e o conjunto de informações da base de dados; e

b) Seção 10.2 - Disposições operacionais e de uso: estabelece as disposições relativas às obrigações, aos prazos, às formas de envio, publicação e uso.

Objetivos

2. Estabelecer os conjuntos de informações da distribuidora, que compõem a BDGD e o Sistema de Informação Geográfica Regulatório - SlG - R.

3. Estabelecer o conteúdo dos conjuntos de informações, os prazos e a forma de envio à ANEEL.

4. Definir os requisitos mínimos para envio e validação ela Base de Dados Geográfica da Distribuidora - BDGD.

5. Definir as formas de uso e publicação das informações relativas ao Sistema de Informação Geográfica Regulatório - SIG - R.

Aplicabilidade

6. O conteúdo das informações e as determinações constantes deste Módulo aplicam - se às distribuidoras de energia elétrica.

Visão geral

7. O Sistema de Informação Geográfica Regulatório - SIG - R consiste no compêndio de sistemas e bases de dados reunidas pela ANEEL que, em conjunto, permitem a obtenção de diversas informações do sistema de distribuição e dos usuários.

8. Complementarmente, o Sistema de Informação Geográfica Regulatório - SIG - R também observa outras bases de dados, não estabelecidas nesse Módulo, e que permitem ampliar o escopo de análise das informações, tais como:

a) Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico - MCPSE;

b) Manual de Contabilidade do Setor Elétrico - MCSE;

e) Bases de dados do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE;

d) Classificação Nacional de Atividades Econômicas - CNAE; e

e) Bases de dados da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL.

9. A seguir apresenta - se um diagrama simplificado, no qual observa - se a composição do SIG - R.

10. O modelo geográfico estabelecido para a BOGD é uma simplificação do sistema elétrico real, para um período estabelecido, visando refletir tanto a situação dos ativos, quanto das informações técnicas e comerciais de interesse.

10.1. o modelo geográfico da BDGD deve conter o seguinte:

ai o traçado geométrico dos segmentos de rede de alta, média e baixa tensão localizado entre cada uma das estruturas de suporte da rede;

b) a localização geográfica das estruturas de suporte;

e) a localização geográfica dos usuários e equipamentos; e

d) a delimitação das subestações e demais áreas de interesse.

11. A BDGD visa descrever informações que estejam relacionadas:

a) aos dados técnicos do:sis.tema de distribuição;

b) às informações comerciais; e

c) aos dados físico - contábeis da base de ativos.

12. A identificação individual dos elementos dos conjuntos de informações da BDGD deve ser mantida no decorrer do tempo de modo a permitir a avaliação incremental de bases sucessivas.

13. A BDGD não exige alteração dos modelos de dados usados nos sistemas de informação geográfica estabelecidos pela distribuidora e busca não interferir nos usos destas Informações em seus processos.

14. A distribuidora deve observar todas as demais disposições regulamentares ou normativas expedidas por outros órgãos competentes no que tange a sistemas e informações de natureza geográfica.

15. Os dispositivos operacionais relativos à estrutura e organização das informações (modelagem de dados) e aos sistemas e processos de validação e envio são definidos no Manual de Instruções da BDGD.

Seção 10.1
Base de Dados Geográfica da Distribuidora

Estrutura

16. A BDGD compreende os conjuntos de informações que são encaminhadas pela distribuidora obedecendo a estrutura e o conteúdo estabelecido.

17. O Dicionário de Dados ANEEL do SIG - R (DDA) estabelece a codificação das informações enviadas na BDGD e é detalhado no Manual de Instruções da BDGD.

18. A estrutura da BDGD está organizada em dois tipos de conjuntos de informações, definidos como Entidades Geográficas e Entidades Não Geográficas.

18.1. Entende - se como entidade, o modelo abstrato de dados estabelecido com objetivo de representar redes, estruturas, equipamentos, usuários, entre outras informações de interesse.

19. A seguir apresenta - se um diagrama simplificado, no qual observa - se a composição da BDGD.

20. As entidades são compostas por campos abertos, quando de livre preenchimento ou que seguem apenas uma regra de formação, ou fechados, quando observam algum tipo de codificação pré - estabelecida.

20.1. A lista exaustiva de entidades geográficas e não geográficas é definida no Manual de Instruções da BDGD.

20.2. O escopo de informações das entidades geográficas e não geográficas é limitado ao conteúdo das listas de conjuntos de informações descritas nas Tabelas 1 a 9.

21.Com relação aos campos fechados que constam nas entidades da BDGD, deve-se observar que:

a) os campos codificados devem seguir padrão de códigos do Dicionário de Dados ANEEL do SIG - R (DOA), definido no Manual de Instruções da BDGD;

b) os campos do tipo código externo devem observar a codificação padrão definida na base de dados externa referenciada no próprio item;

c) os campos do tipo vinculado devem observar a codificação do campo e entidade da BDGD referenciado no próprio item no campo relacionamento; e

d) os campos associados ao controle patrimonial devem observar a classificação contábil, conforme descrito no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCPSE), e a codificação padrão definida nas bases de dados de fiscalização econômico - financeira da ANEEL.

Conjuntos de Informações das Entidades geográficas

22. As entidades geográficas representam feições geográficas e estruturas de informação, às quais serão necessariamente representadas geograficamente, além de relacionarem - se com as demais entidades da BDGO.

23. Os conjuntos de informações do tipo entidade geográfica são apresentados nas Tabelas a seguir, sendo que cada conjunto de informações é detalhado através de um tipo genérico, um nome, sua representação geográfica e seus conteúdos associados.

Tabela 1 - Conjuntos de informações das entidades geográficas do tipo usuário

Tabela 2 - Conjuntos de informações das entidades geográficas do tipo Equipamento

Tabela 3 - Conjuntos de informações das entidades geográficas do tipo de rede

Tabela 4 - Conjuntos de informações das entidades geográficas do tipo Área de interesse

24. A representação da posição geográfica dos usuários deve ser informada na localização da Instalação ou no ponto de conexão entre a distribuidora e o usuário.

25. A posição geográfica de equipamentos e redes que estejam dentro de subestações pode ser informada no ponto central da subestação, caso contrário, deve respeitar a localização geográfica do equipamento ou rede.

26. Os limites da área de um conjunto de unidades consumidoras devem abranger a área de atuação oficial e eventuais áreas de atendimento precário da distribuidora.

27. Os pontos de iluminação pública que possuam medição devem ser declarados nas entidades de unidades consumidoras como um único consumidor no ponto de medição.

28. As redes das distribuidoras destinadas exclusivamente ao atendimento de iluminação pública não devem ser declaradas na BDGD.

29. Os usuários com perfil de carga e geração devem ser declarados na unidade consumidora informando-se o montante total de energia consumida da rede e na unidade geradora informando-se o montante total de energia injetada na rede.

30. Fica a critério das distribuidoras realizar o cadastro das instalações de uso exclusivo de gerador e das redes particulares de consumidores que não serão incorporadas.

31. As redes particulares passíveis de incorporação pelas distribuidoras deverão constar da BDGD.

Conjuntos de informações das Entidades não geográficas

32. As entidades não geográficas representam estruturas de informação que se relacionam com as demais entidades da BDGD, todavia não possuem representação geográfica definida.

33. Os conjuntos de informações do tipo entidade não geográfica são apresentados nas Tabelas a seguir, sendo que cada conjunto de informações é detalhado através de um tipo genérico, um nome e seus conteúdos associados.

Tabela 5 - Conjuntos de Informações das entidades não geográficas do tipo Usuário

Tabela 6 - Conjuntos de informações das entidades não geográficas do tipo Equipamento

Tabela 7 - Conjuntos de informações das entidades não geográficas do tipo Rede

Tabela 8 - Conjuntos de informações das entidades não geográficas do tipo Energia

Tabela 9 - Conjuntos de informações das entidades não geográficas do tipo Metadado

Seção 10.2
Disposições operacionais e de uso

Obrigações

34. Constitui obrigação da distribuidora, no fornecimento da BDGD, atender as seguintes disposições:

a) enviar todas as informações dos tipos entidade geográfica e não geográfica existentes em sua área de atuação no período de interesse;

b) observar as nomenclaturas de entidades e campos, as estruturas e modelos de dados, assim como os padrões estabelecidos para os conteúdos das informações; e

c) fornece informações completas e fiáveis à realidade, dentro dos prazos estabelecidos.

Atendimento a requisitos e obrigações

35. A inobservância do fornecimento da BDGD no prazo estabelecido caracteriza descumprimento na prestação de informações solicitadas pela ANEEL, estando a distribuidora sujeita a aplicação de sanções.

36. A validação e aceitação da BDGD enviada pela distribuidoras são concedidas somente após análise da conformidade das obrigações estabelecidas neste Anexo e no Manual de Instruções da BDGD.

37. A inobservância de qualquer obrigação impede a validação e aceitação da BDGD, caso em que é classificada como inválida.

38. A base classificada como inválida caracteriza descumprimento na prestação de informações, estando a distribuidora sujeita a aplicação de sanções.

Prazos

39. Os prazos relacionados ao fornecimento da BDGD se caracterizam pelas datas de referência e envio.

40. O envio da BDGD pela distribuidora se dá em duas modalidades distintas:

a) Ordinária; e

b) Extraordinária.

41. A modalidade ordinária consiste no envio periódico da BDGD pela distribuidora, com datas de referência e envio estabelecidas no PRODIST.

41.1. Na modalidade ordinária, a BDGD deve ser enviada à ANEEL com periodicidade anual.

41.2. Conforme definido no Módulo 6 do PRODIST, a BDGD deve ser enviada na modalidade ordinária, até 12 de março de cada ano, com dados referenciados em 31 de dezembro do ano anterior.

42. A modalidade extraordinária consiste no envio aperiódico da BDGD pela distribuidora, sob demanda da ANEEL, nas condições estabelecidas no PRODIST.

42.1. Na modalidade extraordinária, cabe a ANEEL estabelecer a data de referência dos dados constantes da BDGD.

42.2. Na modalidade extraordinária, a ANEEL encaminha solicitação de envio da BDGD com no mínimo 30 dias de antecedência em relação a data de referência.

42.3. A BDGD extraordinária pode ser solicitada por outros meios em situações excepcionais quando seu uso estiver previsto em outros regulamentos.

42.4. A distribuidora dispõe de até 60 dias, a contar da data de referência, para enviar os dados à ANEEL.

42.4.1. Pode ser indicado um prazo diferente de 60 dias, não inferior a 30 dias, de acordo com os prazos definidos para processos específicos em que a BDGD pode ser aplicada.

42.5.A seguir apresenta - se um diagrama simplificado, no qual observam - se os procedimentos de envio na modalidade extraordinária.

43. O envio dos dados conforme Seção 10.1 é obrigatório a partir do próximo envio ordinário com data de referência em 31/12/2021.

Especificação dos dados e forma de envio

44. Os arquivos de envio da BDGD devem seguir um padrão de dados aberto. Este padrão e a forma de envio são definidos no Manual de Instruções da BDGD.

45. Todos os dados cartográficos devem ser fornecidos no sistema de coordenadas geográficas - Latitude/Longitude em graus decimais - referenciado ao Datum Sirgas 2000.

46. A representação das entidades geográficas deve ser obtida com precisão compatível, no mínimo, com as cartas topográficas na escala 1:50.000 - PECA e, quando suas coordenadas forem calculadas com o emprego de GPS, devem apresentar precisão mínima de 25 metros de posicionamento planimétrico.

Publicação e formas da uso

47. As informações associadas ao SIG - R são públicas, respeitado o direito de privacidade dos usuários e observada a classificação quanto ao sigilo.

48. A publicação das informações associadas ao SIG - R ocorre apenas para os casos em que a BDGD esteja válida e aceita.

49. As. informações associadas ao SIG - R são usadas pela ANEEL para suporte às atividades de regulação e fiscalização.

ANEXO XI DA RESOLUÇÃO NORMATIVA ANEEL N° 956, DE 7 DE DEZEMBRO DE 2021
PROCEDIMENTOS DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA NO SISTEMA ELÉTRICO NACIONAL - PRODIST MÓDULO 11 - FATURA DE ENERGIA ELÉTRICA E INFORMAÇÕES SUPLEMENTARES

Seção 11.0
Introdução

Conteúdo

1. Além desta seção Introdutória, este módulo está estruturado da seguinte forma:

a) Seção 11.1 - Informações obrigatórias na fatura: relaciona as informações obrigatórias que devem constar em todas as faturas de energia elétrica dos usuários do sistema de distribuição. Define aspectos relevantes sobre a forma de apresentá-las quando se tratar especificamente de faturas de consumidores do Grupo B. Relaciona informações que devem ser obrigatoriamente apresentadas apenas em situações específicas;

b) Seção 11.2 - Informações suplementares:relaciona das informações suplementares que devem ser disponibilizadas aos usuários do sistema de distribuição por meio de outros canais que não sejam as faturas de energia elétrica;

c) Seção 11.3 - Exemplos de formas de apresentação: apresenta maneiras possíveis de atender aos requisitos referentes às informações obrigatórias nas faturas de energia elétrica do Grupo B;

d) Seção 11.4 - Fatura eletrônica: trata da fatura enviada ou disponibilizada aos usuários do sistema de distribuição por meio de canais eletrônicos; e

e) Seção 11.5 - Resumo de fatura: trata do resumo de fatura que pode ser enviado aos usuários do sistema de distribuição em substituição à fatura, quando esta opção for disponibilizada pela distribuidora.

Objetivos

2. Estabelecer os procedimentos que devem ser observados na emissão e na apresentação das faturas de energia elétrica, detalhando e exemplificando o estabelecido nas regras de prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica.

3. Definir as informações que devem constar nas faturas de energia elétrica e os aspectos relevantes sobre a forma de apresentação dessas informações.

4. Definir a disponibilização de informações suplementares relacionadas ao faturamento, a opção pela fatura eletrônica e a opção pelo resumo de fatura.

Aplicabilidade

5. Os procedimentos definidos nesse módulo devem ser observados por:

a) concessionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica; e

b) permissionárias do serviço público de distribuição de energia elétrica.

Seção 11.1
Informações obrigatórias na fatura

6. As informações obrigatórias que devem constar em todas as faturas são as relacionadas:

a) à identificação do usuário do sistema de distribuição;

b) à identificação da unidade consumidora ou ponto de acesso;

c) ao que é necessário para efetuar o pagamento;

d) às quantidades e valores relativos aos produtos e serviços prestados;

e) impostos e contribuições incidentes sobre o faturamento;

f) ao histórico de faturamento; e

g) aos interesses dos usuários do sistema de distribuição.

7. A fatura deve conter os dados necessários para a reprodução dos cálculos que resultaram no valor a ser pago, devendo, sempre que possível, ser auto contida.

8. A fatura também pode acumular a função de Nota Fiscal/Conta de Energia Elétrica, assumindo característica híbrida de documento fiscal e comercial.

8.1. A Nota Fiscal/Conta de Energia Elétrica é o documento fiscal previsto no Regulamento do ICMS a ser emitido por qualquer estabelecimento que promova saída de energia elétrica, seja para fornecimento ou para suprimento.

8.2. Quando a fatura assumir característica híbrida, outras informações, atém daquelas relacionadas nesta seção, poderão tornar - se obrigatórias para atender às exigências das Autoridades Fazendárias Federal, Estaduais e Municipais.

9. A discriminação das quantidades e valores de produtos e serviços deve ser efetuada em uma área ou quadro reservado aos "itens de fatura".

10. Preferencialmente, e desde que possibilitado pela Autoridade Fazendária Estadual, os respectivos impostos e contribuições incidentes sobre o faturamento devem ser apresentados como itens de fatura em separado, como exemplificado na Figura 1.

Figura 1 - Exemplo de como devem ser apresentados os respectivos impostos e contribuições incidentes sobre o faturamento

11. A distribuidora deve comunicar formalmente à ANEEL sempre que alterações nas normas impliquem em dificuldades expressivas para compatibilizar em um único documento as exigências regulatórias e fiscais, seja por razões técnicas, práticas ou econômicas.

Identificação do usuário do sistema de distribuição

12. A fatura de energia elétrica deve conter o nome do usuário do sistema de distribuição.

13. A inclusão do CNPJ ou CPF na fatura é opcional, podendo a distribuidora aplicar uma máscara neste campo.

13.l. Quando a fatura assumir característica híbrida, a aplicação de máscara no campo do CNPJ ou CPF depende de autorização da Autoridade Fazendária Estadual.

Identificação da unidade consumidora ou ponto de acesso

14. A fatura de energia elétrica deve conter as seguintes informações referentes à identificação da unidade consumidora ou ponto de acesso:

a) código único de identificação adotado pela distribuidora;

b) endereço da unidade consumidora ou ponto de acesso; e

c) identificação do(s) medidor(es).

14.l. Para a classe Poder Público, o usuário pode atribuir um nome a cada unidade consumidora, devendo a fatura conter este nome, caso solicitado pelo usuário.

14.2. No caso previsto no item 14.l a distribuidora possui liberdade para escolher o local de apresentação do nome da unidade consumidora, podendo concatenar essa Informação com outro campo da fatura.

15. Especificamente no caso de unidade consumidora, além das informações citadas no item 14, a fatura deve conter:

a) grupo e subgrupo de tensão;

b) classe e subclasse da unidade consumidora;

c) tipo de fornecimento (monofásico, bifásico ou trifásico); e

d) modalidade tarifária aplicada.

Informações para pagamento

16. A fatura de energia elétrica deve conter as seguintes informações referentes ao pagamento:

a) mês de referência do faturamento;

b) data de emissão da fatura;

c) data de vencimento da fatura;

d) valor total a pagar; e

e) código para pagamento e linha numérica digitável.

16.1. A disponibilização de códigos de pagamento de resposta rápida alternativos (QR Code ou outro), endereço digital ou Informação equivalente pode ser realizada de forma gratuita e, em caso de substituição do código usual, mediante prévio consentimento.

17. Quando o usuário optar por pagamento por meio de débito automático, deve constar mensagem que o pagamento será realizado por esse meio em substituição às informações descritas nas alíneas "e" do item 16 e no Item 16.1.

18. A fatura somente pode incluir a data de apresentação se houver certeza de quando ela será apresentada ao usuário.

19. As informações para pagamento, juntamente com a identificação do usuário, devem ser apresentadas em destaque na fatura.

Quantidades e valores relativos aos produtos e serviços

20. A fatura deve conter as seguintes informações referentes às quantidades e aos valores relativos aos produtos e serviços de energia elétrica:

a) as datas e registros das leituras anterior e atual dos medidores;

b) as grandezas medidas e suas respectivas unidades;

c) o número de dias referente ao período apurado para faturamento;

d) a data prevista para a próxima leitura; e

e) uma indicação quando não tiver sido realizada a leitura no período faturado.

21. Caso não tenha sido realizada a leitura, deve ser apresentada mensagem informando esse fato e como foi calculado o consumo considerado para faturamento.

22. Para cada serviço ou produto devem ser especificados a quantidade faturada e o valor unitário aplicável em moeda corrente.

22.1. No caso de serviços de energia elétrica, os valores unitários aplicáveis devem corresponder à(s) tarifa(s) aplicada(s) com base no publicado em ato da ANEEL ou no que consta em contrato, exceto se houver norma da Autoridade Fazendária Estadual em contrário.

22.2. Na Impossibilidade de cumprimento do Item 22.1, a distribuidora deve apresentar os valores das tarifas aplicáveis com base no publicado em ato da ANEEL ou no que consta em contrato em local alternativo na fatura.

23. Para os usuários faturados por meio da modalidade tarifária convencional monômia, a distribuidora deve, quando não vedado por normas fiscais, informar de forma aglutinada, em um único item de fatura, os componentes tarifários referentes à TUSD (tarifa de uso do sistema de distribuição) e à TE (tarifa de energia).

Impostos e contribuições

24. A fatura de energia elétrica deve conter as seguintes informações, separadamente, para cada tributo (imposto ou contribuição) com alíquota ad valorem que deva ser acrescentado aos valores unitários correspondentes à(s) tarifa(s) aplicada(s) com base no publicado em ato da ANEEL ou no que consta em contrato, como exemplificado na Figura 2:

a) base de incidência do tributo;

b) alíquota aplicada; e

c) valor do tributo.

Figura 2 - Exemplo de como devem ser apresentadas a base de incidência dos tributos, as alíquotas aplicadas e o valor dos tributos na fatura de energia elétrica

25. O valor do tributo com alíquota ad valorem resulta da aplicação da alíquota correspondente sobre a respectiva base de incidência.

26. Devem constar na fatura todos os tributos federais, estaduais, municipais ou do Distrito Federal cuja incidência influa sobre o faturamento ou que tenham arrecadação por meio da fatura.

27. No caso específico das alíquotas efetivas do PIS/Pasep e da Cofins:

a) as alíquotas aplicadas devem ser apresentadas com, no mínimo, duas casas decimais, procedendo ao arredondamento da última casa; e

b) o sistema de faturamento deve considerar nos cálculos o máximo possível de dígitos significativos, em observância ao disposto nas regras de prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica.

28. Deve ser observado o estabelecido pela legislação tributária quanto à forma de apresentação da alíquota aplicável, base de incidência e valor do tributo.

29. A distribuidora deve disponibilizar na área de acesso público do seu sitio na internet as diferentes alíquotas do ICMS aplicáveis a cada classe/subclasse e a situação específica por estado atendido na sua área de atuação, em especial quando as alíquotas variarem em função do consumo verificado.

30. No caso da Contribuição para Custeio do Serviço de Iluminação Pública - COSIP, quando cobrada na fatura, deve ser observado o estabelecido pela legislação tributária quanto à forma de apresentação da alíquota aplicável, base de incidência e valor do tributo.

30.1. O valor da COSIP deve ter a indicação "municipal"ou "distrital" ao final da descrição do respectivo item de fatura.

30.2. A distribuidora deve disponibilizar na área de acesso público do seu sítio na internet as regras para a cobrança da COSIP em cada município atendido.

Histórico de faturamento

31. Deve constar na fatura o histórico de faturamento de 13 meses (mês de competência da fatura e 12 meses anteriores) referente ao consumo de energia elétrica e demais grandezas faturadas.

32. O histórico de faturamento deve, preferencialmente, ser apresentado de forma gráfica, evidenciando a variação das grandezas faturadas ao longo do período.

Informações de Interesse dos usuários

33. A fatura de energia elétrica deve conter as seguintes informações de interesse dos usuários:

a) aviso de que informações sobre as regras de prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica, tarifas, produtos, serviços prestados e tributos se encontram à disposição dos usuários nos postos de atendimento da distribuidora e, quando houver, nos demais locais disponibilizados;

b) numero de telefone da central de teleatendimento, o número de telefone da ouvidoria, quando houver, e outros meios de acesso à distribuidora para solicitações ou reclamações, em destaque;

c) número de telefone da ouvidoria da agência estadual conveniada, quando houver;

d) número da ouvidoria da ANEEL; e

e) aviso sobre a disponibilidade de informações suplementares, na área reservada para o usuário no sitio da distribuidora na internet e outros meios de acesso à solicitação de informação.

34. As informações de contato com a distribuidora, com a agência estadual conveniada, quando houver, e com a ANEEL devem ser apresentadas na sequência indicada no item 33 e com destaque decrescente.

Informações obrigatórias em situações específicas

35. A fatura de energia elétrica deve, sempre que ocorrer a respectiva situação ou condição específica, conter em seus itens de fatura:

a) o valor adicional de bandeira tarifária, quando presente, que deve ser apresentado separadamente, conforme regulamentação específica;

b) os valores de multa por atraso de pagamento e outros acréscimos moratórios consolidados por tipo de acréscimo, independentemente do número de faturas pagas em atraso; e

c) o valor da parcela, o numero da parcela e o número total de parcelas, nos casos de parcelamento previstos em regulamento.

35.1.A distribuidora deve disponibilizar por outro melo as Informações referentes às multas por atraso e outros acréscimos moratórios individualizadas para cada uma das faturas pagas em atraso, quando solicitado pelo usuário.

35.2.A apresentação em separado do valor adicional de bandeira tarifária pode ser realiza da como:

a) um item de fatura adicional;

b) uma mensagem para o usuário; ou

c) um quadro adicional na fatura.

35.3. A seção 11.3 apresenta alguns exemplos de apresentação em separado do valor adicional de bandeira tarifária na fatura.

36. A fatura de energia elétrica deve, sempre que ocorrer a respectiva situação ou condição específica, conter:

a) código único de identificação do usuário atribuído pela distribuidora, sempre que esta utilizar um código próprio para identificação do usuário em seu cadastro;

b) constante(s) do(s) medidor(es), quando diferente(s) de um;

c) valor creditado por violação de limites de indicadores individuais de continuidade (DIC, FIC, DMIC e DICRI, valor creditado por violação de limites dos indicadores individuais de tensão em regime permanente (DRC e DRP) e o período de apuração em que foi apurada a violação, apresentados em item de fatura no grupo "Abatimentos e Devoluções'', com mensagem para o usuário indicando que informações sobre a apuração dos indicadores de continuidade e de tensão e limites aplicáveis podem ser obtidas no sítio da distribuidora na internet;

d) valor de compensação creditado por violação de prazos regulamentares ou de suspensão indevida e o período de apuração em que foi verificada a violação, apresentados em item de fatura no grupo "Abatimentos e Devoluções", com mensagem para o usuário indicando que Informações adicionais podem ser obtidas por meio dos canais específicos disponibilizados pela distribuidora;

e) relação de mês de referência ou data de vencimento e valor a pagar de cada fatura vencida e não paga, enquanto permanecer o inadimplemento, contendo, no mínimo, as seis faturas mais antigas;

f) mensagem informativa de faturamento realizado em base diferente da leitura mensal regular, especificando a situação verifica da;

g) mensagem para o usuário contendo o percentual do reajuste tarifário, o número da resolução que o homologou e a data (dia, mês e ano) de início de sua vigência, na primeira fatura em que incidirem os efeitos da revisão ou reajuste tarifário;

h) declaração de quitação anual de débitos, conforme previsto nas regras de prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica; e

i) quando se tratar de unidade consumidora classificada em alguma das subclasses Residencial Baixa Renda:

i) a tarifa aplicável a cada parcela do consumo de energia elétrica; e

ii) a mensagem prevista em lei, em destaque, no canto superior direito da fatura, que a Tarifa Social de Energia Elétrica foi criada pela Lei n° 10.438, de 26 de abril de 2002.

37. Sempre que a fatura incluir algum beneficio tarifário para o usuário custeado por meio de subvenção econômica, devem ser observadas as seguintes disposições:

a) as distribuidoras devem adotar modelos de fatura compatíveis com um dos modelos apresentados na Seção 11.3;

b) os benefícios tarifários concedidos aos usuários devem constar de forma explícita nas faturas de energia elétrica;

c) para a determinação do montante total do benefício tarifário a ser exibido na fatura, devem ser considerados:

d) os percentuais de desconto e as tarifas para aplicação dos descontos constantes da resolução homologatória do processo tarifário ou de ato equivalente da ANEEL; e

e) outras eventuais reduções no valor a ser pago pelo usuário custeadas por meio de subvenção econômica.

37.1. As distribuidoras somente podem adotar forma de apresentação dos itens de fatura distinta dos modelos apresentados na Seção 11.3 por determinação da Autoridade Fazendária Estadual.

37.2. No caso do item 37.1, as Informações obrigatórias da fatura devem constar na Nota Fiscal/Conta de Energia, ainda que fora da área reservada aos itens de nota fiscal.

Aspectos relacionados à forma de apresentação das informações

38. As distribuidoras possuem liberdade para organizar as informações obrigatórias nas faturas da forma que considerarem mais apropriada para atender às necessidades dos seus usuários, exceto quando houver regramento explicitamente estabelecido neste procedimento.

39. As faturas do Grupo B devem apresentar áreas ou quadros reservados na sua parte frontal para:

a) PRINCIPAIS Informações;

b) Itens de Fatura; e

c) Mensagens.

39.1. No quadro "Principais Informações", devem ser apresentadas as seguintes informações obrigatórias:

a) mês de referência do faturamento;

b) data de vencimento; e

c) valor total a paga r.

40. As distribuidoras podem adotar duas formas de apresentação dos itens de fatura:

a) Modelo "Tarifa. em que os valores unitários dos itens relacionados á energia elétrica não incluem os tributos e os valores correspondentes aos tributos são apresentados como itens de fatura adicionais; ou

b) Modelo "Preço", em que os valores unitários dos itens relacionados à energia elétrica incluem os tributos, resultando no preço unitário a ser pago.

41. A seção 11.3 apresenta exemplos do modelo "Tarifa" e do modelo "Preço".

42. Para o modelo "Tarifa", a discriminação de quantidades e valores de produtos e serviços, bem como dos respectivos Impostos e contribuições incidentes, deve ser efetuada no quadro "Itens de Fatura", separando - se os itens referentes ao serviço de fornecimento de energia elétrica dos demais serviços e produtos eventualmente cobrados por meio da mesma fatura.

43. Nas faturas do Grupo B, os itens de fatura devem ser agrupados na seguinte ordem:

a) Fornecimento:itens de fatura referentes ao serviço de energia elétrica;

b) Tributos: itens de fatura referentes aos tributos cobrados; e

c) Demais itens de fatura.

44. Dentre os possíveis demais itens de fatura incluem-se, quando aplicáveis:

a) outros tributos, produtos e serviços;

b) abatimentos e devoluções; e

c) itens financeiros.

45. A distribuidora deve disponibilizar nos seus postos de atendimento e na área pública de seu sitio na internet um glossário contendo as descrições dos significados de lodos os itens, siglas e abreviações utilizados em suas faturas.

46. No quadro "Mensagens", devem ser apresentadas as mensagens:

a) regulatórias específicas do ciclo de faturamento em questão, tais como mensagem alertando que o faturamento foi realizado em base diferente de leitura mensal ou informando o percentual de reajuste ou revisão tarifária;

b) oriundas de determinação legal ou judicial; e

c) Identificadas pela distribuidora como de interesse do usuário.

47. Mensagens recorrentes, tais como referentes à tarifa social de energia elétrica ou mensagem informando que o pagamento será por meio de débito automático, devem, sempre que possível, ser apresentadas em outros locais da fatura, permitindo clara visualização pelo usuário.

48. A distribuidora deve comunicar formalmente à ANEEL sobre eventuais situações particulares que gerem dificuldades para compatibilizar, por razões técnicas, práticas ou econômicas, as mensagens oriundas de determinações regulatórias, legais e judiciais.

Seção 11.2
Informações suplementares

Forma de disponibilização

49. As informações suplementares devem estar disponíveis a todos os usuários para serem acessadas no momento em que desejarem.

50. As informações suplementares devem ser disponibilizadas aos usuários por meio de área de acesso restrito no sitio da distribuidora na internet.

50.1. Adicionalmente ao sítio da distribuidora na internet, as Informações suplementares podem ser disponibilizada pela distribuidora em um aplicativo para celular, com os mesmos requisitos de acesso.

51. Para acessar sua área de acesso restrito às Informações suplementares por meio dos canais eletrônicos descritos no item 50, o usuário deve realizar o cadastramento prévio de uma senha ou alguma informação privada adicional que não conste da sua fatura de energia elétrica.

52. Quando sol citado pelo usuário, a distribuidora deve disponibilizar as informações suplementares por meio de relatório impresso.

52.1. Caso o usuário solicite novo relatório impresso no período compreendido entre o último disponibilizado sem custo pela distribuidora e o prazo de 12 meses, o documento deve ser disponibilizado ao custo da emissão de segunda via de fatura.

Informações suplementares obrigatórias

53.A distribuidora deve disponibilizar a todos os consumidores do Grupo B, para consulta, os valores cobrados, no mínimo, nas últimas 13 faturas, desmembrados em valor e em percentual que representam do total da fatura correspondente, referentes:

a) à energia;

b) ao serviço de distribuição;

c) ao serviço de transmissão;

d) aos encargos setoriais;

e) às perdas;

f) aos tributos cobrados sobre o faturamento; e

g) aos demais itens cobrados na fatura, quando aplicável.

54. Os valores correspondentes às alíneas de "a" a "f" do Item 53 devem seguir a forma de cálculo estabelecida nos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET.

55. facultado à distribuidora disponibilizar as informações citadas no item 53 também aos usuários do Grupo A, com as devidas adequações.

56. Caso ainda não exista o registro do histórico da composição do faturamento das últimas 13 faturas, deve ser apresentado o histórico disponível.

57. A distribuidora deve disponibilzar a todos os consumidores do Grupo B as seguintes informações sobre a apuração e os limites dos indicadores de continuidade, referentes, no mínimo, aos últimos 13 meses:

a) nome do conjunto ao qual pertencia a unidade consumidora no respectivo período de apuração;

b) limites mensais definidos para os indicadores de continuidade individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI);

c) valores mensais apurados para os indicadores de continuidade individuais (DIC, FIC, DMIC e DICRI);

d) valor mensal do Encargo de Uso do Sistema de Distribuição Fio B (EUSOB);

e) período de referência da apuração;

f) eventuais créditos relativos ao período de apuração a que o usuário tenha tido direito; e

g) período de competência da fatura em que os eventuais créditos foram compensados ou a data em que foram pagos.

58. Por opção da distribuidora, as informações citadas no item 57 também podem ser disponibilizadas aos usuários do Grupo A.

58.1. Para os usuários do subgrupo A1, deve ser informado o Encargo de Conexão ECCD(PB), em substituição ao disposto na alínea "d" do item 57.

59. A distribuidora deve disponibilizar a todos os usuários o histórico de medição e de faturamento de 13 meses (mês de competência da fatura e 12 meses anteriores) referente ao consumo de energia elétrica e demais grandezas faturadas.

60. O histórico de medição e de fraturamento deve, preferencialmente, ser apresentado de forma gráfica, evidenciando a variação da5 grandezas faturadas ao longo do período.

61. O histórico de consumo deve sinalizar a ocorrência de faturamento por média ou faturamento baseado no custo de disponibilidade, além de informar a media de consumo da unidade consumidora em cada ciclo de faturamento apresentado.

62. Para a unidade consumidora que agregue os pontos de iluminação Pública (PIP) faturados por estimativa e sem medição da distribuidora, deve ser disponibilizado mensalmente ao poder público municipal ou distrital relatório com o demonstrativo e a memória de cálculo do consumo faturado, contendo, no mínimo, as seguintes informações, por tipo de lâmpada:

a) potência unitária nominal da lâmpada (W);

b) potência unitária do reator (W);

c) potência unitária do relé fotoelétrico (W);

d) outras perdas unitárias consideradas nos demais equipamentos auxiliares (W);

e) quantidade de lâmpadas por tipo;

f) potência total (kW);

g) número de dias de faturamento;

h) número de horas diárias consideradas no faturamento; e

i) consumo estimado (kWh).

63. A distribuidora deve, quando cabível, totalizar as informações no relatório de que trata o item 62, permitindo a conferência com os valores apresentados na fatura.

64. Para os pontos de iluminação pública com consumo estimado a partir de informações provenientes de sistemas de gestão do poder público municipal ou distrital, a distribuidora deve, adicionalmente, disponibilizar as informações previstas em instruções da ANEEL.

65. A distribuidora deve disponibilizar a todos os usuários o histórico, no mínimo das últimas 13 faturas emitidas e as respectivas situações de pagamento, devendo constar a data de pagamento quando este já tiver ocorrido.

66. Alternativamente ao espelho das faturas emitidas, podem ser disponibilizadas todas as informações obrigatórias que constaram das respectiva faturas.

Seção 11.3
Formas de apresentação possíveis

Faturas sem benefício tarifário

67. Classe Residencial - Modelo "Tarifa":

Figura 3 - Exemplo de apresentação das informações obrigatórias nas faturas de usuários da classe residencial no modelo "Tarifa"

68. Classe Residencial - Modelo "Preço":

Figura 4 - Exemplo de apresentação das Informações obrigatórias nas faturas de usuários da classe residencial no modelo "Preço"

Faturas com benefício tarifário

69. Classe rural - Modelo "Tarifa":

Figura 5 - Exemplo de apresentação das informações obrigatórias nas faturas com benefício tarifário de usuários da classe rural no modelo "Tarifa"

70. Classe rural - Modelo "Preço":

Figura 6 - Exemplo de apresentação das informações obrigatórias nas faturas com benefício tarifário de usuários da classe rural no modelo "Preço"

71. Classe Residencial Subclasse Baixa Renda - Modelo "Tarifa":

Figura 7 - Exemplo de apresentação das informações obrigatórias nas faturas com benefício tarifário de usuários da subclasse baixa renda no modelo "Tarifa"

72. Classe Residencial Subclasse Baixa Renda - Modelo "Preço":

Figura 8 - Exemplo de apresentação das informações obrigatórias nas faturas com benefício tarifário de usuários da subclasse baixa renda no modelo "Preço"

73. Classe Residencial Subclasse Baixa Renda - Modelo "Preço", Estado de São Paulo:

Figura 9 - Exemplo de apresentação das informações obrigatórios nas faturas com benefício tarifário de usuários da subclasse baixa renda no modelo "Preço" para o Estado de São Paulo

74. Classe Residencial Subclasse Baixa Renda - Modelo "Preço" sem incidência de ICMS sobre a parcela subvencionada:

Figura 10 - Exemplo de apresentação das informações obrigatórias nas faturas com benefício tarifário de usuários da subclasse baixa renda no modelo "Preço" sem incidência de ICMS sobre a parcela subvencionada

Seção 11.4
Fatura eletrônica

Formas de apresentação da fatura eletrônica

75. A fatura eletrônica pode ser enviada ao usuário por meio de canais eletrônicos (e.g. E-mail) ou apenas disponibilizadas em local pré-definido (e.g.sítio da distribuidora na Internet) para serem acessadas no momento em que o usuário desejar.

76. A fatura eletrônica deve ser disponibilizada sempre em local de acesso restrito do usuário.

77. O usuário pode optar por ser informado acerca da disponibilidade da fatura por meio de comunicação eletrônica.

78. A fatura eletrônica deve possibilitar a notificação eletrônica, com monitoramento da entrega e da leitura pelo destinatário, e a rastreabilidade das mensagens enviadas.

79. A opção pela fatura eletrônica necessita de anuência prévia expressa do usuário.

79.1. A distribuidora pode, por iniciativa própria, fornecer acesso à fatura eletrônica por tempo determinado como forma de divulgar o serviço e suas vantagens junto aos usuários sem, contudo, interromper o envio da fatura impressa.

79.2. O envio da fatura eletrônica por opção do usuário implica na retirada da obrigação de envio da fatura Impressa pela distribuidora.

80. A distribuidora pode oferecer benefícios, temporários ou não, aos usuários que optarem pela fatura eletrônica, desde que aplique critérios isonômicos para a concessão dos benefícios, e os divulguem prévia e amplamente.

81. O usuário pode, a qualquer momento, retornar à opção pela fatura impressa, devendo essa opção ser efetivada no ciclo de faturamento subsequente à sua escolha.

Informações obrigatórias na fatura eletrônica

82. Todos os requisitos de informações obrigatórias e formas de apresentação aplicáveis à fatura Impressa também se aplicam à fatura eletrônica.

Seção 11.5
Resumo de fatura

83. Um resumo de fatura pode ser enviado aos usuários de energia elétrica em substituição à fatura, quando esta opção for disponibilizada pela distribuidora.

84. O envio do resumo de fatura não exime a distribuidora de continuar a gerar a fatura mensal, disponibilizá-la eletronicamente na área de acesso restrito do usuário e mantê-la em seus sistemas computacionais.

85. Quando a fatura assumir característica híbrida, a disponibilização o pela distribuidora da possibilidade de os usuários optarem pelo resumo de fatura está condicionada à aprovação prévia pelo Autoridade Fazendária Estadual de regime especial para o documento fiscal associado ao resumo de fatura.

86. O resumo de fatura deve ser enviado a todos os usuários que optarem por recebê-lo em substituição à fatura, observando os mesmos prazos regulatórios para a fatura.

87. A opção pelo resumo de fatura em substituição à fatura impressa necessita de anuência prévia expressa do usuário.

87.1. A distribuidora pode, por iniciativa própria, encaminhar o resumo de fatura por tempo determinado como forma de divulgar o serviço e suas vantagens junto aos usuários sem, contudo, interromper o envio da fatura impressa.

87.2. A distribuidora deve disponibilizar acesso à fatura eletrônica aos usuários que optarem pelo resumo da fatura.

88. A distribuidora pode oferecer benefícios, temporários ou não, aos usuários que optarem pelo recebimento de resumo de fatura, desde que aplique critérios Isonômicos para a concessão dos benefícios, e os divulguem prévia e amplamente.

89. O usuário pode, a qualquer momento, retornar à opção pelo recebimento da fatura, escolhendo se deseja que ela seja impressa ou eletrônica, devendo essa opção ser efetivada no ciclo de faturamento subsequente à sua escolha.

Informações obrigatórias no resumo da fatura

90. O resumo de fatura deve conter as seguintes informações:

a) nome do usuário do sistema de distribuição;

b) código único de identificação da unidade consumidora ou ponto de acesso;

c) endereço da unidade consumidora ou do ponto de acesso;

d) número ou identificador do documento correspondente à fatura ou Nota Fiscal/Conta de Energia Elétrica associada;

e) mês de referência do faturamento;

f) data de emissão da fatura ou Nota Fiscal/Conta de Energia Elétrica associada;

g) data de vencimento;

h) valor total a pagar; e

i) código para pagamento e linha numérica digitável.

90.1. A disponibilização de códigos de pagamento de resposta rápida alternativos (QR Code ou outro), endereço digital ou informação equivalente pode ser realizada de forma gratuita e, em caso de substituição do código usual, mediante prévio consentimento.

91. Caso a leitura não tenha sido realizada, deve ser apresentada mensagem Informando o fato e como foi calculado o consumo considerado para faturamento.