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AUDIÊNCIA PÚBLICA

ANEEL Nº 026/201

PERDAS TÉCNICAS 4CRTP

AP ANEEL N° 026/2014 – Contribuição AES BRASIL 1

Contribuição da AES Brasil à Audiência Pública ANEEL n� 026/2014


SUMÁRIO 1.� Introdução ............................................................................................................... 3�

2.� Parâmetros para Cálculo das Perdas Técnicas BT/MT ........................................... 3�

3.� Parâmetros para Cálculo das Perdas Técnicas – SDAT ......................................... 8�

4.� Software Open DSS .............................................................................................. 10�

5.� Particularidades das Redes da AES Eletropaulo................................................... 11�

5.1� Sistema Delta com Neutro - 230V/115V .............................................................. 11�

5.2� Rede Subterrânea - Reticulado ............................................................................. 12�

6.� Particularidade da Rede da AES Sul – Cargas Atípicas ....................................... 13�

7.� Conclusão.............................................................................................................. 14�


1. INTRODUÇÃO

A AES Brasil apresenta a seguir os seus comentários e sugestões às proposições quanto

à metodologia de cálculo das perdas técnicas para o 4º Ciclo de Revisões Tarifárias

Periódicas (4º CRTP), apresentadas na Nota Técnica n° 0057/2014-SRD/ANEEL, objeto

da Audiência Pública N° 026/2014 (AP 026/14).

Inicialmente, o grupo AES Brasil corrobora com a proposta da ANEEL em aprimorar a

metodologia de cálculo das perdas técnicas regulatórias utilizando o modelo

convencional de fluxo de carga. Este modelo, além de ser aplicado no ambiente

acadêmico é amplamente utilizado para fins de planejamento e gestão do carregamento

do sistema, tendo como característica a obtenção das perdas com significativa precisão.

Neste contexto, destaca-se inclusive que a proposta contida na referida Nota Técnica,

além de trazer transparência à atividade da ANEEL, está aderente com a regulação

aplicada na maioria dos países, cuja presunção seria que modelos simplificados, com

parâmetros gerais, só poderiam ser utilizados para definir uma ordem de grandeza, ainda

assim com grandes incertezas e larga margem de imprecisão nos resultados, o que os

torna inapropriados para a definição de valores que irão definir uma significativa parcela

das tarifas de energia elétrica.

Entretanto, se por um lado, a aplicação de um cálculo detalhado é adequada, por outro

lado, há uma série de considerações que devem ser observadas para que se obtenha

uma consistência no resultado, tais como, a especificação de modelos que reflitam a

configuração da rede e equipamentos, templates das informações necessárias para a

entrada de dados no software, qualidade das informações do banco de dados, premissas

normativas, entre outras considerações que serão apresentadas nos tópicos seguintes.

Com este intuito, o grupo AES Brasil avaliou as implicações para a proposta supracitada

de forma a aprimorá-la, sendo que o principal objetivo é que ao fim do processo, as

perdas regulatórias estejam aderentes às perdas reais do sistema de distribuição.

Ante todo exposto, os temas desta contribuição foram segregados da seguinte forma:

I. Cálculo das perdas técnicas nos sistemas de baixa e média tensão.

II. Cálculo das perdas técnicas no sistema de alta tensão.

III. Aplicação do software Open DSS.

IV. Particularidades das redes de distribuição da AES Brasil.

V. Conclusão dos temas abordados.

2. PARÂMETROS PARA CÁLCULO DAS PERDAS TÉCNICAS BT/MT

Ante as contribuições recebidas por meio da Consulta Pública n° 11/2013, a ANEEL

apresentou na referida Nota Técnica uma proposta de apuração das perdas através da

execução do fluxo de carga nas redes de distribuição de Média e Baixa Tensão (SDMT e


SDBT) e a para o sistema de Alta Tensão (SDAT) a proposta é que as perdas deveriam

ser obtidas pelo sistema de medição, sendo apuradas pela diferença entre a energia

injetada na fronteira do sistema da distribuidora com os agentes supridores e a energia

medida nas Subestações de Distribuição (SED).

Em relação à metodologia para definição das perdas nos sistemas SDMT e SDBT, a

ANEEL ainda apresentou vantagens adicionais ao se utilizar o fluxo de carga, tais como:

(i) a precisão dos resultados,(ii) a possibilidade de cálculo anual, (iii) as avaliações do

planejamento da expansão das distribuidoras com foco nos investimentos, (iV) o

acompanhamento dos níveis de tensão precários e críticos (DRP e DRC) em substituição

do procedimento de medição amostral realizado pelas distribuidoras.

Das vantagens elencadas, a AES Brasil corrobora com todos os argumentos

apresentados pela agência, entretanto, as seguintes ponderações são destacadas:

I. De fato, há uma precisão significativa nos cálculos pela metodologia de fluxo de

carga, uma vez que a convergência dos fluxos decorre se os resultados das

equações das potências nodais forem inferiores aos mismatches (ou resíduos) de

potência ativa e reativa. Entretanto, embora exista consistência no método,

ressalva-se que (i) a análise da qualidade da base de dados, (ii) a execução do

fluxo de carga e (iii) a validação dos resultados, são necessárias para

consolidação dos resultados, e demandarão esforços da ANEEL.

Desta forma, sugere-se que quando da realização da segunda audiência pública,

para aprimoramento das informações contidas no BDGD, um programa “validador”,

que verifique todos os parâmetros necessários para o cálculo das perdas técnicas,

seja disponibilizado para prévia análise das concessionárias, antes do envio das

informações definitivas à ANEEL.

II. O acompanhamento dos níveis de tensão em todas as unidades consumidoras

para identificação dos níveis precários e críticos (DRP e DRC) é adequado para

mapear as possíveis áreas críticas da rede, porém, o modelo não contará com a

variação da tensão proporcionada pelo regulador de tensão dos transformadores

nas subestações. Então, dificilmente será possível predizer os níveis de tensão

efetivos em uma instalação somente com a base de dados do alimentador.

Adicionalmente, vale destacar que o fluxo de carga representa o estado de

operação da rede em regime permanente, não capturando o comportamento

dinâmico do sinal elétrico. Portanto, sugere-se que a medição amostral continue

sendo aplicada e que não seja discutida nesta audiência pública, pois este tema

não é o foco principal deste trabalho.

Em continuidade, o grupo AES Brasil destaca a seguir, alguns pontos adicionais que

deveriam ser considerados em prol da adequação do modelo de fluxo de carga:


I. Para os barramentos que contemplam geração distribuída, sugere-se que as

barras sejam classificadas como PV, nas quais se conhece a potência ativa

gerada e a magnitude da tensão terminal, devendo-se calcular o ângulo da

tensão e a potência reativa gerada.

II. Para os barramentos que contemplam cogeradores, deve-se observar se a

predominância no sistema é caracterizada como carga (injeção de energia) ou

geração (exportação de energia). Quando a predominância for de carga, o

barramento deverá ser classificado como PQ, na qual se conhece as demandas

ativas e reativas consumidas e se calcula a magnitude de tensão e ângulo de

fase. Quando a predominância for de geração, a classificação das barras deverá

ser PV vide item anterior.

III. As curvas de carga a serem utilizadas para fins da execução do fluxo de carga

serão aquelas obtidas na campanha de medidas conforme dispõe o Módulo 2 do

PRODIST. Além da diferenciação dos três dias típicos (dia útil, sábado e

domingo), deveria haver também uma diferenciação sazonal ao longo do ano,

desde que a concessionária tenha feito à campanha de medidas em dois

períodos. Nos sistemas da AES Sul e AES Eletropaulo é notório perceber que a

curva de carga de uma instalação muda sensivelmente nos diversos meses do

ano.

IV. Os valores de resistência e reatância de sequência positiva, propostos para

composição da impedância dos condutores, não são adequados porque seu

cálculo é feito por meio de redes trifásicas equilibradas, não refletindo a realidade

das redes de distribuição em operação.

V. Para fins do cálculo das perdas na distribuição, a ANEEL propõe que a carga seja

representada pelo modelo ZIP com 50% de potência constante e 50% de

impedância constante para a parte ativa e como 100% de impedância constante

para a parte reativa. Sugere-se que o perfil de carga seja analisado

individualmente para cada alimentador, pois esta proposta, contida também no

manual do OpenDSS, foi fundamentada para ganho de eficiência iterativa na

convergência do fluxo de carga, não refletindo a realidade das cargas das

distribuidoras. Além do exposto, a modelagem de carga apresentada na proposta

da ANEEL implica em uma redução de perdas em relação às cargas de potência

constante.

VI. O item III.2.7 da Nota Técnica 057/2014 destaca que, no caso de haver mais de

uma tipologia de carga para um mesmo tipo de consumidor, será realizado um

sorteio considerando o percentual de tipologia verificada na campanha de

medidas. Sobre este procedimento, a AES Brasil ressalta que carece de mais

estudos, pois, será necessário garantir que os resultados das perdas não

apresentem grandes variações em relação aos possíveis cenários de


combinações das tipologias de cargas. Adicionalmente, sugere-se que este

sorteio seja flexibilizado mediante os casos em que a distribuidora especificou

qual é a tipologia de um determinado cliente ou região. Como exemplo,

destacam-se as tipologias de cargas dos consumidores irrigantes da AES Sul,

que apresentam um comportamento atípico.

VII. Na avaliação das perdas dos transformadores e medidores, o ideal seria calcular

as perdas técnicas também através do fluxo de carga, considerando a energia

passante em cada equipamento e respeitando a configuração real da rede e dos

componentes nela instalados. Desta forma, o grupo AES Brasil esclarece que é

contra a imposição de critérios que distorçam a real percepção dos resultados,

impondo limitadores, como por exemplo, a adoção de normas que não

representem a realidade dos equipamentos instalados na rede.

Alternativamente, se o cálculo proposto, que considera a energia passante, não

for aceito por esta instituição, no mínimo, deveria ser respeitado o tempo de

depreciação destes equipamentos, considerando como valores de perdas, os

dispositivos constantes da norma que estava em vigor quando da fabricação do

referido transformador e medidor. Isto se deve pelo grande número de ativos

elétricos que ainda estão em vida útil e foram fabricados em datas anteriores aos

atos normativos vigentes.

VIII. No Item III.2.6 da Nota Técnica 057/214 destaca que não há proposta de

mudança no procedimento de cálculo para os medidores, “sendo mantidos os

valores de perdas de potência de 1 W por circuito de tensão para medidores

eletromecânicos e 0,5 W para medidores eletrônicos, considerando-se apenas os

equipamentos instalados em unidades consumidoras do grupo B.”Sobre este

ponto, a AES Brasil sugere alternativamente que estes valores sejam revistos,

pois os dados de perda máxima para o circuito de potencial, estabelecidos na

Portaria Inmetro nº 285/2008, que definiu as condições mínimas de fabricação

dos medidores, são de (i) 2 W para medidores da classe 1 e (ii) 1,5 W para

medidores da classe 2.

IX. Para obtenção de resultados mais fidedignos, sugere-se que o cálculo de fluxo de

carga seja feito com base mensal em uma janela de 12 meses para considerar

adequadamente a sazonalidade da carga.

X. A energia irregular que transita pelo sistema de distribuição influencia também

nos resultados das perdas técnicas e, desta forma, a AES Brasil corrobora com

essa agência que será necessário efetuar a correção da energia irregular no

cálculo das perdas técnicas com o auxílio de código externo ao Open DSS.

XI. No parágrafo 60 da Nota Técnica 057/2014 destaca que “as bases de dados

serão avaliadas quanto à consistência, e a própria ANEEL realizará os ajustes


necessários para possibilitar a execução do programa de fluxo de carga, assim

como as considerações quando da impossibilidade de aproveitamento total ou

parcial dos dados. No extremo, quando da inviabilidade do aproveitamento dos

dados, as perdas serão definidas como o menor percentual em relação à energia

injetada calculado pela ANEEL anteriormente”. Sobre este procedimento, o grupo

AES Brasil solicita cautela, uma vez que se trata de um novo processo, com

grandes desafios a serem cumpridos por ambas as partes. Assim, no caso de

ocorrer problemas de inconsistências dos dados, sugere-se que as primeiras

distribuidoras que passarem por revisão, que possuem um tempo menor para se

adequarem às metodologias, sejam contempladas com um tratamento

diferenciado, a ser avaliado por essa agência.

XII. Foi identificado no manual do OpenDSS, que existe a possibilidade de modelar o

transformador MRT, entretanto, este tema não foi abordado nesta audiência

pública, e assim sugere-se que esta modelagem seja considerada quando da

segunda audiência pública.

XIII. O software OpenDSS está capacitado para rodar o fluxo de carga para redes

equilibradas e desequilibradas. Neste quesito, propõe-se que os cálculos sejam

feitos para redes desequilibradas, pois, refletem mais adequadamente a realidade

dos sistemas de distribuição.

Em observância ao item V apresentado, a AES Brasil fez uma simulação com o

OpenDSS, considerando o circuito fictício utilizado pela ANEEL (imagem abaixo) e a

tabela a seguir apresenta a diferença entre as perdas utilizando o modelo ZIP da

proposta e o cenário de potência constante. Adicionalmente, em atenção aos itens VII e

VIII apresentamos (ii) as variações entre as perdas no ferro e no cobre dos

transformadores considerando a NBR de 2011 e 1999 e (iii) a diferença entre as perdas

nos medidores considerados pela ANEEL com a Portaria Inmetro nº 285/2008.


Para finalizar este tópico, a AES Brasil destaca nesta contribuição sua preocupação em

relação às premissas de cálculo, entendendo que o correto seria a execução do fluxo de

carga, considerando a energia passante em toda rede MT/BT e nos componentes a ela

conectada e, caso este pedido seja negado, solicita-se, ao menos, a consideração de

normas vigentes quando da data de fabricação dos equipamentos.

3. PARÂMETROS PARA CÁLCULO DAS PERDAS TÉCNICAS – SDAT

Em relação à metodologia para definição das perdas no SDAT, a ANEEL sugere que os

dados de medição sejam encaminhados anualmente, com referência ao ano civil, e

discriminados mês a mês, ao invés de enviar os dados somente quando da revisão

tarifária periódica (RTP). Adicionalmente a ANEEL sugere, para definição das perdas dos

transformadores de potência, que as mesmas continuem sendo calculadas pelo

procedimento adotado no 3º CRTP.

Embora a premissa de definição das perdas no SDAT possa parecer simples, uma vez

que são obtidas por medição, vale destacar que o processo para se definir o percentual

de perdas na rede AT e nos transformadores de potência requer um nível de

complexidade, pois o referido cálculo foi estabelecido em função do fluxo de energia

passante no transformador, após fechamento do balanço de energia, que é dependente

do cálculo iterativo das perdas na baixa tensão.

Em caráter ilustrativo, a AES Eletropaulo realizou uma simulação das perdas técnicas

utilizando o modelo do 3º CRTP bem como o respectivo banco de dados da época cujas

perdas medidas na alta tensão foram de 840.747,30 MWh/ano.

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Observa-se na simulação, que os dados destacados em vermelho correspondem ao

SDAT e que, para todas as iterações, o total de perdas do segmento sempre será o valor

da medição informada pela concessionária. Entretanto, depreende-se da tabela

supracitada, que a parcela sujeita a perda nos transformadores de potência e a perda da

rede AT, varia em função das perdas na baixa e média tensão a cada processo iterativo.

Diante do exposto, o grupo AES Brasil, apresenta as seguintes proposições:

I. Para determinar a perda no transformador de potência, seria necessário refazer

todo o cálculo de perdas técnicas, para todos os segmentos da rede, conforme o

modelo do 3º CRTP, gerando uma carga de trabalho desnecessária. Desta forma,

ciente que o percentual calculado de perdas técnicas do transformador de

potência não impactará no percentual de perdas técnicas da empresa (pois a

perda do SDAT será obtida por medição) sugere-se que a ANEEL desconsidere

este cálculo. Alternativamente, poderia ser utilizado o fluxo de carga na alta

tensão.

II. Para o envio anual das medições, sugere-se um prazo adicional, pois, nas

empresas do grupo AES Brasil, há uma defasagem de quase dois meses do

fechamento do mês corrente da medição até a sua publicação. Isto se deve ao

tempo de análise e processo de correção das medições, caso seja observada

alguma inconsistência. Destacam-se como inconveniente, as constantes

recontabilizações nas medições de fronteira processadas pela CCEE, que além

de ocorrer com bastante frequência, podem retroagir a qualquer data de

contabilização financeira, o que provocaria constantes retificações nos dados

enviados.

III. Propõe-se que o cálculo de fluxo de carga seja estendido para o SDAT, em casos

excepcionais, como aqueles oriundos de falta ou problemas de medição, a ser

avaliado por essa agência.

IV. O uso fixo de 1.0 p.u para tensão no barramento de saída da subestação, deveria

ser flexibilizado, pois a operação dos equipamentos de distribuição obedece à

uma curva de tensão x carga determinada para cada subestação.

Flat Start % Iteração 1 % Iteração 2 % Iteração 3 %

Rede A2 840.747,30 1,72% 643.158,80 1,32% 642.031,25 1,31% 642.024,80 1,31%A2/A3a - 0,00% 794,08 0,00% 798,74 0,00% 798,77 0,00%A2/A4 - 0,00% 196.794,42 0,40% 197.917,31 0,41% 197.923,73 0,41%

Rede A3a 6.651,07 0,01% 6.584,90 0,01% 6.651,44 0,01% 6.651,82 0,01%Rede A4 662.710,32 1,36% 641.439,35 1,31% 662.834,73 1,36% 662.958,75 1,36%Rede BT 248.675,19 0,51% 245.617,06 0,50% 248.757,33 0,51% 248.705,33 0,51%

Regulador de Tensão - - - - Ramais 99.245,55 0,20% 99.245,55 0,20% 99.245,55 0,20% 99.245,55 0,20%

Medidores 69.785,18 0,14% 69.785,18 0,14% 69.785,18 0,14% 69.785,18 0,14%A3a/A4 2.583,04 0,01% 5.349,61 0,01% 5.349,07 0,01% 5.349,07 0,01%A3a/BT 392,76 0,00% 1.611,00 0,00% 1.386,34 0,00% 1.385,16 0,00%A4/BT 488.400,07 1,00% 670.925,18 1,37% 620.571,18 1,27% 620.262,08 1,27%

Total 2.617.637,45 0,00% 2.581.305,14 5,36% 2.555.328,13 5,28% 2.555.090,25 5,23%

Segmento

(

(% (


V. A Nota Técnica destaca que futuramente serão avaliados parâmetros regulatórios

com vistas a proporcionar um sinal de eficiência para estimular as empresas a

atuar no controle das perdas técnicas. Sobre este quesito, destaca-se que as

perdas técnicas são inerentes às atividades de distribuição, não devendo ser alvo

de parâmetros regulatórios com estimulo a eficiência.

Ainda assim, entende-se que este sinal de eficiência decorre indiretamente por

meio de duas condições regulatórias: (i) ao determinar a trajetória de “metas” de

perdas não técnicas, que são obtidas com a subtração da energia injetada no

sistema de distribuição e as perdas técnicas calculadas, fazendo com que a

distribuidora atue em programas para redução de perdas não técnicas, que

consequentemente, reduzem as perdas técnicas, ainda que em menor proporção,

quando do alívio de corrente aparente nos condutores e (ii) quando da atribuição

de limitadores de perdas técnicas, informados anteriormente em referência aos

transformadores e medidores, que não refletem a realidade do estado de

operação dos equipamentos da rede elétrica, reduzindo significativamente a

perda regulatória em relação à perda real.

Reitera-se sobre o item II, que este estímulo à eficiência está inadequado, pois,

diferente das perdas não técnicas, a distribuidora não tem incentivo tarifário para

substituir os equipamentos que estão em fim de vida útil. Tal medida implicaria

em elevadíssimos investimentos, resultando em ônus demasiado às tarifas dos

consumidores, ou investimentos caracterizados como “não prudentes” pela

ANEEL. Entende-se como coerente que este sinal de eficiência seja na verdade

um indicativo para estímulo de redução das perdas técnicas, e não como um

ônus ou meta a ser alcançada.

4. SOFTWARE OPEN DSS

A partir da Nota Técnica disponibilizada, a AES Brasil começou a estudar a metodologia

de cálculo do software Open DSS. Embora seja preliminar, o programa inicialmente

atende a finalidade de se executar o fluxo de carga com a correta modelagem da rede e

equipamentos bem como soluciona o calculo elétrico para redes de distribuição radiais e

em malha.

Adicionalmente, sugere-se que a ANEEL disponibilize um treinamento para os agentes

do setor elétrico, pois, se por um lado o programa é completo, por outro lado, o mesmo

pode implicar em certa complexidade para o usuário.

Esta dificuldade provavelmente será intensificada para acionamento do Open DSS por

meio de outros programas como MATLAB, Python, C # e R, e este procedimento, será

necessário em decorrência da contabilização das perdas não técnicas no cálculo das

perdas técnicas.


5. PARTICULARIDADES DAS REDES DA AES ELETROPAULO.

Inicialmente, cabe ressaltar que é louvável a ANEEL discutir o assunto em duas

audiências públicas sendo que, nesta primeira etapa, será abordada apenas a proposta

de aprimoramento do método de cálculo das perdas na distribuição e, só então, na

segunda etapa é que será discutida a metodologia.

Ainda assim, em caráter ilustrativo, o grupo AES Brasil apresenta algumas considerações

dos seus sistemas de distribuição que influenciam diretamente no resultado do cálculo

das perdas técnicas e que devem ser abordadas pela Agência, quando da definição dos

modelos.

5.1 SISTEMA DELTA COM NEUTRO - 230V/115V

Primeiramente, deve ser esclarecido que a AES Eletropaulo possui um sistema complexo

e diferente dos demais sistemas das distribuidoras do Brasil, em virtude de contemplar

com redes na configuração “delta”, que não foram devidamente reguladas pela ANEEL

nas suas resoluções, por ser uma exceção aos sistemas existentes e previstos nos

Decretos n.º 73.080, de 05 de novembro de 1973 e n.º 97.280, de 16 de dezembro de

1988, que regulamentaram os serviços de energia elétrica no Brasil.

Apresenta-se na tabela abaixo as configurações de rede aérea da concessionária:

As particularidades do sistema de distribuição de energia da AES Eletropaulo advêm do

fato de que esta concessionária opera sua rede com sistemas trifásicos do tipo � - Y com

os padrões de tensão de 127/220V (padrão de tensão regulamentado pelo Decreto

97.280/88), 120/208V (padrão de tensão norte americano e canadense utilizado na

maioria das redes subterrâneas) e o sistema ou Delta Aberto 115/230V (padrão de

tensão tipicamente europeu), constituído por dois transformadores monofásicos que

proporcionam a criação de um sistema trifásico.

A seguir são apresentados os tipos de sistema de distribuição em baixa tensão adotados

para obtenção de cada uma das tensões nominais informadas.

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Das configurações supracitadas, destacam-se os transformadores que possuem ligação

delta com neutro, cujas tensões no secundário são de 115V (fase e neutro) e 230V (fase

e fase), sendo que, este nível de tensão está presente em aproximadamente 62% de

todo o parque de transformadores.

Independente se a configuração for “Delta Fechado” ou “Delta aberto” uma das fases

(Fase A) faz a interligação através de 02 (dois) transformadores. Assim sendo, embora a

configuração do transformador seja monofásica, constitui-se um banco de

transformadores com três fases independentes, com defasagem de 120º. Nesta

configuração o secundário tem um tap central ligado a terra, fornecendo tensões

monofásicas que equivalem à metade das tensões de linha e supre potência trifásica das

cargas.

Adicionalmente, destaca-se que o sistema elétrico é ainda constituído em grande parte

por transformadores monofásicos, alimentando redes com 3 (três) e 4 (quatro) fios, em

tensão nominal de 230V/115V. Em tal configuração, os transformadores existentes não

possuem TAPs que permitam a adequação à tensão de 220V/127V.

5.2 REDE SUBTERRÂNEA - RETICULADO

A configuração do sistema de distribuição subterrâneo localizado na área central da AES

Eletropaulo contempla com transformadores cujas tensões no secundário são de 208V

(fase e fase) e 120V (fase e neutro). Este sistema reticulado foi implantado há quase 100

(cem) anos e possui características similares aos sistemas norte americanos, instalados

com redes secundárias em malhas, com subdivisões em mini-reticulados de baixa

tensão, com até quatro transformadores, conforme figura abaixo.


Estas redundâncias permitem manter o suprimento nos alimentadores primários durante

contingências, o que resulta em um sistema muito confiável. Entretanto, sua grande

extensão e complexidade dificultam a análise técnica da rede para fins planejamento e

operação. Desta forma, para análise específica de redes reticuladas a AES Eletropaulo

utiliza de ferramentas específicas.

Neste sentido, sugere-se que essa agência aceite o cálculo das distribuidoras, pois não

foi identificado no software OpenDSS, parâmetros para cálculo do fluxo de carga em

redes reticuladas subterrâneas.

Adicionalmente, pondera a AES Eletropaulo sobre o argumento do parágrafo 46 da Nota

Técnica, de que o segmento BT é estratificado em sete classes, incluindo o subterrâneo,

e caso a tipologia encaminhada pela distribuidora seja composta apenas por um

consumidor-tipo, esse consumidor-tipo será atribuído a todas as unidades consumidoras

que constituem a classe.

Em relação ao segmento subterrâneo, o mais correto seria, por exemplo, que um

consumidor residencial subterrâneo estivesse representado com a tipologia de um

consumidor residencial e não com a tipologia do sistema subterrâneo, o que provocaria

uma distorção significativa de sua real tipologia de carga.

6. PARTICULARIDADE DA REDE DA AES SUL – CARGAS ATÍPICAS

As regiões Central e Fronteira Oeste do Estado do Rio Grande do Sul têm a sua

economia baseada na agropecuária, sendo que uma das suas principais culturas é o

cultivo do arroz. Esta cultura necessita de intensa irrigação que é feita através de

sistemas de bombeamentos (levantes hidráulicos) que utilizam motores de alta potência

que devido à topologia entre as lavouras e a captação da água, este equipamentos ficam

localizados no extremo dos alimentadores.

Nestas regiões, é comum encontrar sistemas elétricos operando próximos à capacidade

nominal durante o período de irrigação (novembro a Abril), e operando abaixo de 10% no

restante do ano.


Ilustrativamente, a figura abaixo apresenta, em vermelho, a carga de um alimentador

irrigante com elevada corrente média ao longo de certo período do ano, e em verde,

como o modelo regulatório consideraria caso esta corrente fosse diluída no tempo.

Pelo fato da perda técnica ser proporcional ao quadrado da corrente elétrica, o cálculo

efetuado pela ANEEL reduziria sensivelmente as perdas da distribuidora ao diluir uma

corrente elevada que ocorre em apenas 5 meses (Im1) ao longo de 12 meses (Im2),

estimando-se assim uma corrente média anual.

É justamente por conta desta característica que a proposta de aprimoramento, para o

cálculo de fluxo de carga, constantes do item III (sazonalidade da carga), VI

(identificação de tipologias atípicas) e IX (fluxo de carga em janela de 12 meses) se faz

necessária.

7. CONCLUSÃO

A AES Brasil corrobora com a proposta da ANEEL em aprimorar a metodologia de

cálculo das perdas técnicas regulatórias utilizando o modelo convencional de fluxo de

carga, sendo que, as perdas resultantes da aplicação do modelo do 3º CRTP apontavam

valores distantes da realidade desta concessionária e, dessa forma, constituíam-se em

metas inalcançáveis, deixando de ser um incentivo à redução de perdas.

Entretanto, se por um lado foram apresentados os pontos positivos em relação ao cálculo

de fluxo de carga, por outro lado, uma série de considerações foi apontada nesta

contribuição para a execução adequada do método.

Considerando que este procedimento não se trata de uma tarefa simples, e que a revisão

tarifária da AES Eletropaulo será a segunda a ser concluída, propõe-se que a ANEEL se

antecipe para processar o fluxo de carga, uma vez que não há necessidade de casar a

data do processamento da revisão tarifária da distribuidora com o cálculo das perdas

técnicas. Neste sentido, sugere-se que a ANEEL realize uma pré-avaliação das

informações.


Caso contrário, se ainda assim esta agência necessitar de mais tempo para consolidação

dos modelos, a AES Brasil reitera sua proposta estabelecida na contribuição da CP

011/13 na qual cada empresa poderia processar o fluxo de carga em suas redes e a

ANEEL poderia validar os resultados por meio de um processo de auditoria.

A seguir, serão apresentados os principais de maior relevância desta contribuição:

• A AES Brasil concorda com a proposta da agência em processar o fluxo de

carga, entretanto, vários parâmetros devem ser calibrados para adequação dos

resultados.

• As perdas nos transformadores e medidores deveriam ser obtidas de acordo com

o fluxo de energia passante em cada equipamento, não devendo ser limitada às

normas que não condizem com o estado de operação real dos equipamentos.

• Alternativamente, caso a proposta supracitada não seja aceita, de se obter a

perda por meio do fluxo passante, no mínimo, deveria ser considerada a norma

que estava vigente quando da fabricação dos equipamentos.

Por fim, tendo em vista as argumentações apresentadas neste documento em tela, esta

concessionária solicita à ANEEL que sejam realizados o aperfeiçoamento do modelo,

objetivando identificar a real perda dos sistemas de distribuição das distribuidoras de

energia elétrica do Brasil.

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